Выбор трансформаторов новых подстанций

Введение

Каждый студент выполняет курсовой проект в соответствии со своим вариантом. Содержание задания определяется данными табл. 1 – 5 и схемой сети, существующей на начало проектного периода (рис. 1).

 

Рис. 1. Схема существующей электрической сети 220(330)/110 кВ

 

Для реализации сквозного проектирования по дисциплинам «Проектирование электрических сетей» и «Электрическая часть электростанций и подстанций» параметры участка системообразующей сети (подстанции ПС-А, ПС-В и ПС-Г; ЛЭП ЭС – А, ЭС – В, А – В, В – Г) заданы в двух вариантах (табл. В.1).

 

Таблица В.1 – Варианты существующей электрической сети (рис. 1)

Элемент сети	Вариант А (220 кВ)	Вариант Б (330 кВ)
ПС-А, автотрансформаторы	АТДЦТН-125000/220/110	АТДЦТН-125000/330/110
ПС-В, трансформаторы	ТРДЦН-63000/220	ТРДЦН-63000/330
ПС-Г, автотрансформаторы	АТДЦТН-125000/220/110	АТДЦТН-125000/330/110
ЛЭП ЭС – А, U ном, марка	220 кВ, АС-300/39	330 кВ, 2×АС-300/39
ЛЭП ЭС – В, U ном, марка	220 кВ, АС-400/51	330 кВ, 2×АС-400/51
ЛЭП А – В, U ном, марка	220 кВ, АС-300/39	330 кВ, 2×АС-300/39
ЛЭП В – Г, U ном, марка	220 кВ, АС-400/51	330 кВ, 2×АС-400/51

Выбор варианта А или Б из табл. В.1 выполняется в зависимости от содержания задания на курсовой проект по «Электрической части электростанций и подстанций» таким образом, чтобы номинальное напряжение одного распределительного устройства электростанции совпало с номинальным напряжением системообразующей сети, рассматриваемой в курсовом проекте дисциплины «Проектирование электрических сетей».

Центром питания является узел «ЭС» номинальным напряжением 220 кВ или 330 кВ, соответствующий сборным шинам электростанции. Длины линий на рис. 1 даны в километрах, число цепей (параллельных линий) и число трансформаторов (автотрансформаторов) определяется по рис. 1.

Электрическая сеть является динамически изменяющимся объектом. Причиной изменений является рост нагрузок существующих подстанций, присоединение новых подстанций и ряд других обстоятельств. В курсовом проекте рассматривается развитие электрической сети уровня межрегиональной распределительной сетевой компании на перспективу 5 лет.

Технология проектирования электрических сетей может быть представлена последовательностью следующих этапов.

1. Формирование (синтез) возможных вариантов развития сети, обеспечивающих потребителей необходимым количеством энергии при нормативном качестве. Этот этап является наиболее ответственным этапом проектирования. Здесь используют обобщенные рекомендации, основанные на анализе опыта проектирования и специальных исследований. Основные рекомендации по построению схем электрических сетей содержатся в указаниях и нормативах по проектированию развития энергосистем.

2. Технический анализ вариантов развития электрических сетей. На этом этапе проверяют соответствие технических характеристик возможным условиям работы в будущем. Для этого выполняют расчеты режимов на рассматриваемую перспективу, анализируют пропускную способность сетей и требуемую надежность электроснабжения потребителей. На основании этих расчетов определяют показатели необходимые для экономического сопоставления вариантов (потери электроэнергии).

Методы технического анализа различны на стадии обоснования вариантов на далекую перспективу и на стадии рассмотрения отобранных вариантов развития. В первом случае необходимо получить обоснование экономических показателей вариантов. Поэтому можно использовать упрощенные методы расчета режимов.

Во 2-ом случае необходимо определить и обосновать технические мероприятия по обеспечению требуемого качества и надежности электроснабжения. Здесь необходима детальная проверка технической допустимости вариантов.

3. Экономическая оценка и сопоставление вариантов развития ЭЭС выполняется путем расчета капиталовложений, издержек производства, дохода. При этом должны быть учтены условия энергетической и экономической сопоставимости.

