Хусаинов И.М. Проектирование сети для электроснабжения промышленного района

Подождите немного. Документ загружается.

Одноцепная 110 кВ 263 257 236 238 248 272

Двухцепная 110 кВ 385 378 367 400 425 450

тив

0,429 0,306 0,249 0,121

огонное сопро-

ление, R

Ом/км

0,198 0,162

Как следует из таблицы, стоимость сооруже роводами марок

АС-70/11 и АС-95/16 выше, чем с проводами боль Это значит, что

при данных мм

мм

ому

далее .

. О яем наи

ния линий с п

ших сечений.

ценах сечения 70

и 95 экономически невыгодны, поэт

эти сечения не рассматриваем

предел большее значение параметра

, приняв 5.0=

;

руб/кВт·ч;

5,0=

028,0=

1000=

час:

019,0

10005,03

⋅⋅

Определяем граничный

028,05,0

(кВт/руб.)

1/2

ток для одной из пар сечений, скажем, для

мм

F 150

мм

для двухцепной линии 110 кВ:

120=

3,483019.0

10)249.0(

10)4(

1500

⋅

−

−−

А.

ки ех остальных пар ий определяем ан чно.

Резул

198.− 0

36700 −

10)

⋅

(

150/120

гр

1501200

1200

−

⋅

Граничные то для вс сечен алоги

ьтаты заносим в табл.4.3.

Таблица 4.3 -Граничные токи между сечениями

Пары сечений 120/150 150/185 185/240 150/240 120/240

Двухцепная 35 кВ 252,4

Одноцепная 110 кВ 119,0 316,7 459,7

Двухцепная 110 кВ 483,3 500,7 469,2 484,2 483,8

Для двухцепной линии 110 кВ граничный ток для пары сечений 185 и 240

мм

получился меньше, чем для пары сечений 150 и 185 мм

. Это означает, что

сечение 185 мм

экономического интервала не имеет. Поэтому определяем гра-

ничный ток для пары сечений 150 и 240 мм

. Он оказался практически равным

граничному току для пары сечений 120 и 150 мм

. Следовательно, экономиче-

ский интервал сечения 150 мм

также практически отсутствует. Поэтому опре-

деляем граничный ток для пары сечений 120 и 240 мм

Итак, при данной стоимости сооружения линий для двухцепных линий 35

кВ экономически выгодны могут быть только два сечения: 120 мм

ми

епных линий 110 кВ могут быть выгодными сечения 120 мм

150 м

ставлены

е по да

и 150

мм

. Для одноц

, 185 мм

и 240 мм

. Для двухцепных линий 110 кВ – 120 мм

и 240 мм

На рисунке 4.5 пред номограммы экономических интервалов, постро-

енны нным табл.4.3.

Теперь по построенным ыберем сечения. Для этого нужно

найти значение параметра

номограммам в

и величину тока в каждой цепи в часы наиболь-

ших нагрузок.

По [3, рис.6.1] для заданного значения числа часов использования мак-

симум ля

Двухцепная 35 кВ Одноцепная 110 кВ Двухцепная 110 кВ

Рисунок 4.5 - Номограммы экономических интервалов

а опреде ем

4800=

. В качестве приемлем аемости при-

мем

года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность

капит

ого срока окуп

ок

аловложений составит

33,0/1

ок

ТЕ

. Стоимость потерь электроэнер-

гии принимаем 0,6 руб./кВт· ий на амортизацию и обслужи-

вание на основании [3, табл

ч. Норму отчислен

.6.32] примем

028,0

Тогда

0064,0

48006,03

028,033,0

⋅⋅

(кВт/руб.)

1/2

Определяем наибольший ток в одной цепи линии А-1:

2,81

2353

1085,9

⋅⋅

⋅

⋅⋅

−

цном

нб

А.

По номограмме для двухцепной линии 35 кВ на рис. 4.5 определяем, что

при

0064,0=

ток 81,2 А поп

адает в экономический интервал сечения 120

мм

. С

ный пров

варийном ыведена из

ся 162,4 А.

