2.5 Вибір номінальної напруги

Економічно доцільна напруга залежить від багатьох чинників: потужності, навантажень, їхньої відстані від джерела живлення, розташування щодо один одного, обраної конфігурації електричної мережі, засобів регулювання напруги і т.д.

У проекті напругу вибираємо виходячи з попереднього розподілу потужності в елементах мережі, протяжності ділянок мережі і відповідно до формули Іларіонова, що дає задовільні результати для ліній будь-якої довжини і переданої потужності.

,

де l_ij – довжина ділянки мережі, км;

P_ij – активна потужність ділянки ланцюга.

Таблиця 2.3 – Результати розрахунку потокорозподілу та вибору номінальної напруги

Варіанти проектованої мережі або її окремих ділянок можуть мати різноманітну номінальну напругу. Ділянки кільцевої мережі виконують на одну напругу - номінальну напруга ділянки - де вона виявилася найбільшою. Оскільки нові пункти споживання електричної енергії підключаються вже до існуючої мережі, в кожному з вузлів якої встановлені трансформатори на певну напругу, то при виборі напруги необхідно також враховувати і цей факт.

Розрахуємо напругу для усіх ділянок першого варіанту:

(кВ);

(кВ);

(кВ);

(кВ);

(кВ);

(кВ);

(кВ).

Отже, приймаємо за номінальну напругу цієї лінії 110 кВ.

Результати розрахунків по вибору номінальної напруги для всіх інших ліній всіх варіантів представлені в таблиці 2.3. Після вибору номінальної напруги необхідно провести вибір марки та площі перерізу проводів для всіх нових ліній електропередач.

3 Вибір марки і площі перерізу проводів ліній електропередач

При проектування вибір поперечного перерізу проводів для повітряних ліній 35–220 кВ протягом довготривалого періоду проводився не на основі зіставляння техніко-економічних розрахунків, а по нормованому узагальненому показнику, за який приймали економічну густину струму j_е. Цей показник приблизно відповідає мінімуму приведених народно-господарчих витрат на будівництво й експлуатацію лінії. Для вказаних ліній значення j_е були встановлені із допущення прямолінійності залежності вартості спорудження 1 км лінії від перерізу проводів.

Перехід, на початку 60-х рр. ХХ століття, до спорудження повітряних ліній на уніфікованих опорах відповідно змінив відношення у вартості ліній з різними перерізами проводів [5]. Це, в свою чергу, привело до того, що апроксимація залежності вартості лінії від перерізу проводу прямою лінією вже не відповідала дійсній нелінійній залежності і вносить істотну похибку у вибір перерізу проводів за нормативною економічною густиною струму. В цих умовах більш правильно нормувати не j_е, а економічні струмові інтервали (таблиця 2.1, [9]) кожної марки проводів, які визначаються з урахуванням уніфікації конструкцій повітряних ліній.

Метод вибору поперечного перерізу проводів ліній 35–750 кВ за економічними інтервалами більш об’єктивний [4,1]. У відповідності з цим методом вибір перерізу проводиться за розрахунковим струмовим навантаженням одного ланцюга лінії І_розр, який визначаться виразом

І_розр = ₁_ТI_(5) / n_л,

де ₁ – коефіцієнт, який враховує зміну навантаження лінії за роками її експлуатації;

_Т – коефіцієнт, що враховує число годин використання максимального навантаження лінії Т_нб і коефіцієнт її попадання в максимум навантаження енергосистеми К_m;

I_(5) – сумарний струм, відповідний до максимального навантаження лінії в 5-ий рік її експлуатації;

n_л – кількість ланцюгів лінії.

Згідно рекомендацій [4] для ліній 35–220 кВ значення ₁ може бути прийняте рівним 1,05, що відповідає математичному сподіванню цього коефіцієнта в області найбільш поширених темпів росту навантаження. Значення коефіцієнта _Т для ліній 35–220 кВ при K_m=1 складають при Т_нб<4000 – 0,8; при 4000<Т_нб<6000 – 1,0; Т_нб>6000 – 1,3.

Одержане значення І_розр порівнюється зі значеннями граничних економічних навантажень для різних перерізів проводів F_(i-1), F_i, F_(i+1), які підбираються для техніко-економічного розрахунку.

При виконанні умови: І_розр < І_гр(i-1) вибирається поперечний переріз F_i-1;

I_грі > I_розр > І_гр(i-1) – вибирається переріз F_i;

I_гр(і+1) > I_розр> І_грi – вибирається переріз F_i+1.

