Проект новой подстанции для обеспечения электроэнергией нефтеперерабатывающего завода (стр. 3 из 22)

2.5.1 Расчет параметров режима

Приведем пример расчета параметров линии и потерь в ней.

Л-12-1,2: Пачетлор – п/ст КНС-11.

Марка провода: 2´АС–150/24. Длина линии: 15,3 км.

Погонные параметры /3/:

= 0,195 Ом/км;

= 0,427 Ом/км;

= 2,74×10^-6 См/км.

Рассчитаем приведенные параметры линии:

где r, x, b – активное, индуктивное сопротивления, емкостная проводимость линии соответственно;

l – длина линии;

r₀, x₀, b₀ – погонные параметры линии.

Ом,

Данные по остальным линиям сведем в таблицу 5.

Таблица 5 – Параметры линий электропередач

ЛЭП	Дина ЛЭП, км	Количество цепей	Марка провода, км	r₀, Ом/км	x₀,Ом/км	b₀,,мкСим/км	r,Ом	x, Ом	b, мСим
Л-1-1,2	79,5	2	АС-1 20/1 9	0,25	0,42	2,69	19,87	33,4	0,427
Л-2-1,2	0,08	2	АС-1 20/1 9	0,25	0,42	2,69	0,01	0,016	0,0004
Л-3-1,2	4,45	2	АС-1 20/1 9	0,25	0,42	2,69	0,55	0,9	0,024
Л-4-1,2	3,6	2	АС-1 20/1 9	0,25	0,42	2,69	0,9	1,51	0,0194
Л-5-1,2	0,29	2	АС-1 20/1 9	0,25	0,42	2,69	0,036	0,058	0,0015
Л-6-1,2	60,6	2	АС-1 85/24	0,157	0,409	2,82	4,76	12,39	0,341
Л-7-1,2	5,6	2	АС-95/16	0,31	0,43	2,65	0,88	1,15	0,029
Л-8-1,2	0,15	2	АС-1 85/24	0,157	0,409	2,82	0,012	0,029	0,0008
Л-9-1,2	0,23	2	АС-1 85/24	0,157	0,409	2,82	0,018	0,045	0,0013
Л-10-1,2	11,64	2	АС-1 85/24	0,157	0,409	2,82	0,925	2,23	0,063
Л-11-1,2	8,2	2	АС-1 20/1 9	0,25	0,42	2,69	1,02	1,72	0,044
Л-12-1,2	15,3	2	АС-1 50/1 9	0,25	0,42	2,69	1,49	3,18	0,08
Л-13-1,2	11,1	2	АС-95/16	0,31	0,43	2,65	1,72	2,38	0,058

2.5.2 Нагрузки ЛЭП существующей сети в максимальном режиме

Таблица 6 - Нагрузки ЛЭП существующей сети

№ Линия	Параметры линий сети
№ Линия	Марка провода	Кол-во цепей	Максимальный ток в линии, А	Допустимый длительный ток одной цепи, А	Предельная экономическая нагрузка на одну цепь, А
Л-1-1,2	АС-120/19	2	109,8	390	190
Л-2-1,2	АС-120/19	2	117	390	190
Л-3-1,2	АС-120/19	2	89,6	390	190
Л-4-1,2	АС-120/19	2	190,1	390	190
Л-5-1,2	АС-120/19	2	89,3	390	190
Л-6-1,2	АС-185/24	2	218	520	265
Л-7-1,2	АС-95/16	2	91,9	330
Л-8-1,2	АС-185/24	2	35,7	520
Л-9-1,2	АС-185/24	2	210	520
Л-10-1,2	АС-185/24	2	206	520	265
Л-11-1,2	АС-120/19	2	100	390	190
Л-12-1,2	АС-150/24	2	224	450	265
Л-13-1,2	АС-95/16	2	58,8	330	265

Как видно из таблицы 6, ЛЭП в замене не нуждаются. Существующая сеть в режиме максимальных существующих нагрузок проверена и в реконструкции не нуждается.

2.5.3 Проверка сети по отклонению напряжения

Допустимое напряжение на подстанции должно находиться в пределах ±5% от номинального, для подстанций с нерегулируемым напряжением и ±15% для подстанций с регулируемым напряжением под нагрузкой (РПН).

Как следует из приложения 1, максимальное напряжение U = 113 кВ на подстанции Сургут, минимальное U = 112 кВ на подстанции КНС-11. Эти напряжения лежат в допустимых пределах, что говорит о нормальной работе системы.

