Электрическая сеть промышленного района

Номер ветви сети	Ток, А, при отключении ветви сети									Наибольшее значение тока Iнб, A
	4-1	2-4	2-8	5-3	5-6	6-7	7-1	6-2	3-8
4-1	458	458	500	456	674	718	536	416	448	718
2-4	97	-	100	94	211	288	125	131	80	288
2-8	484	460	430	614	54	452	464	394	678	678
5-3	145	146	176	-	650	201	163	211	87	650
5-6	273	265	234	437	-	243	257	216	540	540
6-7	239	276	194	247	187	-	157	270	284	276
7-1	408	412	360	428	372	186	324	450	466	466
6-2	118	169	117	263	129	301	181	-	323	323
3-8	219	216	248	68	762	280	238	283	-	762

Таблица 4.3 – Результаты расчета послеаварийного режима для схемы № 1 

Таблица 4.4 – Результаты расчета послеаварийного режима для схемы № 2

 

 

 

5. Выбор числа, типов и мощностей трансформаторов подстанций

 

При выборе трансформаторов их мощность в нормальных условиях работы должна обеспечивать питание электрической  энергией всех потребителей.

На подстанциях, которые питают потребителей первой и второй категории, должно быть установлено не менее  двух трансформаторов. Таким образом, если произойдёт авария на одном из двух трансформаторов, то оставшийся в  работе должен обеспечить полной мощностью  подключённых к нему потребителей. Такого эффекта можно добиться путём  установки на подстанции двух трансформаторов, номинальная мощность которых равна 60…70 % от максимальной нагрузки подстанции.

 На подстанциях, которые питают  потребителей третьей категории,  можно установить один трансформатор,  мощность которого рассчитывается  из условия максимума всей  мощности подключенных к подстанции потребителей (Sт ≥ Sн).

При установке на подстанции двух трансформаторов допускаются их технологические перегрузки до 30–40% на время ремонта или аварийного отключения одного из них, но не более 6 часов в сутки в течении пяти суток подряд при условии, что коэффициент начальной его загрузки был меньше или равен 0,93 (по ПУЭ).

С учётом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора из двух рассматриваемых будет равна:  Sт ≥ Sн/(1.3…1.4),  где Sн – наибольшая мощность нагрузки подстанции.

Для питания потребителей на двух напряжениях используются трехобмоточные трансформаторы или автотрансформаторы.

Результаты выбора мощностей трансформаторов и их основные параметры приведены в таблицах 5.1-5.3.

 

 

 

Таблица 5.1 – Выбор количества и мощностей трансформаторов на                   подстанциях

Номер узла нагрузки	Наиболь-шая нагрузка подстанции, МВ∙А	Катего-рия пот-ребите-лей ЭЭ	Коли-чество трансформаторов	Тип и мощность трансформато-ров	Коэф-фициент загрузки
1	б а л а н с и р у ю  щ и й   у з е л
2	25,6	1	2	ТРДН-25000/110	0,51
3	15,6	1	2	ТДТН-16000/110	0,49
4	92,2	1	2	ТРДЦН-80000/110	0,58
5	83,3	1	2	ТРДЦН-80000/110	0,52
6	12,2	1	2	ТДН -10000/110	0,61
7	37,8	1	2	ТРДН-40000/110	0,47

 

 

Таблица 5.2 – Параметры двухобмоточных трансформаторов

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные						Расчетные данные
			Uном обмоток, кВт		Uк, %	DРк, кВт	DРх, кВт	Iх, %	R, Ом	Х, Ом	DQх, квар
			ВН	ВН
ТРДН-25000/110	25	±9´1,78%	115	6,3/6,5; 6,3/10,5	10,5	120	27	0,7	2,54	55,9	175
ТРДЦН-80000/110	80	±9´1,78%	115	6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5	10,5	310	70	0,6	0,6	17,4	480
ТДН-10000/110	10	±9´1,78%	115	6,6;11	10,5	60	14	0,7	7,95	139	70
ТРДН-40000/110	40	±9´1,78%	115	6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5	10,5	172	36	0,65	1,4	34,7	260