Допустимая же нагрузка марки провода составл 90 А [3,

табл.6.54А], то

есть значительно выше. По коронному разряду проверку не де-

лаем,

ледовательно, для этой линии выбираем провод марки АС-120/19.

Проверяем выбран од по техническим ограничениям. В наиболее

тяжелом послеа режиме, когда одна из цепей линии будет в

работы, ток в оставшей цепи удвоится, то есть достигнет величины

для этой яет 3

так как напряжение 35 кВ.

Опр линии и ее

гонное со

ем из табл

еделяем некоторые параметры этой режима. Активное по-

противление

Ом/км бер .3, реактивное погонное

сопротивление

Ом/км определяем по [5.табл.П.4]. Тогда:

249.0

414.0

23,5

42249,0

⋅

−А

R Ом; 69,8

42414,0

⋅

−А

X Ом.

Потери мощности в линии:

414,023,5

85,9

=⋅=∆

−А

МВт.

Потери напряжения в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном

режиме:

16,2

69,808,323,536,9

⋅

=∆

норм

U кВ или %17,6%100

16,2

=⋅ ;

33,4

269,808,3223,536,9

⋅

+⋅

⋅

=∆

авп

U кВ или %4,12%100

33,4

=⋅ .

О има с

пределами кВ

[ 8], тав и ×1 ± оэ , ес при чн м

расчете ока что на шинах теля 1 в в но и не

уда обеспечить ем ур на ен п с е а

ном ьно я 11

бор ни о и ер та ре и о х

параметров р ин ро н ло т а в

помещены 4.

абли - В ы ени од ко ар ы й

Учас

Ом/км Ом/км

тметим, что потеря напряжения в послеаварийном режиме соизмер

регулирования напряжения устройств РПН трансформаторов 35

3.табл.6.4 сос

жется,

ляющ ми ±8 ,5 =

потреби

12%. П тому

послеа

ли

арий

уто

м реж

енно

ме

ется требу ый овень пряж ия, то ридет я пер йти н

инал е напр жение 0 кВ

Вы сече й пров дов и х пров ка, а кже оп делен е нек торы

для д угих л ий п изведе ы ана гично. Резуль аты р счето

в табл. 4.

Т ца 4.4 ыбранн е сеч я пров а и не торые п аметр лини

ток

МВА

I, А F,мм

R, Ом

, X,

Ом

∆P,

МВт

∆U,

А-1 9,85 81,24 120 0,249 5,23 0,414 8,69 0,41 6,17

А-2 17,69 46,42 120 0,249 7,60 0,427 13,02 0,20 1,64

2-3 5,87 48,41 120 0,249 3,98 0,414 0,11 2,77 6,62

А-4 39,07 102,53 120 0,249 7,10 0,427 12,17 0,90 3,41

4-5 22,63 59,39 120 0,249 2,74 0,427 4,70 0,12 0,76

5-6 8,67 22,75 120 0,249 3,49 0,427 5,98 0,02 0,37

Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности:

76,102.012.090.011.020.041.0

=∆

МВт.

Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наибо-

ителей:

,477,264,1

3223

лее удаленных потреб

∆

+∆=

−−−

;

∆U

54,437,076.041.3

+=∆

−A

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем ре-

жимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой

магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напря-

противления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза,

образом, общая потеря напряжения в по ном режиме составит:

в магистрали А-3 -

3223

=∆⋅+∆=∆

−−−

UUU

AА

жения. Со

поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на

этом участке. Таким

слеаварий

=⋅+ %;

в магистрали

ря ния тельн е, чем ожнос тройст Н.

