Дипломный проект расчет и анализ режимов работы районной электрической сети 110кВ
 Скачать 1.37 Mb.
|
|
1.3 Провести выбор номинального напряжения участков электрической сети Для каждого из рассматриваемых вариантов схемы необходимо наметить номинальные напряжения линий. Для этого может быть применено формула Г.А. Илларионова:  (1.3.1)где Lij – длина трассы, км; Pij – мощность, передаваемая по участку ij, МВт; nij – количество цепей в линии. Необходимо определить распределение активной мощности в схеме сети, так как номинальное напряжение линий электропередачи определяется в зависимости от передаваемой мощности и ее протяженности.Найдем активные мощности, протекающие по линиям в режиме наибольших нагрузок РА-1 = Р1 = 32 МBт (1.3.2) РА-2 = Р2 = 21МBт Р2-3= Р3 = 14 МBт Р3-4= Р4= 10 МВт Р3-5 = Р5 = 6 МBт  =32+j16,32 MBA (1.3.2) =21+j11,34 MBA =14+j7,56 MBA =10+j5,4 MBA =6+j3,06 MBA = =10+j5,4 MBA = 6+j3,06 MBA (1.3.4) = + =14+j7,56+6+j3,06+10+j5,4=30+j16,02 MBA = + =21+j11,34+30+j16,02=51+j27,36 MBA = =32+j16,32 MBA  А    1 2     4  Расчет номинальных напряжений линий:  Принимаем для участка 3-4 ближайшее верхнее номинальное напряжение UНОМ =110 кВ  Принимаем для участка 3-5ближайшее верхнее номинальное напряжение UНОМ =35 кВ  Принимаем для участка 2-3 ближайшее верхнее номинальное напряжение UНОМ =110 кВ  Принимаем для участка А-2 ближайшее верхнее номинальное напряжение UНОМ =110 кВ  Принимаем для участка A-1 ближайшее верхнее номинальное напряжение UНОМ =110кВ Таким образом, сеть должна сооружаться с применением двух классов напряжения: 110 кВ. и 35 кВ Потребление мощности в проектируемой сети Потребление активной мощности в проектируемой сети в режиме наибольших нагрузок складывается из значений нагрузок в пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях, трансформаторах и автотрансформаторах. Сумма наибольших активных нагрузок подстанций: Р∑ = Р1 + Р2 + Р3 + Р4 + Р5 =32+21+14+10+6=83МВт (1.3.4) Для компенсации реактивной нагрузки потребителей и потерь реактивной мощности в сетях применяются синхронные компенсаторы, статические компенсаторы и конденсаторные батареи. Основным типом компенсирующих устройств, устанавливаемых на подстанциях потребителей, являются конденсаторные батареи. Необходимость установки КУ определяется до выполнения расчетов возможных вариантов схемы и параметров сети, так как компенсация реактивной мощности влияет на мощности, передаваемые по линиям электропередачи и через трансформаторы. Также КУ оказывают влияние на потери мощности и напряжения в элементах сети, и могут влиять на выбираемые номинальные мощности трансформаторов и сечения проводов линий. Рассчитаем полные мощности, потребляемые в узлах нагрузки: SНБ1 = РНБ1/cosφ1 = 32/0,89 = 35,95МВА (1.3.5) SНБ2 = РНБ2/cosφ2 = 21/0,88 = 23,86МВА SНБ3 = РНБ3/cosφ3 = 14/0,88 = 15,9МВА SНБ4 = РНБ4/cosφ4 = 10/0,88 = 11,36МВА SНБ5 = РНБ5/cosφ5 = 6/0,89 = 6,74МВА Рассчитаем реактивные мощности, потребляемые в узлах нагрузки: QНБ1 = PНБ1∙ tgφ1 = 32∙0,51 = 16,32МBAр (1.3.6) QНБ2 = PНБ2∙ tgφ2 = 21∙0,54 = 11,34МBAр QНБ3 = PНБ3∙ tgφ3 = 14∙0,54= 7,56МBAр QНБ4 = PНБ4∙ tgφ4 = 10∙0,54 = 5,4МBAр QНБ5 = PНБ5∙ tgφ5 = 6∙0,51 = 3,06МBAр где  = Основные параметры нагрузок Таблица 2
