Выбор номинальных сечений проводов ВЛ

Выбор сечений произведём по нормированной (экономической) плотности тока jэк. Для сталеалюминиевых проводов и времени использования максимальной нагрузки Тmax = 3800 ч/год, jэк=0,9 А/мм2 (табл. В33 Прил. МУ).

Проверка проводов на механическую прочность сводится к выполнению условия.

F? F_мех ,.

где F_мех — минимально возможное сечение. Для изолированных проводов ВЛ свыше 1кВ значение F_мех приведены в табл. А3 МУ.

Из условия механической прочности типовых опор максимально допустимые сечения проводов составляют: для ВЛ 35кВ — 150 мм²; ВЛ 110 кВ — 240 мм²; ВЛ 220 кВ — 500 мм².

Для ВЛ 110 и 220 кВ, сооружаемых на территории крупных городов, рекомендуется применять сечения проводов 240 и 400 мм² соответственно. Для заходов действующих ВЛ на новые подстанции сечение провода выбирается, как правило, не меньшим, чем на основной линии.

Каждому значению номинального напряжения ВЛ можно поставить в соответствие определенный диапазон технически и экономически целесообразных, а поэтому наиболее употребительных на практике сечений проводов. Для ВЛ 35 кВ этот диапазон равен 35…150 мм², 110 кВ — 70…240 мм², 220 кВ — 240…400 мм². Выход за границы указанных пределов чаще всего свидетельствует о неудачном выборе конфигурации или номинального напряжения сети.

В связи с унификацией опор применение некоторых сечений, выбранных по j_эк, во IIIV районах гололедности оказывается неэкономичным. Это обстоятельство следует учесть при окончательном определении F.

Для определения расчетных токов новых линий необходимо выполнит расчёт приближённого (без учета потерь мощности) поток распределения электрической сети. В качестве примера возьмём вариант 1, принципиальная схема которого приведена на рис. 1.3 А. На схеме указаны марки проводов и длины участков ЛЭП (км), нагрузки узлов (МВ•А) и номинальные коэффициенты трансформации АТ. Учитывая слабую загрузку обмоток НН автотрансформаторов ПС А, выполним обычные в таких случаях упрощения схемы замещения. Переносим нагрузку с шин 10 кВ (узел 7) на сторону 110 кВ (узел 4) и складываем с нагрузкой на шинах СН. После этого сопротивления обмоток НН АТ из схемы замещения исключаются, а сопротивления обмоток ВН и СН последовательно объединяются. Такие же упрощения проделаем с автотрансформаторами ПС В (узел 6 — узел5), после чего схема замещения сети приобретёт вид, показанный на рис. 1.4. Поскольку расчёт режима выполняется без учета потерь, в схему замещения не включены поперечные проводимости, моделирующие зарядную мощность ВЛ и потери в стали (авто)трансформаторов. Расчёт сопротивлений линии сведем в табл. 1.3.

Таблица 1.3.

Расчет сопротивлений ЛЭП.

Эквивалентные сопротивления участка n-цепной линии вычисляем как.

R = r₀l/n, X = r₀l/n.

где r0, x0 — погонные сопротивления ЛЭП, Ом/км, принимаемые по табл. А11 МУ.

Параметры трансформаторов и автотрансформаторов, взятые из справочника, приведены в табл. 1.4.

Для исключения идеальных трансформаторов из схемы замещения, приведем сопротивления всех элементов к базисному напряжению 220 кВ. Для этого сопротивления ВЛ 110 кВ, указанные в табл.1.2. необходимо умножить на (k₁)*2 =(1,9)*2 =3,61.

Паспортные данные автотрансформаторов на ПС А:

— U_НС-НВ = 11%; P_ВН?-СН= 520 кВт. Сопротивления АТ, приведенные к напряжению 220 кВ, определим как.

R_A = = *10^-3 = 0,22 Ом Х_А = = = 11,64 Ом где m=2 — число АТ, работающих параллельно. Параметры АТ.

подстанции В определяются аналогично.

R_В = = *10^-3 =0,28 Ом Х_В = = = 23,27 Ом При выполнении расчёта режима сложнозамкнутой сети вручную далее следует:

• o преобразовать «треугольник» сопротивлений А2ВА в «звезду» (рис. 1.5);
• o по «правилу моментов» определить поток мощности на одном из головных участков (например, S _AO);
• o найти потокораспределение в остальной части кольцевой схемы; используя значения мощностей в лучах «звезды», вычислить величины нагрузок в ветвях «треугольника».

Таблица 1.4.

Примечания.