ерь д оста пов выб ний дов м

экономической тности тока. Экономическая плотность то неизолиро-

ванных пр ов и часо пользования максимума

в соответствии 9, табл.1.3.36] сост ет 1,0 А

. Экономиче-

18.777.2264.1

А-6 -

95.737,076,041,32

=++⋅=∆

−А

Как в нормальном режиме, так и в послеаварийных режимах общая поте

напряже значи о ниж возм ти ус в РП

Теп ля соп вления торим ор сече прово методо

пло ка для

алюминиевых овод

с [

числа в и

авля

6400=

им

/мм

ские сечения определяем по формуле

эк

нб

эк

F =

. Затем выбираем ближайшее

стандартное сечение. Расчет произведен в табл.4.5.

Таблица 4.5-Стандартные сечения, выбранные по экономической плотности тока

Участок А-1 А-2 2-3 А-4 4-5 5-6

нб

, А 81,24 46,42 48,41 102,53 59,39 22,75

эк

, мм

81 46 103 59 23 48

ст

70 70 50 95 70 70

Как следует из таблицы, сечения получились совершенно другие, чем при

использовании метода экономических интервалов.

Теперь выберем трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН.

Среди потребителей ПС1 согласно заданию имеются потребители I и II

категории (35%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов.

Номинальная мощность трансформато должна удовлетворять условиям: (4-

14) и (4-15). То есть:

ров

.47,2

4,1

86,935,0

4,1

МВА

IIIнб

ном

⋅

=≥

.47,5

29,0

86,9

29,0

МВА

нб

ном

⋅

≥

Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа

(КТПБ) 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 6,3 МВА и одной рабочей сек-

ционированной с выключателем системой шин на стороне ВН [6.табл.6.134].

Аналогично определяем номинальные мощности трансформаторов для

ПС4 и ПС6:

.13,9

29,0

44,16

29,0

МВА

нб

ном

⋅

≥

.46,2

4,1

85,935,0

4,1

МВА

IIIнб

ном

⋅

=≥

.82,4

29,0

67,8

29,0

МВА

нб

ном

⋅

≥

.17,2

4,1

67,835,0

4,1

МВА

IIIнб

ном

⋅

=≥

Для обеих ПС выбираем КТПБ 110/6 кВ с двумя блоками с отделителями

и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН. Мощности трансфор-

маторов для ПС4 - 10 МВА и для ПС 6 - 6,3 МВА.

На ПС2 предусматриваем установку трехобмоточных трансформаторов

му при определении их номинальной мощности учитываем и

поэто нагрузку

ПС3:

.83.9

29,0

70,17

29,0

МВА

нбнб

ном

⋅

≥

.05.5

4,1

87.55.083,1135,0

4,1

,3,2

МВА

IIIнбIIIнб

ном

⋅+⋅

≥

Выбираем КТПБ 110/35/10 кВ с двумя блоками с отделителями и неавто-

матической перемычкой со стороны л ВН мощностью

10 МВА.

иний с трансформаторами

Определяем номинальную мощность трансформаторов на ПС3:

.26,3

87,5

МВА

нб

ном

==≥

.10,2

4,1

87,55,0

4,1

3ном

29,029,0

⋅⋅

МВА

IIIнб

⋅

=≥

иваем

ыбираем КТПБ 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 4 МВА и одной

рабочей секционированной с выключателем системой шин на стороне ВН.

Потребители ПС5 только третьей категории. Поэтому предусматр

установку одного трансформатора с номинальной мощностью, удовлетворяю

щей условию (4-13):

.51,15

9,0

96,13

9,0

МВА

нб

ном

==≥

Выбираем КТПБ 110/10 кВ с отделителем на стороне ВН, с трансформа-

тором номинальной мощ

евра-

щая к

Расчетная схема этого варианта представлена на рис. 4. ольку сеть

кольц

ральную линию

с двухсторонним питанием.

схема 9

ностью 16 МВА.

