Проектирование и диагностика режимов электроэнергетической системы (стр. 2 из 7)

Таблица 3

Линия	Сезон	Мощность перетока линии, МВт по временным интервалам
		0 – 4	4 – 8	8 – 12	12 – 16	16 – 20	20 – 24
ГЭС-ПС1	зима	584	576/672	628/632	352/518	646/742	772/702
	лето	412	405,6/475,8	451,6/454,8	250,6/368,1	452,7/522,9	549,2/502,1
ПС1-ПС4	зима	314	306/312	178/182	172/248	376/382	322/252
	лето	217,6	211,2/216,6	127,6/130,8	121/173,7	258,3/263,7	225,2/178,1
ПС4-ПС2	зима	130	122/128	86/90	80/110	146/152	138/114
	лето	94,3	87,9/93,3	66/69,2	59,4/81,2	104,2/109,6	101,9/85,6
ПС4-ПС5	зима	130	122/128	86/90	80/110	146/152	138/114
	лето	94,3	87,9/93,3	66/69,2	59,4/81,2	104,2/109,6	101,9/85,6
ПС5-ПС3	зима	112	104	56/60	68/92	128	108/84
	лето	78,1	71,7	39/42,2	48,6/65	88	74,9/58,6
ПС2-ПС3	зима	114	114/120	78	60/90	138/144	126/102
	лето	81,5	81,5/86,9	59,6	43,4/65,2	97,8/103,2	92,3/76
ГЭС-С	зима	216	224/128	172/168	448/282	154/58	28/98
	лето	188	194,4/124,2	148,4/145,2	349,4/231,9	147,3/77,1	50,8/97,9

Выбор сечения линии производится по следующим условиям ГЭС-ПC1:

1. По короне: По ([2], табл.3.7) минимальное сечение провода 500 кВ по условиям короны 3хАС300/66 или 2хАС 700/86. Для напряжения 220 кВ минимальное сечение(марка) АС 240/39.Для напряжения 110кВ минимальное сечение(марка) АС 70/11.

2. По допустимым потерям и отклонениям напряжения ВЛ35 кВ и выше проверке не подлежат ([3], с.160).

3. По экономической плотности тока.

4. По допустимой токовой нагрузке по нагреву:

Расчётная токовая нагрузка участка ГЭС-ПС1 схемы 1и 2:

А,

где

- максимальная мощность, протекающая по линии,

– заданный коэффициент мощности.

По ([3], табл.7.12) максимально допустимый ток для одного провода АС 600/72составляет1050 А (

А, что превышает расчётное значение), однако по условию короны возможно применение провода марки 3хАС 300/66

(

А на три провода, что превышает расчётный ток) и проводов с большими сечениями.

По экономической плотности рекомендуемое сечение:

Следовательно, принимаем ближайшее сечение - провод марки 3хАС 300/66.

Выбор сечений проводов остальных ВЛ производится аналогично и представлен в таблицах4, 5. Для удобства в данных таблицах представлены результаты выбора напряжений ЛЭП.

Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 1

Таблица 4

Линия	Длина, км	, МВт	, кВ	, кВ	Сечение	, А	, А в ПАР
ГЭС-ПС1	450,7	772	479,6	500	3*АС300/66	2040	938,4
ПС1-ПС4	79,1	382	278,8	500	3*АС300/66	2040	464,3
ПС4-ПС3	111,8	152	210,4	220	АС400/51	825	419,9
ПС3-ПС2	79,1	20	87,3	110	АС120/19	390	110,5
ПС3-ПС5	103,1	30	106,5	110	АС150/24	450	165,8
ГЭС-С	510	448	390,4	500	3*АС 300/66	2040	544,5

Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 2

Таблица 5

Линия	Длина, км	, МВт	, кВ	, кВ	Сечение	, А	, А в ПАР
ГЭС-ПС1	450,7	772	479,6	500	3*АС 300/66	2040	938,4
ПС1-ПС4	79,1	382	278,8	500	3*АС 300/66	2040	464,3
ПС4-ПС2	127,5	152	221,6	220	АС 400/51	825	419,9
ПС4-ПС5	75	152	207,9	220	АС 400/51	825	419,9
ПС5-ПС3	103,1	128	202,5	220	АС 400/51	825	353,6
ПС2-ПС3	79,1	144	205,5	220	АС 400/51	825	397,8
ГЭС-С	510	448	390,4	500	3*АС 300/66	2040	544,5

2.4 Выбор трансформаторов и автотрансформаторов

Выбор трансформаторов связи между двумя сетями зависит от многих факторов:

- номинальных напряжений объединяемых сетей;

-нагрузок на сторонах высокого, среднего и низкого напряжений подстанций;

- требования к надёжности электроснабжения потребителей;

- требований к регулированию напряжений;

- окружающей среды и т.д.

