Костин В.Н. Электропитающие системы и электрические сети

Подождите немного. Документ загружается.

131

Для ВЛ напряжением 110 кВ минимальное сечение по условиям потерь

на корону составляет 70 мм

. Следовательно, для ВЛ 32 следует принять про-

вод марки АС70.

Согласно [4] допустимые длительные токи для выбранных сечений

имеют следующие значения:

=265 А (АС70);

=330 А (АС95);

=610 А (АС240).

Для проверки выбранных сечений по допустимому нагреву рассмотрим

два расчетных режима:

аварийное отключение головного участка

А1;

аварийное отключение головного участка

В3.

При отключении участка

А1 полные мощности и токи, протекающие по

оставшимся в работе линиям, составляют

В3

)151010()302020( +++++ =78,3 МВ

А;

=44,8 МВ

А;

=22,4 МВ

А;

В3

/ 3 U

ном

=78,3

/1,73

110=411 А<I

=610 А;

=235 А<I

=265 А;

=118 А<I

=330 А.

При отключении головного участка

В3 полные мощности и токи, проте-

кающие по оставшимся в работе линиям, составляют

=78,3 МВ

А;

=55,9 МВ

А;

=33,5 МВ

А;

=411 А<I

=610 А;

=294 А<I

=330 А;

=176 А<I

=265 А.

132

Все выбранные сечения удовлетворяют условию допустимого нагрева

длительным током. Параметры ВЛ с проводами выбранных сечений занесены

в табл. П.1.

Таблица П .1

Ли-

ния

Про-

вод

Ом/км

-6

Cм/км

км

Ом

Х,

Ом

-6

См

Мвар

А1

АС240 0,12 0,41 2,8 50 6 20,5 140 1,7

АС95 0,31 0,43 2,6 60 18,6 25,8 156 1,9

АС70 0,4 0,44 2,55 40 16 17,6 102 1,2

В3

АС240 0,12 0,41 2,8 75 9 30,8 210 2,5

Параметры

, х

, и b

приняты в соответствии со справочными данными

[5,7]. Параметры

R, X, B и Q

рассчитаны по выражениям

R=r

L; X=x

L; B=b

L; Q

ном

В.

4. Выбор трансформаторов

В соответствии с исходными данными в состав нагрузок S

, S

и S

вхо-

дят потребители всех категорий по надежности электроснабжения. Поэтому на

каждой подстанции принимаем к установке 2 трансформатора. Мощность

трансформаторов на подстанциях выбираем по аварийному режиму (один

трансформатор отключен, другой берет всю нагрузку) с учетом допустимой

перегрузки

=1,5 для трансформаторов средней мощности (табл. 1.4)

т ном

/1,5.

Для потребителя узла 3 с нагрузкой

=33,5 МВ

А номинальная мощ-

ность одного трансформатора составит

т ном

>33,5/1,5=22,3 МВ

А.

Принимаем к установке 2 трансформатора типа ТРДН-25000/110.

Для потребителей узлов 1 и 2 с одинаковыми нагрузками

=22,4

МВ

А номинальные мощности трансформаторов составят

т ном

>22,4/1,5=14,9 МВ

А.

Принимаем к установке трансформаторы типа ТДН-16000/110.

Параметры выбранных трансформаторов занесем в табл. П2.

133

Таблица П .2

Трансформатор

т ном

кВ

вн

кВ

нн

кВ

ΔР

кВт

ΔР

кВт

ΔQ

квар

Ом

ТДН-16000/110 16000 115 11 18 85 10,5 0,7 112 4,4 86,8

ТРДН-25000/110 25000 115 10,5 25 120 10,5 0,65 163 2,5 55,5

Параметры S

т ном

, U

вн

, U

нн

, ΔР

, u

и I

приняты в соответствии со

справочными данными [5,6]. Остальные параметры трансформаторов рассчита-

ны по следующим выражениям:

ТДН-16000/110

=ΔР

вн

т ном

=85

115

/16000

=4,4Ом;

вн

/100S

т ном

=10,5

115

/ 100

16000=86,8Ом;

т ном

/100=0,7

16000/100=112 квар;

ТРДН-25000/110

=2,5 Ом;

=55,5 Ом;

=163 квар.

