Расчет и анализ режимов электроэнергетической системы в Сахалинском крае, страница 2

Принимаю, что в пункте П1 5% нагрузки (25 МВт) питается на напряжении 10 кВ, а 95% (475 МВт) – на напряжении 220 кВ (2 двухцепные ВЛ). В пункте П2 вся нагрузка питается на напряжении 110 кВ.

Принципиальные схемы сети

П1

П1

На базе данных о  географическом расположении пунктов потребления электроэнергии  и их нагрузках создаются две схемы РЭС, наиболее рациональные в первом приближении, то есть имеющие минимальную длину, наиболее простую конфигурацию, наиболее высокую надёжность и не имеющие обратных перетоков мощности. Схема сети СВН имеет только один рациональный вариант.

 

Так как в дальнейшем для выбора ВЛ и трансформаторов будут необходимы нагрузки  линий для схем А и Б, отсутствующие в табл., представлю их в таблицах:

Табл. Нагрузка линии П1-П2 для схемы А

Линия	Сезон	Нагрузка, МВт в часы
		0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
П1-П2	PЗ PЛ	120-124 84,8-87,2	108-112 75,6-78	100 68,6	144 101,6	160 112,4	96-88 66,8-62

Табл. Нагрузка линии П2-П3 для схемы Б

Линия	Сезон	Нагрузка, МВт в часы
		0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
П2-П3	PЗ PЛ	24-28 17,6-20	24-28 16,8-19,2	28 18,4	24 17,6	36 25,6	28-20 19,2-14,4

Выбор параметров ВЛ

Выбор номинальных напряжений и числа цепей линий проектируемой сети тесно связан и в общем случае представляет сложную технико-экономическую задачу, при решении которой требуется учитывать множество факторов: надежность электроснабжения потребителей, обеспечение нормируемого качества электроэнергии на зажимах электроприемников, перспективу развития сети и т.д. В данном случае используется методика выбора номинального напряжения по экономическим зонам ([3], рис.4.1), а количества цепей ВЛ – исходя из условий надёжности питания потребителей I и II категорий ([1], п.1.2.17-1.2.19) (считаю, что ремонт ВЛ или замена трансформатора менее чем за сутки невозможны).

Система номинальных напряжений для ОЭС Востока – 110-220-500 кВ ([3], стр.106).

Все ВЛЭП, кроме линии ТЭС-П1, выполняются двухцепными. В случае повреждения этой линии резерв системы покрывает необходимую потребителям мощность во всех режимах.

По экономическим зонам для линии ТЭС-П1 при максимальной передаваемой мощности летом 550 МВт и длине линии 335 км принимаю номинальное напряжение 500 кВ. Выбранное для линии П1-С напряжение 220 кВ оказалось необходимым повысить до 500 кВ, т.к. при максимально допустимом для  220 кВ сечении 400 мм² провода не прошли по нагреву в послеаварийном режиме.

По ([3], табл.7.11) для обеих линий выбираю сечение проводов 300мм² (3хАС 300/66).

Проверка выбранного сечения на примере линии ТЭС-П1:

1.  По короне: По ([3], табл.4.10) минимальное сечение провода 500 кВ по условиям короны АС300/66.

2.  По допустимым потерям и отклонениям напряжения ВЛ 35 кВ и выше проверке не подлежат ([3], стр.160).

3.  По допустимой токовой нагрузке по нагреву:

Расчётная токовая нагрузка  А, где N – число цепей линии;  - максимальная мощность, протекающая по линии, табл.;  – принятый коэффициент мощности.

По ([3], табл.7.12) максимально допустимый ток для одного провода АС300/66 составляет  А, тогда для трёх проводов в фазе ВЛ 500 кВ  А, что больше расчётного тока.

Максимальный ток  А также меньше допустимого.

Для линии П1-С:  А;

 А.

Выбор напряжений и сечений проводов остальных ВЛ представлен в таблицах. При этом учитывались минимально допустимые по короне сечения проводов – АС240/39 для ВЛ 220 кВ и АС70/11 для ВЛ 110 кВ, а также принцип унификации сечений проводов ([3], стр.159) и использование железобетонных двухцепных опор.