• 1. Трансформаторы напряжение 35 кВ имеют РПН на стороне ВН; обмотки СН и НН без ответвлений.
• 2. Трансформаторы 110, 220 кВ имеют РПН в нейтрали ВН и ПБВ на стороне СН ±2ґ2,5%.
• 3. Автотрансформаторы на 220 кВ имеют РПН в линии СН; мощность обмотки НН равна 50% номинальной (для АТ 200 и 250 МВА может составлять и 40%).

G_м = B_м = =.

Преобразование «треугольника» A3ВА в «звезду». Определяем.

сумму сопротивлений сторон «треугольника»:

Z_Д = Z_A2 + Z_2B + Z_BA=(6,75+ j29,56)+(2,38 + j15,14)+(2,38 + j15,14) =12,5 + j59,84 Ом Сопротивление «луча» АО найдем как.

Z_AО=Z_A2•Z_AB /Z_Д= (6,75+ j29,56)(2,38 + j15,14) / (12,5+ j59,84) = 1,32 + j7,5 Ом.

Аналогично определим.

Z_ОВ = Z_B2•Z_АB /Z_Д= (2,38 + j15,14)(2,38 + j15,14) / (12,5+ j59,84) = 0,406 + j3,82 Ом.

Приведенная к базисному напряжению и преобразованная схема замещения показана на рис. 1.6. Вычисляем суммарное сопротивление «кольца»:

Z_У= Z_AО + Z_ОB + Z_B5 + Z₅₃ + Z₃₄ +Z_4А =(1,32 + j7,5) + (0,406 + j3,82) + (0.28 + j23.27) + (23,4 + j59,9) + (33,12 + j84,24) + (0,22 + j11.64) = 58,746 + j190,37Ом По «правилу моментов» S _АO определяется как.

S_AO = =.

= [(66 + j30)*(57,426 — j182,87) + (60 + j30)*(57,02 — j170,05) + (171 + j67)*(56,74 — j155,78) + (21 + j13)*(33,34 — j95,88) + (124 + j67)*(0.22+ j11.64)/(58,746 — j190,73) =.

= 274 + j129 MBA.

Рис. 1.4. Принципиальная схема электрической сети. Вариант 1

Рис. 1.5. Упрощенная схема замещения электрической сети (вариант 1)

Рис. 1. 6. Схема замещения сети после преобразований

Из условия баланса мощностей в узле 0 имеем.

подстанция электрифицируемый мощность.

S_OB = S_AO — S_O = 274 + j129 — 66 — j30 = 208 + j99.

S_B5 = S_OB — S_B = 208 + j99+ 60 + j30 = 268 + j129.

и т. д. …

Значения остальных мощностей приведены на рис. 1.6.

Вернемся к схеме на рис. 1.5. и выполним обратные преобразования. Для фиктивного треугольника АОВА справедливо соотношение.

S_AO + S_BO = S_AB

S_AB

= 188.25 + j88.75 МВА Из баланса мощности для узла В определим, что.

S_B3 = S_B + S_AB — S_B5 = = (60 + j30) + (188.25+ j88.75) — (268 + j129) =.

= -19.75 — j10.25 MBA.

S_А3 = 85,75 + j40.25.

Рис. 1.7. Результаты расчета приближенного распределения мощностей (вариант 1)

Анализ распределения мощностей в полной схеме (рис. 1.7) указывает на целесообразность отключения ВЛ 5−2 в нормальных режимах. Это ведет к исключению уравнительной мощности в замкнутом контуре и повышению экономичности работы сети.

Расчёт мощностей при отключённой ВЛ 5−2 дает следующие значения:

S₃₄ = 21 ++ j13 МВА.

S_А4 = 124 + j67 + 21 + j13 = 145 + j80 МВА.

S_5B = 171 ++ j67 МВА.

S_В0 = 171 + j67 — 60 -j30 = 111 + j37 МВА.

S _A0 = 111 +j37 + 66 + j30 = 177 + j67 МВ А;

S_AO + S_BO = S_AB

S_AB

= 115.58 + j42,77 МВА Из баланса мощности для узла В определим, что.

S_B3 = S_B + S_AB — S_B5 = = (60 + j30) + (115.58 + j42,77) — (171 + j67) =.

= 4,58 + j5,77 MBA.

S_А3 = 61.33 + j31 MBA.

Рис. 1.8 Схемы для варианта 1 при отключенной ВЛ 5−2

Для выбора сечений в качестве расчётной принимается большее из двух значений мощностей для каждой из ВЛ. Значения расчётных нагрузок линий и экономических сечений (F_Э =, предварительно намеченных () и окончательно принятых (F_СТ) сечений проводов приведены в табл. 1.5. Для новых линий выбираем сталеалюминиевые провода.