Отметим, что для трансформатора ТРДН-25000/110 с расщепленными об-

мотками низшего напряжения сопротивления

и Х

определены для случая, ко-

гда эти расщепленные обмотки работают параллельно. В случае раздельной ра-

боты этих обмоток сопротивление каждой обмотки будет в 2 раза больше

'=R

''=2R

, Х

''=Х

''=2Х

После выбора номинального напряжения сети, сечений проводов воздуш-

ных линий и трансформаторов на подстанциях принципиальная схема электри-

ческой сети будет иметь вид, показанный на рис. П.3.

134

Рис. П.3. Принципиальная схема электрической сети

5. Приведение нагрузок узлов к стороне высшего напряжения

Схема замещения узла 1 проектируемой электрической сети имеет вид, по-

казанный на рис. П.4.

Рис. П.4. Схема замещения 1-го узла электрической сети

Активная нагрузка узла 1, приведенная к высшему напряжению, будет

отличаться от нагрузки

н1

на величину потерь активной мощности в транс-

форматорах

+2ΔP

+ΔР

/2S

т ном

=20+2

0,018+0,085

22,4

= 20,12 МВт.

Реактивная нагрузка узла 1, приведенная к высшему напряжению, будет

отличаться от нагрузки

н1

на величину потерь реактивной мощности в

трансформаторах и на величину половин зарядных мощностей ВЛ, примы-

кающих к узлу 1

+2ΔQ

100S

т ном

–(Q

А1

)/2=

135

=10+2

0,112+10,5

22,4

100

16–(1,7+1,9)/2=10,085 Мвар.

Приведение нагрузок узлов 2 и 3 к высшему напряжению осуществляет-

ся аналогично:

=20,12 МВт; Q

=10,31 Мвар;

=30,16 МВт; Q

=15,82 Мвар.

После приведения нагрузок узлов 1, 2 и 3 к высшему напряжению схема

замещения электрической сети будет иметь вид, показанный на рис. П.5.

Рис. П.5. Схема замещения электрической сети

6. Расчет установившегося режима электрической сети

Расчет установившегося режима замкнутой кольцевой сети подробно

рассмотрен в [2], где получены следующие результаты:

=109,3 кВ; U

=104,5 кВ; U

= 106,2 кВ.

Следует напомнить, что в [2] выполнен расчет только одной итерации.

Решение на ПК системы уравнений узловых напряжений, аналогичной

(6.12), с относительной погрешностью 0,000001 дало следующие результаты:

=110,1 кВ; U

=106,2 кВ; U

= 107,4 кВ.

Очевидно, что расчет на ПК дает более точные результаты.

7. Расчет напряжений на вторичной обмотке трансформаторов

Расчет напряжения на вторичной обмотке трансформаторов рассмотрим на

примере узла 3, схема замещения которого приведена на рис. П.6.

Рис. П.6. Схема замещения узла 3

Потеря напряжения в двух трансформаторах узла 3 составляет

136

ΔU

=(Р

)/2U

ном

=(30

2,5+15

55,5)/2

110=4,1 кВ.

Напряжение на вторичной обмотке трансформаторов, приведенное к пер-

вичной обмотке,

'=U

– ΔU

=107,4 – 4,1 = 103,3 кВ.

Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов при

номинальном коэффициенте трансформации

''=U

' / k

=103,3

10,5/115=9,4 кВ.

Аналогичные расчеты выполним для узлов 1 и 2:

=4,2 кВ; U

'=105,4 кВ; U

''=9,6 кВ;

=4,3 кВ; U

'=101,1 кВ; U

''=9,2 кВ.

