4 Выбор схем электрической сети
Таблица 4.1 – Схемы электрической сети
№ схе- мы |
Схема сети |
Длина трассы, км |
Суммарная длина линий, км |
Число выключате лей на сети |
1 |
|
219 |
219 |
21 |
2 |
|
162 |
324 |
20 |
3 |
|
151 |
302 |
24 |
4 |
|
180 |
360 |
16 |
№ схе- мы |
Схема сети |
Длина трассы, км |
Суммарная длина линий, км |
Число выключателей на сети |
5 |
|
207 |
257 |
21 |
Продолжение таблицы 4.1
Вывод: Выбираем 1 и 2 вариант схем сети, т.к. они имеют наименьшую длину линий и число выключателей. Подробно рассчитаем их в максимальном режиме.
5 Расчет вариантов сетей
5.1 Расчет разомкнутой сети в максимальном режиме
Рисунок 5.1 – Схема сети
Определяем ток на участке
(17)
где Sпр – приведенная мощность линии, МВА;
Uн – номинальное напряжение сети, кВ.
Определяем сечение провода
(18)
где jэ – экономическая плотность тока [4, с 548];
n – число линий на участке.
Линия А-1
=1(А/мм2)
при Тmax=5600
(час)
Выбираем провода [4, c 428] типа АС-150/19
Проверяем провода на нагрев
,
условие выполняется.
Проверяем провода на «корону»
Согласно
[1] минимальное сечение проводов
Проверяем на механическую прочность
UH = 110 кВ F = 70 – 300 мм2
F = 150 мм2, условие механической прочности выполняется.
Линия А-2
=1,1 А/мм2 при Тmax ср=4954,4 час
(19)
где Р2max – максимальная активная мощность в линии А-2, МВт;
Тmax2 – время работы подстанции №2 в год, час;
Р3max – максимальная активная мощность в линии 2-3, МВт;
Тmax3 – время работы подстанции №3 в год, час;
Ко – коэффициент одновременности достижения максимума нагрузки.
Выбираем провод [4, c 428] типа АС-150/19
Проверяем провода на нагрев
,
условие выполняется.
Проверяем провода на «корону»
Согласно [1] минимальное сечение проводов
Проверяем на механическую прочность:
UH = 110 кВ F = 70 – 300 мм2
F=150 мм2, условие механической прочности выполняется.
Линия 2-3
Выбираем провод [4, c 428] типа АС-70/11
Проверяем на «корону»
Согласно [1] минимальное сечение проводов
Проверяем провода на нагрев
,
условие выполняется.
Проверяем на механическую прочность:
UH = 110 кВ F = 70 – 300 мм2
F = 70 мм2, условие механической прочности выполняется.
Составляем схему замещения и определяем её параметры по формулам. Технические данные проводов сносим в таблицу 5.1.
(20)
где r0 - сопротивление 1 км провода постоянному току при 20°С, Ом;
l – длина провода, км.
(21)
где х0 – индуктивное сопротивление 1 км провода, Ом;
l – длина провода, км.
(22)
где b0 – емкостная проводимость 1 км провода, Ом;
l – длина провода, км.
для
двухцепных линий, (23)
где Uн – номинальное напряжение сети, кВ;
В – емкостная проводимость провода, Ом*км.
r0, х0 и b0 определяем из [4, с 428, 435]
ВЛ А-1: две одноцепные линии
ВЛ А-2 и 2-3 двухцепные
Все провода расположены «треугольником», Д=Дсрг=5м
Таблица 5.1 – Технические данные проводов
Номер линии |
Тип провода |
Длина l, км |
r0, Ом/км |
Х0, Ом/км |
b0*10-6 |
R, Ом |
Х, Ом |
B*10-6 |
QB |
А – 1 |
АС– 150/19 |
56 |
0,199 |
0,416 |
2,74 |
11,14 |
23,3 |
153,44 |
1,86 |
А – 2 |
АС– 150/19 |
56 |
0,199 |
0,416 |
2,74 |
11,14 |
23,3 |
153,44 |
1,86 |
2 – 3 |
АС– 70/11 |
50 |
0,42859 |
0,44 |
2,58 |
21,43 |
22 |
129 |
1,66 |
Рисунок 5.2 – Полная схема замещения
Определяем расчетные нагрузки и составляем расчетную схему замещения
(24)
где Sпр – приведенная мощность линии, МВА;
–jQB – зарядная емкость линии, МВар.