4. На последнем этапе подготавливают сводные показатели, необходимые для планирования развития электроэнергетики и организации проектирования отдельных объектов. Среди этих показателей: состав ЛЭП и подстанций, объем капиталовложений, потребность в оборудовании.

 

 

1 Варианты исходных данных

Задачей проектирования является обоснование решений, определяющих состав, основные параметры и последовательность строительства электрических сетей из условий оптимального развития в целом. Для этого используются следующие исходные данные:

1. Схема существующей электрической сети (рисунок 1), на которой указаны марки проводов и длины (км) ВЛ, типы, мощности и напряжения трансформаторов и автотрансформаторов с учётом данных таблицы В.1.

2. Максимальные нагрузки (таблица 1) на шинах 10, 35 и 110 кВ существующих подстанций на пятый год расчётного периода.

 

Таблица 1 – Мощности режима максимальных нагрузок существующих подстанций

Мощности нагрузок	А-110	Б-35	Б-10	В-10	Г-110
Активная, МВт
Реактивная, Мвар

 

3. Географическое расположение существующих (таблица 2) и мест сооружения новых (таблица 3, по вариантам) подстанций ПС-1, ПС-2, ПС-3 в декартовой системе координат. Начало координат совпадает с центром питания сети «ЭС», ось «x» направлена вправо, ось «y» - вниз.

 

Таблица 2 – Координаты расположения существующих подстанций, км

Подстанция	x	y
А
Б		31,3
В	13,6	56,4
Г

 

Таблица 3 – Координаты положения, мощности нагрузок новых подстанций и время использования максимальной нагрузки T_max

Позиция цифры в номере варианта

Вид данных

Значение цифры в позиции

Первая

Координаты размещения ПС-1, км

x 1

y 1

Вторая

Координаты размещения ПС-2, км

x 2

y 2

Третья

Координаты размещения ПС-3, км

x 3

y 3

Четвёртая

Максимальные мощности нагрузок ПС-1, МВт и Мвар

P 1

Q 1

Пятая

Максимальные мощности нагрузок ПС-2, МВт и Мвар

P 2

Q 2

 

 

Продолжение табл. 3

Позиция цифры в номере варианта	Вид данных	Значение цифры в позиции
Шестая	Максимальные мощности нагрузок ПС-3, МВт и Мвар
P 3
Q 3
Седьмая	Число часов использования максимальной нагрузки, ч/год
T max

 

4. Ориентировочный состав видов нагрузок новых подстанций (таблица 4, по величине мощностей нагрузки).

 

Таблица 4 – Состав нагрузки сооружаемых подстанций, %

Под-станция	Максимальная активная мощность, МВт	Состав нагрузки
Осветительная нагрузка	Промышленная трехсменная	Промышленная двухсменная	Промышленная односменная	Электрифицированный транспорт	Сельскохозяйственное производство
ПС-1	до 40				–		–
свыше 40 до 50						–
свыше 50						–
ПС-2	до 40					–
свыше 40 до 50					–
свыше 50					–
ПС-3	до 10			–	–	–
свыше 10			–	–	–

 

5. Максимальные мощности новых узлов нагрузки (новых подстанций) на пятый год расчётного периода (см. табл. 3, по вариантам).

6. Время использования максимальной нагрузки T _max (см. табл. 3) для суммарного годового графика нагрузки с учетом мощностей новых подстанций.

7. Напряжение центра питания «ЭС» в режиме максимальных нагрузок поддерживается на уровне 1,1 U _ном.

8. Номинальное напряжение на шинах низшего напряжения новых подстанций – 10 кВ.

9. Место строительства – Ростовская область.

10. Материал опор для ВЛ всех напряжений – железобетон.

11. Необходимые справочные материалы приведены в приложении.

Вариант задания параметров новых подстанций (табл. 3) состоит из 7 цифр (например, последние семь цифр номера вашего телефона). Каждая из этих цифр означает:

• первая —координаты размещения ПС-1;

• вторая — координаты размещения ПС-2;

• третья — координаты размещения ПС-3;

• четвертая — максимальные мощности нагрузок ПС-1;

• пятая — максимальные мощности нагрузок ПС-2;

• шестая — максимальные мощности нагрузок ПС-3;

• седьмая — число часов использования максимальной нагрузки всей сети.

 

Например, номер телефона 2589173.