Потоки мощности через автотрансформаторы для схем 1,2 представлены в таблице 6.

Потоки мощности через трансформаторы (автотрансформаторы)

Таблица 6

ПC	Ступень напряжения	Сезон	Мощность, МВт в часы
			0 – 4	4 – 8	8 – 12	12 – 16	16 – 20	20 – 24
АТ4	ВН	З	314	306/312	178/182	172/248	376/382	322/252
		Л	217,6	211,2/216,6	127,6/130,8	121/173,7	258,3/263,7	225,2/178,1
	СН	З	130	122/128	86/90	80/110	146/152	138/114
		Л	94,3	87,9/93,3	66/69,2	59,4/81,2	104,2/109,6	101,9/85,6
	НН	З	184	184	92	92/138	230	184/138
		Л	123,3	123,3	61,6	61,6/92,5	154,1	123,3/92,5
Т1	ВН	З	270	270/360	450	180/270	270/360	450
		Л	194,4	194,4/259,2	324	129,6/194,4	194,4/259,2	324
АТ3	ВН	З	130	122/128	86/90	80/110	146/152	138/114
		Л	94,3	87,9/93,3	66/69,2	59,4/81,2	104,2/109,6	101,9/85,6
	СН	З	34	26/32	38/42	32/38	26/32	42
		Л	29	22,6/28	33,4/36,6	26,8/32,2	22,6/28	36,6
	НН	З	96	96	48	48/72	120	96/72
		Л	65,3	65,3	32,6	32,6/49	81,6	65,3/49
Т2	ВН	З	16	8	8/12	20	8	12
		Л	12,8	6,4	6,4/9,6	16	6,4	9,6
Т5	ВН	З	18	18/24	30	12/18	18/24	30
		Л	16,2	16,2/21,6	27	10,8/16,2	16,2/21,6	27

По условиям надёжности электроснабжения потребителей I и II категорий у всех потребителей устанавливаемдвухтрансформаторные ПС.

Выбор номинальной мощности трансформаторов (автотрансформаторов) производится по следующей зависимости:

Для автотрансформаторов подстанции ПС1:

, где

– заданный коэффициент мощности.

- максимальный поток мощности через трансформатор, МВА (МВт);

1,4 – коэффициент, учитывающий аварийную перегрузку трансформатора.

Выбор марок трансформаторов осуществлялся по табл.5.18-5.25 [2]. Результаты выбора сведены в таблицы 7 и 8.

Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 1.

Таблица 7

Подстанция	Тип Т (АТ)	Напряжение, кВ			, МВА	, МВА
		ВН	СН	НН
ПС1	ТДЦ-400000/500	500	-	13,8	400	400
ПС2	ТДН-16000/110	115	-	11	16	16
ПС3	АТДЦТН-125000/220/110	230	121	10,5	125	62,5
ПС4	3хАОДЦТН-167000/500/220	500	230	11	501	250
ПС5	ТРДН-25000/110	115	-	10,5	25	25

Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 2

Таблица 8

Подстанция	Тип Т (АТ)	Напряжение, кВ			, МВА	, МВА
		ВН	СН	НН
ПС1	ТДЦ-400000/500	500	-	13,8	400	400
ПС2	ТРДН-40000/220	220	-	11	25	40
ПС3	ТРДЦН-100000/220	230	-	11	100	100
ПС4	3хАОДЦТН-167000/500/220	500	230	11	500	250
ПС5	ТРДН-40000/220	220	-	11	25	40

2.5 Схемы электрических соединений элементов

Выбор схем распределительных устройств на подстанциях электрической сети для варианта схемы 1 приведен в таблице 9. Для схемы 2 выбор схем РУ приведен в таблице 10.