Развитие районной электрической сети (стр. 3 из 11)
Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды.
Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов - линий и подстанций, с возможно наименьшими изменениями существующей сети.
Для заданного географического расположения новых пунктов нагрузки, второго источника питания и имеющейся схемы старой сети электроснабжения района составим два варианта схемы развития сети и для каждого из вариантов найдём суммарную длину новых линий (с учётом 5% надбавки из-за рельефа местности).
Исходя из этих требований рассмотрим два варианта развития сети:
вариант 1 вариант 2
Рис. 3.1 Варианты развития сети.
Суммарная длина сети до реконструкции:
км. L4-6 = 23,5 кмL ИП2-4 = 33,8 км  км | L3-6 = 30,9 кмL ИП2-2 = 63,21 км  км |
3.2 Выбор (проверка) напряжения
Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двух цепные (N = 2).
Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий. Выбор будем производить по формуле Илларионова Г. А.:
,где
- мощность на одну цепь [МВт], 
- длина [км].Произведем выбор напряжения линий для вариантов схем сети.
Прежде, чем определять напряжения, найдём перетоки активных мощностей по линиям (без учёта потерь мощности) для обоих вариантов сети.
Так как в первом варианте нагрузка в пунктах 1, 3 и 5 не изменилась, то и перетоки мощности по линиям ИП1-1, ИП1-3 и 2-5 не изменились, и напряжения остались прежними, поэтому вновь производить выбор напряжений на этих линиях нецелесообразно. Во втором варианте не изменилась нагрузка в пункте 1 и 5, соответственно и перетоки мощности не изменились по этим линиям, поэтому выбор напряжений в этих пунктах производить не будем.
Таблица 3.1 - Перетоки мощности по линиям
| Географическое расположение | 0-4 | 4-8 | 8-12 | 12-16 | 16-20 | 20-24 | |
| Вариант 1 | РИП1-2 = РИП1 - Р1 - Р3 | 14,6 | 36,6 | 51,2 | 48,8 | 53,8 | 14,6 |
| Р2-4 = РИП2 - Р6 - Р4 | 0,4 | 1,2 | 1,6 | 1,6 | 2 | 0,4 | |
| Р4-6 = Р6 | 3,8 | 15,2 | 19 | 19 | 11,4 | 3,8 | |
| РИП2-4 = РИП2 | 8,2 | 28,4 | 36,6 | 36,6 | 33,4 | 8,2 | |
| Вариант 2 | РИП1-2 = РИП1 - Р3 - Р6 - Р1 | 10,8 | 21,4 | 32,2 | 29,8 | 42,4 | 10,8 |
| РИП1-3 = Р3 + Р6 | 13,0 | 29,0 | 42 | 37,4 | 20,6 | 13,0 | |
| Р2-4 = Р4 | 4 | 12 | 16 | 16 | 20 | 4 | |
| Р3-6 = Р6 | 3,8 | 15,2 | 19 | 19 | 11,4 | 3,8 | |
| РИП2-2 = РИП2 | 8,2 | 28,4 | 36,6 | 36,6 | 33,4 | 8,2 |
Проведём расчёт напряжений только для новых линий и для существующих линий, перетоки мощности по которым изменяются в связи с развитием сети. Расчёт сведём в таблицу:
Таблица 3.2 - Выбор напряжения
| Географическое расположение | Длина, км | Рмакс, МВт | UЭК, кВ | Uном, кВ | |
| Вариант 1 | ИП1-2 | 26,5 | 53,8 | 94,57 | 110 |
| 2-4 | 45,6 | 2 | 19,96 | 110 | |
| 4-6 | 23,5 | 19 | 59,29 | 110 | |
| ИП2-4 | 33,8 | 36,6 | 81,27 | 110 | |
| Вариант 2 | ИП1-2 | 26,5 | 42,4 | 85,5 | 110 |
| ИП1-3 | 36,8 | 42 | 86,83 | 110 | |
| 2-4 | 45,6 | 20 | 61,9 | 110 | |
| 3-6 | 30,9 | 19 | 59,83 | 110 | |
| ИП2-2 | 63,2 | 36,6 | 83,18 | 110 |
В варианте 1 есть необходимость перехода на напряжение 110 кВ для линии 2-4, т.к два источника питания с высшим напряжением сети 110кВ не могут связываться линией 35 кВ.
Итак, напряжение новых линий (ИП2-4 и 4-6) в первом варианте равно 110 кВ, во втором варианте напряжение линий (ИП2-2 и 3-6) такое же, т.е.110 кВ. Напряжение старых линий, по которым изменились перетоки мощности - 110 кВ.
3.3 Выбор (проверка) сечений проводов
Критерием для выбора сечений проводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Сечение провода выбирается с использованием нормированных значений экономической плотности тока, при этом необходимо учесть, что эти значения относятся только к проектируемым линиям и не являются критерием экономической нагрузки существующих линий. На таких линиях по сравнению с прокладкой дополнительных цепей или заменой проводов проводами больших сечений допускается превышение (вплоть до двукратного) нормативных величин плотности тока. [1]
Будем рассматривать только новые линии и те существующие линии, перетоки мощности по которым изменяются в связи с развитием сети.
Рассмотрим подробно выбор сечения проводов для линии 2-4 варианта №1:
Поскольку старая линия 2-4 35кВ демонтируется в связи с переходом на 110 кВ, то старый провод (АС-95/16) на новой линии использован быть не может независимо от рассчитанного сечения, так как провода не перевешиваются с одной линии на другую из-за значительных повреждений самого провода при монтаже и демонтаже.
