Электрические сети

Uном кВ	Тип опор	Материал опор	Район по гололёду	Предельная токовая нагрузка на I цепь, А при сечении, мм2
				70	95	120	150	185	240	300	400
35	одноцепные	железобетон	I-II III-IV	- -	100 95	155 140	200 200	- -	- -	- -	- -
		сталь	I-II III-IV	70 -	125 115	135 125	200 200	- -	- -	- -	- -
	двухцепные	железобетон	I-II III-IV	80 65	115 90	170 165	180 180	- -	- -	- -	- -
		сталь	I-II III-IV	75 55	125 100	140 120	180 180	- -	- -	- -	- -
110	одноцепные	железобетон	I-II III-IV	55 -	- -	135 125	185 150	220 230	370 370	- -	- -
		сталь	I-II III-IV	55 -	115 85	- 110	185 165	215 200	370 370	- -	- -
	двухцепные	железобетон	I-II III-IV	65 55	105 80	150 150	190 170	215 210	340 340	- -	- -
		сталь	I-II III-IV	60 45	115 90	- 110	205 180	220 210	340 340	- -	- -
220	одноцепные	железобетон сталь	I-IV	-	-	-	-	-	280	385	480
	двухцепные	железобетон сталь	I-IV	-	-	-	-	-	305	375	460

 

По таблице 3 для двухцепной линии 110 кВ определяем, что _{ток Iнб=35А попадает в сечение 95 мм². Следовательно, для этой линии выбираем провод марки АС-95/16.}

Проверяем выбранный провод по техническим  ограничениям. В наиболее тяжелом  послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится, то есть достигнет величины 70 А. Допустимая же нагрузка для этой марки провода составляет 80 А, то есть выше.

Определяем некоторые параметры  этой линии и ее режима. Активное погонное сопротивление r₀=0,306 Ом/км берем из [5.табл.П.4], реактивное погонное сопротивление x₀=0,434 Ом/км определяем по [5.табл.П.4]. Тогда:

 Ом;

 Ом;

Потери мощности в линии:

 МВт;

Потери напряжения в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режиме:

 

^или

 

^{Отметим, что  потеря напряжения в  послеаварийном режиме меньше диапазона  регулирования напряжения устройств РПН  трансформаторов 110кВ [3.табл.6.48], составляющими ±9*1,78= ±16,02% .}

^{Выбор сечений  проводов и их проверка, а также определение некоторых параметров для других линий произведены аналогично. Результаты расчетов помещены в таблицу 4.}

^{Таблица 4-Выбранные  сечения провода  и некоторые параметры  линий}

Учас- ток	S, МВА	I, A	F, мм2	r0, Ом/км	R, Ом	х0, Ом/км	Х, Ом	DР, МВт	DU, %
РП-Тэц	35,11	92	185	0,162	0,57	0,412	1,44	0,058	0,29
РП-5	34,14	89	185	0,162	1,62	0,412	4,12	0,156	1,05
5-4	6,47	17	70	0,428	1,07	0,444	1,11	0,004	0,08
РП-6	19,94	52	120	0,249	1,49	0,427	2,56	0,049	0,39
6-3	34,14	24	70	0,428	0,86	0,444	0,89	0,006	0,09
РП-1	6,47	40	120	0,249	1,37	0,427	2,35	0,027	0,29
1-2	35,11	35	95	0,306	1,38	0,434	1,95	0,14	0,24

Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности:

DР_S=0,368 МВт.

Также суммированием определяем общую  потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей, в данном случае до потребителя 4:

DU_РП-4=1,05+0,08=1,13%;

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем режимы, которые  возникают после отказа одной  из цепей на том участке, где в  нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза, поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Таким образом, общая потеря напряжения в послеаварийном режиме составит:

в магистрале РП-4:

DU_А-4=2*1,05+0,08=2,18%.

Как в нормальном режиме, так и  в послеаварийных режимах общая потеря напряжения ниже, чем возможности устройств РПН.

Теперь выбираем трансформаторы и  схемы ОРУ на стороне ВН.

ПС1: Среди потребителей имеются потребители II категории (15%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформатора должна удовлетворять условиям:

S_ном1³ = МВА;

S_ном1³ = МВА.

Выбираем два трансформатора ТДН-6300/110.

ПС2: Среди потребителей имеются потребители I и II категории (30%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформатора должна удовлетворять условиям:

S_ном2³ = МВА;

S_ном2³ = МВА.

