Проектировка районной электрической сети

        С учетом компенсации части реактивной мощности определяются реактивные нагрузки потребителей Q_i, Мвар: 

       и полные нагрузки S_i, MBA, подстанций после компенсации:

       

        Для проверки выполненных расчетов определяются коэффициенты мощности потребителей после компенсации: 

       Пример  расчета для 1 подстанции: 
 
 
 

       Расчеты для остальных подстанций сведены  в таблицу 1.4.

       Таблица 1.4 – Расчетные нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности

       

№	Pi, МВт	Qзi, Мвар	QiКУ, Мвар	Qi, Мвар	Si, МВА	tgφi
1	15	13,23	9,469	3,733	15,457	0,249
2	13	12,171	8,936	3,235	13,396	0,249
3	25	22,048	15,827	6,221	25,762	0,249
4	31	29,023	21,309	7,714	31,945	0,249
5	17	14,087	9,856	4,23	17,518	0,249
Итого	101	90,557	65,424	25,134	104,08

4. Выбор конструкции сети и материала проводов

 

       Для проектируемой сети выбираются воздушные  линии на железобетонных опорах. Провода  принимаются марки АС. 

      

5. Формирование  вариантов схем электроснабжения и их анализ

 

       Ниже  приведены варианты для снабжения  пяти потребителей района, расположение которых относительно источника  питания – районной электростанции (РЭС), задано в задании на проект. Категории потребителей представлены в таблице 1.5 в виде трех чисел, разделенных знаком /. Числа по порядку слева направо соответствуют в процентах удельному весу потребителей 1-ой, 2-ой и 3-ей категории по степени надежности электроснабжения.

       Таблица 1.5 – Категории потребителей

       

№ подстанции	1	2	3	4	5
Категория потребителей	100/0/0	70/15/15	40/60/0	0/0/100	50/0/50

 

       

       Рисунок 1.3 – Радиальная сеть

       

       Рисунок 1.4 – Радиально-магистральная сеть

       

       Рисунок 1.5 – Смешанная сеть

       

       Рисунок 1.6 – Сложнозамкнутая сеть

       Для дальнейшего расчета выбираем радиально-магистральный  и смешанный варианты. 

      

6. Предварительный расчет выбранных  вариантов

 
       

1.   Расчет радиально-магистрального варианта сети
1. Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

       Расчет  ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 1.7).

       

       Рисунок 1.7 – Направление потокораспределения активной мощности по участкам сети

       Расчет  потокораспределения производится, используя первый закон Кирхгофа: 
 
 
 
 

        Реактивные нагрузки сети Q_ij, Мвар, определяются по формуле:

        

       Для участка 0-1: 

       Полные  нагрузки участков сети S_ij, MBA, определятся по формуле:

       

       Для участка 0-1: 

       Расчеты для остальных участков сети производим аналогично. Результаты вычислений сведены  в таблицу 1.6.

       Таблица 1.6 – Потокораспределение по ветвям сети

       

Участок	2-3	0-2	45	1-5	0-1
Р, МВт	25	38	31	48	63
Q, Мвар	6,221	9,456	7,714	11,945	15,677
S, MBA	25,762	39,159	31,945	49,464	64,921

 

2. Выбор номинального напряжения сети

       Ориентировочное напряжение U_opij, кВ, для участков сети определятся по формуле Стилла:

        ,

       где P_ij – активная мощность, передаваемая по линии, МВт;

       l_ij – длина линии, км.

       Ориентировочное напряжение для участка 0-1: 

       Расчет  остальных участков аналогичен, результаты вычислений занесены в таблицу 1.7.

       Таблица 1.7 – Выбор номинального напряжения

       

Участок	2-3	0-2	4-5	1-5	0-1
lij, км	50,4	168,84	47,88	70,56	138,6
Pij, МВт	25	38	31	48	63
Uopij, кВ	95,3	143,2	99,3	122,1	154,7

       За  номинальное напряжение линии –  U_Н принимается стандартное ближайшее к U_opij. Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение.

       Принимаем для дальнейшего расчета два  варианта:

1. Номинальное напряжение U_Н = 110 кВ;
2. Номинальное напряжение U_Н = 150 кВ.

 

3. Выбор сечения проводов ЛЭП

       Рабочие токи участков сети I_ij, A, определяются по формуле:

        ,

       где n – число цепей линии электропередачи.

       Для участка 2-3, U_H = 110 кВ: 

        Ориентировочные сечения F_opij, мм², по участкам сети определяются по экономической плотности тока: 

       Для участка 2-3: 

       Для участка 2-3 с учетом ограничения  по короне [1] принимаем стандартное сечение F_ст = 70 мм². Аналогично проводится расчет для остальных участков сети, результаты вычислений сведены в таблицу 1.8.

       Таблица 1.8 – Расчет сечений для U_H = 110 кВ

       

Участок	2-3	0-2	4-5	1-5	0-1
n	2	2	1	2	2
I, A	67.609	102.766	167.67	129.809	170.374
F, мм2	61.463	93.423	152.427	118.008	154.886
Fстан, мм2	70	95	150	120	150

 

       Расчет  сечений проводов для участков сети на напряжение 150 кВ проводится аналогично предыдущему. Результаты расчета сведены в таблицу 1.9.

       Таблица 1.9 – Расчет сечений для U_H = 150 кВ

       

Участок	2-3	0-2	4-5	1-5	0-1
n	2	2	1	2	2
I, A	49.58	75.361	122.958	95.193	124.941
F, мм2	45.073	68.51	111.78	86.539	113.583
Fстан, мм2	120	120	120	120	120

 
        

4. Проверка  проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима

       Аварийный ток участка сети определяется:

                                                       (1.24)

       Условие проверки:

        ,                                             (1.25)

       где I_допij – допустимый по нагреву длительный ток нагрузки ВЛ, определяемый по таблице 1.11 [2].

       Для участка 2-3: 

                 условие выполняется.

       Сечение на участке 2-3 удовлетворяет условию  проверки по допустимому току нагрева  в послеаварийном режиме.

       Аналогично  проводятся расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносятся в таблицу 1.10.

       Аналогично  проводится проверка участков сети при напряжении 150 кВ. Результаты вычислений заносятся в таблицу  1.11. 
 
 

       Таблица 1.10 – Проверка сечений по допустимому  току (U_H = 110 кВ)

       

Участок	F, мм2	Iдоп, А	Iав, А	Fприн, мм2
2-3	70	265	135.218	70
0-2	95	330	205.531	95
4-5	150	445	167.67	150
1-5	120	380	259.618	120
0-1	150	445	340.749	150