Нормативное значение экономической плотности тока для неизолированных сталеалюминиевых проводов (ПУЭ., изд.2013 г.).

Выбор сечений проводов линий электропередачи необходимо выполнять по расчетной токовой нагрузке линии I_расч, которая определяется по выражению.

I_расч = I_max * б₁ * б_т,.

где I _max — ток в линии в максимальном нормальном режиме работы сети с учетом перспективы развития нагрузок на пять лет;

ѕ Линии ВЛ ДP' = R_Э = R_Э

ѕ Двухобмоточные трансформаторы:

ДP' = R_Э = R_Э

ДP" = R_Э

ѕ Трехобмоточные трансформаторы:

ДP = ДP_кз^В + ДP_кз^С + ДP_кз^Н

где эквивалентное сопротивление:

R_Э = * 10^-3

Для схемы 1 результаты (при нормально отключенной ВЛ 5−2) приведены в табл. 2.4 и 2.5.

Таблица 2.4.1.

Расчет потерь активной мощности в ЛЭП (вариант 1).

Таблица 2.5.1.

Расчет потерь активной мощности в (авто) трансформаторах (вариант 1).

Суммируя нагрузочные (ДРў) и условно постоянные (ДР?) потери для ВЛ и трансформаторов (вариант 1), получим:

ДРўнов = 2563 кВт и ДР? нов = 1045кВт.

Для старой схемы потери составляли.

ДРўст = 247 кВт и ДР? ст= 540 кВт.

Прирост потерь в сети равен.

ДРўmax= ДРўнов — ДРўст= 2563 — 247 = 2316 кВт и.

ДР?= ДР? нов — ДР? ст = 1047 — 540 = 507 кВт.

Определим.

ф = (0,124+ Тmax/10 000)28760.

ф = (0,124+ 3800/10 000)28760 = 2225 ч/год, Удельные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии.

b' (t')—и b" (t") по известным зависимостям:

вўэ= 1,3 руб/кВт•ч и.

в?э=1,28 руб/кВт•ч.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются как Спот =—DАўbўэ +—DАўbўэў ,.

где ДАў=ДPўmaxф = 2316 • 2225•10−6 = 5.15 млн кВт•ч/год;

ДА?=ДP?•t =507•8760•10−6 = 4.44 млн кВт•ч/год.

Тогда Спот = 5.15•1,3+4.44•1,28 = 12.38 млн руб/год.

За исключением повторяющихся в обоих вариантах элементов, капиталовложения в схему 1 составят КS = Кл + Кп = 879.4 + 407.68= 1287.08 млн руб.

Эксплуатационные расходы на ремонт и обслуживание сети будут равны.

Иў= Иўл+Иўп = 7.035 + 22.4 = 29.435 млн. руб/год.

Для определения приведенных затрат примем норму дисконта Е=0,1; расчетный период n=10 лет; срок строительства сети m=3 года. Вычислим приведенный срок эксплуатации:

Т_Э = n — m + 10 — 3 + 1/3 + 2/3 = 8 лет Для каждого из сравниваемых вариантов приведенные (дисконтированные) затраты вычисляют по формуле.

З = К (1+Е) +[И_ґ(1+Е) + С_пот]Т_э,.

n; m — срок строительства электросети, лет;

t — текущий год расчетного периода;

Е — норма дисконта, принимаемая равной 0,05…0,12.

Таблица 2.4.2.

Капитальные вложения в строительство новых ВЛ (вариант2).

Суммарная стоимость строительства новых ВЛ составит.

К_Л = 420 + 359,4 + 146,4 = 925,8 млн руб.

Годовые расходы на эксплуатацию ВЛ определим как.

И'_Л = К_Л•а_Л = 925,8•0,008 = 7,406 млн. руб/год,.

Таблица 2.5.2.

Затраты на строительство ПС (вариант 2), млн руб.

Капитальные вложения в строительство подстанций (кроме ПС-2) составят:

К_П = К₁ + К₃ = 194,46 + 165,62 = 360 млн руб.

Затраты на ремонты и обслуживание подстанций определим по формуле:

И'_П = К₁ а_П 1+ К₃ а_П3 + К_В а_ПВ

И'_П = 165,62•0,049 + (194,46)•0,059 = 19,7 млн руб./год.

Расчет потерь активной мощности в ЛЭП (вариант 2).

Расчет потерь активной мощности в (авто) трансформаторах.

(вариант 2).

Результаты расчетов сведем в табл. 2.6.

Таблица 2.6.

Экономические показатели сравниваемых вариантов, млн руб.

Различие дисконтированных затрат по вариантам не превышает 5%. Следовательно, оба варианта равнозначны. Окончательно принимается вариант схемы 2.