4 Обоснование номинального напряжения вариантов

раЗВиТИЯ электрической сети

Обоснование правильности принятого в разделе 1 решения о номинальном напряжении вариантов развития электрической сети выполняется по формуле, дающей удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений переменного тока в диапазоне 35–1150 кВ [6],

U_эк = 1000/√(500/L + 2500/P_л), (4.1)

где L – длина линии, км;

Р_л – передаваемая по линии мощность (на одну цепь), МВт.

Результаты расчетов по обоснованию номинального напряжения вариантов развития электрической сети представляются в табл. 7 ПЗ.

Таблица 7 − Обоснование номинального напряжения вариантов развития электрической сети

Вариант	Участок	Рл, МВт	L, км	Uэк, кВ	Uном, кВ
1	Б-3	37,94	21,25	105.75	110
	3-2	23.06	26,25	88.58
	2-1	1.67	37,5	25.73
	1-4	15.07	31,25	74.14
	4-Б	36.46	27,5	107.37
	Б5	25.11	25	91.45
3	Б-3	33.6	21,25	101.05	110
	3-2	18.72	26,25	80.95
	2-4	2.67	31,25	32.4
	Б-4	40.8	27,5	112.19
	4-1	16,74	31,25	77.77
	Б5	25,11	25	91.45

5 Выбор и проверка сечений проводов линий вариантов развития электрической сети

5.1 В исходных данных к курсовому проекту электропотребление узлов характеризуется годовыми графиками нагрузки или значениями числа часов использования наибольшей нагрузки Т_нб.у.

Число часов использования наибольшей нагрузки узлов Т_нб.у, часов, заданных годовыми графиками нагрузки, определяют из выражения (1 ≤i≤ 12):

Т_нб.у= (∑(P_i∙t_i)/P_нб))∙Т_год /12, (5.1)

где P_i∙иP_нбзаданы в %; ∙t_i− в месяцах; Т_год− в часах (Т_год= 8760 ч).

Примечания:

1. Среднее значение нагрузки узлов P_ср, МВт, заданных годовыми графиками нагрузки, определяют из выражения (1 ≤i≤ 12):

P_ср= (∑(P_i∙t_i)/P_нб))∙P_нб.у /12, (5.2)

где P_i∙иP_нбзаданы в %; ∙t_i− в месяцах;P_нб.у− в МВт.

2. Коэффициент неравномерности годовых графиков нагрузки, находят по соотношению:

_год=Р_нм /Р_нб. (5.3)

3. Коэффициент заполнения годовых графиков нагрузки, находят по соотношению:

_год=Р_ср /Р_нб. (5.4)

Определение числа часов использования наибольшей нагрузки узлов, заданных годовыми графиками нагрузки, дается в табл. 8.

Таблица 8 − Определение числа часов использования наибольшей нагрузки узлов электрической сети

Узел	Значение Рi, %, по месяцам												Piti, %·мес	Pнб, %	Тнб.у, ч/год
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
3	100	90	85	70	60	50	30	25	40	50	70	100	770	100	5621
5	100	80	60	40	25	35	60	65	70	90	95	100	820	100	5986

Число часов использования наибольшей нагрузки для линий Т_нб.лрассчитывается на основе распределения активной мощностиР_лв линиях вариантов развития электрической сети, активной нагрузки узловР_yи значений Т_нб.у.

Годовые графики нагрузки и соответствующие им значения Т_нб и P_срследует изобразить на рис. 2.

а

б

Рисунок 2 -Годовые графики нагрузки узлов 3 (а) и 5 (б)

Для построенных годовых графиков нагрузки имеем:

Узел 3: P_нб= 100 МВт;P_нм= 25 МВт;P_ср= (770/12)∙100/12 = 534.72 МВт;

_год= 25/100 = 0,25;_год= 534.72/100 =5.35.

Узел 5: P_нб= 100 МВт;P_нм= 25 МВт;P_ср= (820/12)∙100/12 = 569.44 МВт;

_год= 25/100 = 0,25;_год=569.44/100 =5.69.

