Проектирование электриче-ской районной сети 110 кВ и подстанции 110-10 кВ

ABSTRACTS

     In this thesis project the issues of designing the electrical network based on the existing 110 kV line. Three variants of development of the network, in this case for all variants produced selection voltage, transmission line sections transformers step-down substations and circuit switching. Of the three schemes by comparing the feasibility for further consideration by the power quality one scheme adopted. In accordance with the task designed substation 110/10 kV. Communication with the 110 kV overhead line system, the consumer chemical enterprise, Pmax3 = 30 MW.
     The project is made only option the block diagram for node 3 of the first embodiment of the network, the user can configure the transformers, the calculation of the number of lines, the choice of switching circuits, developed scheme of own needs power substation. For this scheme, made the calculation of ,short circuit currents. The data obtained for calculating short-circuit currents produce a range of circuit breakers, disconnectors, current-carrying parts of the substation.
     As a special issue, the topic is chosen methods and means of increasing the reliability of overhead lines and their elements. Since most of the 110 kV electricity networks are occupied by VL, this issue is very urgent.
     
    АННОТАЦИЯ
     Пояснительная записка 160 с., 51 рис., 56 табл., 50 источников, 2 прил.
        
     В данном дипломном проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ. Рассмотрено три вариантов развития сети, при этом для всех вариантов произведен выбор напряжения сети, сечений ЛЭП, трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств.
     
     	
     	
     Из трёх схем путем технико-экономического сравнения для дальнейшего рассмотрения по качеству электроэнергии принята одна схема.
     В соответствии с заданием спроектирована подстанция 110/10 кВ. Связь с системой по ВЛ 110 кВ,  потребитель  предприятие  химической  отрасли, Pmax3=30 МВт.
     В проекте составляется единственный вариант структурной схемы для узла 3 первого варианта развития сети, производится выбор трансформаторов, расчет количества линий, выбор схем распределительных устройств, разрабатывается схема питания собственных нужд подстанции. Для этой схемы производится расчет токов короткого замыкания. По полученным данным расчета токов короткого замыкания производим выбор выключателей, разъединителей, токоведущих частей подстанции.
     В качестве спец. вопроса выбрана тема: « Применение частотно регулируемого привода при добычи нефти и газа».