Первая цифра – 2. Координаты размещения ПС-1: x₁=55 км, y₁=15 км;

вторая цифра – 5. Координаты размещения ПС-2: x₂=83 км, y₂=8 км;

третья цифра – 8. Координаты размещения ПС-3: x₃=88 км, y₃=48 км;

четвёртая цифра – 9. Максимальные мощности нагрузок ПС-1: P₁=55 МВт, Q₁=37 Мвар;

пятая цифра – 1. Максимальные мощности нагрузок ПС-2: P₂=39 МВт, Q₂=25 Мвар;

шестая цифра – 7. Максимальные мощности нагрузок ПС-3: P₃=10 МВт, Q₃=5 Мвар;

седьмая цифра – 3. Число часов использования максимальной нагрузки T_max=4800 ч/год.

 

 

2 Содержание и оформление курсового проекта

 

Содержание данного курсового проекта ограничивается разработкой двух возможных вариантов развития заданной электрической сети и выбора наилучшего из 5 – 6 первоначально намеченных.

В курсовом проекте должны быть решены следующие задачи:

1. Разработка вариантов развития электрической сети. При этом необходимо:

· сформировать варианты магистрально-радиальных и замкнутых (кольцевых) схем;

· выполнить приближённый расчёт потокораспределения в сформированных вариантах сети;

· выбрать номинальные напряжения новых линий;

· определить марки и сечения проводов новых линий;

· выбрать число и мощность трансформаторов новых подстанций;

· подобрать схемы распределительных устройств высшего напряжения новых подстанций.

2. Расчеты характерных режимов электрической сети выбранных вариантов:

· сформировать схему замещения электрической сети и вычислить параметры элементов схемы замещения;

· определить потокораспределение и напряжения узлов в режиме максимальной нагрузки при полном составе оборудования (нормальный режим);

· определить потокораспределение и напряжения узлов в ремонтном режиме (отключён один из элементов сети) при максимальной нагрузке.

3. Анализ режимов сети. Мероприятия по их улучшению:

· выявление перегруженных линий, трансформаторов, автотрансформаторов существующей сети в режиме максимальной нагрузки;

· разработка мероприятий по ликвидации перегрузки элементов существующей сети;

· выбор мощности и мест размещения компенсирующих устройств;

· расчёт характерных режимов (максимальный при полном составе оборудования сети, ремонтный при максимальной нагрузке) с учётом расстановки компенсирующих устройств в сети;

· выбор коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов в характерных режимах (максимальном при полном составе оборудования, в ремонтном при максимальной нагрузке).

4. Экономическое сопоставление вариантов развития:

· рассчитать капиталовложения в новые объекты электрической сети по вариантам развития;

· вычислить ежегодных издержки по сравниваемым вариантам сети;

· определить чистый дисконтированный доход по сравниваемым вариантам развития сети и выбрать вариант, соответствующий максимуму дохода.

 

Курсовой проект оформляется в виде расчетно-пояснительной записки и графической части из трёх чертежей. Записка (объемом до 40 с. текста) состоит из нескольких разделов. В каждом из них должны быть сформулированы задачи, дано решение поставленных задач и сделаны обоснованные выводы.

Пояснительная записка должна содержать титульный лист, задание с исходными данными, ведомость проекта, содержание, введение, основную часть, заключение, библиографическое описание. Исходные данные и результаты расчетов режимов на ЭВМ приводятся в приложении.

Графическая часть проекта выполняется на отдельных листах А1 и содержит карту-схему вариантов развития электрической сети, принципиальные схемы электрических сетей района двух вариантов, расчетные схемы электрических сетей с нанесёнными потоками мощности и напряжениями в режиме максимальной нагрузки. Новые элементы изображаются штриховыми линиями.

 

 

3 Решение основных задач синтеза вариантов развития сети

3.1 Формирование вариантов схем электрической сети

 

Технико-экономическое обоснование схемы построения и выбор параметров электрической сети производится на перспективу 5 лет.

Проектируемая электрическая сеть должна обеспечивать:

· требуемую пропускную способность и надёжность;

· экономичность развития и функционирования с учетом рационального сочетания сооружаемой сети с существующей.