При расчетах Т_нб.лучитывают следующие соотношения:

1) радиальная электрическая сеть

TнбБ1 = Tнб1;

2) магистральная электрическая сеть

Tнб12 = Tнб2; ТнбБ1 =

3) кольцевая электрическая сеть

Ñ− точка потокораздела Tнб12 = TнбБ2 = Tнб2; ТнбБ1 =

_{Результаты определения числа часов использования наибольшей нагрузки для линий записываются в табл. 9.}

5.2. Сечения проводов линий вариантов развития электрической сети 110 кВ принимаются, согласно требованиям «Норм технологического проектирования воздушных линий электропередачи 0,38–750 кВ. Провода линий электропередач 35–750 кВ» (НТП ВЛ) [7] и Правил устройства электроустановок (ПУЭ−2009) [2], равными 240 мм² для одноцепных участков и 2(240) мм² – для двухцепных (табл. А.5).

Результаты выбора сечений проводов линий вариантов развития электрической сети 110 кВ даются в табл. 10.

5.3. Сечения проводов линий вариантов развития электрической сети 110 кВ проверяются:

а) по допустимой токовой нагрузке по нагреву;

б) с точки зрения достаточного регулировочного диапазона трансформаторов с устройством регулирования под нагрузкой (РПН).

1. Проверка сечений проводов линий по допустимой токовой нагрузкепо нагреву выполняется с помощью соотношения:

I_нб£I_доп', (5.5)

где I_нб− расчетный ток для проверки проводов по нагреву, наибольший из тех, что протекают в послеаварийных режимах;

I_нб=I_л^па_нб= (√(P_л^па_нб²+Q_л^па_нб²))∙10³/(√3U_ном); (5.6)

значение Р_л^па_нб,Q_л^па_нб находятпо табл. 5 и 6;

I_доп'=I_доп∙k_θ, (5.7)

где I_доп− допустимая продолжительная токовая нагрузка проводов для интервала температур от + 25 до + 70С, определяемая по табл. А.4;

k_θ− поправочный коэффициент для температуры воздуха в период максимума нагрузок; для заданного в проекте региона по табл. А.6 определяется температура воздуха в осенне-зимний сезон, соответствующий годовому максимуму нагрузок, и из табл. А.7 находится коэффициентk_θ.

Примечания:

1. Для региона Донецкая обл в осенне-зимний сезон _возд= 0С, тогдаk_= 1,24.

2. Для проводов воздушных линий сечением 240 мм² I_доп = 605·А, тогда I_доп' = 605·1,24 = 750.2 А.

Результаты проверки сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву заносим в табл. 10.

В этой же таблице приводятся результаты расчетов параметров схемы замещения линий (на одну цепь) вариантов развития электрической сети 110 кВ по выражениям (рис. 3):

R_л=r₀∙L;Х_л=x₀∙L;Q_зар=q₀∙L, (5.8)

где r₀,x₀,q₀− параметры на 1 км длины линии сечением 240 мм², определяемые по табл. А.8.

Примечание. r₀= 0,120 Ом/км;x₀= 0,405 Ом/км;q₀= 0,0375 Мвар/км.

Рисунок 3 – Схема замещения линий электрической сети 110 кВ

2. Проверка сечений проводов линий с точки зрения достаточного регулировочного диапазона трансформаторов с устройствами регулирования под нагрузкой (РПН)выполняется с помощью соотношения:

∑UU_доп, (5.9)

где ∑U− наибольшая сумма потерь напряжения на линиях сети между ИП и наиболее электрически удаленной точкой сети для условий наиболее тяжелого из рассмотренных (см. табл. 5 и 6) послеаварийных режимов вариантов развития электрической сети;

U = (P_л∙R_л + Q_л∙X_л)/U_ном; ∑U_% = (∑U/U_ном)100. (5.10)

U_доп− допустимая потеря напряжения в сети с точки зрения достаточности регуировочного диапазона трансформаторов с РПН; значениеU_допопределяется с учетом напряжения ИП, диапазона регулирования трансформаторов с РПН, нормируемого напряжения на стороне НН трансформаторов; ориентировочное значениеU_допможет быть принято равным 18−22 %.

Результаты проверки сечений проводов с точки зрения достаточности регулировочного диапазона трансформаторов с РПН заносятся в табл. 11.