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ	12
1 Проектирование электрической сети 110 кВ	14
1.1 Понятие электрической сети	14
1.2 Разработка схем развития электрической сети	15
1.3 Расчет потокораспределения в сети	18
1.3.1 Расчет потокораспределения (вариант 1)	19
1.3.2 Расчет потокораспределения (вариант 2)	20
1.3.3 Расчет потокораспределения (вариант 3)	21
1.3.4 Расчет потокораспределения (вариант 4)	22
1.3.5 Расчет потокораспределения (вариант 5)	23
1.4 Выбор номинального напряжения сети	24
1.4.1 Выбор номинального напряжения сети на примере варианта 1	24
1.4.2 Выбор номинального напряжения сети на примере варианта 2	25
1.4.3 Выбор номинального напряжения сети на примере варианта 3	26
1.5 Выбор сечений линий электропередач на участках сети	28
1.5.1 Расчет токораспределения в сети	28
1.5.2 Выбор сечений линий электропередач	32
1.6 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях	39
1.7 Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне ВН	41
1.8 Экономическое сопоставление вариантов развития сети	46
1.8.1 Общие положения	46
1.8.2 Экономическое сопоставление вариантов	48
1.9 Расчет установившихся режимов сети	57
1.9.1 Расчет установившихся режимов максимальных нагрузок (вариант 3)	57
1.9.1.1 Расчет параметров схемы замещения	57
1.9.1.2 Расчет потокораспределения сети	60
1.9.1.3 Расчет напряжений в узлах сети	64
1.9.1.4 Выбор средств регулирования напряжения	68
1.9.2 Расчет установившихся послеаварийных режимов (вариант 3)	69
1.9.2.1 Расчет потокораспределения сети	70
1.9.2.2 Расчет напряжений в узлах сети	73
1.9.2.3 Рациональные отпайки и напряжения на шинах подстанции после регулирования для узлов	74
1.9.3 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок (вариант 1)	76
1.9.3.1 Расчет параметров схемы замещения	76
1.9.3.2 Расчет потокораспределения сети	77
1.9.3.3 Расчет напряжений в узлах сети	82
1.9.3.4 Выбор средств регулирования напряжения	84
1.9.4 Расчет установившихся послеаварийных режимов (вариант 1)	85
1.9.4.1 Расчет потокораспределения сети	86
1.9.4.2 Расчет напряжений в узлах сети	89
1.9.4.3 Рациональные отпайки и напряжения на шинах подстанции после регулирования для узлов	90
2 Проектирование подстанции 110/10 кВ	92
2.1 Выбор мощности и числа трансформаторов	92
2.2 Схема перетоков мощности	94
2.3 Расчет количества линий на стороне 110 кВ	95
2.4 Расчет количества линий отходящих к потребителям	96
2.5 Выбор схем распределительных устройств	97
2.5.1 Выбор схемы распределительного устройства на высоком напряжении 110 кВ	98
2.5.2 Выбор схемы распределительного устройства на низком напряжении 10 кВ	99
2.6 Разработка схемы питания собственных нужд	99
2.7 Расчет токов короткого замыкания	103
2.7.1 Составление расчетной схемы	104
2.7.2 Составление схемы замещения цепи и определение ее параметров	105
2.7.3 Расчет тока короткого замыкания в точке К1	107
2.7.4 Расчет тока короткого замыкания в точке К2 (при отключенном секционном выключателе)	109
2.7.5 Расчет тока короткого замыкания в точке К3	110
2.8 Выбор выключателей и разъединителей	112
2.8.1 Выбор выключателей на стороне 110 кВ	112
2.8.2 Выбор разъединителей на стороне 110 кВ.	115
2.8.3 Выбор выключателей на стороне 10 кВ.	117
2.9 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения	118
2.9.1 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ	118
2.9.2 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ.	124
2.10 Выбор токоведущих частей	126
2.10.1 Выбор шин и ошиновок на ОРУ – 110 кВ и токоведущих частей от РУ к выводам трансформаторов	126
2.11 Выбор конструкций распределительных устройств	128
3 Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ	130
3.1 Организация работы по наряду-допуску на КЛ	130
3.2 Оказание первой медицинской помощи	133
3.2.1 Освобождение пострадавшего от действия электрического тока	133
4 Применение ЧРП при добычи нефти и газа	138
4.1 Основные способы добычи нефти. Их преимущества и недостатки.	138
4.2 Общая тенденция «интеллектуализации» СУ	140
4.3 Выбор способа регулирования частоты вращения электродвигателя	149
4.3.1 Регулирование частоты вращения электродвигателя	149
4.3.2 Выбор системы управления электроприводом	156
4.3.3 Выводы	158
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	160
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ	161
Приложение А – Справка о патентном исследовании
Приложение Б – Ведомость технического проекта
Приложение В – Перечень элементов
     
ВВЕДЕНИЕ
     Тема дипломного проекта проектирование районной электрической сети 110 кВ, а так же рассмотрение вопросов проектирования ПС 110/10 кВ входящая в состав данной сети. Дипломный проект разработан на основании документов ПУЭ, НТП, ПТБ.
     В соответствии с дипломным заданием было предложено спроектировать ПС 110/10 мощностью 30 МВт.
     Рmах 10 = 30 МВт,
     cos? = 0,9,
         
