
- •Введение
- •Исходные данные:
- •Составление и обоснование схемы и вариантов номинальных напряжений сети.
- •Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств.
- •Выбор типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций.
- •Электрический расчет составленных вариантов сети.
- •Технико-экономический расчет вариантов схем.
- •Расчёт токов кз для выбора оборудования подстанции.
- •2.Расчетные токи кз.
Электрический расчет составленных вариантов сети.
Зная потери в трансформаторах приводим нагрузки трансформаторных подстанций к высокой стороне и результаты записываем в таблицу №9.
Таблица №9
Параметры |
Подстанции |
|||
Б |
В |
Г |
||
Активная мощность, Р2 , кВт |
5041,04 |
10064,3 |
13088,83 |
|
Реактивная мощность, Q2 , кВар |
3288,4 |
5425,25 |
7068,58 |
|
Полная мощность, S2 , кВ . А |
Р2 + jQ2 |
5041,04+j3288,4 |
10064,3+j5425,25 |
13088,83+j7068,58 |
|
6018,775 |
11433,436 |
14875,56 |
Приближенно определяем зарядную мощность линии, т.к. не знаем сечения проводов по формуле:
где - длина линии, [км];
- приближенное
значение проводимости линии, для Uн=110
кВ
Uн – номинальное напряжение сети, [кВ]
Радиальная схема
Магистральная схема
Кольцевая схема
Определяем приближенное потокораспределение без учета потерь в линиях.
Приближенное потокораспределение – это потокораспределение в линиях и трансформаторах без учета потерь мощности.
В радиальной схеме, потребляемая мощность является передаваемой.
В магистральной схеме потокораспределение находится по I закону Кирхгофа.
В кольцевой схеме потокораспределение находится по правилу обратных плеч.
Определяем
Проверяем правильность расчета по уравнению:
Определяем потокораспределение в сети по I закону Кирхгофа:
Определяем сечения проводов в электрических сетях.
Критерием для выбора сечения проводников ВЛ является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводников производится по нормативным обобщенным показателям.
В качестве такого показателя при проектировании ВЛ 35500 кВ используется экономическая плотность тока jэ , которая в зависимости от типа проводки и числе часов использования максимума нагрузки в год выбирается по [4, стр.40]:
jэ=1,1 А/мм 2
Экономически целесообразное сечение S [мм 2] определяется из соотношения:
где Imax – максимальный ток в аварийном режиме (при обрыве одной из линий), [А].
Расчетный ток определяется по формуле:
где Sлинии – мощность, передаваемая по конкретной линии. При двухцепной (nл=2, т.к. преобладаю потребители 2 категории) линии это значение уменьшается в два раза.
Значение Imax находится по той же формуле, но при обрыве одной из питающих линий.
Радиальная схема
участок АБ
где Sаб =Sб =5+j2,9 МВ .А =5780000 В .А
Определяем сечение:
Выбираем марку провода из условия короны: для напряжения Uн=110 кВ и фаз с одиночными проводами сечение должно быть больше либо равно 70мм2.
Выбираем провод типа АС-70. Его характеристики сведены в таблице №10.
участок АВ
где Sав =Sв =10+j4,61 МВ .А =11000000 В .А
Определяем сечение:
Выбираем провод типа АС-70.
участок АГ
где Sаг =Sг =13+j5,8 МВ .А =14240000 В .А
Определяем сечение:
Выбираем провод типа АС-70.
Магистральная схема
участок АБ
где
;
Определяем сечение:
Выбираем провод типа АС-95.
участок БВ
где Sбв =Sв =11 МВ .А =11000000 В .А
Определяем сечение:
Выбираем провод марки АС-70.
участок АГ
Этот участок аналогичен участку в радиальной схеме, поэтому выбираем провод марки АС-70.
Кольцевая схема(nл=1)
участок АБ
где
;
;
;
Определяем сечение:
Выбираем провод типа АС-185.
участок БВ
где
;
;
;
Определяем сечение:
Выбираем провод типа АС-185.
участок ВГ
где
;
;
;
Определяем сечение:
Выбираем провод типа АС-95.
участок АГ
где
;
;
;
Определяем сечение:
Учитывая вероятные большие потери напряжения, выбираем провод типа АС-120, проложенный в две нитки (с расцепленными фазами).
Выбранные провода и их характеристики представлены в таблице №10.
Таблица №10
Схема |
Участок |
Расчетный ток, Iр , А |
Максимальный ток, Imax , А |
Марка провода |
Допустимый длительный ток провода, А |
Погонные сопротивления (проводимости) |
|
активное, R0 , Ом/км |
индуктивное, Х0 , Ом/км
|
||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
радиальная |
АБ |
15,168 |
30,336 |
АС-70 |
265 |
0,46 |
0,425
|
АВ |
28,87 |
57,74 |
|||||
АГ |
37,37 |
74,74 |
|||||
магистральная |
АБ |
44,023 |
88,046 |
АС-95 |
330 |
0,33 |
0,414 |
БВ |
28,867 |
57,735 |
АС-70
|
265 |
0,46 |
0,425 |
|
АГ |
37,37 |
74,74 |
|||||
кольцевая |
АБ |
66,9 |
162,71 |
АС-185 |
510 |
0,17 |
0,394 |
БВ |
36,7 |
132,53 |
|||||
ВГ |
21,1335 |
88,0458 |
АС-95 |
330 |
0,33 |
0,414 |
|
АГ |
95,81 |
162,71 |
2х АС-120 |
2х380 |
|
|
Среднегеометрическое расстояние между проводами принято для напряжения Uн=110 кВ равным 4 м.
Находим потери напряжения сетей по формуле:
[кВ]
Потери мощности находим по формулам:
Потери электроэнергии определяем по формуле:
,
где
ч.
Рис. 9 график времени максимальных потерь
Все потери записываем в таблицу №11.
Таблица №11
Схема |
Участок |
Длина участка,
|
Потери напряжения |
Потери мощности |
Потери
электроэнергии,
|
|||
Uл , кВ |
Uл , % |
Рл , кВт |
Qл , кВар |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
радиальная |
АБ |
144,2 |
2,31 |
2,1 |
91,322 |
84,374 |
292230,4 |
|
АВ |
126,5 |
3,77 |
3,4 |
291,556 |
269,372 |
932979,2 |
||
АГ |
121,66 |
4,675 |
4,25 |
469,259 |
433,554 |
1501628,8 |
||
Итого, Wл’’. |
- |
- |
- |
- |
2726838,4 |
|||
магистральная |
АБ |
144,2 |
5,278 |
4,79 |
552,862 |
693,591 |
1769158,4 |
|
БВ |
89,44 |
2,666 |
2,4 |
206,14 |
190,455 |
659648 |
||
АГ |
121,66 |
4,675 |
4,25 |
469,259 |
433,554 |
1501628,8 |
||
Итого, Wл’’. |
- |
- |
- |
- |
3930435,2 |
|||
кольцевая |
АБ |
144,2 |
5,45 |
4,95 |
329,182 |
762,927 |
1053382,4 |
|
БВ |
89,44 |
1,756 |
1,6 |
61,438 |
142,3916 |
196601,6 |
||
ВГ |
60 |
1,07 |
1 |
26,529 |
33,28 |
84892,8 |
||
АГ |
121,66 |
4,21 |
3,83 |
452,263 |
683,42 |
1447241,6 |
||
Итого, Wл’’. |
- |
- |
- |
- |
2782118,4 |
Все потери напряжения меньше 5%, т.е. в пределах нормы.