Устойчивость энергетических систем

 

Наиболее  тяжёлый послеаварийный режим для  каждого варианта схемы сети представлены на рис. 4.3.-.4.4.

 

Рис.4.3. Послеаварийный режим для 1-го варианта схемы сети, при котором отключена линия 2-4.

Рис.4.4. Послеаварийный режим для 2-го варианта схемы сети, при котором отключена линия 3-5.

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Выбор сечений проводов. Уточнение  конфигурации сети.

 

В качестве проводов линий будем использовать провода марки АС со стандартной  шкалой сечений. АС – провод, в котором  соотношение алюминиевой и стальной частей составляет 5,4 … 6. Сечение провода  выбираем по экономической плотности  тока:

мм²

j_э – экономическая плотность тока, А/мм² , определяется по данным табл. 5.1.[1] в зависимости от продолжительности использования максимума нагрузки.

I_нб – ток в линии для режима наибольших нагрузок, А.

Затем из стандартной шкалы сечений  проводов выбираем ближайшее значение провода (Приложение I [1], табл. II.1).Допустимый длительный ток сталеалюминиевых проводов воздушных линий находим по табл. I.3 [1].

После выбора сечения проводов провода  проверяем по максимальному допустимому  току в послеаварийном режиме. Результаты расчётов представлены в табл. 5.1.-5.2.

                           Табл. 5.1. Выбор сечений проводов для 1-го варианта схемы сети.

N линии	Расчётный ток в линии, А	Расчётное сечение провода по экономическим  условиям, мм2	Imax в послеаварийном режиме	Принятая марка провода	Допустимый ток, А	Максимальная токовая нагрузка, %
1-2	147	147	260	АС  150/24	450	57.8
1-5	154	154	261	АС   150/24	450	57.8
2-4	108	108	144	АС  120/19	390	36.9
2-3	79	79	153	АС  95/16	330	46.4
3-5	44	44	90	АС  70/11	265	34.0
3-7	122	122	155	АС  120/19	390	39.7
4-7	133	133	234	АС  120/19	390	60.0
6-7	63	63	66	АС  70/11	265	25.0

 

                

 

 

 

 

 

 

                  Табл. 5.2. Выбор сечений проводов для 2-го варианта схемы сети.

N линии	Расчётный ток в линии, А	Расчётное сечение провода по экономическим  условиям, мм2	Imax в послеаварийном режиме	Принятая марка провода	Допустимый ток, А	Максимальная токовая нагрузка, %
1-2	127	127	222	АС  120/19	390	57.7
1-5	181	181	319	АС  185/29	510	61.1
2-4	146	146	218	АС  150/24	450	48.2
3-4	93	93	250	АС  95/16	330	75.8
3-5	141	141	240	АС   150/24	450	53.3
4-7	161	161	283	АС   150/24	450	60.0
5-8	69	69	108	АС  70/11	265	43.0
6-8	63	63	66	АС  70/11	265	24.5
7-8	127	127	168	АС  120/19	390	46.4

 

                                        Табл. 5.3.Каталожные данные выбранных сечений проводов.

Марка провода	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, мкСм
АС  70/11	0.43	0.44	0.0255
АС  95/16	0.31	0.43	0.0261
АС  120/19	0.25	0.43	0.0266
АС  150/24	0.20	0.42	0.0270
АС  185/29	0.16	0.41	0.0275

  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.Выбор  числа и мощности трансформаторов  подстанций.

 

Если  подстанция питает потребителей I или II категории, то по условию надёжности электроснабжения согласно [1] предусматривается установка двух трансформаторов. В случае аварии на одном из трансформаторов второй должен обеспечить полной мощностью названных потребителей. Номинальная мощность каждого из устанавливаемых трансформаторов должна быть рассчитана на 60…70% максимальной нагрузки подстанции. В послеаварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов дол 140% на время максимума (не более 6 ч в сутки на протяжении не более 5 суток).

Если  вся нагрузка состоит из потребителей III категории, то на подстанции может быть установлен один трансформатор, рассчитанный на всю подключенную в момент максимума мощность.

Таким образом, расчётная мощность трансформатора для подстанций 2,3,4,5 рассчитываем по формуле:

Далее по приложению II [1] выбираем трансформатор с ближайшим наименьшим значением номинальной мощности. Данные по каждой подстанции сводим в табл. 6.1.

                                                                 

                                                               Табл. 6.1. Выбор трансформаторов на постанциях.