     Современная энергетика характеризуется нарастающей централизацией производства и распределения электрической энергии. Энергетические системы образуют крупные энергообъединения (ОЭС).
     В электрической части энергосистем могут возникать повреждения и ненормальные режимы работы электрооборудования электростанций и подстанций, линий электропередачи и электроустановок потребителей электроэнергии.
     Релейная защита осуществляет автоматическую ликвидацию повреждений и ненормальных режимов в электрической части энергосистем и является важнейшей автоматикой, обеспечивающей их надежную и устойчивую работу.
     Релейная защита осуществляет непрерывный контроль над состоянием всех элементов электростанций энергосистемы и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов. При возникновении повреждений релейная защиты должна выявить поврежденный участок и отключить его от энергосистемы, воздействуя на соответствующие специальные силовые выключатели, предназначенные для размыкания токов повреждения.
     При возникновении ненормальных режимов релейная защита также должна выявлять их и в зависимости от характера нарушения либо отключать оборудование, если возникла опасность его повреждения, либо производить автоматические операции, необходимые для восстановления нормального режима, либо осуществлять сигнализацию оперативному персоналу, который должен принимать меры к ликвидации ненормального режима.
     В современных энергетических системах значение релейной защиты особенно возрастает в связи с бурным ростом мощностей энергосистем, объединением их в единые электрически связанные системы в пределах нескольких областей, всей страны, и даже нескольких государств. Характерным для современных энергосистем является развитие сетей высокого и сверхвысокого напряжения, с помощью которых производится объединение энергетических систем и передача больших потоков электрической энергии от мощных электростанций к крупным центрам потребления.
     В России строятся крупнейшие тепловые, гидравлические и атомные электростанции, увеличивается мощность энергетических блоков. Соответственно растет мощности электрических подстанций, усложняется конфигурация электрических сетей и повышается их нагрузка. Рост нагрузок, увеличение протяженности линий электропередачи, ужесточение требований к устойчивости энергосистем осложняют условия работы релейной защиты и повышают требования к ее быстродействию, чувствительности и надежности. В связи с этим идет непрерывный процесс развития и совершенствования техники релейной защиты, направленный на создание все более совершенных защит, отвечающих требованиям современной энергетики.
     Широкое распространение в связи с этим получает применение в устройствах релейной защиты полупроводниковых приборов, микросхем и микропроцессоров. Используются ЭВМ для расчета уставок защиты, поскольку такие расчеты в современных энергосистемах очень трудоемки и занимают много времени.
    
1 Проектирование электрической сети 110 кВ
     1.1 Понятие электрической сети
     Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного тока.
     В настоящее время ЕЭС России включают в себя семь параллельно работающих объединений энергосистем: Центра, Средней Волги, Урала, Северо-запада, Востока, Юга и Сибири.
     Производство электроэнергии растет во всем мире, что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем, которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.
     Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надежного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
     Проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надежное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надежности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.
     
     1.2 Разработка схем развития электрической сети
     Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей.
     В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).
     В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категорий, так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников III категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта, то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.
     Для каждого потребителя I и II категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне.
     При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рисунки 1.2.1, 1.2.2, 1.2.3, 1.2.4, 1.2.5), учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.
     

     Рисунок 1.2.1 – Вариант 1
     
     
     
     Рисунок 1.2.2 – Вариант 2
     
         
     
     Рисунок 1.2.3 – Вариант 3
     
     
     Рисунок 1.2.4 – Вариант 4
     
     Рисунок 1.2.5 – Вариант 5
     1.3 Расчет потокораспределения в сети
     В сетях с односторонним питанием потокораспределение рассчитывается следующим образом. Последовательно, начиная от самых отдаленных потребителей, складываем мощности узлов, встречающихся при приближении к источнику. Таким образом, получаем перетоки мощности на всех радиальных участках сети.
     В случае сети замкнутого типа, перетоки необходимо рассчитывать, используя правило «моментов», представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием. При этом мощность каждого источника такой сети определяется по формуле [1, формула 3.73]:
           
      ;   ,                                   (1.3.1)
           
где 	 – соответственно, определяемые активная и реактивная мощности источников;
       – активная и реактивная составляющие в узлах потребителей; 
       – расстояние противоположенного источника до данного потребителя; 
       – общее расстояние между источниками.
     На остальных участках мощность определяется по закону Кирхгофа.
     Если в кольце имеются участки с двумя и более параллельными цепями, то необходимо эти участки привести к эквивалентным длинам:
         
                                             					  (1.3.2)
        
где 	l – длина линии;
      n – число параллельных ветвей.
     
     1.3.1 Расчет потокораспределения (вариант 1)
     Кольцевая схема электрической сети .
     