2.5.4 Проверка ЛЭП по нагреву

Проверку ЛЭП будем производить по следующим условиям:

1.Ток в линии не должен превышать допустимого по нагреву тока:

. (10)

2. Ток в линии в аварийном режиме, т.е. при отключении второй цепи, либо другой линии, не должен превышать допустимого по нагреву тока:

(11)

3. Ток в линии не должен превышать экономически целесообразного тока для данного сечения провода:

.(12)

2.6 Варианты развития схемы сети

2.6.1 Сравнение вариантов развития сети

Сравнение будем производить по нескольким параметрам, самые главные из которых стоимость дополнительно сооружаемых линий и надёжность электроснабжения потребителей. Следовательно, сразу не рассматривает второй вариант, в связи с дорогостоящей установкой опор в различные районы. Дешевле подключить вновь вводимую подстанцию к одной из отпаек. У первого и третьего варианта имеются параллельные связи, что будет осуществлять надежное электропитание и соединение с системой может осуществляться через две п/ст.

Из вышеприведённых соображений, считаю целесообразным более подробно рассмотреть первый и третий варианты развития сети как наиболее дешёвых и надёжных приведены ниже.

Произведем сравнение этих вариантов по технико-экономическим показателям, сравним затраты на их строительство.

2.6.2 Выбор сечений проводов и анализ работы сети

Выбор экономических сечений проводов является одной из важнейших задач проектирования и сооружения электрических сетей, так как связан со значительными капиталовложениями, основными расходами проводниковых материалов, потерями мощности и электроэнергии в системах. Для вновь проектируемых линий сечения выбираем с помощью метода экономических интервалов для энергосистемы Сибири.

На выбранные экономические сечения накладываются ограничения, учитывающие ряд технических требований. Сечения проводников по нагреву должны обеспечить условие: I_ут.реж.<Iдоп. Согласно.

Для устранения коронирования и радиопомех выбираемые сечения должны удовлетворять условию: Fⁱ > F_mjn .

Для уже существующих линий сечения выбираются по условию:

I_нб выбирается для наибольшего потока мощности в линии, если линия двухцепная то I_нб = I_ном/2 Допустимый ток берётся из справочника для соответствующего сечения линии. Если для существующей линии I_нб > I_доп то выбираем новое сечение по методу экономических интервалов. Для каждого режима сети определяем максимальное падение напряжения в процентах от номинального:

2.7 Присоединение новой подстанции

В связи со строительством нового завода возникает необходимость в обеспечении его энергией и мощностью, для чего предложим два варианта подключения к району электроснабжения новой подстанции и присвоим п/ст НПЗ (Нефтеперерабатывающий завод). Выполним подстанцию двухтрансформаторной с трансформаторами ТДТН-25000/110/35/10. Мощность нагрузок в максимальном режиме для этой подстанции примем 22,45 МВА. Тангенс нагрузки примем с учетом специфики нефтеперерабатывающего завода

Таблица 7 – Приведенная нагрузка подстанции НПЗ

подстанция	Тип трансформатора, мощность, МВА	Число трансформаторов на подстанции	Мощность подстанции, МВА	Нагрузка трансформатора в нормальном режиме, %	Нагрузка трансформатора в аварийном режиме, %	Потери в трансформаторах, МВА	Приведенная нагрузка, МВА
НПЗ	ТДТН-25	2	20+j10,2\|S\|=22,45	45	90	0,12+j1,8	20,12+j12

2.7.1 Расчет основных установившихся режимов работы сети с подключением подстанции «НПЗ»

Состояние электрической сети в любой момент времени называется режимом сети и характеризуется следующими параметрами режима: активной и реактивной мощностями в элементах сети, частотой, напряжением у потребителя и в узловых точках сети, величиной токов, протекающих по участкам сети, углами расхождения ЭДС и напряжений, потерями мощности и падениями напряжений в элементах сети.

Задача расчета заключается в нахождении его параметров с целью определения условий, в которых работает оборудование сети и ее потребители. По результатам расчета оценивается экономичность работы сети, предлагаются эффективные способы снижения потерь энергии, устанавливают уровни напряжения на подстанциях и мероприятия по поддержанию их в допустимых пределах.

Характер режима сети определяется тремя факторами: графиками нагрузок отдельных подстанций, режимами работы генераторов, условиями обмена мощностью рассматриваемой энергосистемы с соседними. В рассматриваемой системе определяющим фактором будем считать нагрузки сети. На данном этапе ясно место подключения новой подстанции.