Тема 4.2. Выбор параметров линий и подстанций
4.2.1. Выбор параметров линий электропередачи
Сечения линий выбираются по трем основным показателям: экономическим соображениям, допустимой потере напряжения, допустимому нагреву .
Проверка линий 35 кВ и выше по допустимой потере напряжения в большинстве случаев не является необходимой, поскольку применение трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности оказывается экономически целесообразней, чем увеличение сечений [1]. Из всех полученных значений окончательно выбирается наибольшее сечение.
Проводится так же проверка по условиям короны, механической прочности и термической устойчивости к токам коротких замыканий.
4.2.2 Определение сечения проводов и кабелей по экономической плотности тока и экономическим интервалам
Основным критерием, по которому при проектировании выбирают провода и кабели, является минимальное значение годовых приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию линии электропередач [1]. В общем случае провода и кабели различаются материалом токоведущей части и ее сечением. На основе имеющегося опыта эксплуатации и проектирования для линий электропередач на напряжение 35 кВ применяются алюминиевые провода. Линии электропередачи напряжением 110-500 кВ выполняются из сталеалюминевых проводов.
В этих условиях выбору подлежат лишь сечения проводов. Сечение проводов электрической сети должны выбираться так, чтобы они соответствовали оптимальному соотношению между капитальными затратами на сооружение сети, прямо пропорциональными сечению, и расходами на потери энергии, уменьшающимися при увеличении сечений.
|
|
|
Выбор сечений проводников должен производиться сопоставительным технико-экономическим расчетом в каждом конкретном случае. В практике массового проектирования линий электропередачи выбор сечений производился по нормируемым обобщенным показателям, к которым относятся экономические токовые интервалы и экономическая плотность тока.
Экономические токовые интервалы образуются значениями токов, определяющими экономическую целесообразность перехода от одного сечения провода к другому. Этот метод обусловлен унификацией типов опор воздушных линий, которые существенно дороже проводов.
Согласно ПУЭ упрощенный выбор сечений осуществляется по экономической плотности тока:
(4.14)
где Iр – расчетный ток нормального рабочего режима; jэ – экономическая плотность тока для заданных условий работы линий (табл. 4.1).
Расчетный ток Iр определяется по мощности, протекающей по рассматриваемому участку линии в режиме наибольших нагрузок
|
|
|
, 
(4.15)
где S – полная мощность участка; Р – активная мощность; соsφ – коэффициент мощности сети.
Таблица 4.1
| Проводники \ Tmax | 1000-3000 | 3000-5000 | 5000-8700 |
| jэ для медных проводов | 2.5 | 2.1 | 1.8 |
| jэ для алюминиевых проводов | 1.3 | 1.1 | 1.0 |
Сечение, полученное по формуле (4.14) округляется до ближайшего стандартного (ГОСТ 839-80), которое и принимается для дальнейших расчетов.
Применение сталеалюминевых проводов с различным сечением стальной части определяется климатическими условиями района, где сооружается линия. Чем меньше толщина стенки гололеда, тем меньше сечение стального сердечника может быть выбрано для провода. На линиях напряжением свыше 1000 В, по условиям механической прочности, должны применяться многопроволочные провода и тросы, сечения которых не менее 35мм2 для алюминиевых и 25мм2 для сталеалюминевых.
При определении расчетного тока не следует учитывать увеличение тока, при авариях или ремонтах, в каких либо элементах сети, а рассматривать только нормальный рабочий режим. Например, для двухцепной линии потоки мощности устанавливаются исходя из нормальной работы обеих ее цепей. Поэтому, выбирая сечение такой линии, следует считать, что по каждой ее цепи длительно передается половина суммарной мощности.