     
      Рисунок 1.3.1 – Схема потокораспределения (вариант 1)
      
     Рассчитаем кольцевую сеть по формулам (1.3.1) – (1.3.2):




     
     
     
     
     1.3.2 Расчет потокораспределения (вариант 2)
     Смешанная схема электрической сети, присутствует одна кольцевая
           
     
     Рисунок 1.3.2  – Схема потокораспределения (вариант 2)
     



     
     
     1.3.3 Расчет потокораспределения (вариант 3)
     Смешанная схема электрической сети, присутствует одна кольцевая
           
     
      
      Рисунок 1.3.3  – Схема потокораспределения (вариант 3)
     
     
     
     
     
     
     1.3.4 Расчет потокораспределения (вариант 4)
     Радиальная схема электрической сети.
           
     
     Рисунок 1.3.4 – Схема потокораспределения (вариант 4)
         
     
     
     1.3.5 Расчет потокораспределения (вариант 5)
     Радиальная схема электрической сети.
           
     
     
     Рисунок 1.3.5  – Схема потокораспределения (вариант 5)
         
     
    
     
     
     
     1.4 Выбор номинального напряжения сети
     Для расчета напряжения будем использовать формулу Г. А. Илларионова 
[1, формула (6.25)], дающая удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ:
      , 	                                          (1.4.1)
где	 P – передаваемая по линии мощность, МВт;
      l – длина линии, км;
      n – количество параллельных цепей на участке.
         
     1.4.1 Выбор номинального напряжения сети на примере варианта 1
     
     
     
     
     
     Среднее значение:
                        (1.4.1)
      
           
 Таблица 1.4.1 Расчет Uн для варианта 1
№ участка
1-2
2-6
6-3
3-15
15-4
4-1
Сред. знач.
Uн, кВ
98,19
74,68
83,68
55,83
95,99
102,53
85,15
     
     1.4.2 Выбор номинального напряжения сети на примере варианта 2
     
     
     
     
     
     
     Среднее значение:
           
                        (1.4.2)
     

Таблица 1.4.2 Расчет Uн для варианта 2
№ участка
1-2
2-3
3-15
15-4
4-1
2-6
Сред. знач.
Uн, кВ
101,76
89,96
30,01
88,23
99,79
43,78
75,59
      
     1.4.3 Выбор номинального напряжения сети на примере варианта 3
     
     
     
     
     
     Среднее значение:
           
                        (1.4.3)
      


Таблица 1.4.3 Расчет Uн для варианта 3
№ участка
1-2
2-3
3-4
4-1
2-6
4-15
Сред. знач.
Uн, кВ
94,91
73,61
67,58
104,74
43,78
86,44
78,51

Таблица 1.4.4 Расчет Uн для варианта 4
№ участка
1-2
2-6
1-3
1-4
4-15
Сред. знач.
Uн, кВ
82,28
43,78
73,62
98,69
86,44
76,96
      
Таблица 1.4.5 Расчет Uн для варианта 5
№ участка
1-2
2-6
2-3
1-4
4-15
Сред. знач.
Uн, кВ
103,06
43,78
71,08
98,69
86,44
80,61
     
     Учитывая существующую ЛЭП 110 кВ, перетоки мощности по участкам  и длины линий  для всех рассматриваемых вариантов (рис. 1.2) выбран класс номинального напряжения 110 кВ.
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     1.5 Выбор сечений линий электропередач на участках сети
     1.5.1 Расчет токораспределения в сети
     Для определения сечений, необходимо рассчитать узловые токи и токи на каждом участке по формуле [2, формула (4.11)]:
           
      ,	                                         (1.5.1)
                            
где  –передаваемая по участку мощность.

     
     Рисунок 1.5.1 – Экономические интервалы сечений для одноцепных линий (для стальных опор) III-IV районом по гололеду.
     
     
     
      Рисунок 1.5.2 – Экономические интервалы сечений для двухцепных линий (для стальных опор) III-IV районом по гололеду.
     
     Затем производится выбор ближайшего большего сечения [5, таблица 3.15].
     Далее производится проверка выбранных сечений в возможных аварийных режимах по допустимому току, при этом должно соблюдаться условие [1, формула (6.48)]:
         
      < ,	                                              (1.5.2)
         
где  –допустимый ток, определяемый из таблицы [5, таблица 3.15].
         