4.7.2 Кольцевая сеть

Расчетная схема этого варианта представлена на рис. 4.6. Поскольку сеть

кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, пр

ольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

6. Поск

Рисунок 4.6- Расчетная варианта

евая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превра-

щая кольцевую сеть в магист

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:

28.28

Рисунок 4.7- Расчетная схема варианта 9. Послеаварийный режим

7222828324142

20836.91676.5

++++++

⋅+⋅+

−

МВт;

++++++

⋅+⋅+

−

МВт;

13525.1110725.87926.135758.15 ⋅+⋅+⋅+⋅

−

∑

Bii

13525.1110725.87926.135758.15 ⋅+⋅+⋅+⋅

−

∑

Bii

42.9

57222828324142

20808.316775.113565.310766.27937.45726.5

++++++

⋅+⋅+⋅+⋅+⋅+⋅

−

∑

Bii

Мвар.

Кирхгофа: Поток на участке 1-3 определяем по первому закону

34.652.19)08.336.9()42.988.28(

jjjSS

A31

−

+=−

−

МВА.

Потоки на остальных участках определяются аналогично. Результаты рас-

чета приведены в табл.4.6.

−

у-

женному и

протяженному головному участку Б-4:

Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загр

83,

кВ.

11= 0

42,

500

ном

рин н льн п ие все и кВ

ыбо ени вод до но ск нт ов

аналогично 6.1. ьт рас представ в .6 и-

ведены результаты та п ет ти ра в л режима.

лиц ыб сечения и оры ам ли ол й

Участ

Ом

Ом/км

1000

П имаем омина ое на ряжен для й лин и 110 .

В р сеч

п.4.

й про

Резул

ов произведен

аты

мето м эко

лены

миче

табл.4

их и

. Там

ервал

же прчетов

расче арам ров се и па метро норма ьного

Таб а 4.6-В ранные некот е пар етры ний к ьцево сети

ок S, МВА I, А F,мм

Ом/км

X, Ом

МВт

∆U,%

r , x ,

∆P,

А-1 30,38 159,44 240 0,121 5,08 0,405 17,01 0,39 2,54

1-3 20,52 107,72 185 0,162 6,64 0,413 16,93 0,23 1,96

3-2 14,66 76,93 150 0,198 6,34 0,42 13,44 0,11 1,24

2-6 2,83 14,86 120 0,249 6,97 0,427 11,96 0,00 0,25

6-5 5,84 30,65 120 0,249 6,97 0,427 11,96 0,02 0,49

5-4 19,80 103,92 150 0,198 4,36 0,42 9,24 0,14 1,14

4- 4,13 Б 36,24 190,23 240 0,121 6,90 0,405 23,09 0,75

Общие потери мощности составляют

64.1

∆

от источника до точки потокораздела

99.5

МВт; общая потеря на-

пряжения

∆

Наиболее тяжелый послеаварийный режим результате отказа

ьную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии

представлена ткам, опре-

возникает в

наиболее загруженного участка 4-Б. При этом кольцевая сеть превращается в

магистрал

на рис.4.7. Там же показаны потоки мощности по учас

деленные по первому за напряжения проведен в

табл.4

5-4

, % ∆,%

кону Кирхгофа. Расчет потери

.7.

Таблица 4.7-Потеря напряжения в послеаварийном режиме

∆U

А-1

, % ∆U

1-3

, % ∆U

3-2

, % ∆U

2-6

, % ∆U

6-5

, % ∆ U

6,14 5,98 4,73 3,69 2,74 1,06 24,47

Общая потеря напряжения в послеаварийном режиме оказалась значи-

тельн Н [3, табл.6.47]. Поэто-

му переходим к варианту 10 (сложно-замкнутая сеть).

потокораспределения преобразуем ее в простую замкну-

тую сеть. Для этого сначала разнесем нагрузку 1 между точкой кой 3

(рис.4.8, а)). При этом в точку 3 перемещается мощность:

о выше, чем пределы регулирования устройств РП

4.7.3 Сложно-замкнутая сеть

Перед расчетом

А и точ

56.174.4

)08.336.9(

+=+==

−

4142

311

1)3(1

−−

МВА.

Это увеличивает нагрузку в точке 3 до величины:

31.334.10)56.174.4()75.16.5(

)3(13

jjSSS +++=+= j+=

МВА.