Составляем расчетную схему замещения
Рисунок 5.3 – Расчетная схема замещения
Определяем потоки мощности
(25)
где Sрасч3 – расчетная нагрузка линии, МВА;
△S2-3 – потери в линии, МВА.
(26)
(27)
(28)
(29)
Определяем напряжения во всех точках сети
(30)
где UA – напряжение на системной подстанции, кВ;
△UA-2 – потери в линии, МВА.
(31)
(32)
Сеть районная, поэтому на потерю напряжения не проверяем.
5.2 Расчет замкнутой сети в максимальном режиме
Рисунок 5.3 – Схема замкнутой сети
Определяем предварительное протекание мощностей в линиях, предполагая, что сеть однородная с одинаковым сечением проводов
Рисунок 5.4 – Развернутая схема сети
(33)
где РПР – приведенная активная мощность линии, МВт;
L – длина линии, км;
LАА` – суммарная длина линий, км.
(34)
где QПР – приведенная реактивная мощность линии, МВар;
L – длина линии, км;
LАА` – суммарная длина линий, км.
Мощность на линиях 1-2 и 2-3 определяем на основании I закона Кирхгофа
(35)
где SA – мощность, выходящая с системной подстанции, МВА;
Sпр1 – приведенная мощность подстанции №1, МВА.
(36)
Определяем сечение проводов на каждом участке сети
Линия 1-2
=1,1 А/мм2 при Тmax=5000 час
Выбираем
провод [4, c
428] типа АС-50/8
Проверяем провод на «корону»
Согласно
[1] минимальное сечение проводов
,
условие не выполняется.
Выбираем
провод [4, c
428] типа АС-70/11
Проверяем провод на «корону»
Согласно [1] минимальное сечение проводов , условие выполняется.
Проверяем на механическую прочность
UH = 110 кВ F = 70 – 300 мм2
F = 70 мм2, условие механической прочности выполняется.
Линия 3-2
=1,1 А/мм2 при Тmax=5000 час
Выбираем
провод [4, c
428] типа АС-95/16
Проверяем провод на «корону»
Согласно
[1] минимальное сечение проводов
,
условие выполняется.
Проверяем на механическую прочность
UH = 110 кВ F = 70 – 300 мм2
F = 95 мм2, условие механической прочности выполняется.
Линия А-1
=1 А/мм2 при Тmax=5382 час
На участке А-1 запроектируем 2 ВЛ, так как
Выбираем
провода [4, c
428] типа АС-185/24
Проверяем провода на «корону»
Согласно [1] минимальное сечение проводов , условие выполняется.
Проверяем на механическую прочность
UH = 110 кВ F = 70 – 300 мм2
F = 185 мм2, условие механической прочности выполняется.
Линия А`-3
=1,1 А/мм2 при Тmax=4954 час
Выбираем
провод [4, c
428] типа АС-240/32
Проверяем провод на «корону»
Согласно [1] минимальное сечение проводов , условие выполняется.
Проверяем на механическую прочность
UH = 110 кВ F = 70 – 300 мм2
F = 240 мм2, условие механической прочности выполняется.
Проверка проводов на нагрев.
При проверке проводов на нагрев рассматриваются аварийные режимы.