Выбираем два трансформатора ТДН-10000/110.

ПС3: Среди потребителей имеются потребители III категории. Предусматриваем для надежности установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформатора должна удовлетворять условию:

S_ном3³ = МВА;

Выбираем два трансформатора ТДН-6300/110.

ПС4: Среди потребителей имеются потребители I и II категории (35%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформатора должна удовлетворять условиям:

S_ном4³ = МВА;

S_ном4³ = МВА.

Выбираем два трансформатора ТДН-6300/110.

ПС5: Среди потребителей имеются потребители I и II категории (45%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформатора должна удовлетворять условиям:

S_ном5³ = МВА;

S_ном5³ = МВА.

Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110.

ПС6: Среди потребителей имеются потребители III категории. Предусматриваем для надежности установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять двум условию:

S_ном6³ = МВА;

Выбираем два трансформатора ТДН-6300/110.

 

3.2 Кольцевая сеть

 

Расчетная схема этого варианта представлена на рисунке 3.2. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

 Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:

 Поток на участке 1-2 определяем по первому закону Кирхгофа:

S_1-2=S_А-1-S₁=(29,57+j17,61)-(2+j0,41)=27,57+j17,2 МВА.

Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты расчета приведены  в таблице 6.

Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному головному участку РП-1:

U`_ном1= =87,71 кВ

Р_ц – активная мощность на одноцепной линии

Принимаем ближайшее стандартное  значение 110 кВ.

Выбор сечений проводов проведем по таблице 3, аналогично расчету радиально-магистральной  сети. Результаты расчетов представлены в таблице 5.

 

 

 

 

 

Таблица 5-Выбранные сечения и  некоторые параметры линий кольцевой  сети

 

Участок	S, МВА	I,А	F, мм2	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	DP, МВт	DU, %
РП-1	34,42	181	240	0,12	1,33	0,405	4,46	0,13	0,97
1-2	32,49	171	240	0,12	1,09	0,405	3,65	0,095	0,77
2-3	19,12	100	185	0,162	2,59	0,412	6,59	0,078	0,89
3-6	10,19	54	120	0,249	0,99	0,427	1,71	0,009	0,16
6-5	26,84	15	120	0,249	3,24	0,427	5,55	0,002	0,15
5-4	28,18	148	240	0,12	0,61	0,405	2,03	0,04	0,36
4-Тэц	34,65	182	240	0,12	3,03	0,405	10,1	0,3	2,24
Тэц-РП	6,87	36	120	0,249	1,74	0,427	2,99	0,006	0,19

Общие потери мощности составляют:

DP_S=0,661 МВт;

Общая потеря напряжения от источника  до точки потокораздела 6

DU_S=0,97+0,77+0,89+0,16=2,79%

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка РП-1. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рисунке 3.3. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице 7.

       Таблица 6-Потеря  напряжения в послеаварийном  режиме

 

DUРП-Тэц, %	DUТэц-4, %	DU5-4, %	DU6-5, %	DU3-6, %	DU2-3, %	DU1-2, %	DUS,%
2,16	5,16	3,04	2,29	0,57	1,23	0,41	14,86

 

Потеря напряжения от источника  до наиболее удаленных точек в  послеаварийном режиме в кольцевой  части сети составляет ∆U_Σ=14,86 %, что меньше 16,02%.

Номинальные мощности трансформаторов  на всех подстанциях в этом варианте такие же, как в радиально-магистральной сети. Выбираем для всех подстанций те же трансформаторы, что и в предыдущем расчете радиально-магистральной сети.

 

3.3 Комбинированная сеть

Расчетная схема этого варианта представлена на рисунке 3.4. Расчет потокораспределения кольцевого участка выполнен аналогично пункту 3.2.

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:

 

Поток на участке 1-2 определяем по первому закону Кирхгофа:

S_1-2=S_А-1-S₁=(28,37+j16,17)-(2+j0,41)=26,37+j15,76 МВА.

Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты расчета приведены  в таблице 7.

Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку  4-РП:

U`_ном1= =99,46 кВ

Р_ц – активная мощность на одноцепной линии

Принимаем ближайшее стандартное  значение 110 кВ.

Выбор сечений проводов проведем по таблице 3, аналогично расчету радиально-магистральной  сети. Результаты расчетов представлены в таблице 7. Там же приведены результаты расчета параметров нормального режима.

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 7-Выбранные сечения и  некоторые параметры линий комбинированной  сети