Значення І_гр у [4] подані в залежності від номінальної напруги лінії, типу опор (одно- або дволанцюгові), матеріалу опор (залізобетон, сталь) і району кліматичних умов з ожеледі (1–4) для України та інших держав. Оскільки в складі вихідних даних проекту відсутні дані про умови вибору і матеріалу опор, то рекомендується для всіх ліній мережі, яка проектується, використовувати опори з одного й того ж матеріалу (або залізобетонні, або металеві; дерев’яні опори в наш час використовуються рідко). У випадках, коли дві лінії передбачається спорудити по одній трасі, рекомендується використовувати двохланцюгові опори, в останніх випадках – одноланцюгові. Якщо у проекті для будь-якої ділянки мережі значення І_розр перевищує граничний економічний струм для максимального перерізу проводів F_max лінії даної номінальної напруги I_{гр.ек.max}, то слід виявити доцільність варіанта спорудження цієї лінії з перетином F_max і її експлуатації з погіршеними техніко-економічними показниками (тобто при І_розр > I_{гр.ек.max}) у порівнянні з варіантами її посилення – переводом на підвищену напругу або спорудженням додаткових ланцюгів.

Проведемо розрахунок по вибору марки та площі перерізу лінії варіанту №1.

(МВА);

(кА), або 179(А);

(А);

(МВА);

(А);

(А);

(МВА),

(А);

(А);

(МВА);

(А);

(А);

(МВА);

(А);

(А);

(МВА);

(А);

(А);

(МВА);

(А);

(А).

, оскільки Т_нб = 5500 годин.

Отже, відповідно таблиці 2.2 [9], обираємо для вітки 2-92 лінію електропередач з наступними параметрами:

• номінальна напруга – 110 кВ;

• тип опор – одноланцюгові;

• матеріал опор – залізобетон;

• район ожеледі – IV ;

• марка та переріз проводу – АС-185/29.

Для всіх інших ліній електропередач розрахунок виконуємо аналогічно. Результати розрахунку представлені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 – Результати вибору марки та площі перерізу проводів

№ сх,	Ділянка мережі	Довжина ділянки, км	Кількість ланцюгів	Sл, МВА	Uном, кВ	Iрозр, A	Iе, A	Марка проводу
с	300 – H3	33	1	23,701	110	130,62	135	АС-120/19
	H5 – 7	21,45	1	29,896	110	164,76	185	АС-150/24
	H1 – H3	28,05	1	6,146	110	33,87	55	АС-70/11
	H1 – H5	19,8	1	15,884	110	87,54	135	АС-120/19
	11 – H2	14,85	1	5,714	110	31,49	55	АС-70/11
	23 – H2	19,8	1	4,286	110	23,62	55	АС-70/11
	22 – H4	16,5	1	4,545	35	78,72	135	АС-120/19
	21 – H4	16,5	1	4,545	35	78,72	135	АС-120/19
2	300 – H3	33	1	23,701	110	130,62	135	АС-120/19
	H5 – 7	21,45	1	29,896	110	164,76	185	АС-150/24
	H1 – H3	28,05	1	6,146	110	33,87	55	АС-70/11
	H1 – H5	19,8	1	15,884	110	87,54	135	АС-120/19
	300 – H2	13,2	1	4	110	22,04	55	АС-70/11
	19 – H2	13,2	1	4	110	22,04	55	АС-70/11
	21 – H4	16,5	1	10	35	173,21	185	АС-150/24
	16 – H4	36,3	1	2,841	35	49,21	55	АС-70/11
3	300 – H2	13,2	1	33,149	110	182,69	185	АС-150/24
	H2 – H3	16,5	1	23,159	110	127,63	135	АС-120/19
	H1 – H3	28,05	1	5,613	110	30,93	55	АС-70/11
	H1 – H5	19,8	1	16,429	110	90,54	135	АС-120/19
	7 – H5	21,45	1	30,433	110	167,72	185	АС-150/24
	20 – H4	14,8	1	4,792	35	83,00	135	АС-120/19
	21 – H4	16,5	1	4,299	35	74,46	135	АС-120/19
4	300 – H2	13,2	1	33,149	110	182,69	185	АС-150/24
	H2 – H3	16,5	1	23,159	110	127,63	135	АС-120/19
	H1 – H3	28,05	1	5,613	110	30,93	55	АС-70/11
	H1 – H5	19,8	1	16,429	110	90,54	135	АС-120/19
	7 – H5	21,45	1	30,433	110	167,72	185	АС-150/24
	22 – H4	16,5	1	4,545	35	78,72	135	АС-120/19
	20 – H4	14,8	1	4,545	35	78,72	135	АС-120/19
5	7 – H5	21,45	1	20,489	110	112,92	135	АС-120/19
	H5 – H1	19,8	1	6,499	110	35,82	55	АС-70/11
	300 – H1	36,3	1	15,566	110	85,79	135	АС-120/19
	300 – H3	33	1	8,566	110	47,21	55	АС-70/11
	23 – H3	31,35	1	9,017	110	49,69	55	АС-70/11
	22 – H4	16,5	1	6,25	35	108,25	135	АС-120/19
	16 – H4	36,3	1	2,841	35	49,21	55	АС-70/11
	300 – H2	13,2	1	5,294	110	29,18	55	АС-70/11
	11 – H2	14,85	1	4,706	110	25,94	55	АС-70/11