Расчет сетевого района

 

 Мвар;

      Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

Общая мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции, МВар:

.

 

;

;

;

;

.

 

Расчетные нагрузки в  пунктах потребления:

 

.

    

 МВ·А

 МВ·А

 МВ·А

 МВ·А

 МВ·А

После выбора компенсирующих устройств  необходимо проверить условие:

 

,

где -коэффициент мощности потребителей в режиме максимальных нагрузок с        учётом компенсации реактивной мощности:

 

 

;

;

;

;

.

Условие для всех 5 пунктов  выполняется, значит компенсирующие устройства выбраны верно.

Потребляемая активная мощность в режиме зимних минимальных нагрузок:

 

,

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

 

Потребляемая реактивная мощность в режиме зимних минимальных  нагрузок:

,

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар.

 

Расчетные нагрузки в  пунктах потребления в режиме зимних минимальных нагрузок:

 

;    

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А.

Потребляемая активная мощность в режиме летних максимальных нагрузок:

,

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

 

Потребляемая реактивная мощность в режиме летних максимальных нагрузок:

 

,

         

Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

       Мвар.

Предельная реактивная мощность, потребляемая в режиме зимних максимальных нагрузок:

 

,

 

где - коэффициент мощности в режиме максимальных нагрузок, .

 

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар.

Мощность компенсирующих установок:

 

,

 

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 

 

Из установленных в  зимний период КУ, следует отключить  некоторые батареи:

 Мвар;

      Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

Расчетные нагрузки в  пунктах потребления в режиме летних максимальных нагрузок:

 

;

 

 

 

 

    

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А.

 

Потребляемая активная мощность в режиме летних минимальных нагрузок:

 

,

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

 

Потребляемая реактивная мощность в режиме летних минимальных нагрузок:

 

,

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар.

Расчетные нагрузки в  пунктах потребления в режиме летних минимальных нагрузок:

;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 5.1 – компенсирующие устройства

П У Н К Т	Smax, МВ·А			Smin, МВ·А						Тип ККУ	Коли-чество
	зимняя	Летняя до отключения КУ	Летняя после отключения КУ	Зимняя	Летняя до отключения КУ	Летняя после отключения КУ		До откл. КУ	после откл. КУ		З И М А	Л Е Т О
1										УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ	4	2
2										УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ	2     2	1     1
3										УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ	4     4	2     2
4										УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ	2     2	1     1
5										УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ	2     2	1     1

 

 

 

6. Расчет потокораспределения полной мощности в линиях сети

 

Первый вариант конфигурации сети

;

.

;

;  ;

.

 

Рисунок 6.1 – Потокораспределения полных мощностей во втором варианте сети

Третий вариант конфигурации сети

Для второго варианта сети потокораспределения определим на основании первого закона Кирхгофа.

;

;

;

;

.

Рисунок 6.2 – Потокораспределения полных мощностей в первом варианте сети

 

 

7. Выбор сечений и марок проводов линий электропередач

В данном курсовом проекте выбор сечений проводов ВЛ в соответствии с рекомендациями ПУЭ производится по экономической плотности тока, порядок расчета при этом следующий:

1. Определяется распределение  активных и реактивных мощностей  в электрической сети в режиме  максимальных нагрузок.

2. Определяются токи I_{max ik} на участках рассматриваемой сети, А:

,

где – активная и реактивная мощности в линии i - k после компенсации реактивной мощности, МВт, Мвар;  n_ik – количество цепей или параллельных ЛЭП на данном участке;  U_{ном ik} – номинальное напряжение рассматриваемой линии, кВ.

3. По таблице определяется значение экономической плотности тока .

4. Находится экономическое  сечение провода линии i - k:

.

 

 

 

 

 

 

Первый вариант  конфигурации сети

; .

Экономическая плотность тока для  сталеалюминиевых проводов при  4944 ч равна 1,1 А/мм². Экономическое сечение будет равно, мм²

Поэтому следует выбрать провод марки АС-240/32, так как на напряжение 220 кВ, минимальное сечение 240

Результаты остальных  расчетов сведены в табл. 7.1

 

Таблица 7.1 – Выбор сечений проводов ЛЭП на участках сети варианта 1

Линия	Количество цепей	МВ∙А	Uном , кВ	Imax, A	Марка провода	Iдоп, А	Iпав, А	Отключение линии
B – 3	1 + 1	89+j35,256	220	125,61	АС-240/32	610	251,22	одна  B - 3
3 – 5	1	39,7+j15,7	110	224,07	АС-240/32	610	406,42	3 – 1
3 – 1	1	32,3+j12,77	110	182,29	АС-185/29	510	406,42	3 – 5
5 – 1	1	0,7+j0,264	110	3,92	АС-70/11	265	186,237 220,185	3 – 1 3 – 5
2 – 5	1+1	28+j11,151	110	79,09	АС-95/16	330	158,18	2 – 5
4 - 4’	1+1	41+j16,25	220	57,87	АС-240/39	610	115,74	4 – 4’

 

Проверку выбранных проводов по нагреву данной сети необходимо провести для трех послеаварийных режимов:

1. Отключение  одной линии на участке B - 3. Этот режим характеризуется увеличением тока, протекающего по оставшейся в работе линии B - 3, в два раза по сравнению с нормальным режимом.

2. Отключение линии на участке 3 - 5

Потокораспределение в  сети в данном режиме определяется по первому закону Кирхгофа:

3. Отключение линии  на участке 3 - 1.

При этом изменятся мощности на участках 5-1 и 5 - 3:

 

 

Соответствующие этим режимам  токи приведены в табл. 7.1.

Сравнение токов послеаварийных режимов для каждой линии с  допустимыми по нагреву показало, что для каждого участка сети , следовательно, все марки проводов выдерживают нагрев длительно протекающими токами.

Потери напряжения в процентах  от номинального на участке i - k определяются по формуле:

,

где погонные параметры линии электропередачи, принимаемые в зависимости от марки провода, Ом/км (табл. П1).

Для линии B – 3, выполненной проводом марки АС-240/32, =0,118 Ом/км, =0,435 Ом/км. Потеря напряжения в нормальном режиме работы сети в данной линии, %:

.

При отключении одной  цепи линии B-3 увеличивается вдвое, т.е. %. Результаты расчета потерь напряжения для остальных участков сведены в табл. 7.2.

Таблица 7.2 – Результаты расчета потерь напряжения сети варианта 1

Линия	Uном, кВ	F, мм2	l, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	Нормальный  режим			Послеаварийный режим
						Р, МВт	Q, Мвар	U,%	Р, МВт	Q, Мвар	U,%	Отключена линия
B – 3	220	240	37,5	0,118	0,435	89	35,256	1,001	89	35,256	2,001	B – 3
3 – 5	110	240	30	0,118	0,405	39,7	15,7	2,74	72	28,496	4,967	3 – 1
3 – 1	110	185	37,5	0,159	0,413	32,3	12,77	3,226	72	28,496	7,195	3 – 5
5 – 1	110	70	30	0,422	0,444	0,7	0,264	0,102	33 39	13,04 15,456	4,888 5,78	3 – 1 3 – 5
2 – 5	110	95	37,5	0,301	0,434	28	11,151	2,055	28	11,151	4,111	2 – 5
4 – 4’	220	240	45	0,118	0,435	41	16,25	0,55	41	16,25	1,1	4 -4’