2. Расчет баланса мощности в сетевом районе.

2.1. Покрытие потребности и распределение активной мощности.

Построим граф проектируемой сети.

Рисунок 1.

Определим длины линий.

С учетом удлинения трасс.

Ленэнерго - объединение системы Северо-запад. k_уд= 1,2 [3, с. 164]

L_AВ=L_AВ∙k_уд= 1,2 км L_В3 = L_В5 = L_В1=L_В3∙k_уд= 1,2 км

L_В1=L_В1∙k_уд= 1,2 км L₁₄ = L₁₂ =L₂₃ = L₁₄∙k_уд= 1,2 км

Определим мощности для каждого пункта.

P_i=S_i∙cosφ_i ; Q_i=S_i∙sinφ_i

P₁=S₁∙cosφ₁= 92∙ 0,89= 81,88 МВт Q₁=S₁∙sinφ₁= 92∙ 0,455= 41,948 Мвар

P₂=S₂∙cosφ₂= 75∙ 0,87= 62,25 МВт Q₂=S₂∙sinφ₂= 75∙ 0,493= 36,979 Мвар

P₃=S₃∙cosφ₃= 60∙ 0,89= 53,4 МВт Q₃=S₃∙sinφ₃= 60∙ 0,455= 27,358 Мвар

P₄=S₄∙cosφ₄= 40∙ 0,83= 33,2 МВт Q₄=S₄∙sinφ₄= 40∙ 0,558= 22,311 Мвар

P₅=S₅∙cosφ₅= 50∙ 0,85= 42,5 МВт Q₅=S₅∙sinφ₅= 50∙ 0,527= 26,339 Мвар

Сумма активных мощностей

Р_∑=∑Р_i= 81,88+62,25+53,4+33,2+42,5= 273,23МВт

Мощности источников

МВА МВА

МВт МВт

МВар МВар

Определим распределение активных мощностей по ЛЭП

Рисунок 2.

Р₁₄=Р₄=33,2 МВт Р_В5=Р₅= 42,5 МВт Р_АВ=Р_А= 82,869 МВт

Р₁₂=Р_В1 - Р₁ – Р₄=15,4015 МВт

Р₂₃=Р_3В – Р₃= 49,848 МВт

Проверка

Р_В3+Р_В1= 103,248+130,4815=233,7295 МВт

Р₁+Р₂+Р₃+Р₄=81,88+65,25+53,4+33,2=233,73 МВт

Рисунок 3.

Определим распределение реактивных мощностей по ЛЭП

Рисунок 4.

Q₁₄=Q₄=22,311 Мвар

Q_В5=Q₅= 26,339 Мвар

Q_АВ=Q_А= 46,4805 Мвар

Q₃₂=Q_В3 – Q₃=56,517-27,358= 28,7937 Мвар

Q₁₂=Q_В1 – Q₁-Q₄=72,444-22,311-41,948= 8,185 Мвар

Проверка

Q_В3+Q_В1= 128,5957 Мвар

Q₁+Q₂+Q₃+Q₄=128,596 Мвар

2.2.Выбор номинального напряжения проектируемой сети.

Определим нестандартное напряжение сети используя формулу Илларионова

кВ

кВ

U₁₂=74,3385кВ

U₂₃=120,573кВ

U_В3=160,241кВ

U_В5=86,914кВ

U₁₄=76,869кВ

Сопоставим значения напряжения, полученные выше с номинальными напряжениями, применяемыми на заданной территории [3, рис.1.1] и данными табл. 6.5 [1].

Принимаем значение напряжения равное U=220 кВ.

2.3. Расчет баланса реактивной мощности.

Q_г+ Q_ку+ Q_с ≥ Q_м+ ΔQ_с, где

Q_г= (Р_м+ ΔР_с)∙tgφ_г = (248,607+11,0492) 0,6197=160,9205Мвар – реактивная мощность, которая может быть получена от генераторов электростанций;

Q_м = 0,95∙∑ Q_i = 147,18825 Мвар - одновременно потребляемая реактивная мощность;

Δ Q_c = 0,06∙ S_м∙n_т+0,04∙ S_м=0,06∙ ∙n_т+0,04∙ =28,8911 Мвар – потери реактивной мощности в элементах электрической сети,

n_т-число ступеней трансформации в сетевом районе (рекомендуется принять равным 1);

Q_с = 0,12∙∑ L_ij = 47,386 Мвар - реактивная мощность, генерируемая емкостью линий электропередачи;

Q_ку ≥ Q_м+ ΔQ_с - Q_г - Q_с = 147,18825+28,89,11-160,9205-47,386 = -32,22715 Мвар – суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств.