     Токи нагрузок узлов определяем по формуле (1.7):
         
      кА;
      кА;
      кА;
     кА.
      кА;
         
     Вариант 1.
     Определим токи на участках сети по формуле (1.7).
      кА;
      кА;
      кА;
      кА;
      кА;
      кА;
     
     
     Рисунок 1.5.3 – Схема токораспределения (вариант 1)
     
     
     
     
     
     
     
     
     Вариант 2.
     	
     Рисунок 1.5.4 – Схема токораспределения (вариант 2)
     
     Вариант 3.
     
     Рисунок 1.5.5 – Схема токораспределения (вариант 3)
     
     Вариант 4
     
     Рисунок 1.5.6 – Схема токораспределения (вариант 4)
     
     Вариант 5
     
     Рисунок 1.5.7 – Схема токораспределения (вариант 5)
     1.5.2 Выбор сечений линий электропередач
     Проведем расчет для варианта 1. Интервалы для Азии с III - IV района по гололеду для одноцепных линий 55-170-400А, и для двух цепных 70-180-380А.
     Участок 1-4.
     При токе I 1-4 = 0,457/2=0,2285 кА , экономическое сечение найдем по таблице 1.12, что соответствует сечению 240 мм2. Потребитель I категории питается по двуцепной линии, таким образом, на участке 1-4 выбираем по экономическому сечению двухцепных линии 2хАС-240/32.
     Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве двух цепей 1-2 , I АВ 1-4 =0,817 кА, допустимый ток по нагреву для сечения 240 мм2 составляет I АВ АС-240 = 610*2=1220 А. Таким образом, I АВ 1-4 ? IДОП и проверка даёт положительный результат, выбираем сечение 240 мм2.
     участок 1-2 – существующий, ток I 1-2 = 0,306 кА, сечение 2хАС-240/32; 
     участок 2-6 – ток I 2-6 = 0,185/2=0,0925 кА, выбираем сечение 2хАС-120/19;
     участок 6-3– ток I 6-3 = 0,127 кА, выбираем сечение АС-120/19;
     участок 3-15 – ток I 3-15 = 0,048 кА, выбираем сечение АС-70/11;
     участок 15-4– ток I 15-4 = 0,340/2=0,170 кА, выбираем сечение 2хАС-120/19;
     Проверка из условий аварийных режимов выполняется отдельно для каждой линии.
     Обрыв линии 1-4:
     Imax 2-6 = 0,642 кА ? IДОП = 2*390=780 A;
     Imax 6-3 = 0,584 кА ? IДОП = 390 A;
     Условие не выполняется, поэтому предлагается к установке АС-240/32
     Imax 6-3 = 0,584 кА ? IДОП = 610 A;
     Imax 3-15 = 0,409 кА ? IДОП = 265 A;
     Условие не выполняется, поэтому предлагается к установке АС-120/19
     Imax 3-15 = 0,409 кА ? IДОП = 390 A;
     Imax 15-4 = 0,146 кА ? IДОП = 2*390= 780 A;
         
     Обрыв линии 1-2:
     Imax 2-6 = 0,175 кА ? IДОП = 2*390=780 A;
     Imax 6-3 = 0,233 кА ? IДОП = 610 A;
     Imax 3-15 = 0,408 кА ? IДОП = 390 A;
     Условие не выполняется, поэтому предлагается к установке АС-240/32
     Imax 3-15 = 0,408 кА ? IДОП = 610 A;
     Imax 15-4 = 0,671 кА ? IДОП = 2*390= 780 A;
     
     
     Рисунок 1.5.2.1 –Токораспределение при обрыве обеих цепей линии 1-4
     
     
     Рисунок 1.5.2.2–Токораспределение при обрыве обеих цепей линии 1-2
     
     Результаты расчёта сведены в таблицу 1.5.2.1.



