Электроснабжение сетевого района Чувашэнерго

Схема электроснабжения сетевого района представлена на листе 1 графической части.

1.6 Выбор марки и сечения провода  ЛЭП

 

Выбор сечений ЛЭП произведем по условию экономического тока, нагрева и потери электроэнергии на корону. Выбранные сечения проводов по условию допустимой потери напряжения будут проверены после расчета основных и утяжеленных режимов сети.

1.6.1 Выбор сечений проводов ЛЭП по условию экономической плотности тока.

Нахождение  нормированного значения экономической  плотности тока j_эк [2.6, таблица 1.3.36] требует определения времени использования максимальной активной мощности на ЛЭП Т_ма.

Т_ма12= Т_ма24=Т₂=6500, ч.

 

По таблице 1.3.36 [2.6, c.40] для неизолированных алюминиевых проводов выберем нормированную экономическую плотность тока:

J_экA2 = J_экB’3= J_эк34= J_эк54=J_экB’’2= 1.0, А/мм²;

J_эк25= 1.1, А/мм².

По условию экономической плотности  тока рассчитывается нестандартное  сечение линий (таблица 1.5)

где I_мij – ток основного режима максимальных нагрузок линии, А.

где S_ij – полная мощность линии, МВА;

U_ном – номинальное напряжение сети, U_ном=150 кВ.

Условию выбора сечений провода  по экономической плотности тока удовлетворяет ближайшее стандартное  сечение [2.6, таблица 1.3.29].

                                           Таблица 1.5

 

ЛЭП	Тмаij, ч	Jэк, А/мм2	Iмij, А	Fмij, мм2	Fлст,мм2
А1	5803	1,0	219	240	AC 185/24
12	5100	1,0	48	50	AC 185/24
24	5100	1,0	223	240	AC 185/24
43	4605	1,1	80	95	AC 240/32
3B	6800	1,1	375	400	AC 185/24
3A	4662	1,1	174	185	AC 185/24

1.6.2 Выбор сечений проводов ЛЭП по условию нагрева

Для выбора сечения проводов ЛЭП  по нагреву используется значение максимального  тока утяжеленного режима (таблица  1.8):

где Р_утij – активная мощность в утяжеленном режиме, МВт.

Рассчитаем токи утяжеленного режима.

  (обрыв 1 цепи линии А1 или А3)

  (обрыв 34)

 

Другие случаи обрывов линии мы не рассматриваем, т.к. токи в других случаях будут однозначно меньше уже найденных нами.

По таблице 1.3.29 [2.6] выбираем стандартное  сечение при I_ут£I_дд для проводов марки АС (вне помещений).                                                                        

 Таблица 1.6

 

ЛЭП	IУТij, А	Fлст,мм2
А1	510	AC 185/24
12	-	AC 185/24
24	-	AC 185/24
43	-	AC 240/32
3B	-	AC 185/24
3A	510\369	AC 185/24

 

1.6.3 Выбор сечений проводов ЛЭП по условию потерь на корону

 

По условию экономической плотности  тока и по нагреву выбираем сечения  ЛЭП (таблица 2.3). По условию потери энергии  на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений, установленных для 220 кВ – АС 240/32 [2.6, таблица 2.5.6].

        

Таблица 1.7

 

ЛЭП	Cечение по jэк, мм2	Сечение по нагреву, мм2	Сечение по потерям на корону, мм2	Окончательный выбор
А1	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24
12	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24
24	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24
43	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32
3B	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24
3A	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24

 

При выборе марок проводов на вновь  сооружаемых линиях напряжением 110 кВ и выше применяются сталеалюминиевые провода. Для сталеалюминевых проводов рекомендуются следующие области применения [2.6]:

В районах с толщиной стенки гололеда до 20 мм² при площади сечения до 185 мм² – с отношением А:С=6,0…6,25; при площади сечения 240 мм² и более – с отношением А:С=7,71…8,04.

В районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм² при площади сечения до 95 мм² – с отношением А:С=6,0; 120-400 мм² – А:С=4,29…4,39; 450 мм² и более – А:С=7,71…8,04.

По рисунку 2.5.5 [2.6] определяем, что  Иркутскэнерго относится к III району по гололеду. Из таблицы 2.5.3 [2.6] видим, что в III районе по гололеду толщина стенки гололеда до 20 мм². Так как площадь сечения провода 240 мм², то соотношение А: С =7,71…8,04.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.7 Выбор номинальной мощности трансформаторов районных понизительных ПС и компенсирующих устройств.

 

Силовые трансформаторы выбираются по числу, типу и номинальной мощности. Число трансформаторов зависит  от категорий приемников электрической  энергии и от мощности, а также  наличия резервных источников питания  в сетях низшего напряжения.

В соответствии в [2.6]  электроприемники первой категории необходимо обеспечивать, а второй категории – рекомендуется  обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующихся  источников питания. Поэтому, если в  пунктах потребления электроэнергии имеются потребители первой и  второй категорий, то на районных подстанциях  требуется устанавливать не менее  двух трансформаторов.

