3. Визначення номінальної напруги мережі

Номінальна напруги визначається виходячи з величини переданого навантаження і довжини лінії. В області де проектується мережа мається джерело живлення, що забезпечує живлення підстанцій на напругах 35-220 кВ.

Оптимальна напруга визначається за формулою:

U_эк ,

де L – довжина лінії, км;

P –передана активна потужність, МВт.

Визначення економічно доцільних напруг дільниць мережі та номінальних напруг варіантів мережі знаходяться в таблиці 1.3.

Дільниця	Lроз., км	Pдільн.МВт	Uопт. , кВ	Uном. мер кВ
Радіальна
АБ	12,20	17	72,9	110
АВ	37,32	18	81,3	110
АГ	23,01	12	66,22	110
Магістральна
АН	17,52	83	131,5	110
НМ	5,88	60	89,28	110
МВ	19,77	18	78,12	110
НБ	23,47	17	77,5	110
МГ	10,43	12	62,5	110
Кільцева
АБ	12,20	30	89,68	110
БВ	36,92	13	69,64	110
ВГ	17,76	16,32	74,2	110
АГ	23,01	28,32	95,3	110

Таблиця 1.3 Визначення оптимальної напруги мережі

3. Визначення зарядної реактивної потужності дільниць мережі

Зарядну потужність лінії необхідно враховувати при розрахунку потокорозподілення в мережі і визначені переданої по лініях, у іншому випадку не буде зведений баланс виробленої та спожитої електроенергії.

Зарядна потужність ліній для всіх ділянок мережі визначається за формулою :

Q_зар= U²_ном ·b₀ · 10^-6 · L_розр. , МВар ,

де U_ном– номінальна напруга мережі, 110 кВ;

b₀– питома зарядна потужність лінії, см, 10^-6. На даному етапі проекту, вибрані проводи на дільницях для мережі напругою 110 кВ, приймаю b₀відповідно проводу марки АС-120;

L_розр – розрахункова довжина лінії, км;

Визначені розрахунки зазначені нижче у таблиці 1.4.

Таблиця 1.4. Визначення зарядної реактивної потужності лінії

Дільниця	Lроз., км	Во, 10-6 ,см	Qзар., МВАР
Кільцева схема з’єднання джерел живлення
АБ	12.20	2.6	3.8
АВ	37.32	2.6	1.1
АГ	23.01	2.6	7.2
Радіальна схема з’єднання джерел живлення
АН	17.52	2.6	5.5
НМ	5.88	2.6	1.8
МВ	19.77	2.6	6.2
НБ	23.47	2.6	7.4
МГ	10.43	2.6	3.2
Магістральна схема з’єднання джерел живлення
АБ	12.20	2.6	3.8
БВ	36.92	2.6	1.1
ВГ	17.76	2.6	5.5
АГ	23.01	2.6	7.2

1.6. Вибір пристроїв, що компенсують та силових трансформаторів підстанцій

Пристроїв, що компенсують, виконуються для того, щоб реактивна потужність, передана по лінії, була мінімальною. При зменшенні переданої реактивної потужності по лінії, знижується струм, а при зменшенні струму зменшуються втрати активної потужності.

Компенсація реактивної потужності може істотно впливати на величину повних навантажень підстанцій, отже, і на обрані нормальні потужності трансформаторів, перетин проводів ліній електропередач, на втрати напруги, потужності і енергії. У підсумку вибір потужності пристроїв, що компенсують, і їхнє розміщення впливають на техніко-економічні показники варіантів схем мережі, а також можуть вплинути на правильність вибору величини номінальної напруги і схем проектованої мережі.

Умовно приймаємо збіг за часом періодів активного і пасивного навантаження підстанції. Тому визначення реактивних навантажень виробляється по найбільшим активним навантаженням і заданих значеннях коефіцієнта активної потужності.

Вибираю батареї конденсаторів такої потужності, щоб підняти коефіцієнт активної потужності на шинах вторинної напруги підстанції до 0,96.

Приблизне значення потужності пристроїв, що компенсують, установлюваних на шинах вторинної напруги підстанції, визначається за формулами, що наведені в таблиці 1.5.

На понижуючій підстанції приймаємо до установки два трансформатори, виходячи з умови надійності електропостачання та допустимого перенавантаження на час максимуму навантаження на 40%.

Потужність кожного з двох трансформаторів рівній (0,65-0,7) максимального навантаження підстанції.

При цьому забезпечується живлення всіх споживачів при аварії одного трансформаторів. Дані вибору приведено у таблиці 1.5.

Таблиця 1.5 Вибір пристроїв, що компенсують та силових трансформаторів підстанції

Підстанції		B	C	D
Параметри
Pзац МВт		17	18	12
Соs φ, зад		0,86	0,84	0,89
Tg φ,зад		0,59	0,64	0,51
Qзад=Pзад* Tgφзад,МВАР		10,03	11,52	6,12
Соs φ, δ		0,96	0,96	0,96
Tg φ, δ		0,29	0,29	0,29
Q,δ=Pзад* Tg φ δ, МВАР		4,93	5,22	3,48
Кн		0,9	0,9	0,9
Qкп=Кн (Qзад – Q,δ) МВАР		8,2	9,5	4,6
Sδ, МВА		17,7	18,7	12,4
Sδ/1,4 МВА		12,6	13,44	8,9
Sн.тр., МВА		16	16	10
Тип трансформатора		ТДМ-160000/110	ТДМ-160000/110	ТДМ-160000/110
Параметритрансформатора	PХХ, кВт	18	18	18
	PК.З., кВт	85	85	85
	UК.З., %	10,5	10,5	10,5
	IХ1Х1 %	0,7	0,7	0,7
	QХ.ХкВАр	136	136	136

7. Приведення навантаження підстанцій довищої сторони

Приведення навантаження до вищої сторони полягає в тому, що при розрахунку зворотнього варіанта схеми необхідно враховувати втрати потужності в трансформаторах на підстанціях, а так само зарядні потужності ліній електропередач.

Результати приведення навантаження до вищої сторони визначаються за формулами:

ΔP = ΔP_хх · n ( )^{2 ,} кВт

ΔQ_тр= ΔQ_xх · n + , квар.

де ΔP_хх– втрати активної потужності холостого ходу трансформатора, кВт;

ΔР_к.з. -втрати активної потужності короткого замикання трансформатора, кВт;

ΔQ_xх- втрати реактивної потужності холостого ходу трансформатора, квар;

S_б – бажанаповнапотужністьпідстанції в МВА;

S_н.тр. – нормальна повнапотужність трансформатора підстанції в МВА;

n – кількість трансформаторів підстанції;

U_к– напруга короткого замикання трансформатора у %.

Приведення навантаження до високої сторони підстанції здійснимо у таблиці 1.6.

Таблиця 1.6 Приведення навантаження підстанції до вищої сторони

Підстанції	B	C	D
Параметри	1	2	3
∆Pтр., кВт	87	92	101,3
∆Qтр. , кВт	246,55	248,9	242,3
P , МВт	17,08	18,09	12,1
Q , МВар	5,17	5,4	3,7
S , МВА	17,8	18,8	12,6
∆Uтр. , кВ