Авария №1, повреждение линии А-1
Рисунок 5.5 – Схема повреждения линии А-1
Авария № 2, повреждение линии 3 – А`
Рисунок 5.6 – Схема повреждения линии 3 – А`
Определяем максимальный аварийный ток для линий
Линия А-1, наиболее тяжелой аварией является авария №2
так как на участке 2 линии, тогда
Линия 1-2, наиболее тяжелой аварией является авария №2
Проверяем провод на нагрев:
,
провод по нагреву не проходит, поэтому
устанавливаем двухцепную линию с
проводами типа АС-70/11
Линия 2-3, наиболее тяжелой аварией является авария №1
Проверяем провод на нагрев:
,
провод по нагреву не проходит, поэтому
устанавливаем двухцепную линию с
проводами типа АС-95/16
Линия 3-А’, наиболее тяжелой аварией является авария №1
,
провод по нагреву не проходит, поэтому
устанавливаем двухцепную линию с
проводами типа АС-240/32
Все линии двухцепные, расположение проводов на опорах «треугольником», Д=Дсрг=5 м
Составляем схему замещения и определяем её параметры по формулам (20 - 23). Технические данные проводов сносим в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 – Технические данные проводов
Номер линии |
Тип прово да |
Длина L, км |
r0, Ом/км |
Х0, Ом/км |
b0*10-6 |
R, Ом |
Х, Ом |
B*10-6 |
QB, МВар |
А – 1 |
АС– 185/24 |
56 |
0,15701 |
0,409 |
2,82 |
8,79 |
22,9 |
157,92 |
1,91 |
1 - 2 |
АС– 70/11 |
45 |
0,4276 |
0,44 |
2,58 |
19,24 |
19,8 |
116,1 |
1,4 |
2 - 3 |
АС– 95/16 |
50 |
0,30599 |
0,429 |
2,65 |
15,3 |
21,45 |
132,5 |
1,6 |
3 – A`
|
АС– 240/32 |
68 |
0,1206 |
0,407 |
2,85 |
8,2 |
27,68 |
193,8 |
2,35 |
Рисунок
5.7 – Полная схема замещения
Определяем расчетные нагрузки и составляем расчетную схему замещения
Рисунок
5.8 – Расчетная схема замещения
Определим предварительные протекания мощностей в линиях, расчет ведем по «коротким» формулам
(37)
где Ррасч – расчетная активная мощность подстанции, МВт;
R – активное сопротивление участка линии, Ом;
RAA` – суммарное сопротивление всех линий, Ом.
(38)
где Qрасч – расчетная реактивная мощность подстанции, МВт;
R – активное сопротивление участка линии, Ом;
RAA` – суммарное сопротивление всех линий, Ом.
Определим мощность в линиях 1-2 и 2-3
Проверим расчет в точке токораздела №2
(39)
6,67+j3,96+17,46+j13,23=24,13+j17,19
24,13+j17,19=24,13+j17,19
Определяем мощности в линиях
(40)
(41)
(42)
(43)
(44)
(45)
(46)
(47)
Определяем напряжения в точках электрической сети
Погрешность расчета
Условие выполняется
6 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ. СХЕМЫ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
6.1 Разомкнутая сеть
Приведенные затраты определяем по формуле
(48)
где И1 – годовые затраты на потерянную электроэнергию, тыс.руб.;
И2 – амортизационные издержки, тыс.руб.;
И3 – издержки на обслуживание сети, тыс.руб.;
ЕН – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 0,12;
КС – стоимость линий и подстанций, тыс.руб.
Годовые затраты на потерянную электроэнергию определяются:
(49)
где
– для европейской части России, 0,8
руб./кВт*час.
(50)
где
– норма отчислений на амортизацию и
текущий ремонт;
– норма
отчислений на амортизацию и текущий
ремонт электрооборудования подстанции;
КЛ и КПС – стоимость линий и подстанций, тыс.руб.
(51)
(52)
6.2 Замкнутая сеть
Годовые затраты на потерянную электроэнергию определяются:
Сравниваем ЗПР1 и ЗПР2
Выбираем схему разомкнутой сети, так как она экономичнее на 30,15%.
Рисунок 6.1 – Схема разомкнутой сети
Рисунок 6.2 – Схема замкнутой сети