Теперь эту новую нагрузку точки 3 разносим меж чками А и 2

(рис.4.8, б)):

ду то

39.246.7

115

)31.334.10(

23311

311

)2(3

LLL

+=+=

−−−

−−

МВА.

При этом в точке 2 нагрузка увеличивается до величины:

04.671.18)39.246.7()65.325.11(

)2(32

jjjSSS +=+++=+=

МВА.

Теперь две параллельные линии А-1-3-2' и А-2 заменяем одной эквива-

лентной (рис. 4.8, в)) и определяем ее длину:

86.39

61115

2'231

⋅

−−−−

−

км.

Рис

нок 4.8-П

еоб

азование сложно-замкн

той сети

Рис.4.9 Расчетная схема п

еоб

азованной сети

Получившуюся в результате преобразования кольцевую линию “разреза-

ем” по источнику и представляем, как линию с двухсторонним питанием. Да-

е ка око я. Результаты

расчета представлены на расчетной схеме (рис.4.9).

Теперь преобразуем сеть в обратном порядке и находим потоки мощности

на других участках.

Потоки мощности на участках

А-2 и А-1-3-2:

лее, так ж к в п.4.6.2, производим расчет пот распределени

52,697,19

86,39

)98,956,30(

AА

+=+==

−

−−

МВА.

46,359,10

115

86,39

)98,956,30(

231

2231

AА

+=+==

−−−

−

−−−−

МВА.

Нагрузку

)2(3

возвращаем в точку 3, а нагрузку

)3(1

- в точку 1:

07,113,3)39,246,7()46,359,10(

)2(323123

jjjSSS

+=+−+=−=

−−−−

МВА;

82,273,8)75,160,5()07,113,3(

32331

jjjSSS +=+++=+=

−−

МВА;

90,509,18)08,336,9()82,273,8(

1311

jjjSS

+=+=

−−

МВА.

Расчетная схема сложно-замкнутой сети до преобразования (точнее, после

обратного преобразования) представлена на рисунке 4.10.

Рисуно Рас ая с лож мкн ети обр нияк 4.10- четн хема с но-за утой с до пре азова

ым рае ени ий дел парамет-

ры и ото араметры . Р ьта их тов став в

табл

ица чен рово еко параметры сложно-замкнутой с

Участок

I, А

F, мм

R, Ом

, X, Ом

∆P,МВт ∆U, %

По полученным данн выби м сеч я лин , опре яем их

нек рые п режима езул ты эт расче пред лены

.4.8.

Табл 4.8-Се ия п да и н торые ети

Рисунок 4. а н х с н т послеаварийном р

Ом/км

с н т послеаварийном р

Ом/км

11-Р счет ая с ема ема лож о-замлож о-замкнутой секнутой се и в и в ежиме ежиме

Ом/км Ом/км

А-1 99,72 150 0,198 8,32 0,420 17,64 0,25 2,31

1-3 48,00 150 0,198 8,12 0,420 17,22 0,06 1,08

3-2 17,21 120 0,249 7,97 0,427 13,66 0,01 0,36

А-2 110,26 185 0,162 9,88 0,413 25,19 0,36 3,29

2-6 65,54 150 0,198 5,54 0,420 11,76 0,07 1,02

А-4 139,04 185 0,162 9,23 0,413 23,54 0,54 3,90

4-5 53,23 150 0,198 4,36 0,420 9,24 0,04 0,64

5-6 20,05 120 0,249 6,97 0,427 11,96 0,01 0,37

Общие потери мощности составляют

34.1

∆

МВт; потеря напряжения

до точки потокораздела

Наиболее тяжелый послеаварийный режим в этой сети возникает в ре-

зультат -

зам т-

ветств э

ет орас лен о э схем оизв аналогично

п.4.6.

бителя 2 и магистрали 2-

6-5-4.