Таблица 9 - Определение числа часов использования наибольшей нагрузки для линий вариантов развития электрической сети

Расчётная схема 1 варианта сети
Обозначение узлов	Б		3				2				1				4					Б				Б	5
Ру, МВт	-		14,88				21,39				16,74				21,39					-				-	25.11
Тнб.у, ч/год	-		5621				6500				4500				7000					-				-	5986
Обозначение линий	Б-3 (21,25)				3-2 (26,25)				2-1 (37,5)					1-4 (31,25)				4-Б (27,5)						Б-5
Направление мощн.
Рл, МВт	37,94				23.06				1.67					15.07				36.46						25.11
Тнб.л, ч/год	6067.22				6355.16				4500					4500				5966.68						5986
Расчётная схема 3варианта сети
Обозначение узлов	Б	3				2				4			Б				4		1				Б			5
Ру, МВт	-	14,88				21,39				38,13			-				-		16.74				-			25.11
Тнб.у, ч/год	-	5621				6500				7000			-				-		4500				-			5986
Обозначение линий	Б-3 (21,25)			3-2 (26,25)				2-4(31,25)				4-Б (27,5)				3-4							Б-5
Направление мощн.
Рл, МВт	33.6			18.72				2.67				40.8				16.74							25.11
Тнб.л, ч/год	6110.73			6500				6500				6967.28				4500							5986

Таблица 10− Определение и проверка (по допустимой токовой нагрузке по нагреву) сечений проводов линий вариантов развития электрической сети 110  кВ; расчет электрических параметров линий 110 кВ

Величина	Линии 1 варианта
	Б-3	3-2	2-1	1-4	4-Б	Б-5
L, км	21.25	26.25	37.5	31.25	27.5	25
nцеп (F),шт.(мм^2)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	2(240/32)
Iдоп', А	750.2
Sл^панб, МВА	71.19+j28.15	56.31+j22.26	34.92+j13.81	50.03+j19.78	71.42+j28.23	25,11+j9.92
Iл^панб, А	401.8	317.81	37.55	282.37	403.08	141.71
Rл, Ом	2.55	3.15	4.5	3.75	3.3	3
Хл, Ом	8.6	10.63	15.19	12.66	11.14	10.13
Qл, Мвар	0.8	0.98	1.4	1.17	1.03	0.94
Величина	Линии 3варианта
	Б-3	3-2	2-4	4-Б	Б-5	3-4
L, км	21.25	26.25	31.25	27.5	25	31.25
nцеп (F), шт.(мм^2)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	2(240/32)	2(240/32)
Iдоп', А	750.2
Sл^панб, МВА	68.68+j27.16	53.8+j21.27	33,29+j13.16	71.42+j28.23	25,11+j9.92	16,74+j6.62
Iл^панб, А	387.64	303.64	187.88	403.08	141.71	94.48
Rл, Ом	2.55	3.15	3.75	3.3	3	3.75
Хл, Ом	8.6	10.63	12.66	11.14	10.13	12.66
Qл, Мвар	0.8	0.98	1.17	1.03	0.94	1.17

^*) на одну цепь

Таблица 11 − Проверка сечений проводов линий электрической сети по достаточности регулировочного диапазона трансформаторов с РПН

Величина	Линии 1 варианта (ПА режим при откл.Б-4)
	Б-3 (21,25)	3-2 (26,25)	2-1 (37,5)	1-4 (31,25)	Б-5 (25)
Sл^па, МВА	71.19+j28.15	56.31+j22.26	34.92+j13.81	18,18+j7.19	25,11+j9.92
Zл, Ом	2.55+j8.6	3.15+j10.63	4.5+j15.19	3.75+j12.66	3+j10.13
±DU, кВ	3.85	3.76	3.34	1.45	1.6
åDU, кВ (%)	12.73
DUдоп, %	18-22

Продолжение таблицы 11

Величина	Линии 3 варианта (ПА режим при откл. Б-4)
	Б-3 (21,25)	3-2 (26,25)	2-4(31,25)	Б-5 (25)	3-4 (31,25)
Sл^па, МВА	68.68+j27.16	53.8+j21.27	32,41+j12,82	25,11+j9.92	16,74+j6.62
Zл, Ом	2.55+j8.6	3.15+j10.63	3.75+j12.66	3+j10.13	3.75+j12.66
±DU, кВ	3.71	3.6	2.58	1.6	1.33
åDU, кВ (%)	11.65
DUдоп, %	18-22