Таблица 1.5.2.1 – Выбор сечений проводников (вариант 1)
Линия
Вид
Ток участка, кА
Сечение
Число цепей
Вид аварии
,кА
,А
1-2
сущ.
0,360
АС-240/32
2
Отключение двух цепей
1-4
0,817
2*610=
1220
2-6
проект
0,185
АС-120/19
2
Отключение двух цепей
1-4
0,642
2*390= 780
6-3
проект
0,127
АС-240/32
1
Отключение двух цепей
1-4
0,584
610
3-15
проект
0,048
АС-240/32
1
Отключение двух цепей
1-4
0,409
610
15-4
проект
0,340
АС-120/19
2
Отключение двух цепей
1-2
0,671
2*390= 780
4-1
проект
0,457
АС-240/32
2
Отключение двух цепей
1-2
0,817
2*610=
1220








     
     Аналогично проводим выбор сечений проводников для вариантов 2-3.
     Вариант 2.
     
     Рисунок 1.5.2.3–Токораспределение при обрыве обеих цепей линии 1-2
     
      
     Рисунок 1.5.2.4 –Токораспределение при обрыве обеих цепей линии 1-4
     
Таблица 1.5.2.2 – Выбор сечений проводников (вариант 2)
Линия
Вид
Ток участка, кА
Сечение
Число цепей
Вид аварии
,кА
,А
1-2
сущ.
0,395
АС-240/32
2
Отключение двух цепей 1-4
0,817
2*610=
1220
2-3
проект
0,162
АС-240/32
1
Отключение двух цепей 1-4
0,584
610
3-15
проект
0,013
АС-240/32
1
Отключение двух цепей 1-4
0,409
610
15-4
проект
0,276
АС-120/19
2
Отключение двух цепей 1-2
0,671
2*390= 780
Линия
Вид
Ток участка, кА
Сечение
Число цепей
Вид аварии
,кА
,А
4-1
проект
0,422
АС-240/32
2
Отключение двух цепей 1-2
0,817
2*610=
1220
2-6
проект
0,058
АС-70/11
2
Отключение одной цепи 2-6
0,058
265
     
     Вариант 3
     
      Рисунок 1.5.2.5 –Токораспределение при обрыве обеих цепей линии 1-2
      
     
      Рисунок 1.5.2.6 –Токораспределение при обрыве обеих цепей линии 1-4
 
 
 
 
 
 Таблица 1.5.2.3 – Выбор сечений проводников (вариант 3)
Линия
Вид
Ток участка, кА
Сечение
Число цепей
Вид аварии
,кА
,А
1-2
сущ.
0,331
АС-240/32
2
Отключение двух цепей
1-4
0,817
2*610=
1220
2-3
проект
0,097
АС-240/32
1
Отключение двух цепей
1-4
0,584
610
3-4
проект
0,079
АС-240/32
1
Отключение двух цепей
1-4
0,409
610
4-1
проект
0,487
АС-240/32
2
Отключение двух цепей
1-2
0,817
610
2-6
проект
0,058
АС-70/11
2
Отключение одной цепи
2-6
0,058
265
4-15
проект
0,263
АС-120/19
2
Отключение одной цепи
4-15
0,263
2*390= 780
     
     Вариант 4
     В схеме с радиальными участками аварийным режимом является обрыв одной цепи участка при этом токи участка остаются неизменны.
 
 
 
 
 
 
 Таблица 1.5.2.4 – Выбор сечений проводников (вариант 4)
Линия
Вид
Ток участка, кА
Сечение
Число цепей
Вид аварии
,кА
,А
1-2
сущ.
0,234
АС-240/32
2
Отключение одной цепи
0,234
2*610=
1220
2-6
проект
0,058
АС-70/11
2
Отключение одной цепи
0,058
265
1-3
проект
0,175
АС-120/19
2
Отключение одной цепи
0,175
390
1-4
проект
0,409
АС-240/32
2
Отключение одной цепи
0,409
610
4-15
проект
0,263
АС-120/19
2
Отключение одной цепи
0,263
390
    
     Вариант 5
     В схеме с радиальными участками аварийным режимом является обрыв одной цепи участка при этом токи участка остаются неизменны.
 
