 |
Определение сечений проводов новых ЛЭП
|
|
|
|
При проектировании ВЛ [1, 2] напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным значениям экономической плотности тока. Суммарное расчётное сечение F, мм2, проводов фазы проектируемой ВЛ равно [2]:
, (2.8)
где 
– расчетный ток, А;
– нормированная плотность тока, А/мм2.
Значение I р определяется по выражению [1]:
, (2.9)
– ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме;
– коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий от 35 до 220 кВ значение может быть принято равным 1,05 [1], что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.
– коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ T max.
Коэффициент K м отражает участие нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы Расчёт коэффициентов K м для нагрузок новых подстанций приведён в таблице 5.
Расчёт K м в таблице 5 выполнен по формуле [2]
(2.10)
Таблица 5 – Расчет коэффициентов попадания в максимум энергосистемы
| Подстанция | Активная мощность подстанции, МВт | Состав различных видов потребителей новых подстанций, %, для K м, о.е. | K м | |||||
| Освещение | Пром. трехсменная | Пром. двухсменная | Пром. односменная | Электриф. транспорт | С/х | |||
| 1,0 | 0,85 | 0,75 | 0,15 | 1,0 | 0,75 | |||
| ПС-1 | 0,805 | |||||||
| ПС-2 | – | 0,760 | ||||||
| ПС-3 | – | – | – | 0,860 |
Результаты расчётов сечений проводов новых ЛЭП сведены в таблицы 6 и 7 по вариантам. Для всех воздушных линий выбираем сталеалюминиевые провода.
|
|
|
При выборе стандартных сечений были учтены ограничения по механической прочности ВЛ свыше 1 кВ и условиям короны и радиопомех [1].
| ВЛ | P, МВт | Q, Мвар | U ном, кВ | Число цепей | I 5, А | α T | I расч, А | F, мм2 | F станд, мм2 |
| А – 2 | 119,4 | 1,28 | 160,4 | 200,5 | |||||
| Г – 1 | 198,7 | 1,20 | 250,4 | 313,0 | |||||
| Б – 3 | 18,9 | 1,15 | 22,9 | 28,6 |
Таблица 7 – Расчет сечений проводов ЛЭП варианта замкнутой сети «З»
| ВЛ | P, МВт | Q, Мвар | U ном, кВ | Число цепей | I 5, А | α T | I расч, А | F, мм2 | F станд, мм2 |
| А – 2 | 39,9 | 26,4 | 125,4 | 1,28 | 168,5 | 210,7 | |||
| 1 – 2 | 1,9 | 1,4 | 6,0 | 1,28 | 8,1 | 10,1 | |||
| Г – 1 | 61,1 | 40,6 | 192,7 | 1,20 | 242,8 | 303,5 | |||
| Б – 3 | 6,0 | 4,0 | 18,9 | 1,15 | 22,9 | 28,6 |
Выбранные сечения подлежат проверке по предельно допустимому току в послеаварийных и ремонтных режимах.
Для двухцепных ЛЭП послеаварийным током является удвоенное значение нормального тока в режиме максимальных нагрузок. Для варианта замкнутой схемы послеаварийным током для крайних ЛЭП будет ток, вычисленный через суммарную мощность нагрузок линии с двухсторонним питанием. Для средней ЛЭП – ток большей из двух нагрузок линии. Для кольцевого варианта, исходя из аварийной перегрузки, на линиях А – 2 и 1 – 2 взяты провода большего сечения.
Результаты расчетов при проверке по допустимому току приведены в таблицах 8 и 9 по вариантам. Наибольшая среднемесячная температура в Ростове на Дону в декабре по данным метеонаблюдений равна 3,6 ° С [2].
| ЛЭП | I п/ав, А | Предварительное сечение | I доп, А | Марка провода | I доп, А |
| А – 2 | 238,7 | АС-185/29 | |||
| Г – 1 | 397,4 | АС-300/48 | |||
| Б – 3 | 37,8 | АС-70/11 |
|
|
|
Таблица 9 – Результаты расчетов при выборе проводов ВЛ для варианта «З-2»
| ЛЭП | I п/ав, А | Предварительное сечение | I доп, А | Марка провода | I доп, А |
| А – 2 | 636,1 | АС-300/48 | |||
| 1 – 2 | 397,4 | АС-120/19 | |||
| Г – 1 | 636,1 | АС-300/48 | |||
| Б – 3 | 37,8 | АС-70/11 |
В варианте замкнутой сети послеаварийный ток в линии 1 – 2 превышает допустимый ток из таблицы 9. Однако такое превышение вполне приемлемо с учетом возможной токовой перегрузки ВЛ при температуре, которая соответствует зимнему периоду времени, когда система проходит годовой максимум нагрузки. Поправочный коэффициент для температуры воздуха 3,6 ° С равен 1,2 [1] и допустимый ток для провода АС-120 станет равным 468 А.
2.4 Выбор трансформаторов новых подстанций
На новых подстанциях 35 кВ и выше применяют типовые схемы, в которых предусмотрена установка, как правило, двух трансформаторов одинаковой мощности. При выборе трансформаторов определяющим условием является их нагрузочная способность [1].
, (2.11)
где 
– мощность одного трансформатора;
– максимальная мощность на пятый год расчётного периода, проходящая через оба трансформатора.
Затем выбирают ближайшее большее стандартное значение номинальной мощности трансформатора с учётом требуемых номинальных напряжений.
На подстанции ПС-1 с максимальной мощностью нагрузки на 5-й год эксплуатации подстанции: P max = 63 МВт, Q max = 42 Мвар. Полная мощность двух трансформаторов равна S max =75,7 МВ·А.
Мощность каждого трансформатора
МВ·А
Выбирают трансформаторы ТРДЦН-63000/110, параметры которых приведены в таблице 10.
Таблица 10 – Параметры трансформаторов новых подстанций
| Подстан-ция | Тип трансформатора | S ном, MB·A | Количество | U ном, кB | u к, % | Δ Р к, кВт | I х, % | Δ Р х, кВт | |
| ВН | НН | ||||||||
| ПС-1 | ТРДЦН-63000/110 | 10,5/10,5 | 10,5 | 0,60 | |||||
| ПС-2 | ТРДН-40000/110 | 10,5/10,5 | 10,5 | 0,65 | |||||
| ПС-3 | ТДН-10000/110 | 11,0 | 10,5 | 0,70 |
|
|
|
