Районная электрическая сеть (стр. 2 из 6)

В) при незначительной разнице в электрической удаленности от источника питания в сети одного может производиться по условию одинаковости коэффициентов мощности нагрузок на шинах 10 кВ, удовлетворяющих требованию баланса реактивной мощности в проектируемой сети:

, где

- номера подстанций, на которых предусматривается установка КУ.

Тогда мощность конденсаторной батареи в каждом из рассматриваемых узлов определяется в соответствии с выражением:

Компенсация реактивной мощности оказывает существенное влияние на экономические показатели функционирования электрической сети, т.к. позволяет снизить потери активной мощности и электроэнергии в элементах сети. При выполнении норм экономически целесообразной компенсации реактивной мощности у потребителей

на шинах 10 кВ подстанций должен быть доведен до значений

. Исходя из этого, условия на каждой подстанции должны быть, установлены конденсаторные батареи мощностью:

На пятой подстанции вычисленном мощность КУ отрицательна и установка КУ в данном узле нецелесообразна. Исключаем этот узел из числа

и уровняем мощность КУ в узлах сети:

Рассчитываем мощность КУ и потребляемую реактивную мощности с учетом мощности установленных конденсаторных батарей.

Таблица 1.

№П/п	Р, МВт	Q, МВр	Q_к, МВАр	Q-Q_к, МВАр
№П/п	1	2	4	5
1	22	19,36	15,07	4,29
2	14	8,68	5,95	2,73
3	16	12	8,88	3,12
4	8	3,84	2,28	1,56
5	4	1,32	-	1,32
6	8	3,84	2,28	1,56

2 ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ, СХЕМЫ, ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

2.1 Задачи и исходные положения проработки раздела

В этом разделе проекта выбираются номинальное напряжение электрических сетей, ее схема, образуемая линиями электропередачи, схемы электрических соединений понижающих подстанций, марки проводов воздушных линий и число мощностей трансформаторов подстанций.

Эти фундаментальные характеристики определяют капиталовложения и расходы по эксплуатации электрических сетей, поэтому их комплекс должен отвечать требованиям экономической целесообразности. При этом следует учитывать, что указанные характеристики и параметры сети находятся в тесной технико-экономической взаимосвязи.

В общем виде требования к комплексу схем, номинальному напряжению и основным параметрам сети должны обеспечивать экономическую ее целесообразность (на основе принятых или нормирования технико-экономических критериев). При обеспечении обоснованной (или заданной) надежности электроснабжения потребителей электроэнергией и нормированного количества напряжения.

Общие принципы экономически-целесообразного формирования электрических сетей могут быть сформированы следующим образом:

А)схема сети должна быть простой, передача электроэнергии потребителям осуществляться по кратчайшему пути, что обеспечивает снижение стоимости сооружения линии и экономию потерь мощности и электроэнергии;

Б)схемы электрических соединений понижающих подстанций также должны быть, простыми, что обеспечивает снижение стоимости их сооружения и эксплуатации, а также – повышение надежности их работ;

В)следует стремиться осуществлять электрические сети с минимальным количеством трансформаций напряжения, что снижает необходимую установленную мощность трансформаторов и автотрансформаторов, а также – потери мощности и электроэнергии;

Г) комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать необходимое качество электроснабжения потребителей и выполнение технических ограничений электрооборудования линий и подстанций (по тока в различных режимах сети, по механической прочности и т.д.).

2.2 Формирование вариантов схемы и номинального напряжения сети

Формирование вариантов схем сетей:

А) радиально-магистрального типа, при котором линии двухцепные или одноцепные, не образуют замкнутых контуров;

Б) простейшего замкнутого кольцевого(петлевого) типа;

Магистрально0радиальные сети, как правило:

А) имеют наименьшую длину трасс линий;

Б) такие же величины потерь напряжения, мощности и энергии;

В) возможности применения простых схем на стороне высшего напряжения транзитных (проходных) подстанций;

Г) могут иметь высокую суммарную длину и стоимость линий, которые на большей части (или на всех участках) должны сооружаться двухцепными по условию надежного питания ответственных и крупных подстанций;

Д) обладают большими резервами пр пропускной способности линий при перспективной росте нагрузок в заданных пунктах.

Петлевые обычно:

А) обладают повышенной длиной трасс линий;

Б) имеют повышенные потери мощности и электроэнергии и большие потери напряжения в послеаварийных режимах (отключение участка «ЭС - подстанции 1» или «ЭС - подстанция 5»;

В) могут иметь весьма простые схемы транзитных подстанций;

Г)могут иметь пониженную суммарную стоимость линий - одноцепных на всех или большей части участков;

Д) обладают хорошими возможностями присоединения новых подстанций, расположенных на территории района.

Выбираем:

1)магистрально-радиальную двухцепную схему, т.к. в составе потребителей присутствует первая категория (рисунок 1);

2)петлевую одноцепную схему (рисунок 2).

Определяем номинальное напряжение сети по формуле Г.А.Илларионова:

Определяем номинальное напряжение в первой ветви:

Определяем номинальное напряжение во второй ветви

2.3 Выбор сечений. Проверка по нагреву и допустимой потери напряжения

Экономический выбор сечений проводов воздушных линий электропередача проводится по экономической плоскости тока

Порядок расчета: определяем тока на участке сети:

где

- активная и реактивная мощности линии в режиме максимальных нагрузок, кВт, квар;

n – количество цепей линии электропередачи;

Выбираем алюминиевый неизолированный провод. При

Определяем экономическое сечение:

Определяем ближайшее стационарное сечение АС-50/26.

Данное сечение провода не укладывается в пределах для линий 110 кВ АС-70-АС-240, поэтому второй вариант конфигурации сети напряжения

Расчеты сечению линии электропередачи по варианту 1 сводим в таблицу 2.

Линия	n	S, МВА	U_ном,кВ	I, А	Марка провода	I_доп, А	I_ав, А	Откл.линии
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	2	58,2	110	120	АС-120	375	180
2	2	25,6	110	70	АС-70	265	105

Расчетная токовая нагрузка линии:

, где

- ток в

-й линии;

-коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110…220 кВ принимается равным1,5,для линии 35 кВ;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки Т_нб.