 Таблица 1.5.2.5 – Выбор сечений проводников (вариант 5)
Линия
Вид
Ток участка, кА
Сечение
Число цепей
Вид аварии
,кА
,А
1-2
сущ.
0,409
АС-240/32
2
Отключение одной цепи
0,409
2*610=
1220
2-6
проект
0,058
АС-70/11
2
Отключение одной цепи
0,058
265
2-3
проект
0,175
АС-120/19
2
Отключение одной цепи
0,175
390
1-4
проект
0,409
АС-240/32
2
Отключение одной цепи
0,409
610
Линия
Вид
Ток участка, кА
Сечение
Число цепей
Вид аварии
,кА
,А
4-15
проект
0,263
АС-120/19
2
Отключение одной цепи
0,263
390
     
     
     1.6 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
     В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
     Необходимо обеспечить энергией потребителей первой и второй категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае, оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей первой и второй категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей третьей категории.
     Условия выбора:
         
                                               ;
                                    ;                                (1.6.1)
        .
         
     После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:
         
                                   .                                        (1.6.2)
         
     Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 2. Выбор трансформаторов в остальных вариантах производится аналогичным образом.
         
      МВА;
      МВА.
         
     Выбираем тип трансформатора согласно [5, таблица 5.13] ТРДН–25000/110. При этом:
         
     ;
     ;
     .
         
     , то есть в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов, второй будет перегружен на 33%.
     Все данные о выбранных трансформаторах заносятся в таблицу 1.6.1.
      
 Таблица 1.6.1 – Выбор понижающих трансформаторов
№ узла
Мощность нагрузки
SФ.Т.,
МВ?А
Тип и число трансформаторов

Р, МВт
S, МВт
      
      
2
30
33,33
23,33
2xТРДН-25000/110
6а
10
11,11
7,78
2xТДН-10000/110
6б
10
11,11
-
ТДН-16000/110
3
30
33,33
23,33
2хТРДН-25000/110
15
45
50,00
35,00
2хТРДН-40000/110
№ узла
Мощность нагрузки
SФ.Т.,
МВ?А
Тип и число трансформаторов

Р, МВт
S, МВт


4
25
27,78
19,44
2хТРДН-25000/110
     
     1.7 Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне ВН
     Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек [2, таблица 7.4, рисунок 7.10]. Выбор схем соединения РУ и количество выключателей вариантов представлены в таблице 1.7.1– 1.7.5.
 
 Таблица 1.7.1 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)
№ узла
Число присоединений
Схема распределительного устройства 110 кВ
Число ячеек
выключателей 110 кВ

линий
трансформаторов


1
4
2
Две рабочие  и обходная системы шин
8
2
4
2
Шестиугольник
6
6а
3
2
Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин
7
6б
3
1
Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин
6

№ узла
     
Число присоединений
Схема распределительного устройства 110 кВ
Число ячеек
выключателей 110 кВ

линий
трансформаторов


3
2
2
Мостик с ремонтной перемычкой
3
15
3
2
Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин
7
4
4
2
Шестиугольник
6
Итого: 
37/36
 
 Таблица 1.7.2 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)
№ узла
Число присоединений
Схема распределительного устройства 110 кВ
Число ячеек
выключателей 110 кВ

линий
трансформаторов


1
4
2
Две рабочие  и обходная системы шин
8
2
5
2
Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин
9
6а
2
2
Два блока с вык-ми и неавтоматической перемычкой со стороны линий
2
6б
2
1
Заход-выход
2
3
2
2
Мостик с ремонтной перемычкой
3


№ узла

     
Число присоединений
Схема распределительного устройства 110 кВ
Число ячеек
выключателей 110 кВ

линий
трансформаторов


15
3
2
Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин
7
4
4
2
Шестиугольник
6
Итого: 
35/35
      
 Таблица 1.7.3 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)
№ узла
Число присоединений
Схема распределительного устройства 110 кВ
Число ячеек
выключателей 110 кВ

линий
трансформаторов


1
4
2
Две рабочие  и обходная системы шин
8
2
5
2
Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин
9
6а
2
2
Два блока с вык-ми и неавтоматической перемычкой со стороны линий
2
6б
2
1
Заход-выход
2
3
2
2
Мостик с ремонтной перемычкой
3
№ узла
Число присоединений
Схема распределительного устройства 110 кВ
Число ячеек
выключателей 110 кВ

линий
трансформаторов


15
2
2
Мостик с ремонтной перемычкой
3
4
5
2
Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин
9
Итого: 
34/34
 