Таблица 4.9-Потери напряжения в послеаварийном режиме сложно-замкнутой сети

∆U

А-1

, % ∆U

1-3

, % ∆U

3-2

, % ∆U

В-2

∆U

2-6

, % ∆U

6-5

, % ∆U

5-4

, % ∆U ,%

14.5=∆U

е отказа наиболее загруженного участка 4-Б. При этом сложно

кнутая сеть превращается в простую кольцевую сеть. Расчетная схема, соо

ующая тому режиму, представлена на рисунке 4.11.

Расч поток преде ия п той е пр еден

2. Особенностью расчета является только то, что нагрузка

в точке 2 кольца

представляет собой сумму нагрузок собственно потре

Далее проведена проверка соответствия нагрузок линий в послеаварийном

режиме длительно допустимым нагрузкам для выбранных сечений и проведен

расчет потерь напряжения на каждом участке. Результаты расчета сведены в

табл.4.9.

, %

3,13 1,99 1,23 5,47 2,89 2,61 0,96 12,81

Общая потеря напряжения до наиболее удаленной точки получилась

меньше, чем пределы регулирования устройств РПН.

Выбираем трансформаторы и схемы ОРУ для этого варианта. Условия

для выбора номинальной мощности трансформаторов остаются такими же, как

в п.4.7.1, за исключением ПС2. На ПС2 в эт

ом варианте устанавливаются двух-

обмоточные трансформаторы, поэтому их номинальная мощность должна

удовлетворять условиям:

Рису 12- тна а варианта нок 4. Расче я схем 8

.57,6

29,0

83,11

нб

ном

.96,2

4,1

83,1135,0

IIIнб

⋅

=≥

29,0

МВА=

⋅

≥

4,1

МВАS

ном

Для ПС2 выбираем двумя выключателями в

перем

ПБ 110/10 кВ с отделителем, с одним трансформа-

тью 16 МВА.

нций выбираем КТПБ 110/6 кВ с мостиком с вы-

тделителями в цепях трансформаторов. Номиналь-

оров на ПС1, ПС3 и ПС6 – 6,3 МВА, на ПС4 – 10

Комбинированная сеть

схема этого варианта представлена на рис.4.12. Расчет пото-

корас

этом н

принята равной сумме на-

гру те 2

Расч по р д

ния г л

учас ы е о

но п.4.7.1.

бо м ьн на ни бо ен ов ков чет

параметров и ек рых ме ре

пр ден лог ра-

нее рассмотренным ам. едставлены .

метры ком

∆P,МВт ∆U,

КТПБ 110/10 кВ с мостиком с

ычке и с отделителями в цепях трансформаторов; номинальная мощность

трансформаторов МВА.

Для ПС5 выбираем КТ

тором с номинальной мощнос

Для остальных подста

ключателем в перемычке и

ная мощность трансформат

МВА

4.7.4

Расчетная

пределения кольце-

вого участка выполнен

аналогично п.4.7.2. При

агрузка в точке 2

зок потреби лей и 6.

ет токо аспре еле-

на ма истра ьном

тке в полн н анал гич-

Вы р но инал ого пряже я, вы р сеч ий пр

одни , рас

лин й и н

вариант

ото пара

Результаты

тров

расчета

жима

пр

изве ана

в табл

ично

.4.10

Таблица 4.10-Сечения и некоторые пара бинированной сети

Участок U

ном

I, А

F,мм

, Ом/км

R, Ом

, Ом/км X, Ом

А-1 110 92,92 150 0,198 8,32 0,420 17,64 0,22 1,95

1-3 110 41,20 120 0,249 10,21 0,427 17,51 0,05 0,98

3-2 110 10,41 120 0,249 7,97 0,427 13,66 0,00 0,19

Б-2 110 97,17 150 0,198 12,08 0,420 25,62 0,34 2,96

2-6 110 22,75 120 0,249 3,49 0,427 5,98 0,02 0,37

А-4 110 79,79 120 0,249 7,10 0,427 12,17 0,54 2,66

4-5 110 36,64 120 0,249 2,74 0,427 4,70 0,04 0,47