 

 

 

 

 

 

Таблица 5.3 – Параметры трёхобмоточных трансформаторов

Тип	Sном, МВА	Каталожные данные
		Uном обмоток, кВ			Uк, %
		ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
ТДТН-16000/110	16	115	38,5	6,6; 11	10,5	17	6

 

Каталожные  данные			Расчетные данные
DРк, кВт	DРх, кВт	Iх, %	R, Ом			Х, Ом			DQх, квар
			ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
100	23	1,0	2,6	2,6	2,6	88,9	0	52	160

 

 

 

6. Формирование однолинейной схемы электрической сети

 

При выборе наилучшего варианта сети необходимо учитывать не только стоимость  линий, но и стоимость оборудования подстанций. Для этого должны быть сформированы однолинейные схемы подстанций.

При выборе схемы подстанции следует  учитывать число присоединений (линий  и трансформаторов), требования надежности электроснабжения потребителей и обеспечения  пропуска через подстанцию перетоков  мощности по межсистемным и магистральным  линиям, возможности перспективного развития. Число и вид коммутационных аппаратов выбираются так, чтобы  обеспечивалась возможность проведения поочередного ремонта отдельных  элементов подстанции без отключения соседних присоединений. Одновременно следует стремиться к максимальному  упрощению схемы подстанции значительную долю в стоимости подстанции составляет стоимость выключателей, поэтому, прежде всего надо рассмотреть возможность  отказа от применения большего числа  выключателей.

В зависимости от требований надёжности на стороне высшего напряжения подстанции необходимо рассмотреть следующие  схемы: схему с одной секционированной системой шин, схему с двумя рабочими и одной обходной системой шин. В  отдельных случаях могут быть рассмотрены схемы с полутора и двумя выключателями на присоединение.

На стороне среднего напряжения в зависимости от класса напряжения и числа присоединений выбирают одиночную несекционированную и  одиночную секционированную схемы, а также схемы с одиночной  секционированной системой шин или  двумя рабочими системами шин  и одной обходной.

На стороне низшего напряжения подстанции обычно принимают: при одном  трансформаторе одну не секционированную систему шин, при двух – схему  с двумя секциями шин.

Количество линий отходящих  от каждого напряжения подстанции можно  определить по заданной общей мощности потребителей на шинах высшего, среднего и низшего напряжений [4, с.21]. Результаты расчёта заносим в таблицу 6.2.

Таблица 6.1 – Пропускная способность одной линии

Напряжение, кВ	6	10	35	110	220	330
Мощность, МВт	0.5-2	1-3	5-10	15-30	90-150	270-450

 

Таблица 6.2 – Количество радиальных линий электропередачи по нагрузке, отходящих от подстанций проектируемой сети схемы №2 и №3.

Номер узла	Количество отходящих радиальных линий
	ВН	СН	НН
2	2	-	10
3	-	1	4
4	-	-	28
5	-	-	24
6	-	-	6
7	-	-	10

 

Однолинейные схемы электрических  сетей для вариантов № 1 и № 2 представлены в графическом материале.

 

7. Технико-экономическое сравнение вариантов

 

На данном этапе расчета  необходимо выбрать из ранее выбранных двух вариантов наиболее выгодный с экономической  точки зрения.

Сопоставляемые варианты электрической  сети отличаются друг от друга конфигурацией  схемы сети, числом цепей, сечениями  проводов, протяженностью линий на отдельных участках, типом подстанций в одноименных узлах. Для этого проводится сравнение технико-экономических показателей выбранных вариантов схем. Из наших вариантов выбирается тот, который имеет наименьшие затраты.

Приведенные затраты определяются по формуле:

                                  (9)

где – отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание и ссудный процент,отн. ед., принимается по данным [2, с.315];

 – единовременные капитальные вложения в сеть;

∆W₀- потери электроэнергии холостого хода;

∆W₀- нагрузочные потери электроэнергии;