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	44,13	22,5	113	110
	3-4	23,67	31,3	91
	4-5	3,63	26,3	38
	А-5	31,5	19,4	98
	А-1	2,47	25,6	31
	1-2	10,55	38,1	63
	Б-2	30,57	22,5	98
	Б-6	16,74 / 2	19,4	56
3	Б-2	20,02 / 2	22,5	61	110
	Б-3	20,46 / 2	22,5	61
	Б-4	21,15	41,9	88
	А-4	6,15	36,3	49
	А-1	0,05	25,6	5
	Б-1	13,07	50,6	71
	А-5	27,9 / 2	19,4	70
	Б-6	16,74/ 2	19,4	56

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
3	100	70	80	60	70	50	60	50	70	90	90	100	890	100	6497
5	100	90	70	50	60	40	40	60	70	80	90	100	850	100	6205

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

P, мес

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

ПС

б

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

Для построенных годовых графиков нагрузки имеем:

Узел 3:P_нб= 20,46 МВт;P_нм= 10,23 МВт;P_ср= (890 / 100) ∙ 20,46 / 100 =

= 15,17 МВт; a_год= 10,23 / 20,46 = 0,5;b_год= 15,17 / 20,46 = 0,74.

Узел 5:P_нб= 27,9 МВт;P_нм= 11,16 МВт;P_ср= (850 / 100) ∙ 27,9/12 =

= 19,76 МВт; a_год= 11,16 / 27,9 = 0,4;b_год= 19,76 / 27,9 = 0,71.

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 1варианта сети
Обозначение узлов	Б	3		4		5		А		1		2		Б
Ру, МВт	−	20,46		27,3		27,9		34		13,02		20,02		−
Тнб.у, ч/год	−	6497		4500		6205		−		2900		7100		−
Обозначение линий	Б-3		3-4		4-5		А-5		А-1		1-2		Б-2
Направление мощн.			▼				▼		▼
Рл, МВт	44,13		23,67		3,63		31,53		2,47		10,55		30,57
Тнб.л, ч/год	5426		4500		4500		6009		2900		2900		5472

Продолжение таблицы 9

Расчётная схема 3варианта сети
Обозначение узлов	Б	2	Б	3	Б	6	А	5
Ру, МВт	−	20,02	−	20,46	−	16,74	−	27,9
Тнб.у, ч/год	−	7100	−	6497	−	3500	−	6205
Обозначение линий	Б-2		Б-3		Б-6		А-5
Направление мощности
Рл, МВт	20,02		20,46		16,74		27,9
Тнб.л, ч/год	7100		6497		3500		6205

Продолжение таблицы 9

Расчётная схема 3варианта сети
Обозначение узлов	Б	4		А		1		Б
Ру, МВт	−	27,3		6,1		13,02		−
Тнб.у, ч/год	−	4500		−		2900		−
Обозначение линий	Б-4 (41,9)		А-4 (36,3)		А-1 (25,6)		Б-1 (50,6)
Направление мощности	▼
Рл, МВт	21,15		6,15		0,05		13,07
Тнб.л, ч/год	4500		4500		4500		2906

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 1варианта
	Б-3	3-4	4-5	А-5	А-1	1-2	Б-2	Б-6
L, км	22,5	31,3	26,3	19,4	25,6	38,1	22,5	19,4
nцеп(F),шт.(мм^2)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	2(240/32)
Iдоп', А	750	750	750	750	750	750	750	750
Sл^панб, МВА	71,48 + j29,82	51,02 + j21,73	42,65 + j18,42	70,55 + j29,45	34 + j21,07	49,57 + j13,53	69,59 + j22,59	16,74 + j6,62
Iл^панб, А	407	291	244	401	210	270	384	94
Rл, Ом	2,7	3,76	3,16	2,33	3,07	4,57	2,7	2,33*
Хл, Ом	9,11	12,68	10,65	7,86	10,37	15,43	9,11	7,86*
Qл, Мвар	0,844	1,174	0,986	0,728	0,96	1,429	0,844	0,728*

^*) на одну цепь

Продолжение таблицы 10

Величина	Линии 3варианта
	Б-2	Б-3	Б-4	А-4	А-1	Б-1	А-5	Б-6
L, км	22,5	22,5	41,9	36,3	25,6	50,6	19,4	19,4
nцеп(F),шт.(мм^2)	2(240/32)	2(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	2(240/32)	2(240/32)
Iдоп', А	750	750	750	750	750	750	750	750
Sл^панб, МВА	16,02 + j7,25	15,35 + j6,07	32,37 + j6,69	21,84 + j9,88	15,74 – j0,16	28,76 + j4,99	23,72 + j9,38	16,74 + j6,62
Iл^панб, А	92	87	174	126	83	153	134	94
Rл, Ом	2,7*	2,7*	5,03	4,36	3,07	6,07	2,33*	2,33*
Хл, Ом	9,11*	9,11*	16,97	14,7	10,37	20,49	7,86*	7,86*
Qл, Мвар	0,844*	0,844*	1,571	1,361	0,96	1,898	0,728*	0,728*

^*) 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 Киевской области в осенне-зимний сезон q_возд= 0°С, тогдаk_q= 1,24.

2. Для проводов воздушных линий сечением 240 мм² I_доп = 605·А, тогда I_доп' = 605 ∙ 1,24 = 750 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 1варианта (ПА режим при откл. Б-3)
	3-4	4-5	А-5	А-1	1-2	Б-2
Sл^па, МВА	15,35 + j6,07	42,65 + j18,42	70,55 + j29,45	36,55 + j8,38	49,57 + j13,53	69,59 + j22,59
Zл, Ом	3,76 + j12,68	3,16 + j10,65	2,33 + j7,86	3,07 + j10,37	4,57 + j15,43	2,7 + j9,11
±DU, кВ	1,22	3,01	3,6	1,81	3,96	3,58
åDU, кВ (%)	17,18 (15,6)
DUдоп, %	18−20

Продолжение таблицы 11

Величина	Линии 3варианта (ПА режим при откл. Б-4)
	А-4	А-1	Б-1
Sл^па, МВА	21,84 + j9,88	15,74 – j0,16	28,76 + j4,99
Zл, Ом	4,36 + j14,7	3,07 + j10,37	6,07 + j20,49
±DU, кВ	2,19	0,42	2,52
åDU, кВ (%)	5,13 (4,7)
DUдоп, %	18−20