Требования к пропускной способности и надёжности формулируются следующим образом:

· передача расчетных максимальных перетоков мощности должна обеспечиваться при полной схеме сети при нормативных уровнях напряжения;

· передача расчетных длительных перетоков мощности должна обеспечиваться при полной схеме сети и при отключении одного из элементов сети (одной цепи ЛЭП или одного трансформатора).

Экономичность развития и функционирования основывается на выборе варианта, предусматривающего дальнейшее развитие сети без её коренных изменений и максимальное использование действующих сетей с учетом их возможностей для реконструкции.

При проектировании ВЛ рекомендуется применять стандартное оборудование и материалы и унифицированные или типовые конструкции опор, фундаментов и других элементов линий, прошедшие все требуемые испытания и зарекомендовавшие себя положительно в эксплуатации. Необходимые данные по оборудованию электрических сетей даны в приложении А.

Необходимо наметить 5 – 6 вариантов, среди которых должны быть варианты магистрально-радиальных и замкнутых (кольцевых) схем. Присоединение новых линий возможно к существующим подстанциям А, Б, В и Г и к центру питания «ЭС» за счет расширения (реконструкции) их распределительных устройств. По типу присоединения к сети подстанции должны быть тупиковые или проходные. При построении вариантов схем соединений ЛЭП принимают во внимание требования, которые предъявляются к надёжности электроснабжения потребителей ЭЭС. Все намеченные варианты должны быть технически сопоставимыми и взаимозаменяемыми.

Для построения вариантов используется граф существующей сети (рисунок 2). Граф сети составляется с использованием координат (x, y) существующих подстанций в декартовых координатах (табл. 2). Начало координат совпадает с центром питания «ЭС», ось x направлена вправо, ось y – вниз. Координаты новых подстанций ПС-1, ПС-2, ПС-3 и их максимальные нагрузки даны в табл. 3.

Рисунок 2. Граф существующей сети и местоположение новых подстанций

 

При выборе вариантов необходимо руководствоваться следующим:

а) передача электроэнергии должна осуществляться по возможности кратчайшим путем;

б) схема сети должна обеспечивать необходимую надежность электроснабжения в соответствии с категорией потребителей;

в) при этом по возможности следует выбирать наиболее простые типы схем;

г) суммарная стоимость сооружаемых ЛЭП должна быть наименьшей, что приближенно можно оценить по суммарной протяженности сооружаемых ЛЭП (протяженность двухцепных ЛЭП следует включать в сумму с весовым коэффициентом 1,5). Протяженность всех линий выбранных вариантов принимается на 20 - 26 % больше воздушной прямой.

Например, имеются данные о расположении новых подстанций ПС-1,

ПС-2 и ПС-3 в принятых координатах (таблица 6).

 

Таблица 6 – Координаты расположения и мощности режима

максимальных нагрузок новых подстанций

Подстанция	x, км	y, км	P, МВт	Q, Мвар
ПС-1
ПС-2
ПС-3

 

Намечаем несколько вариантов соединения точек новых подстанций с близлежащими подстанциями. Это подстанции А, Б и Г. Варианты схем с новыми линиями (с учетом количества цепей новых ЛЭП) приведены на рисунке 3.

В составе нагрузок новых подстанций (см. таблицу 3) есть потребители I и II категории. Питание каждой новой подстанции должно осуществляться от двух источников или по двухцепным линиям.

В приведённых схемах питание подстанции ПС-3 во всех вариантах осуществляется от подстанции Б. Это сделано потому, что линия Б-3 короче, чем линия, идущая от подстанции Г. Кроме того, нагрузка новой подстанции ПС-3 невелика (6 + j 4 МВА), что позволяет незначительно увеличить нагрузку существующей ВЛ-110 кВ А-Б. Однако если предполагается в дальнейшем расширять ПС-3, то ее питание лучше осуществить от пункта Г, так как в этом случае дополнительные потери энергии в существующей сети для питания ПС-3 будут в сети 220 кВ, а линия А-Б 110 кВ не будет иметь дополнительной нагрузки. Такой вариант при наличии перспективы развития ПС-3 следовало бы включить в число рассматриваемых вариантов.

