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					110
3					110

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:

a_год=Р_нм/Р_нб. (5.3)

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

b_год=Р_ср/Р_нб. (5.4)

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

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

Узел	Значение Рi, %, по месяцам												SPi×ti, %·мес	Pнб, %	Тнб.у, ч/год
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

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 ПЗ.

а

б

Рисунок 2− Годовые графики нагрузки узлов __ (а) и __ (б)

Для построенных годовых графиков нагрузки имеем:

Узел __:P_нб= ____ МВт;P_нм= ____ МВт;P_ср= (____ / 100) ∙ ____ / 12 =

= ______ МВт; a_год= ____ / ____ = ____;b_год= ____ / ____ = ____.

Узел __:P_нб= ____ МВт;P_нм= ____ МВт;P_ср= (____ / 100) ∙ ____ / 12 =

= ______ МВт; a_год= ____ / ____ = ____;b_год= ____ / ____ = ____.

При расчетах Т_нб.лучитывают следующие соотношения:

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

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

Расчётная схема ___варианта сети
Обозначение узлов
Ру, МВт
Тнб.у, ч/год
Обозначение линий
Направление мощн.
Рл, МВт
Тнб.л, ч/год

Продолжение таблицы 9

Расчётная схема ___варианта сети
Обозначение узлов
Ру, МВт
Тнб.у, ч/год
Обозначение линий
Направление мощн.
Рл, МВт
Тнб.л, ч/год

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 ____варианта
								Б-6
L, км
nцеп(F),шт.(мм^2)
Iдоп', А
Sл^панб, МВА
Iл^панб, А
Rл, Ом								*
Хл, Ом								*
Qл, Мвар								*

^*) на одну цепь

Продолжение таблицы 10

Величина	Линии ____варианта
								Б-6
L, км
nцеп(F),шт.(мм^2)
Iдоп', А
Sл^панб, МВА
Iл^панб, А
Rл, Ом								*
Хл, Ом								*
Qл, Мвар								*

^*) на одну цепь

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 ПЗ.

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/ (√3 ∙U_ном); (5.6)

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

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.5;

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 _____________________области в осенне-зимний сезон q_возд= ___°С, тогдаk_q= ____.

2. Для проводов воздушных линий сечением 240 мм² I_доп = ____·А, тогда I_доп' = ____ ∙ _____ = ____ А.

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

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

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:

∑DU£DU_доп, (5.9)

где ∑DU− 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 ПЗ) послеаварийных режимов вариантов развития электрической сети;

DU = (P_л ∙ R_л + Q_л ∙ X_л) / U_ном; ∑DU_% = (∑DU / U_ном)100. (5.10)

DU_доп− допустимая потеря напряжения в сети с точки зрения достаточности регуировочного диапазона трансформаторов с РПН; значениеDU_допопределяется с учетом напряжения ИП, диапазона регулирования трансформаторов с РПН, нормируемого напряжения на стороне НН трансформаторов; ориентировочное значениеDU_допможет быть принято равным 18−22 %.

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

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

Величина	Линии ____варианта (ПА режим при откл. _______)
Sл^па, МВА
Zл, Ом
±DU, кВ
åDU, кВ (%)
DUдоп, %	18−20

Продолжение таблицы 11

Величина	Линии ___варианта (ПА режим при откл. ________)
Sл^па, МВА
Zл, Ом
±DU, кВ
åDU, кВ (%)
DUдоп, %	18−20