економічно виправдане тільки у випадку великої довжини і завантаження ліній.

Спочатку для кожної схеми визначаємо розподіл потужностей в режимі найбільших навантажень без врахування втрат потужності в лініях. В замкнених мережах розподіл потужностей визначають через довжини ліній в припущенні, що мережа є однорідною.

При виборі номінальних напруг використовуємо дані про пропускну здатність ліній, які приведені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 Пропускна здатність ліній електропередач

Номінальна напруга лінії, кВ | Найбільша потужність лінії, МВт | Гранична довжина лінії, км

35

110

220 | 5 – 10

25 – 50

100 – 200 | 50 – 60

50 – 150

150 – 250

3.1 Вибір номінальних напруг

Варіант 1

;

, .

, .

Згідно таблиці 3.1 вибираємо А–1 – напругою 110 кВ,

A–2 – напругою 35 кВ.

Варіант 2

;

Згідно таблиці 3.1 вибираємо А–1 – напругою 110 кВ,

1–2, – напругою 35 кВ.

Варіант 3

За правилом моментів:

Згідно таблиці 3.1 номінальна напруга кільця – 110 кВ.

Перевірка балансу потужності:

3.2 Вибір схем електричних з’єднань знижувальних підстанцій

В даному курсовому проекті вибір схем електричних з’єднань підстанцій проводимо спрощено без їх техніко-економічного обґрунтування. В електричних мережах 35-220 кВ використовуються транзитні (прохідні), тупикові (кінцеві) і проміжні підстанції.

Вибір найбільш раціональних варіантів схем проводимо за кількісними показниками (таблиця 3.2).

Таблиця 3.2 – Кількісні показники мереж

Варіант | Довжина ліній, км | Довжина трас, км | Кількість вимикачів

110 кВ | 35 кВ | 110 кВ | 110 кВ | 35 кВ

1 | 80 | 44,72 | 62,36 | 4 | 7

2 | 80 | 107,7 | 93,85 | 4 | 7

3 | 116,21 | - | 116,21 | 8 | 3

3.3 Вибір знижувальних трансформаторів

Вибір номінальної потужності кожного із встановлених трансформаторів проводимо, виходячи із умов: в нормальному режимі роботи кожен трансформатор повинен пропускати половину розрахункового максимального навантаження підстанції. Коефіцієнт завантаження в нормальному режимі повинен знаходитись в межах 50-70% від максимального розрахункового навантаження підстанції. При виході з ладу одного із трансформаторів, той, що залишився в роботі, повинен прийняти на себе все навантаження підстанції. Правила улаштування електроустановок (ПУЕ) дозволяють перевантаження трансформаторів на 40% на час максимуму загальнодобової тривалості не більше 6 годин на протязі 5 діб. Коефіцієнт завантаження в післяаварійному режимі повинен бути не більше 140% від максимального навантаження підстанції.

Вихідними даними для вибору є:

повна максимальна потужність підстанції;

номінальна напруга лінії;

категорія електропостачання споживачів від даної підстанції.

Варіант 1

Підстанція 1.

Вибираємо трансформатори ТДТН-63000/110.

Визначаємо коефіцієнти завантаження в нормальному і післяаварійному режимах роботи:

Підстанція 2.

Вибираємо трансформатори ТД-25000/35, передбачивши відключення в аварійному режимі частини споживачів ІІІ категорії.

Варіант 2

Підстанція 1.

Вибираємо трансформатори ТДТН-63000/110.

Визначаємо коефіцієнти завантаження в нормальному і післяаварійному режимах роботи:

Підстанція 2.

Вибираємо трансформатори ТД-25000/35, передбачивши відключення в аварійному режимі частини споживачів ІІІ категорії.

Варіант 3

Підстанція 1.

Вибираємо трансформатори ТДТН-63000/110, як у варіанті 1) Підстанція 1.

Підстанція 2.

.

Вибираємо трансформатори ТД-25000/110.

Визначаємо коефіцієнти завантаження в нормальному і післяаварійному режимах роботи:

Всі номінальні дані трансформаторів заносимо в таблицю 3.3.

Таблиця 3.3 – Номінальні дані трансформаторів

Марка трансформатора | Sном, МВ•А | Uном, кВ | ДРх, кВт | ДРк, кВт | Іх, % | Uк.з, % | Вартість, тис. грн.

ВН | СН | НН | ВС | ВН | СН

ТДТН 63000/110 | 63 | 115 | 38,5 | 11 | 53 | 290 | 0,55 | 10,5 | 18 | 7 | 126

ТД- 25000/110 | 25 | 121 | - | 11 | 85 | 310 | 0,6 | - | 11 | - | 40

ТРДНС- 25000/35 | 25 | 36,75 | - | 10,5 | 21 | 115 | 0,5 | - | 10,5 | - | 16

3.4 Вибір перерізу проводів лінії

На повітряних лініях (ПЛ) районних мереж напругою 35 кВ і вище рекомендується використовувати сталеалюмінієві проводи марки АС. Більшість ліній напругою 35 – 220 кВ споруджуються на залізобетонних опорах. При необхідності спорудження двох ліній, що проходять по одній трасі, можна використовувати двоколові опори, які забезпечують необхідну надійність електропостачання споживачів першої категорії.

Перерізи проводів ПЛ вибираємо методом економічної густини струму.

Метод економічної густини струму

Варіант 1

Ділянка А-1

Визначаємо струм, що тече по лінії А-1

З таблиці 10.1 [1] при Тнб = 4200 год., .

Визначаємо переріз проводу:

;

Вибираємо провід марки АС–150, Ід.=365 А.

В післяаварійному режимі:

Вибраний переріз проводу перевіряємо в нормальному і післяаварійному режимі роботи мережі за умовою допустимого нагрівання:

Ірmax ? Ід,

322,83 А <365 А.

Ділянка А-2

Визначаємо струм, що тече по лінії А-2

З таблиці 10.1 [1] при Тнб = 4200 год., .

Визначаємо переріз проводу:

Вибираємо провід марки АС–150, Ід.=365 А.

В післяаварійному режимі:

269,5А < 365 А.

Варіант 2

Ділянка А-1

Визначаємо струм, що тече по лінії А-1

З таблиці 10.1 [1] при Тнб = 4200 год., .

Визначаємо переріз проводу:

;

Вибираємо провід марки АС–205, Ід =605 А.

В післяаварійному режимі:

Вибраний переріз проводу перевіряємо в нормальному і післяаварійному режимі роботи мережі за умовою допустимого нагрівання:

Ірmax ? Ід ;

408,58 А < 605 А.

Ділянка А-2

Вибираємо провід марки АС–150, Ід = 365 А, як у варіанті 1) ділянка А-2.

Варіант 3

Ділянка А-1

Визначаємо струм, що тече по лінії А-1

З таблиці 10.1 [1] при Тнб = 4200 год., .

Визначаємо переріз проводу:

Вибираємо провід марки АС–240, Ід = 610 А.

Перевіряємо вибраний переріз за умовою допустимого нагрівання:

В післяаварійному режимі:

Визначаємо струм, що тече по лінії А-2

Перевіряємо вибраний переріз за умовою допустимого нагрівання:

;

408,57 А < 610 А.

Ділянка А-2

Визначаємо