 

 

Рисунок 3. Варианты радиально-магистральных (Р) и замкнутых (З)
схем соединения новых ЛЭП

 

Расстояния между пунктами 1 и 2, а также между ними и ближайшими существующими подстанциями А и Г приведены ниже:

 

А-2 ;

Г-1 ;

1-2 ;

А-1 ;

Г-2 .

 

Сопоставим намеченные варианты по критерию суммарной длины новых ЛЭП для питания нагрузок 1 и 2.

Радиальные варианты (суммируются длины двухцепных ЛЭП):

 

Σ L _Р-1 = L _A-2 + L _1-2 = 21,6 + 27 = 48,6 км;

Σ L _Р-2 = L _Г-1 + L _1-2 = 14,9 + 27 = 41,9 км;

Σ L _Р-3 = L _A-2 + L _Г-1 = 21,6 + 14,9 = 36,5 км.

 

Минимальное значение для варианта «Р-3».

Кольцевые варианты (суммируются длины одноцепных ЛЭП):

 

Σ L _З-1 = L _A-2 + L _A-1 + L _1-2 = 21,6 + 46,3 + 27 = 94,9 км;

Σ L _З-2 = L _Г-1 + L _1-2 + L _A-2 = 14,9 + 27 + 21,6 = 63,5 км;

Σ L _З-3 = L _Г-2 + L _Г-1 + L_1-2= 35,3 + 14,9 + 27 = 77,2 км.

 

Минимальное значение для варианта «З-2».

Так как в одну формулу для сравнения не вошли одновременно одноцепные и двухцепные линии, то коэффициент 1,5 не использовался.

На основе приближенной технико-экономической оценки вариантов выбрать из предложенных вариантов два для дальнейшей проработки. Среди этих вариантов должен быть хотя бы один вариант, имеющий замкнутую схему электроснабжения.

Из приведённых вариантов для дальнейшего рассмотрения выбираем радиально-магистральный вариант «Р-3» и вариант замкнутой сети «З-2» как варианты, имеющие минимальную суммарную длину новых ВЛ.

 

 

3.2 Выбор номинальных напряжений сооружаемых ЛЭП

 

Номинальное напряжение линий (U _ном) ЛЭП зависит от величины активной мощности, передаваемой по одной цепи, и её длины.

Выбор U _ном определяется главным образом экономическими факторами. Поэтому в общем случае для выбора напряжения необходимо произвести технико-экономическое сравнение вариантов сети при различных напряжениях. Следует учитывать сложившиеся в России две системы номинальных напряжений сетей: 35 – 110 – 220 – 500 кВ и 35 – 110 – 330 – 750 кВ, а также наличие данного напряжения на подстанции, куда присоединяется проектируемая ЛЭП.

На практике выбор напряжения может быть произведен по данным, полученным на основе опыта проектирования электрических сетей (табл. 7) и по эмпирическим формулам, например, по формуле Г.А. Илларионова [1]:

,

или формуле

,

 

где P – нагрузка на одну цепь, МВт; l – длина цепи ЛЭП, км.

Предварительно следует найти приближённое потокораспределение мощностей по сооружаемым ЛЭП для максимальных нагрузок новых подстанций.

 

Таблица 7. – Пропускная способность и дальность электропередачи

по ВЛ 35, 110 и 220 кВ

Напряжение, кВ	Сечение фазы, мм2	Пропускная способность ВЛ, МВт	Длина линии электропередачи, км
Натуральная	При плотности тока 0,9 А/мм2	Предельная (КПД = 0,9)	Средняя (между двумя соседними ПС)
	70...150		4…10
	70...240		11…37
	240…400		74…123

 

Кольцевые участки сети проектируются, как правило, на одно номинальное напряжение. При этом необходимое для выбора номинального напряжения потокораспределение определяется приближённо. Приближённый расчёт потокораспределения выполняется при следующих допущениях:

а) не учитываются потери мощности в элементах сети и зарядные мощности линий;

б) потокораспределение в замкнутых сетях определяется по длинам линий;

в) непрямолинейность трасс учитывается коэффициентом непрямолинейности, равным 1,2.

Потокораспределение в разомкнутой сети находят с помощью уравнений первого закона Кирхгофа (для мощностей), начиная с более удаленного участка и переходя от узла к узлу.

