|
разнообразие напряжений ЛЭП в пределах электрической сети одного района.
Поэтому в качестве уровня напряжения для схем всех вариантов выбираем один
единственный - 110кВ.
3. Выбор количества и мощности силовых трансформаторов на приемных
подстанциях.
Для условий нормальной работы на подстанции устанавливают два
трехфазных трансформатора с номинальной мощностью каждого , рассчитанной в
пределах от 60 до 70% максимальной нагрузки т.е. Sн.тр.=(0,6(0,7)Smax.
Несмотря на то, что отключения трансформаторов довольно редки, однако с
такой возможностью следует считаться и при наличии потребителей I и II
категорий устанавливают на ГПП два трансформатора. При аварии любой из
трансформаторов, оставшийся в работе, должен обеспечить бесперебойное
питание потребителей нагрузки.
Согласно ПУЭ, при наличии централизованного резерва трансформаторов и
возможности замены поврежденного трансформатора за время не более 1 суток
допускается питание потребителей II категории от одного трансформатора. Для
электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от
одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения,
необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента системы
электроснабжения не превышают одних суток. Опыт Норильской энергосистемы
показывает, что за это время возможна замена одного трансформатора
мощностью не более 80 МВА, независимо от номинального напряжения.
Ряд номинальных напряжений трансформаторов и автотрансформаторов,
рекомендуемых для современных проектов регламентирован ГОСТом 9680-77.
Условия выбора трансформаторов сведены в таблице 3.1. (по [4]).
Таблица 3.1. Условия выбора трансформаторов ГПП
| | | | | | |Коэф. |Коэф. |
| | |Макс.н|Мощность |Тип и номин. | |загрузки|Загрузк|
|Вариан|П/ст |агрузк|потребителей I |Мощность |Кол-во |в норм. |и в |
|т | |а, |и II категорий,|тр-ра, МВА |тр-ров |реж., |послеав|
| | |МВА | | | |Кз.н. |ар. |
| | | |МВА | | | |реж., |
| | | | | | | |Кз.п. |
| |а |57,76 |26,88 |ТРДН-40000/220 |2 |0,68 |1,34 |
| |б |13,33 |5,33 |ТДН-10000/110 |2 |0,67 |1,33 |
|I |в |16,85 |10,11 |ТДН-16000/110 |2 |0,54 |1,05 |
| |г |107,6 |96,78 |ТРДЦН-100000/220 |2 |0,54 |1,08 |
| |д |38,4 |15,36 |ТДН-40000/110 |2 |0,61 |1,19 |
| |а |57,76 |26,88 |ТРДН-40000/220 |2 |0,68 |1,34 |
| |б |13,33 |5,33 |ТДН-10000/110 |2 |0,67 |1,33 |
|II |в |16,85 |10,11 |ТДН-16000/110 |2 |0,54 |1,05 |
| |г |107,6 |96,78 |ТРДЦН-100000/220 |2 |0,54 |1,08 |
| |д |38,4 |15,36 |ТДН-40000/110 |2 |0,61 |1,19 |
В таблице 3.1. имеют место следующие обозначения
[pic] - коэффициент загрузки одного трансформатора в нормальном режиме;
[pic] - коэффициент загрузки оставшегося в работе трансформатора в
послеаварийном режиме.
В соответствии с ПУЭ перегрузка трансформаторов в послеаварийном режиме
не должна превышать 40% (для условий Крайнего Севера - 50%), что
выполняется для выбранных типов трансформаторов.
Характеристики выбранных типов трансформаторов представлены в таблице
3.2. (источник - [2]).