 Таблица 1.7.4 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)
№ узла
Число присоединений
Схема распределительного устройства 110 кВ
Число ячеек
выключателей 110 кВ

линий
трансформаторов


1
6
2
Две рабочие  и обходная системы шин
10
2
4
2
Шестиугольник
6
6а
2
2
Два блока с вык-ми и неавтоматической перемычкой со стороны линий
2
6б
2
1
Заход-выход
2
3
2
2
Мостик с ремонтной перемычкой
3
15
2
2
Мостик с ремонтной перемычкой
3
4
4
2
Шестиугольник
6
№ узла
Число присоединений
Схема распределительного устройства 110 кВ
Число ячеек
выключателей 110 кВ

линий
трансформаторов


Итого: 
30/30
 
 
 
 Таблица 1.7.5 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)
№ узла
Число присоединений
Схема распределительного устройства 110 кВ
Число ячеек
выключателей 110 кВ

линий
трансформаторов


1
4
2
Две рабочие  и обходная системы шин
8
2
6
2
Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин
10
6а
2
2
Два блока с вык-ми и неавтоматической перемычкой со стороны линий
2
6б
2
1
Заход-выход
2
3
2
2
Мостик с ремонтной перемычкой
3
15
2
2
Мостик с ремонтной перемычкой
3
4
4
2
Шестиугольник
6
Итого: 
32/32
     1.8 Экономическое сопоставление вариантов развития сети
     1.8.1 Общие положения
     Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы. Подсчет приведенных затрат производится по формуле [1, формула (6.19)]: 
         
     , руб./год,				  (1.8.1.1)
         
где  – нормативный коэффициент эффективности (в энергетике );
      – соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;
      – соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций  и  – издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях [1, формула (6.2)];
     У – математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.
     Ежегодные издержки  и  определяются суммой отчислений от капитальных вложений [1, формула (6.4)]:
         
     ;				           (1.8.1.2)
     ,				           (1.8.1.3)
         
где ,  – соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [1, таблица 6.1].
     Издержки на возмещение потерь энергии определяются по формуле [1, формула (6.7)]:
         
     ,		  	       (1.8.1.4)
         
где   – суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;
         – суммарные потери холостого хода трансформаторов;
     ?0 – удельная стоимость потерь активной энергии, 1,5 руб., [5, таблица 6.3].
     ? – число часов максимальных потерь в году. Определяется по формуле [1, формула (12.20)]:
                  
     .		  	     (1.8.1.5)
            
     В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:
          
     ,				            (1.8.1.6)
                  
где     a – удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [1, рисунок 6.4, а];
      – максимальная нагрузка потребителя;
      – коэффициент вынужденного простоя;
      – степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя,  при частичном отключении).
     Коэффициент вынужденного простоя определяется по формуле [1, формула (6.22а)]:
     ,				     (1.8.1.7)
                  
где    m – число последовательно, включенных элементов сети;
     – среднее время восстановления элемента i [4, таблица 2.33];
     – параметр потока отказов элемента i [4, таблица 2.32].
     Капитальные вложения в линии:
              
      ;					    (1.8.1.8)
                        
где  С – стоимость 1 км линии;
        – длина линии; 
        п  –  число параллельных линий.
     Капитальные вложения в подстанцию:
                  
     ;					    (1.8.1.9)
                                                                       
где  С – стоимость 1 ячейки выключателя;
    п  –  число ячеек для учета.
     На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приведенными затратами.
         
     1.8.2 Экономическое сопоставление вариантов
     Рассмотрим экономическое сопоставление подвариантов А и Б присоединения узла 6 для варианта 1. Это позволит  определить схему питания потребителей Ш категории в узле 6 для вариантов 1, 2 и 3.
     Подвариант А предполагает установку на подстанции 6 двух трансформаторов ТДН-10000/110, подвариант Б предполагает установку на подстанции 6
     одного трансформатора ТДН-16000/110. В обоих вариантах предусмотрено питание потребителей узла 6 по одинаковым линиям, следовательно в расчете они не учитываются.
     	Подвариант А:
     тыс. руб.
     Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [1, табл. 2.1] для линий составляют 2,8%, для подстанций 11.......................