5. Остаточне уточнення перерізів проводів
Площі поперечних перерізів проводів остаточно уточнюють з урахуванням можливих післяаварійних ситуацій (вимкнення одного ланцюга дволанцюгової дільниці або головної дільниці кільцевої схеми).
5.1. Перевірка проводів по нагріванню
Розраховуємо схеми в післяаварійних режимах.
Виникнення аварійної ситуації при відключенні вітки А-2.
SA-1 = S1 + S2 = (37 + J19,05) + (23 +J11,86) = 60+J30,91 МВА
S1-2 = S2 =23+J11,86 МВА
А
А
Виникнення аварійної ситуації при відключенні вітки А-1.
SA-2 = S1 + S2 = (37 + J19,05) + (23 +J11,86) = 60 +J30,91 МВА
S1-2 = S1 =37 +J19.05 = 41,61 МВА
А
А
Одержані значення заносимо в таблицю 5.1
Iі < Iдоп
Таблиця 5.1
-
Вимкнуто ланцюг дільниці
Струм дільниці, А
А-1
А-2
1-2
А-1
-
177,11
67,89
А-2
177,11
-
109,19
Iдоп, А
605
605
605
Струм у післяаварійних режимах не перевищує допустимого значення, тому провід можна використовувати.
5.2. Оцінка рівнів напруг в мережі в післяаварійних режимах
Загальна формула для втрати напруги від центра живлення до К-ї підстанції, в %, має вигляд:
,
де Pi, Qi - відповідно активна і реактивна потужності, що проходять і-ю віткою післяаварійної схеми мережі;
ri, xi - відповідно активний і реактивний опір тієї ж вітки,
;
.
При аварійній ситуації на вітці А-2.
SА-1 = 60 +J30,91 = 67,49 МВА
S1-2 = S1 =23 +J11,86 = 25,87 МВА
r1 = 0,12 · 30 = 3,6 Ом
x1 = 0,435 · 30 = 13,05 Ом
r2 = 0,12 · 52 = 6,24 Ом
x2 = 0,435 · 52 =22,62 Ом
%
%
При аварійній ситуації на вітці А-1.
SА-2 = 60 +J30,91 = 78,26 МВА
S1-2 = S1 =37 +J19,05 = 41,67 МВА
r3 = 0,12 · 64 = 7,68 Ом
x3 = 0,435 · 64 = 27,84 Ом
r2 = 0,12 · 52 = 3,6 Ом
x2 = 0,435 · 52 = 22,62 Ом
%
%
Схема може функціонувати у післяаварійному режимі.
6. Остаточний вибір схеми мережі
При порівнянні варіантів у задачах, які не вимагають визначення загальної ефективності капіталовкладень, порівняльна ефективність може оцінюватися шляхом порівняння лише затратної частини.
де Е – норма дисконту, для розрахунків приймаємо Е = 0,1;
К – капітальні вкладення у споруджувані об’єкти;
В – щорічні експлуатаційні витрати (з урахуванням амортизаційних витрат на реновацію).
Для визначення величин К та В слід спочатку вибрати тип та потужність трансформаторів на підстанціях та обґрунтувати схему електричних з’єднань мережі.
6.1. Вибір типу та потужностей трансформаторів
Кількість трансформаторів на підстанціях 35 кВ та вище визначається категоріями споживачів за надійністю електропостачання. Як правило, в мережах 35-220 кВ при наявності споживачів I та II категорій застосовуються двотрансформаторні підстанції.
Потужність кожного трансформатора вибирають так, щоб у разі вимкнення одного з них другий, що залишився в роботі, зміг передати задану потужність без порушень вимог до своєї перевантажувальної здатності.
Smax1 = 37 + J19,05; Smax1 = 41,61 MBA.
Smax2 = 23 + J11,86; Smax2 = 25,87 MBA.
ST1 = 0,7 · Smax1 = 0,7 · 41,61 = 29.12 MBA.
ST2 = 0,7 · Smax2 = 0,7 · 25,87 = 18,1 MBA.
Підстанція №1
Вибираємо 2 трансформатора типу ТРДН-40000/220.
SН = 40 МВА; ∆Рк = 170 кВт; ∆Qх = 360 квар;
∆Рх = 50 кВт; rт = 5,6 Ом; хт = 158,7 Ом; Uк = 12%.
Підстанція №2
Вибираємо 2 трансформатора типу ТРДН-40000/220.
SН = 40 МВА; ∆Рк = 170 кВт; ∆Qх = 360 квар;
∆Рх = 50 кВт; rт = 5,6 Ом; хт = 158,7 Ом; Uк = 12%.