Таблица 3.2. Характеристики выбранных типов трансформаторов
| | | |Ном.напря|Пределы | | | | | |
|Вар |П/с|Тип |жение, кВ|регулирова|(Рх,|(Рк,|Uk, |Ixx,|Стоим., |
| |т |трансформатора | |ния, % | | |% | |тыс.руб. |
| | | | | |кВт |кВт | |% | |
| |а |ТРДН-40000/220 |230/6,3 |(8(1,5 |50 |170 |12 |28 |0,9 |169 |
| |б |ТДН-10000/110 |115/6,3 |(9(1,78 |14 |60 |10,5|- |0,7 |54 |
|I |в |ТДН-16000/110 |125/6,6 |(9(1,78 |18 |85 |10,5|- |0,7 |48 |
| |г |ТРДЦН-100000/220|230/6,3 |(8(1,5 |115 |360 |12 |28 |0,7 |265 |
| |д |ТДН-40000/110 |115/6,3 |(9(1,5 |34 |170 |10,5|- |0,65|78 |
| |а |ТРДН-40000/220 |230/6,3 |(8(1,5 |50 |170 |12 |28 |0,9 |169 |
| |б |ТДН-10000/110 |115/6,3 |(9(1,78 |14 |60 |10,5|- |0,7 |54 |
|I |в |ТДН-16000/110 |125/6,6 |(9(1,78 |18 |85 |10,5|- |0,7 |48 |
| |г |ТРДЦН-100000/220|230/6,3 |(8(1,5 |115 |360 |12 |28 |0,7 |265 |
| |д |ТДН-40000/110 |115/6,3 |(9(1,5 |34 |170 |10,5|- |0,65|78 |
4. Анализ и обоснование схем электрической сети
Рассмотрим схемы электрических сетей заданного района, а также
проанализируем их достоинства и недостатки, с тем чтобы выбрать наилучшие
варианты для технико-экономического сравнения. Схемы замещения для трех
рассматриваемых вариантов приведены на рисунке 4.1.
Вариант 1
Вариант 2
Силовые выключатели по стороне низкого напряжения на подстанциях схем
всех вариантов смонтированы в ячейках КРУ с выкатными элементами (на схемах
не показаны). Для увеличения надежности трансформаторы подстанций ГПП схем
всех вариантов подключены к разным секциям источника питания.
При разработке схем предполагается, что мощность источника питания
достаточна для покрытия нагрузок района и вопросы поддержания частоты не
рассматриваются.
Проведем сравнение вариантов по упрощенным показателям. Проанализируем
длины трасс, цепей и суммарный момент активной мощности. Результаты
представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1. Сравнение вариантов по упрощенным показателям
|Вариант |Длина трасс,км |Длина цепей,км |Суммарн. момент |
| | | |мощности, Мвт(км |
|1 |196 |233 |*** |
|2 |139 |278 |3151 |
|3 |161 |322 |3481 |
Для варианта 1 значение суммарного момента мощности не имеет
физического смысла. Как следует из таблицы 4.1. схема варианта 2 имеет
лучший показатель момента мощности по сравнению со схемой варианта 3.
Установим распределение потоков мощности в элементах сети для каждого
из вариантов с учетом потерь мощности .
Рассмотрим отдельно схему кольца в варианте 1. Развернутая схема
замещения изображена на рис.4.2.
Рис.4.2. Развернутая схема замещения кольца по варианту 1
Определим приближенное потокораспределение в кольце с целью выявления
точки потокораздела.
[pic]
Расчеты показывают, что п/ст “в” является точкой потокораздела
мощности.
Проверим правильность определения точки потокораздела мощности на головных
линиях кольца по условию:
[pic]
Определим мощность, поступающую с шин электростанции с учетом потерь
мощности. Для этого ”разрежем” кольцо в точке потокораздела ( см. рис 4.3).
Рис.4.3. Преобразование исходной схемы замещения по варианту 1
На рисунке 4.3. имеют место следующие обозначения:
S ‘ - мощность в начале линии;
S" - мощность в конце линии.
Нагрузки в узлах “в(” и “в( ” равны
[pic]
Определим потоки мощности в линиях схемы с учетом потерь.
Потери мощности в линии определяются по формуле
[pic]
где P - активная составляющая мощности в конце линии, МВт;
Q - реактивная составляющая мощности в конце линии, МВАр;
Uном - номинальное напряжение линии, кВ;
r0 = 0,2 Ом/км - усредненное активное сопротивление линии (по [1]);
x0 = 0,42 Ом/км - усредненное реактивное сопротивление;
l - длина линии, км.
Мощность в начале линии определяется как
[pic]
Потоки мощностей с учетом потерь для линий ИП-б и ИП-д определяются
аналогично.
В двухцепных линиях потоки мощности вначале линии определяем на одну
цепь для последующего расчета тока и сечения провода (т.е. предполагая, что
на одну цепь двухцепной линии приходится половина передаваемой мощности).
Зарядную мощность линий на данном этапе проектирования не учитываем,
т.к. нам неизвестны марка проводов и удельные реактивные проводимости линий
b0 .