МВт 
МВАр 
МВАРасчетная токовая нагрузка:
АНайдём число часов максимума нагрузки, пердаваемой по линии:
МВт×ч 
МВт×ч 
МВт×ч 
ч/годПо таблице 3.12 [1] определяем нормированную плотность тока jН = 0,9 А/мм2 (для алюминиевых проводов при ТМАХ от 3000 до 5000 ч/год)
Расчётное сечение провода:
мм2По таблице 3.15 [1] выбираем стандартное сечение провода F = 70 мм2 и соответствующий ему провод АС-70/11.Т. к. для напряжения 110 кВ минимальное сечение Fmin = 70 мм2.
Выбранное сечение провода необходимо проверить по двум условиям:
1) По нагреву:
- допустимое значение длительного тока для провода марки АС-150/24 (таблица 3.15 [1])Так как N = 2, то
А265 А > 10,56 А Þ условие выполняется
2) По условиям короны:
Для напряжения 110 кВ минимальное сечение по условию короны: АС-70/11, следовательно, выбранное сечение проходит.
По таблице 3.8 [1] определяем параметры линии:
Ом/км Þ 
Ом 
Ом/км Þ 
ОмВыбор сечений проводов линий сведем в таблицу:
Таблица 3.3 - Выбор сечений проводов для варианта №1
| Линия | ИП1-2 | 2-4 | 4-6 | ИП2-4 |
| РВЛ MAX, МВт | 53,8 | 2 | 19 | 36,6 |
| QВЛ MAX, МВАр | 20, 19 | 0,24 | 4,48 | 12,01 |
| SВЛ MAX, МВА | 57,46 | 2,01 | 19,52 | 38,52 |
| UНОМ, кВ | 110 | 110 | 110 | 110 |
| IРАСЧ, А | 150,8 | 5,28 | 51,2 | 101,1 |
| TMAX, ч/год | 4612 | 4068 | 4294 | 4674 |
| jН, А/мм2 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 |
| FРАСЧ, мм2 | 167,6 | 5,87 | 56,9 | 112,3 |
| Марка провода | АС-120/19 | АС-70/11 | АС-70/11 | АС-120/19 |
| Проверка по нагреву | ||||
| IДОП, А | 390 | 265 | 265 | 390 |
| IРАБ. MAX, А | 301,6 | 10,56 | 102,4 | 202,2 |
| Проверка по короне | ||||
| Fmin, мм2 | 70 | 70 | 70 | 70 |
| F, мм2 | 120 | 70 | 70 | 120 |
| Определение параметров линии | ||||
| r0, Ом/км | 0,244 | 0,422 | 0,422 | 0,244 |
| x0, Ом/км | 0,427 | 0,444 | 0,444 | 0,427 |
| LВЛ, км | 26,5 | 45,6 | 23,5 | 33,8 |
| RВЛ, Ом | 3,24 | 9,62 | 4,96 | 4,12 |
| XВЛ, Ом | 5,66 | 10,12 | 5,22 | 7,22 |
Таблица 3.4 - Выбор сечений проводов для варианта №2
| Линия | ИП1-2 | ИП1-3 | 2-4 | 3-6 | ИП2-2 |
| РВЛ MAX, МВт | 42,4 | 42 | 20 | 19 | 36,6 |
| QВЛ MAX, МВАр | 17,45 | 9,57 | 2,36 | 4,48 | 12,01 |
| SВЛ MAX, МВА | 45,87 | 43,08 | 20,14 | 19,52 | 38,52 |
| UНОМ, кВ | 110 | 110 | 110 | 110 | 110 |
| IРАСЧ, А | 120,4 | 113 | 52,9 | 51,2 | 101,1 |
| TMAX, ч/год | 3928 | 4170 | 4068 | 4296 | 4674 |
| jН, А/мм2 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 |
| FРАСЧ, мм2 | 133,6 | 125,6 | 58,7 | 56,9 | 112,3 |
| Марка провода | АС-120/19 | АС-120/19 | АС-70/11 | АС-70/11 | АС-120/19 |
| Проверка по нагреву | |||||
| IДОП, А | 390 | 390 | 265 | 265 | 390 |
| IРАБ. MAX, А | 240,8 | 226 | 105,8 | 102,4 | 202,2 |
| Проверка по короне | |||||
| Fmin, мм2 | 70 | 70 | 70 | 70 | 70 |
| F, мм2 | 120 | 120 | 70 | 70 | 120 |
| Определение параметров линии | |||||
| r0, Ом/км | 0,159 | 0,244 | 0,422 | 0,422 | 0,244 |
| x0, Ом/км | 0,413 | 0,427 | 0,444 | 0,444 | 0,427 |
| LВЛ, км | 26,5 | 36,8 | 45,6 | 30,9 | 63,2 |
| RВЛ, Ом | 3,24 | 4,49 | 9,62 | 6,52 | 7,71 |
| XВЛ, Ом | 5,66 | 7,86 | 10,12 | 6,86 | 13,49 |
Сечение проводов проверяют по допустимой токовой нагрузке по нагреву. По потерям напряжения ВЛ 35 кВ и выше не подлежат, т.к повышение уровня напряжения путём увеличения сечения проводов по сравнению с применением трансформаторов с РПН и средств компенсации реактивной мощности экономически нецелесообразно. По короне проверяют провода, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка не производиться, если сечения проводов равны минимально допустимым по условиям короны или превышает их [1].