Для рассматриваемого примера исходные данные по нагрузкам подстанций приведены в табл. 6, а данные по длинам ЛЭП берутся для выбранных вариантов сети.

По всем линиям радиально-магистрального варианта «Р-3» передается мощность одной из соответствующих подстанций. Расчеты по варианту «Р-3» сведены в табл. 8.

 

Таблица 8. – Выбор номинальных напряжений ВЛ варианта

радиально-магистральной сети

ВЛ	L, км	L +20 %, км	P, МВт	Цепей	U, кВ	U ном, кВ
А - 2	21,6	26,0			75,4
Г - 1	14,9	17,9			77,9
Б - 3	24,4	29,2			49,0	35 (110)

 

Полученное номинальное напряжение для линий А - 2 и Г - 1 хорошо согласуется с данными табл. 7, однако для линии Б - 3 как по пропускной способности, так и по предельной длине номинальное напряжение 35 кВ не подходит. Принимаем для этой линии номинальное напряжение также 110 кВ.

Для выбора номинальных напряжений замкнутой сети (вариант «З-2») найдем приближённое потокораспределение в линии с двухсторонним питанием (А - 2) (2 - 1) (1 - Г) с расстояниями соответственно 17,9; 32,4 и 25,9 км.

Расчеты по варианту «З-2» сведены в табл. 9.

 

Таблица 9. – Выбор номинальных напряжений ВЛ варианта

замкнутой сети

ВЛ	L, км	L +20 %, км	P, МВт	Цепей	U, кВ	U ном, кВ
А - 2	21,6	26,0	39,9		90,3
1 - 2		32,4	1,9		39,1
Г - 1	14,9	17,9	61,1		92,8
Б - 3	24,4	29,3	6,0		49,0	35 (110)

 

Здесь для линии Б-3 номинальное напряжение также меняем на 110 кВ.

 

 

3.3 Определение сечений проводов новых ЛЭП

 

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным значениям экономической плотности тока [1].

Суммарное расчётное сечение (F) проводов фазы проектируемой ВЛ равно:

,

где – расчетный ток, А;

– нормированная плотность тока, А/мм².

В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ-7) нормированы следующие значения плотности тока для ВЛ 35…500 кВ (табл. 10).

 

Таблица 10. – Нормированные значения плотности тока для ВЛ

Проводники	Плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки T max, ч/год
более 1000 до 3000	более 3000 до 5000	более 5000
Неизолированные провода и шины: медные алюминиевые	2,5 1,3	2,1 1,1	1,8 1,0

 

Значение I _р определяется по выражению:

,

где – ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме, определяемый для системообразующих линий основной сети по расчетным длительным потокам мощности , . Для линий распределительной сети определяется расчетом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы;

 

.

 

– коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 35–220 кВ значение может быть принято равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.

– коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ (T _max), а коэффициент K _м – отражает участие нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы (табл. 11). Расчет коэффициента для нагрузок новых подстанций производится по данным, приведенным в табл. 12. Пример расчёта K _м приведён в табл. 17.

 

Таблица 11. – Усредненные значения коэффициента

Напряжение ВЛ, кВ	Коэффициент участия в максимуме энергосистемы K м	Значение коэффициента при числе часов использования максимума нагрузки T max, ч/год
до 4000	4000...6000	более 6000
35 – 330	1,0	0,8	1,0	1,3
0,8	0,9	1,2	1,6
0,6	1,1	1,5	2,2

 

Расчётное сечение провода должно быть округлено до ближайшего стандартного и проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву I _доп:

 

,

где I _р.н – расчетный ток для проверки проводов по нагреву.

 

Таблица 12. – Коэффициенты попадания в максимум энергосистемы для различных потребителей электроэнергии

Потребители электроэнергии	Коэффициент k м i
Осветительно-бытовая нагрузка	1,0
Промышленные предприятия:
трехсменные	0,85
двухсменные	0,7–0,75
односменные	0,1–0,15
Электрифицированный транспорт	1,0
Сельскохозяйственное производство	0,7–0.75

 

Расчетными режимами могут являться нормальные или послеаварийные режимы, а также периоды ремонтов других элементов сети, возможных неравномерностей распределения нагрузки между линиями и т. п.