|
|
|
4.2.3 Проверка сечений проводников по условиям короны,
механической прочности и нагреву
Потери на корону зависят от напряженности электрического поля [1]. Увеличение диаметра провода влечет за собой почти прямо пропорциональное снижение рабочей напряженности, и поэтому для снижения потерь мощности на корону сечения проводов необходимо увеличивать
Проверка выбранных сечений по условиям потерь на корону проводится для воздушных линий электропередачи напряжением выше 35 кВ, которые прокладываются по трассам свыше 1000 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка по условиям короны и уровню радиопомех не производится, если количество проводов в фазе и их диаметр равны или больше минимально допустимых сечений и диаметров проводов по условиям короны которые приведены в табл. 4.2
Таблица 4.2
| Номинальное напряжение, кВ | Количество проводов в фазе | Диаметр провода, мм | Сечение, мм2 |
| 110 | 1 | 11.4 | 70/11 |
| 150 | 1 | 15.2 | 120/19 |
| 220 | 1 | 21.6 | 240/39 |
| 330 | 2 | 21.6 | 240/39 |
| 500 | 3 | 17.1 | 150/24 |
Выбранные сечения не должны быть меньше допустимых по условиям механической прочности.
|
|
|
Проверка сечений по механической прочности требует отдельного довольно объёмного расчета, поэтому ограничимся рассмотрением проверки по условию механической прочности опор.
Так как на сооружение ВЛ должны применяться унифицированные или типовые опоры, выбранные сечения должны находиться в границах используемых сечений для каждого типа применяемых опор.
Если расчетное сечение участка сети превысит верхнюю границу использования максимального сечения проводов ВЛ, для выбранного класса напряжения, то следует рассмотреть вариант усиления сети( переход на высший класс напряжения или использование двухцепной линии).
В табл. 4.3 приведены границы использования марок проводов для унифицированных опор в зависимости от класса напряжения.
Таблица 4.3
| Напряжение, кВ | Минимальное сечение, мм2 | Максимальное сечение, мм2 | Материал опоры |
| 35 | AC70/11 AC95/16 AC50/8 | AC150/24 AC150/24 AC150/24 | Сталь Жел.бетон Дерево |
| 110 | AC70/11 AC70/11 AC70/11 | AC240/32 AC240/32 AC185/29 | Сталь Жел.бетон Дерево |
| 220 | AC300/39 AC300/39 AC300/39 | AC400/51 AC400/51 AC500/64 | Сталь Жел.бетон Дерево |
При прохождении тока по проводнику происходит его нагрев и нагрев изоляции. Чтобы обеспечить длительную работу проводов, их температура не должна превышать предельно допустимую. Этой температуре соответствуют вполне определенные значения длительно допустимых токов при определенном условии охлаждения.
Проверка по допустимому нагреву производится по условию
Iм≤Iдоп, (4.16)
где Iм – наибольший из средних за полчаса токов лини в нормальном, послеаварийном и ремонтном режимах; Iдоп – допустимый длительный ток провода с учетом поправочных коэффициентов на условия прокладки и температуру окружающей среды.
В простых замкнутых сетях Iм определяют из условий наиболее тяжелого режима работы сети:
- отключение самых нагруженных участков для одноцепных линий;
- отключение одной цепи для двухцепной линии.
(4.17)
4.2.4. Проверка сечений проводников по потерям напряжения в нормальном режиме и термической устойчивости к токам КЗ
Как уже указывалось выше, проверка сечений по допустимой потере напряжения проводится в основном для линий ниже 35 кВ [5]. Это сети местного значения, которые выполняются, как правило, разомкнутыми.
Суммарное значение потерь напряжения в разомкнутых сетях берётся по всем участкам от точки питания до крайнего потребителя, либо до точки потокораздела в замкнутых сетях
Если потеря напряжения у дальних потребителей оказывается выше допустимой, то качество энергии, получаемой этими потребителями, нельзя считать удовлетворительным.
Наименьшее значение сечения по заданной допустимой потере напряжения ΔUд, %
(4.18)
где Pн – мощность n-го потребителя, подключенного к сети; lн – длина проводника от точки подключения n-го потребителя до источника питания; γ – удельная проводимость материала проводника.
Сечения линий необходимо так же проверить по термической устойчивости к токам коротких замыканий. Ток короткого замыкания, протекая по проводнику, может привести к порче изоляции и выгоранию части проводника. Последнее зависит от теплоты, которая выделяется в проводнике в течение короткого замыкания.