В соответствии с требованиями [4] в режиме наибольшей нагрузки напря-

жения

'', U

'' и U

'' должны быть не ниже 10,5 кВ. Следовательно, на всех трех

подстанциях необходимо выполнить регулирование напряжения.

8. Регулирование напряжения

Выбранные выше трансформаторы (ТДН и ТРДН) имеют устройство РПН с

диапазоном регулирования напряжения +

1,78 %. Необходимо оценить доста-

точность диапазона регулирования напряжения для поддержания напряжений на

вторичной обмотке трансформаторов на требуемом уровне.

Выбор регулировочных ответвлений РПН выполним для узла 2 с самым

низким уровнем напряжения

''=9,2 кВ. Для трансформаторов, установленных в

этом узле, необходимо переключить РПН c нулевого ответвления на требуемое

ответвление

отв т

, т.е. изменить номинальный коэффициент трансформации k

до требуемого значения

, обеспечивающего на вторичной обмотке транс-

форматоров требуемое напряжение

>10,5 кВ. В соответствии с выражением

(7.6) напряжение требуемого регулировочного ответвления

отв т

нн

= 101,1

11 / 10,5 = 105,9 кВ.

Полученное напряжение требуемого регулировочного ответвления округля-

ется до ближайшего

i-го стандартного значения, которое подбирается по выра-

жению (7.8):

отв i

вн

1,78

вн

/100=115+i

1,78

115/100=115+i

2,047

137

или по табл. 7.2. Из последнего соотношения (или табл. 7.2) следует, что номер

требуемого регулировочного ответвления

i=–5, а стандартное напряжение этого

ответвления

отв-

=115–5

2,047=104,8 кВ.

Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов после

регулирования

= U

нн

отв-

= 101,1

11/104,8 = 10,54 кВ > 10,6 кВ.

Требование [4] для режима наибольшей нагрузки выполняется. Диапазон

регулирования +

1,78 % достаточен для поддержания на требуемом уровне на-

пряжения на вторичной обмотке трансформаторов в узле 2.

Регулирование напряжения в узлах 1 и 3 выполняется аналогично.

138

Приложение 2. Расчет конструктивной части ВЛ

Выполнить расчет провода АС150 двухцепной ВЛ напряжением

110 кВ, сооружаемой на стальных опорах в населенной местности типа

(низкоэтажная застройка). Региональный коэффициент γ

=1,2.

Расчетные климатические условия:

II район по гололеду (толщина стенки гололеда

b = 15 мм);

II район по ветру (ветровое давление

W = 50 даН/м

);

минимальная температура Θ

min

= –20

С;

максимальная температура Θ

max

= +40

С;

среднегодовая температура Θ

ср

= +10

С.

1. Выбор опоры

На основании исходных данных из приложения 3 предварительно вы-

бираем промежуточную, двухцепную, стальную опору на напряжение 110

кВ типа П110-6.

Габаритный пролет для этой опоры с проводом АС150 составляет

310 м. Расчетный пролет принимаем равным

l = 0,9l

≅ 280 м.

Геометрические размеры опоры в соответствии с приложением 3:

H = 35 м, h

т-п

= 4 м, h

п-з

= 19 м, h

п-п

= 6 м.

Длина гирлянды изоляторов λ=1,3 м.

2. Удельные нагрузки на провод

Из таблицы физико-механических характеристик проводов (приложе-

ние 3) находим вес одного километра провода

Р = 600 даН/км и диаметр

провода

d = 17,1 мм провода марки АС150.

По формулам (5.2 – 5.13) рассчитаем удельные нагрузки.

Удельная нагрузка от собственного веса провода в соответствии с (5.2)

составляет

= Р

-3

/ F = 600

-3

/ 150 = 0,004 даН/м

мм

Максимально допустимая стрела провеса провода определяется по вы-

ражению (5.5)

[f] = h

п-з

– λ – h

= 19–1,3–7=11,7 м

где h

= 7 м, габарит ВЛ, принятый по табл. 5.2.