В нормальном режиме работы подстанции нагрузка трансформаторов не должна быть выше номинальной. Для двухтрансформаторной подстанции мощность каждого трансформатора должна выбираться из условия обеспечения  питания  нагрузок с учетом допустимых перегрузок, а также возможностей резервирования по сетям НН. Так, на подстанции с двумя однотипными  двухобмоточными трансформаторами необходимая мощность трансформатора S_T может быть рассчитана по выражению

где S_рез – нагрузка, которая может быть резервирована по сети НН от других источников питания;

K_ab – допустимый коэффициент перегрузки трансформатора, при проектировании принимается равным 1,4, так как согласно [2.4] в аварийных случаях трансформаторы в течение пяти суток допускают перегрузку в 1,4 номинальной мощности, на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки.

Таким образом, для двухтрансформаторной подстанции при K_ab=1.4 выбирается трансформатор мощностью около 0.7 максимальной нагрузки подстанции с учетом мощности компенсирующих устройств. Для увеличения коэффициента загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы двухтрансформаторной подстанции допускается выбирать мощность трансформаторов с учетом отключения потребителей третьей категории при аварийном выходе одного из трансформаторов по условию

,

где К_Ii и К_Iii – коэффициенты участия в суммарной нагрузке потребителей первой и второй категорий i-й подстанции (таблица 1.10).

 

 

 

 

                                             Таблица 1.8

 

ПС	Состав потребителей э/э в пунктах  питания, %			Si, MBA	Sтiрасч, МВА	Sтном, МВА	Силовой тр-р
1	10	60	30	45	22,24	32	ТРДН-32000/150
2	15	50	35	48	18,14	32	ТРДН-32000/150
3	20	40	40	49	19,77	32	ТРДН-32000/150
4		70	30	55	22,07	32	ТРДН-32000/150

 

коэффициент загрузки трансформатора (таблица 1.9)

 

Таблица 1.9.

 

ПС	Силовой тр-р	Кз
1	ТРДН-32000/150	0,695
2	ТРДН-32000/150	0,698
3	ТРДН-32000/150	0,766
4	ТРДН-32000/150	0,799

 

Итак, мы выбрали трехфазные двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой НН и устройством РПН, работающих на номинальное напряжение 150 кВ

Выбор компенсирующих устройств

 

Не  требуется

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.8 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети

 

Технико-экономические показатели складываются из капиталовложений  и расходов, необходимых для сооружения и эксплуатации сети.

   В этом разделе проекта  определяются следующие основные 

технико-экономические показатели: капиталовложения на сооружение линий  электропередачи, подстанции, компенсирующим устройствам и сети в целом; ежегодные расходы   по линиям, подстанциям, компенсирующим устройствам и сети в целом; себестоимость передачи электроэнергии по ЛЭП, удельные капитальные вложения на линии электропередачи сетевого района, потери активной мощности и энергии в спроектированных линиях, трансформаторах и сети.

      Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле       

 

где n – число воздушных линий электропередачи сетевого района ;

 K_у,лi- удельная стоимость 1 км ВЛЭП с учетом климатических условий, тыс. р./км; k_m=1.1 территориальный поясной (укрупненный зональный) коэффициент.

 

К_Л=1∙50(35,8∙84+21,8∙[39+32+27+50+18]) =331,3 млн.руб.

 

Капиталовложения на сооружение подстанций определяются по УПС открытых распределительных устройств 35-220 кВ (ОРУ), закрытых распределительных устройств 6- 10 кВ (ЗРУ), трансформаторов и компенсирующих устройств. К полученной стоимости добавляется постоянная часть на сооружение подстанций. Определению капитальных вложений на сооружение ОРУ 25-220 кВ выполняется в соответствии со схемой электрических соединений и УПС.

Капиталовложения на сооружение ЗРУ 6-10 кВ рассчитывается приближенно, с  учетом стоимости основных ячеек. В  числе последних следует учесть ячейки выключателей понижающих трансформаторов, секционных выключателей и выключателей 6-10 кВ, отходящих от шин понизительных  подстанций. Количество таких линий  определяется условно исходя из суммарной  нагрузки подстанции. По одной линии  в нормальных режимах сети при  напряжении 6 кВ передается 2…3 МВА, а  при 10 кВ  –3…4 МВА.

УПС ячеек включает стоимость выключателей, отделителей, короткозамыкателей, трансформаторов  тока и напряжения, аппаратуры цепей  управления, сигнализации, автоматики и релейной защиты,  контрольных кабелей, ошиновки, металлоконструкций и фундаментов конструкции и связанных с их установкой строительно-монтажных работ.  

Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций могут  быть определены по расчетной стоимости  силовых трансформаторов. Расчетная  стоимость включает стоимость трансформаторов, ошиновки, гибких связей и шинопроводов, порталов ошиновки, грозозащиты,  заземления силовых кабелей к вентиляторам, контрольных кабелей пульта управления, релейной защиты, а также стоимость  строительных и монтажных работ. Стоимость установки синхронных компенсаторов или батарей статических  конденсаторов определяется также  по расчетной стоимости, которая  включает в себя стоимость оборудования, строительных и монтажных работ, связанных с установкой и присоединений  устройств, релейной защиты и контрольной  аппаратуры.