|суток | | | | | | | | | | | | |
|Зима, % |40 |40 |40 |40 |50 |50 |40 |40 |40 |40 |40 |50 |
|Лето, % |30 |30 |30 |30 |40 |40 |30 |30 |30 |30 |30 |40 |
|Часы |13 |14 |15 |16 |17 |18 |19 |20 |21 |22 |23 |24 |
|Зима, % |40 |40 |80 |100 |100 |100 |100 |100 |40 |40 |80 |80 |
|Лето, % |30 |30 |70 |70 |80 |80 |80 |70 |30 |30 |70 |70 |
2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.
1. Разработка вариантов развития сети.
На стадии выбора конкурентно способных вариантов развития
электрической сети решаются две основные задачи – определение рационального
класса напряжения сети и выбор конфигурации сети.
Определение рационального класса напряжения зависит от района, в
котором ведётся проектирование, мощности присоединяемых узлов и их
удалённости от источников электроэнергии.
Анализ карты-схемы сети (рис.1.1) , расположение и параметры и
параметры присоединяемой подстанции №10 однозначно определяют класс
напряжения сети 110кВ, так как это напряжение явно выгоднее. И
использование другого класса напряжения требует дополнительной ступени
трансформации и является нерациональным.
Разработка вариантов развития сети, связанная с присоединением
подстанции 10 к сети 110кВ, выполнена при соблюдении следующих основных
принципов выбора конфигурации сети:
- сеть должна быть как можно короче географически;
- электрический путь от источников к потребителю должен быть как
можно короче;
- существующая сеть должна быть короче;
- каждый вариант развития сети должен удовлетворять требованиям
надёжности;
- потребители I и II категории по надёжности электроснабжения должны
получать питание от двух независимых источников (по двум или более
линиям);
- в послеаварийных режимах (отключение линии, блока на станции)
проектируемые и существующие линии не должны перегружаться (ток по
линии не должен быть больше длительно допустимого тока по нагреву).
С учётом указанных требований были разработаны варианты
присоединения подстанции №10 к энергосистеме.
Вариант I (рис.2.1) предполагает подключение проектируемой
подстанции №10 по наиболее короткому пути от узла №7 (строительство двух
линий 110кВ общей длиной 20км).
Вариант II (рис.2.2) предполагает присоединение подстанции №10 в
кольцо от узлов №7 и №8 (строительство двух линий 110кВ общей длиной 45км).
Вариант III (рис.2.3) предполагает подключение проектируемой
подстанции №10 от узла №8 (строительство двух линий 110кВ общей длиной
50км).
Вариант IV (рис.2.4) предполагает подключение проектируемой
подстанции №10 в кольцо от узлов №5 и №7 (строительство двух линий 110кВ
общей длинной 60км)
32/0.87 10
40/0.85
7
20/0.85
9 8 5
60/0.85
16.9/0.9
существующая сеть
проектируемая сеть
Рис.2.1 Развитие сети по варианту I
60/0,85
Рис.2.2 Развитие сети по варианту II
Рис.2.3 Развитие сети по варианту III
Рис. 2.4 Развитие сети по варианту IV
2. Выбор сечений линий электропередач.
Выбор сечений линий электропередачи выполняется с использованием
экономических токовых интервалов. При этом в зависимости от принципов
применяемых при унификации опор зоны экономических сечений могут
сдвигаться, поэтому для однозначности проектных решений при выборе сечений
оговариваются используемые опоры и таблицы экономических интервалов
сечений.
Проектируемая подстанция и сооружаемые линии электропередачи
находятся в климатической зоне Урала, относящийся к I району по гололёду.
Для строительства линий электропередач используются стальные опоры.
Значения экономических токовых интервалов были взяты из таблицы 1.12 [2].
Для выбора сечений линий электропередач предварительно подсчитаны токи
нагрузки узлов в максимальном режиме.
Токи нагрузки узлов рассчитываются по формуле:
[pic] (2.1)
где Р – мощность подстанции в максимальном режиме
U- номинальное напряжение сети.
Результаты расчётов токов узлов приведены в таблице 2.1
Таблица 2.1
Результаты расчёта токов узлов.
|№ узла |Мощность, МВт|[pic] |Класс |Ток нагрузки,|
| | | |напряжения, |А |
| | | |кВ | |
|2 |110 |0,9 |220 |321 |
|3 |125 |0,9 |220 |364 |
|4 |80 |0,9 |220 |233 |
|6 |130 |0,9 |220 |379 |
|7 |40 |0,85 |110 |247 |
|8 |60 |0,85 |110 |370 |
|9 |20 |0,85 |110 |123 |
|10 |32 |0.87 |110 |193 |
|5 |16.9 |0,9 |220 |44 |
Расчёт токораспределения в сети для выбора сечений производится по
эквивалентным длинам.
Потокораспределение в системообразующей сети остаётся постоянным для
всех вариантах присоединения проектируемой подстанции 10 и не зависит от
варианта её присоединения. Поэтому по системообразующей сети
потокораспределение рассчитывается один раз и в дальнейшем анализе
учитываться не будет.
Токораспределение системообразующей сети приведено в
таблице 2.2.
Токораспределение распределительной сети приведено в таблице 2.3…2.5
соответственно для вариантов I-IV. Линии 5-8, 5-7, 8-9 –существующие,
сечение линий АС-240.
Таблица 2.2
Токораспределение системообразующей сети.
|№ линии |Длина, км |Число линий |Приведённая |Ток в линиях,|
| | | |длина, км |А |
|1-3 |54 |1 |54 |89 |
|1-2 |50 |2 |25 |129 |
|3-5 |59 |1 |59 |393 |
|2-1000 |70 |1 |70 |575 |
|4-1000 |58 |2 |29 |97 |
|5-1000 |58 |2 |29 |373 |
|6-1000 |62 |2 |31 |242 |
Таблица 2.3
Токораспределение распределительной сети (Вариант I).
| | | |длина, км |общий, А |
|5-8 |40 |2 |20 |512 |
|5-7 |46 |2 |23 |262 |
|8-9 |20 |1 |20 |143 |
|7-10 |40 |2 |20 |206 |
Таблица 2.4
Токораспределение распределительной сети (Вариант II).
|5-8 |40 |2 |20 |592 |
|5-7 |46 |2 |23 |384 |
|8-9 |20 |1 |20 |268 |
|7-10 |20 |1 |20 |254 |
|8-10 |25 |1 |25 |162 |
Таблица 2.5
Токораспределение распределительной сети (Вариант III).
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9