Количество энергии, выделяемое в единице объема при коротком замыкании,
(4.19)
где iк – мгновенный ток короткого замыкания; Т – продолжительность короткого замыкания.
Для уменьшения величины Э применяют следующие мероприятия: увеличивают сечение F, применяют быстродействующую защиту для уменьшения времени Т; уменьшают ток короткого замыкания iк, устанавливая токоограничивающие устройства (реакторы и др.).
Как правило, наиболее дешевым способом является применение быстродействующих защит. Таким образом, величина сечения проводника должна обеспечивать протекания по нему тока короткого замыкания до момента срабатывания релейной защиты без повреждения проводника.
Для проверки кабелей находят минимально допустимое сечение по условию термической стойкости к токам коротких замыканий:
(4.20)
где Вк – тепловой импульс, зависящий от величины тока короткого замыкания, времени срабатывания релейной защиты и времени отключения выключателя; С – параметр, характеризующий допустимый нагрев кабеля; зависит от напряжения и вида изоляции кабеля.
Согласно ПУЭ, провода и кабели, защищаемые предохранителями на термическую устойчивость к токам коротких замыканий, не проверяются, так как предохранители перегорают раньше, чем кабель достигает предельно допустимой температуры.
4.2.5. Определение типа подстанций и выбор коммутационных схем
В зависимости от способа присоединения сети различают следующие типы подстанций: тупиковые, ответвительные, проходные и узловые [1]. Ответвительные и проходные подстанции располагаются, как правило, между двумя центрами питания, поэтому их объединяют термином «промежуточные». Через шины проходных и узловых подстанций осуществляется переток мощностей, поэтому их так же называют транзитными.
К сети трансформаторы подстанций присоединяются посредством коммутационных аппаратов. Схемы присоединений называются коммутационными или схемой распределительного устройства (РУ). Для подстанций свыше 35 кВ разработаны типовые коммутационные схемы, каждая из которых имеет свою область применения. На рис. 4.2 приведены упрощенные схемы некоторых типовых РУ двухтрансформаторных подстанций.
Схема 4Н «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» применяется для тупиковых подстанций 35-220 кВ. Схема 5Н «мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов» применяется для проходных подстанций 35-220 кВ. Схема 6Н «сдвоенный мостик с выключателями в цепях трансформаторов» – для узловых подстанций 35 кВ. Схема 7 «четырехугольник» для проходных подстанций 220-750 кВ. Схема 8 «расширенный четырехугольник для узловых подстанций 220-330 кВ.
4Н 5Н
6Н
7 8
Рисунок 4.2.
4.2.6. Выбор трансформаторов подстанций
При выборе трансформаторов, как правило, определяющим условием является не экономический критерий, а нагрузочная способность, то есть мощность трансформаторов следует выбирать по допустимой нагрузке [1].
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается установка двух трансформаторов, большее их число устанавливают в специальных случаях.
Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции, при этом необходимо учитывать:
заполнение суточного графика нагрузки;
продолжительность максимума нагрузки;
летние недогрузки трансформаторов;
зимние температуры воздуха;
перегрузочные способности трансформаторов в зависимости от системы охлаждения.
При отсутствии подробной информации о графиках нагрузки подстанций (что имеет место в данном курсовом проекте) допускается упрощённый выбор трансформаторов, в котором мощность каждого из двух трансформаторов выбирается по двум условиям [1]:
1. по загрузке в нормальном режиме:
; (4.21)
2. по перегрузке в послеаварийном режиме:
, (4.22)
Sm– максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме;
kав – допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях;
k1-2 – коэффициент участия в нагрузке потребителей 1 и 2 категорий надёжности и нагрузку третьей категории, которую невозможно отключить по каким-либо причинам.
Значение kав в соответствии с ПУЭ берётся равным 1,4, что предусматривает перегрузку трансформатора на 40% в течение не более 5 суток на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки.
РАЗДЕЛ 5. РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ И НАПРЯЖЕНИЯ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 665; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!