Номер п\с	Sнб п/с, МВА	Категория потре- бителей	Число выбранных тр-ов	Sрасч. тр., МВА	Тип тр-ра	Загрузка в ном. режиме, %	Пере- грузка, %
2	21.95	I,II	2	15.37	ТДН-16000/110	68.6	137.19
3	43.90	I,II	2	30.73	ТРДН-40000/110	54.9	109.75
4	70.73	I,II	2	49.51	ТДТН-63000/110	56.1	112.2
5	29.27	I,II	2	20.49	ТРДН-25000/110	58.5	117.1
6	12.20	I,II	1	12.20	ТДН-16000/110	38.1	38.1
Эл.ст.В	88.89	I,II	2	62.22	ТРДЦН-63000/110	70.0	140

 

 

 

 

 

7. Формирование однолинейной схемы  электрической сети.

 

При выборе схемы подстанции учитываем  число присоединений (линий и  трансформаторов), требования надёжности электроснабжения потребителей и обеспечения  пропуска через подстанцию перетоков  мощности по межсистемным и магистральным  линиям.

Число и вид коммутационных аппаратов  выбираются так, чтобы обеспечивалась возможность проведения поочерёдного ремонта отдельных элементов  подстанций без отключения соседних присоединений.

В табл. 7.1.-7.2. предсталены количество присоединений к каждой подстанции и выбранная для неё схема.

                             Табл. 7.1. Однолинейные схемы электрической сети для 1-го варианта.

Номер п/с	Количество присоединений	Выбранная однолинейная схема
1 БУ	4	-
2	6	С одиночной секционированной и обходной системами шин и совмещённым  секционным и обходным выключателем
3	5	Мостик с отделителем в цепях  трансформаторов и дополнительной линией, присоединённой через два выключателя
4	5	Мостик с отделителем в цепях  трансформаторов и дополнительной линией, присоединённой через два выключателя
5	6	С одиночной секционированной и обходной системами шин и совмещённым  секционным и обходным выключателем
6	2	Блок линия-трансформатор с отделителем
Эл.ст.В	6	С одиночной секционированной и обходной системами шин и совмещённым  секционным и обходным выключателем

 

             

 

 

 

 

 

 

 

  Табл. 7.2. Однолинейные схемы электрической сети для 2-го варианта.

Номер п/с	Количество присоединений	Выбранная однолинейная схема
1 БУ	4	-
2	5	Мостик с отделителем в цепях  трансформаторов и дополнительной линией, присоединённой через два выключателя
3	4	Мостик с выключателем в перемычке  и отделителями в цепях трансформаторов
4	6	С одиночной секционированной и обходной системами шин и совмещённым  секционным и обходным выключателем
5	7	С двумя рабочими и обходной системами  шин
6	2	Блок линия-трансформатор с отделителем
Эл.ст.В	5	Мостик с отделителем в цепях  трансформаторов и дополнительной линией, присоединённой через два выключателя

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8. Технико-экономическое сравнение вариантов.

 

Из  отобранных по предварительным показателям  двух вариантов на основе технико-экономического сравнения выбираем наиболее выгодный.

Для технико-экономического сравнения  вариантов капитальные затраты  определяем по укрупнённым показателям, которые дают полную величину капитальных  вложений на 1 км линии, одну ячейку выключателя, одну подстанцию и т.д. Суммарные  капитальные затраты определяются умножением укрупнённого показателя на число сооружаемых единиц.

  Капитальные затраты на сооружение  линий электропередач найдём  по формуле: 

, тыс.р.,

где К_0i – удельные капитальные затраты на сооружение i-той линии тыс.р./км, l_i – длина i-той линии, км (при этом действительные длины линий для учёта непрямолинейности трассы принимаем на 10% больше длин, измеренных по прямой линии).

Удельные  затраты на сооружение линии определяем по табл. IV.2 [1]. Полученные результаты сводим в табл. 8.1.-8.2.

                       Табл. 8.1. Капитальные затраты на сооружение сети по 1-му варианту.

Линия	Длина	Действ. длина линий, км	Марка провода	Число цепей	Удел. cтоимость, тыс. р./км	Стоимость, тыс. р.
1-2	36	39.6	АС  150/24	2	25.7	1017.72
1-5	51	56.1	АС   150/24	2	25.7	1441.77
2-4	46	50.6	АС  120/19	1	16.9	855.14
2-3	49	53.9	АС  95/16	1	16.4	883.96
3-5	36	39.6	АС  70/11	1	16.5	653.4
3-7	38	41.8	АС  120/19	1	16.9	706.42
4-7	39	42.9	АС  120/19	2	25.2	1081.08
6-7	39	42.9	АС  70/11	1	16.5	707.85
Итого:						7347.34