150041 (566345), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

Рис.2. Варианты радиально-магистральных и замкнутых схем соединения новых ЛЭП

Расстояния между пунктами 1, 2 и 3, а также между ними и близрасположенными существующими подстанциями приведены ниже:

Сопоставим намеченные варианты по критерию суммарной длины новых ЛЭП.

Радиальные варианты:

Кольцевые варианты:

Из приведённых вариантов для дальнейшего рассмотрения выбираем радиально-магистральный вариант Р-2.

3. Выбор номинальных напряжений сооружаемых ЛЭП

Выбор номинальных напряжений выполняем по эмпирической формуле:

,

где Р - мощность (МВт) на одну цепь, L - длина линий (км).

Расстояния между подстанциями увеличиваем на 20% относительно воздушной прямой.

Исходные данные по нагрузкам подстанций приведены в таблице 6.

Таблица 6

Выбор номинальных напряжений ВЛ варианта радиально-магистральной сети

ВЛ	L, км	L+20%, км	P, МВт	Цепей	U, кВ	Uном, кВ
А-1	17	20,4	105	2	108,8	110 (220)
1-2	32,8	39,4	44	2	103,2	110
2-3	28,2	33,8	14	2	74,6	110

Для линии А-1 целесообразно выбрать напряжение 220 кВ, так как в этом случае придется поменять сечение проводов линии 0-А и, возможно, опоры. А если выбрать напряжение 110 кВ, то плюс ко всему этому придется менять трансформаторы подстанции А.

4. Определение сечений проводов сооружаемых ЛЭП

Суммарное сечение (F) проводов фазы проектируемой ВЛ составляет:

,

где I_P-расчетный ток, А;

j_H-нормированная плотность тока, А/мм².

Для заданного числа использования максимальной нагрузки 4500 ч j_H = 1,1 А/мм².

Значение I_P определяется по выражению:

где I₅ - ток линии на пятый год её эксплуатации в нормальном режиме;

- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 110…220 кВ значение может быть принято равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ (Т_max), а коэффициент К_м отражает участие нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы.

Рассчитываем коэффициенты К_м для нагрузок новых подстанций (табл.7).

Таблица 7

Под - стан - ция	Активная мощность подстанции Р	Состав различных видов потребителей новых п/ст.,%, для Км, о. е.						Км
		Освещение	Пром. трёх-сменная	Пром. двух-сменная	Пром. одно-сменная	Электриф. транспорт	С/х
		1	0,85	0,75	0,15	1	0,75
ПС-1	61	20	20	15	15	30	0		0,805
ПС-2	30	20	20	40	10	-	10		0,76
ПС-3	14	40	15	-	-	-	45		0,865

Результаты расчетов сечений проводов новых ЛЭП сведены в (табл.8).

Таблица 8

Расчет сечений проводов ЛЭП варианта радиально-магистральной сети

ВЛ	Р, МВт	Q, МВАр	Uном, кВ	Цепей	I5, А		Iрасч, А	F, мм2	Fстанд, мм2
А-1	105	59	220	2	158	1,2	199,1	181	185
1-2	44	25	110	2	132,8	1,28	178,5	162,3	185
2-3	14	8	110	2	42,3	1,14	50,6	46	70

Для всех воздушных линий выбираем сталеалюминиевые провода.

При выборе стандартных сечений были учтены ограничения по механической прочности ВЛ свыше 1 кВ и условиям короны и радиопомех.

Выбранные сечения подлежат проверке по предельно допустимому току в послеаварийных и ремонтных режимах. Для двухцепных ЛЭП послеаварийным током является удвоенное значение нормального тока в режиме максимальных нагрузок (табл.9).

Таблица 9

Результаты расчетов при выборе проводов ВЛ для радиального варианта

ЛЭП		Предварительное сечение		Марка провода
А-1	316	185	510	АС-185/29	510
1-2	265,6	185	510	АС-185/29	510
2-3	84,6	70	265	АС-70/11	265

5. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

Трансформаторы выбираем по условию:

,

где S₅ - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме на пятый год эксплуатации;

- допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов;

- число трансформаторов на подстанции.

5.1 Выбор трансформатора на понижающей подстанции ПС-1

Выбираем трансформатор на понижающей подстанции ПС-1 220/110/10 кВ с максимальной мощностью нагрузки на пятый год эксплуатации подстанции: Р_max=61 МВт, Q_max=34 МВАр.

Строим зимний график нагрузки (рис.2), так как трансформатор наиболее загружен в зимний период.

Рис.2. Зимний график нагрузки для подстанции ПС-1

Средняя нагрузка характерных зимних суток подстанции S_сред = 54,9 МВА. Выделим продолжительность ступени перегрузки К₂ = 69,8 МВА, а К₁ как среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки. Оно равно К₁ = 35,9 МВА.

Соотношение a + b = c + d: a + b = 40,8 МВА^. ч; c + d = 30 МВА^. ч.

Для данной подстанции с учетом длительности ступени перегрузки 16 часов = 1,4, для вида охлаждения OFAF (ДЦ - принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла).

Так как в разрабатываемой системе электроснабжения подстанции получают питание последовательно, а напряжение до подстанции ПС-1 220 кВ, а после 110 кВ. То целесообразнее на ПС-1 поставить автотрансформаторы. Для того, чтобы учесть мощности последующих подстанций и обеспечить запас мощности трансформатора с учетом развития, полную мощность ПС-2 и ПС-3 прибавляем к полной мощности ПС-1. Получаем S₅ = 120 МВА.

= 85,7 МВА

Выбираем два автотрансформатора АТДЦТН-125000/220.

5.2 Выбор трансформатора на понижающей подстанции ПС-2

Выбираем трансформатор на понижающей подстанции ПС-2 110/10 кВ с максимальной мощностью нагрузки на пятый год эксплуатации подстанции: Р_max = 30 МВт, Q_max = 17 МВАр.

Строим зимний график нагрузки (рис.3), так как трансформатор наиболее загружен в зимний период.

Рис.3. Зимний график нагрузки для подстанции ПС-2

Средняя нагрузка характерных зимних суток подстанции S_сред = 23,1 МВА. Выделим продолжительность ступени перегрузки К₂ = 34,5 МВА, а К₁ как среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки. Оно равно К₁ = 23,1 МВА.

Соотношение a + b = c + d: a + b = 9,6 МВА^. ч; c + d = 11,4 МВА^. ч.

Характеристики

Список файлов лабораторной работы