Допустимые длительные токи для проводов марок АС и АСК приведены в табл. 13, а поправочные коэффициенты на температуру воздуха для неизолированных проводов – в табл. 14.

 

Таблица 13. – Допустимые длительные токи для неизолированных проводов марок АС и АСК, применяемых на ВЛ 35…330 кВ при температуре

воздуха +25 °С

Сечение (алюминий/сталь), мм2	Ток, А	Сечение (алюминий/сталь), мм2	Ток, А
35/6,2		300/39
50/8		300/48
70/11		330/27
95/16		400/22
120/19		400/51
150/24		400/64
185/29		500/27
240/32		500/64

 

 

Минимально возможные сечения неизолированных проводов по условиям механической прочности проводов для ВЛ свыше 1 кВ приведены в табл. 15.

Максимально возможные сечения проводов из условия механической прочности типовых опор составляют:

· для ВЛ-35 кВ – 150 мм²;

· для ВЛ-110 кВ – 240 мм²;

· для ВЛ-220 кВ – 500 мм².

 

Таблица 14. – Поправочные коэффициенты на температуру воздуха для

неизолированных проводов

Расчетная температура воздуха, °С	Нормированная температура провода, °С	Поправочные коэффициенты при фактической температуре воздуха, С°
–5		+5	+10	+15	+20	+25	+30	+35	+40	+45	+50
		1,29	1,24	1,2	1,15	1,11	1,05	1,0	0,94	0,88	0,81	0,74	0,67

 

Таблица 15. – Минимально допустимые сечения неизолированных проводов по условиям механической прочности для ВЛ свыше 1 кВ

Характеристика ВЛ	Сечение проводов, мм2
алюминиевых и из нетермообработанного алюминиевого сплава	из термообра­ботанного алюминиевого сплава	сталеалю-миниевых	стальных
ВЛ без пересечений в районах по гололеду:
до II			35/6,2
в III–IV			50/8
в V и более	–	–	70/11
Пересечения ВЛ с судоходными реками и инженерными сооружениями в районах по гололеду:
до II			50/8
в III–IV			50/8
в V и более	–	–	70/11
ВЛ, сооружаемые на двухцепных или многоцепных опорах:
до 20 кВ	–	–	70/11	–
35 кВ и выше	–	–	120/19	–

 

Проверке по условиям короны подлежат ВЛ 110 кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка не производится, если сечения проводов равны минимально допустимым по условиям короны или превышают их (табл. 16).

Таблица 16. – Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны
и радиопомех, мм

Напряжение ВЛ, кВ	Фаза с проводами
одиночными	два и более
	11,4 (АС 70/11)	–
	21,6 (АС 240/32)	–
24,0 (АС 300/39)
	33,2 (АС 600/72)	2 ´ 21,6 (2 ´ AС 240/32)
3 ´ 15,2 (3 ´ AC 120/19)
3 ´ 17,1 (3 ´ AС 150/24)
5 ´ 21,6 (5 ´ АС 240/32)

Примечания. 1. Для ВЛ 220 кВ минимальный диаметр провода 21,6 мм относится к горизонтальному расположению фаз, а в остальных случаях допустим с проверкой по радиопомехам. 2. Для ВЛ 330 кВ минимальный диаметр провода 15,2 мм (три провода в фазе) относится к одноцепным опорам.

 

Проверке по допустимым потерям и отклонениям напряжения ВЛ 35 кВ и выше не подлежат, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов таких линий по сравнению с применением трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности экономически не оправдывается.

Пример выбора сечений проводов ЛЭП. Расчёт коэффициентов K _м для нагрузок новых подстанций приведён в табл. 17.

 

Таблица 17. – Расчет коэффициентов попадания нагрузок новых подстанций в максимум энергосистемы

Подстанция	Активная мощность подстанции P	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						–		0,76
ПС-3				–	–	–		0,86

Примечание. Процентный состав различных видов потребителей взят из табл. 4 в зависимости от заданной активной мощности подстанции.

Расчёт K _м в табл. 17 выполнен по формуле

 

,

 

где – коэффициент из табл. 12;

– доля потребителей i-го типа в нагрузке подстанции.

Результаты расчётов сечений проводов новых ЛЭП сведен