4.3. Построение графиков в функции различных значений

1. Напряжения в начале и в конце линии связаны с продольной и поперечной составляющими падения напряжения в линии соотношениями:

где U – продольная составляющая падения напряжения,

δU – поперечная составляющая падения напряжения.

Для выбранной линии – одноцепная (участок А – 1) рассчитываем δU, U и U_к , приняв U_н = 110 кВ.

2. Коэффициент мощности в начале и в конце лэп.

где Р_н и S_н – активная и полная мощности в начале линии.

где Р_к и S_к – активная и полная мощности в конце линии.

4. Токи в начале и в конце лэп.

Коэффициент полезного действия.

Аналогично рассчитываем эти параметры для режимов х.х., 0,5S_нагр, 0,8S_нагр. Результаты расчёта представлены в таблице 1.

Табл. 1

	Uн, кВ	Uк, кВ	cos φн	cos φк	Iн, А	Iк, А	η	Pн, МВт	Qн, МВА
Sнагр	110	106,7	0,855	0,857	58,47	57,6	0,987	9,2	7,34
0,8Sнагр	110	107,1	0,825	0,794	51,59	50,51	0,989	7,22	4,5
0,5Sнагр	110	107,85	0,811	0,781	32,63	32,19	0,995	4,61	2,23
х.х.	110	108,95	0,25	0,24	4,16	4,1	0,961	0,068	-0,7

5. Компенсация реактивной мощности

Повышение коэффициента мощности нагрузки приводит к уменьшению полной мощности S, а следовательно, и тока I, протекающего по сети

Коэффициент мощности можно повысить, уменьшая реактивную мощность, потребляемую электроприёмниками, а также путём использования синхронных компенсаторов и конденсаторов.

Величина потребляемой мощности компенсирующих устройств находится по выражению.

где Р – активная мощность нагрузки;

tg φ – тангенс угла сдвига фаз, соответствующий коэффициенту мощности до компенсации;

tg φ_к - тангенс угла сдвига фаз после компенсации (tg φ_к = 0,39);

α = 0,9 – коэффициент вводимый в расчет с целью учёта возможности повышения коэффициента мощности мерами, не требующими установки компенсирующих устройств.

1. Мвар;

2. Мвар;

3. Мвар;

4. Мвар;

5. Мвар;

Устанавливаем конденсаторные установки следующих типов:

1. 4×УКЛ- 10,5 - 900 У3

2. 2×УКЛ- 10,5 - 1350 У3

3. 4×УКЛ- 10,5 - 1350 У3

4. 3×УКЛ- 10,5 - 2700 У3

5. 6×УКЛ- 10,5 - 1350 У3

Заключение

В ходе выполнения курсового проекта были выбраны 3 варианта схемы сети, для каждого варианта выбраны сечения проводов и проверены по экономической плотности тока, допустимой нагрузке, короне. Определили параметры схемы замещения ЛЭП. В результате технико – экономического сравнения вариантов схем сети выбираем 3 – ой вариант схемы с наименьшими суммарными затратами З_∑ = 74211,186 тыс.руб. В зависимости от категории надёжности потребителей определили число трансформаторов на подстанциях, а именно: во т.1 – один трансформатор, в остальных по два трансформатора. Определили мощность двухобмоточных трансформаторов. В результате технико – экономического сопоставления вариантов на подстанциях устанавливаем следующие типы трансформаторов:

1. ТДН – 25000; 4. ТРДН – 63000;

2. ТДН – 25000; 5. ТРДН – 80000;

3. ТДН – 25000;

Рассчитали рабочие режимы электрических сетей для: полной нагрузки; 0,8 от полной нагрузки; 0,5 от полной нагрузки; х.х. Для компенсации реактивной мощности на стороне НН трансформаторов устанавливаем КУ типов:

1. 4×УКЛ- 10,5 - 900 У3

2. 2×УКЛ- 10,5 - 1350 У3

3. 4×УКЛ- 10,5 - 1350 У3

4. 3×УКЛ- 10,5 - 2700 У3

5. 6×УКЛ- 10,5 - 1350 У3

По условиям и расчётам электрической сети выбрали:

выключатели:

1.ВВУ-110Б-40

2.ВВУ-110Б-40

3.ВВУ-110Б-40

4.ВВУ-110Б-40

5.ВВУ-110Б-40

разъединители:

1.РНД – 110/1000 ХЛ1

2. РНД – 110/1000 ХЛ1

3. РНД – 110/1000 ХЛ1

4. РНД – 110/1000 ХЛ1

5. РНД – 110/1000 ХЛ1

короткозамыкатели:

1.КЗ – 110УХЛ1

2. КЗ – 110УХЛ1

3. КЗ – 110УХЛ1

4. КЗ – 110УХЛ1

5. КЗ – 110УХЛ1

трансформаторы тока:

1. ТФЗМ110-У1

2. ТФЗМ110-У1

3. ТФЗМ110-У1

4. ТФЗМ110-У1

5. ТФЗМ110-У1

трансформаторы напряжения

1. НКФ-110-57

2. НКФ-110-57

3. НКФ-110-57

4. НКФ-110-57

5. НКФ-110-57