Результаты расчетов потоков мощностей для схем всех вариантов приведены в
таблице 4.2.
Таблица 4.2. Расчет потоков мощностей с учетом потерь для схем всех
вариантов
| | |Мощность в |Мощность в начале|Потери мощности |
|Вариант |Участок |конце линии |линии S(, |(S, |
| |сети |S((, МВА |МВА |МВА |
| | |Акт. |Реакт. |Акт. |Реакт. |Акт. |Реакт. |
| | |cостав|cоставл|cоставл.|cоставл.|cоставл.|cоставл.|
| | |л. |. | | | | |
| |ИП-а |45,83 |21,71 |47,93 |26,17 |2,1 |4,46 |
| |а-в |10,77 |5,83 |10,837 |5,97 |0,067 |0,14 |
| |в-г |21,22 |11,08 |21,6 |11,87 |0,37 |0,79 |
|I |ИП-г |41,22 |20,76 |64,46 |37,34 |3,24 |6,8 |
| |ИП-б |30,0 |12,77 |30,77 |13,76 |0,47 |1,0 |
| |ИП-д |80,0 |29,03 |81,2 |31,54 |1,19 |2,51 |
| |ИП-а |35,0 |15,94 |36,2 |18,48 |1,21 |2,55 |
| |ИП-д |80,0 |29,03 |81,2 |31,54 |1,19 |2,51 |
|II |ИП-б |82,0 |37,94 |85,6 |45,58 |3,63 |7,64 |
| |б-в |32,0 |15,49 |32,56 |16,6 |0,56 |1,18 |
| | | | | | | | |
5.Технико-экономическое обоснование вариантов. Выбор и обоснование
оптимального варианта электрической сети.
Данный раздел проекта является основным. Из отобранных по
результатам предварительного анализа трех вариантов необходимо выбрать
наивыгоднейший.
Определим сечение проводов ЛЭП. Для электрических сетей и линий
электропередач до 220 кВ включительно оно выбирается по экономической
плотности тока jЭК (по табл. 8 [1]) из соотношения
[pic] , мм2
где [pic] - расчетный ток соответствующий максимуму нагрузки, в
нормальном режиме работы;
S( - мощность в начале линии.
По таблице 8 [1] определяем значения экономической плотности тока
для каждой из подстанций
jэка = 1,1 А/мм2;
jэкб = 1,0 А/мм2 ;
jэкв = 1,1 А/мм2;
jэкг = 1,0 А/мм2;
jэкд = 1,1 А/мм2.
Определим расчетные токи и сечения проводов линий для каждого из
вариантов схем электрических сетей (по [4]). Результаты расчетов
сведены в таблицу 5.1.
Таблица 5.1. Определение расчетных токов в линиях, сечений и марки
проводов линий
| | | | |Макс. |Эконом|Расчет| | | |
| | |Номинал| |рабочий|. |но-эко| |Послеав|Допусти|
|Вар.|Участо|ьное | |ток на |плотно|н. |Принятый |арийный|мый по |
| |к сети|напряже|Кол-в|одну |сть |сечени|стандартн|ток, |нагреву|
| | |ние, кВ|о |цепь, А|тока, |е |ый провод|А |ток, А |
| | | |линий| |А/мм2 |провод| | | |
| | | | | | |, | | | |
| | | | | | |мм2 | | | |
| |ИП - а|230 |2 |213,95 |1,1 |194,5 |АС-240 |427,9 |605 |
| |а - г |230 |2 |139,46 |1,0 |139,46|АС-240 |278,9 |605 |
|I |ИП - б|115 |2 |35,44 |1,1 |32,21 |АС-70 |70,88 |265 |
| |ИП - в|115 |2 |147,66 |1,0 |147,66|АС-150 |295,3 |450 |
| |в - д |115 |2 |99,84 |1,1 |90,76 |АС-95 |199,68 |330 |
| |ИП - а|230 |2 |213,95 |1,1 |144,75|АС-240 |144,75 |605 |
| |а - г |230 |2 |139,46 |1,0 |139,46|АС-240 |139,46 |605 |
|II |ИП - в|115 |2 |183,1 |1,0 |183,1 |АС-185 |188,1 |510 |
| |в - б |115 |2 |35,44 |1,1 |35,44 |АС-70 |32,21 |265 |
Страницы: 1, 2, 3
| 