139

Высота расположения приведенного центра тяжести проводов опреде-

ляется по выражению (5.4)

пр

= ][

−λ−

∑

2312519

⋅

+ )(

– 1,3 –

⋅11,7 = 15,9 м

Удельная нормативная нагрузка от веса гололеда на проводе в соответ-

ствии с (5.3) составляет

= π g

(d + K

b) / F =

3,14⋅0,9⋅10

-3

⋅15(17,1+ 1⋅0,92⋅15)/150=0,009 даН/м

мм

где коэффициенты K

=1,0

и K

=0,92

приняты по табл. 5.3.

Удельная расчетная нагрузка от веса гололеда на проводе в соответст-

вии с (5.6) составляет

=р

= 0,009⋅1,3⋅1,2⋅1,3⋅0,5 = 0,009 даН/м

мм

Суммарная удельная расчетная нагрузка от веса провода и гололеда в

соответствии с (5.7) составляет

= р

+ р

= 0,004 + 0,009 = 0,013 даН/м

мм

Удельная нормативная ветровая нагрузка при отсутствии гололеда на

проводе в соответствии с (5.8)

составляет

=α

W d

-3

/F =

0,71⋅1⋅0,7⋅1,2⋅50⋅17,1⋅10

-3

/150= 0,0034 даН/м

мм

где коэффициент К

=0,7 принят по табл. 5.4.

Удельная нормативная ветровая нагрузка при наличии гололеда

на про-

воде в соответствии с (5.9) составляет

= α

(d + 2K

)10

-3

/F=

0,71⋅1⋅0,7⋅1,2⋅0,25⋅50(17,1+2⋅1⋅0,85⋅15)10

-3

/150= 0,002 даН/м

мм

Удельные расчетные ветровые нагрузки при отсутствии и наличии го-

лоледа в соответствии с (5.10) и (5.11) составляют

= р

=0,0034⋅1,3⋅1,2⋅1,1=0,0055 даН/м

мм

140

= р

=0,002⋅1,3⋅1,2⋅1,1= 0,0034 даН/м

мм

где γ

=1,1 − коэффициент надежности по ветровой нагрузке.

Расчетная удельная нагрузка от ветра и веса провода без гололеда в со-

ответствии с (5.12) составляет

рр +

005500040 ,, +

= 0,007 даН/м

мм

Расчетная удельная нагрузка от веса провода, покрытого гололедом, и

ветра

в соответствии с (5.13) составляют

рр +

. =

003400130 ,, +

= 0,0135 даН/м

мм

Наибольшая расчетная удельная нагрузка р

max

= р

= 0,0135 даН/м

мм

3. Определение исходного режима

В качестве исходного режима предварительно примем режим наи-

большей внешней нагрузки. Параметры этого режима

max

= 0,0135

даН/м

мм

= −5

С, σ

pmax

= [σ

pmax

] = 13 даН/мм

Значение температуры гололедообразования Θ

= −5

С принято в соот-

ветствии с рекомендациями [4], значение допустимого механического на-

пряжения [σ

pmax

] − из таблицы физико-механических характеристик прово-

дов (приложение 3).

По выражению (5.15) вычислим левую часть уравнения состояния про-

вода

С = [σ

pmax

] + α E Θ

– р

max

E / 24 [σ

pmax

]

= 13 + 19,2

-6 .

8,25

(–5) – 0,0135

280

8,25

/ (24

) = – 17.

В правую часть уравнения состояния провода (5.14) подставим пара-

метры режима низшей температуры

= 0,004 даН/мм

, Θ

min

= –20

С.

Коэффициенты

А и В неполного кубического уравнения (5.16) будут соот-

ветственно равны

A = α E Θ

min

– C = 19,2

-6

8,25

(–20) + 17 = 14,33;

B = – р

E / 24 = – 0,004

2 .

280

8,25

/ 24 = – 431.