Следовательно, нет необходимости в установке компенсирующих устройств.

3. Выбор схемы проектируемой электрической сети.

3.1. Выбор марки и сечения провода, материала и типа опор воздушных лэп.

Рассчитаем нестандартное сечение линий по условию экономической плотности тока.

,

где j_эij – экономическая плотность тока;

- ток основного режима максимальных нагрузок линии.

кА

кА

кА

кА

кА

кА

кА

Нахождение нормированного значения экономической плотности тока j_эij требует определения времени использования максимальной активной мощности на ЛЭП Т_ма.

Рисунок 5.

Т_ма14 = Т_ма4 = 5000 ч∙год

Т_маВ5 = Т_ма5 = 5500 ч∙год

Т_ма12 = Т_ма2 = 4000 ч∙год

Т_ма23 = Т_ма2 = 4000 ч∙год

ч∙год

ч∙год

Согласно [2.6, табл.1.3.36] для изолированного алюминиевого провода находим нормированное значение экономической плотности тока j_э

j_эАВ = 1,0 А/мм²; j_э23 = 1,1 А/мм²; j_эВ5 = 1,0 А/мм²;

j_эВ1 = 1,0 А/мм²; j_эВ3 = 1,0 А/мм²;

j_э12 = 1,1 А/мм²; j_э14 = 1,1 А/мм²;

Определим нестандартное сечение линий

мм²; мм²;

мм²; мм²;

мм²; мм²;

мм²;

Условию выбора сечений проводов по экономической плотности тока F_э удовлетворяет ближайшее стандартное сечение [2.6, табл. 1.3.29]

F_эАВ = 185 мм²; F_э23 = 185 мм²;

F_эВ1 = 400 мм²; F_эВ3 = 300 мм²;

F_э12 = 50 мм²; F_э14 = 70 мм².

F_эВ5 = 70 мм²;

Для выбора сечения проводов ЛЭП по нагреву используется значение максимального тока утяжеленного режима.

Ток линии В1:

а) обрыв линии 12

А

б) обрыв линии 23

А

в) обрыв линии В3

А

Следовательно I_утВ1 =701 А

Ток линии 12:

а) обрыв линии В1

А

б) обрыв линии В3

А

б) обрыв линии 23

А

Следовательно I_ут12 = 354 А

Ток линии 23:

а) обрыв линии В1

А

б) обрыв линии В3

А

б) обрыв линии 12

А

Следовательно I_ут23 =543 А

Ток линии В3:

а) обрыв линии 32

А

б) обрыв линии 12

А

б) обрыв линии В1

А

Следовательно I_утВ3 = 701 А

Ток линии 14:

А

Ток линии В5:

А

Ток линии ВА:

А

По этому току согласно [2.6, табл. 1.3.29] принимаем такое сечение провода F_н, для которого длительный допустимый ток был бы больше или равен максимальному току ЛЭП утяжеленного режима.

F_нАВ = 185 мм²; F_н23 = 240 мм²; F_н12 = 120 мм²; F_нВ5 = 70 мм².

F_нВ3 = 300 мм²; F_н14 = 50 мм²; F_нВ1 = 300 мм².

По условию потери энергии на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений, установленных для ЛЭП 220 кВ – АС 240/39 [2.6, табл. 2.5.6].

В районе с толщиной стенки гололеда до 20 мм для сталеалюминевого провода при площади сечения 240 мм² и более принимается отношение А:С = 7,71…8,04 ,а при площади сечения до 185 мм² принимается отношение А:С = 6,0…6,25. С учетом всех выше перечисленных условий выбираем сталеалюминевые провода.

Полученные значения сведем в таблицу 6.

Таблица 6.

	Линия
	АВ	В1	12	14	23	3В	В5
Fэ, мм2	185	400	50	120	185	300	185
Fн, мм2	185	300	120	50	240	300	70
Fкор, мм2	не менее 240
F, мм2	240	400	240	240	240	300	240
марка провода	АС 400/51	АС 400/51	АС 400/51	АС 400/51	АС 400/51	АС 400/51	АС 400/51

Выбираем стальные промежуточные одноцепные свободностоящие опоры типа П220-3(рис.6) и стальные промежуточные двухцепные свободностоящие опоры типа П220-2 (рис.7).

Рисунок 6. Рисунок 7.