Выбор схемы и основных параметров линий и подстанций ЗАДАЧИ РАЗДЕЛА: – Выбор сечения проводов воздушных линий. – Выбор числа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов подстанций. – Выбор экономически целесообразных схем электрических соединений понижающих подстанций. 1.4 Выбор сечения проводов На ВЛ предусматривается применение только сталеалюминевых проводов марки АС, маркируемых в соответствии с ГОСТ 839-80. Выбор проводов производится по методу экономических интервалов токовых нагрузок для сталеалюминевых проводов ВЛ 35- 750 кВ при полной номенклатуре сечений с последующей проверкой по допустимому нагреву. При необходимости прокладки двух линий по одной трассе предпочтение отдается применению двухцепных опор, как более экономичных и обеспечивающих надежность электроснабжения, удовлетворяющую потребителей 1-й категории ВЛ 35-110 кВ и одноцепные линии до 110 кВ сооружаются, как правило, на железобетонных опорах. Двухцепные опоры на ВЛ 11 кВ применяются как стальные, так и железобетонные. Для определения параметров линий и наибольших потерь напряжения необходимо знание потокораспределения в вариантах выполнения сети. На этой стадии проектирования допустимо определение потокораспределения без учета потерь мощности в трансформаторах и линиях. В замкнутых сетях одного номинального напряжения допускается определять потокораспределение по длинам линий. Потери напряжения следует определять с учетом действительных погонных активных сопротивлений выбранных проводов, но допускается использование среднего значения погонных реактивных сопротивлений линий (0,4 Ом/км). При определении наибольших потоков мощности по линиям электропередачи, питающих 4-5 и более подстанций, следует учитывать коэффициенты одновременности для активных и реактивных мощностей. Не учет коэффициента одновременности приводит к завышению расчетных значений потерь напряжения, мощности и в отдельных случаях может привести к выбору завышенных сечений проводов. Выбор сечения проводов производится по нормированным значениям экономической плотности тока jЭК. Располагая нормированными значениями jЭК, можно выбрать сечение для проектируемой линии, если заданы число часов использования максимальной нагрузки и расчетное значение тока линии IPij. Расчетное сечение проводов фазы:  (1.4.1)где IPij – расчетный ток линии, А; jЭК – экономическая плотность тока, А/мм2. В соответствии с ПУЭ по табл. 3.12 при Тнб = 4100ч/год для алюминиевых неизолированных проводов jЭК =0,9 А/мм2 Расчетный ток линии: IPij = IНБij ∙ αi ∙ αt, (1.4.2) где IНБij – ток в нормальном режиме, А; αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 110 кВ значение αi = 1,05; αt– коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВВ (Тнб), αt =1. Ток в линии определяется по следующей формуле:  (1.4.3)Проверка выбранных сечений проводов нагреву осуществляется для послеаварийного режима. При этом должно выполняться следующее условие:  < IДОП, (1.4.4)где IДОП – допустимый длительный ток провода. Послеаварийным режимом в радиальной сети считать отключение одной цепи линии. При этом расчетные токи увеличатся в 2 раза: = 2 ∙ IPij, (1.4.5)Мощности передаваемые по линиям:  |=  + Q  (1.4.6) |=  MBA |=  MBA |=   |=  MBA |=  MBAОпределим ток в линии:      Расчетный ток линии: IP3-4 = IНБ3-4∙ αi ∙ αt = 0,029∙1,05∙1 =30,45А IP3-5= IНБ3-5∙ αi ∙ αt = 0,111∙1,05∙1 = 116,55А IP2-3= IНБ2-3 ∙ αi ∙ αt = 0,089 ∙1,05∙1 =93,45 А IPА-2 = IНБА2 ∙ αi ∙ αt = 0,071∙1,05∙1 =74,55А IPA-1 = IНБA-1 ∙ αi ∙ αt = 0,0941,05∙1 =98,7А Рассчитаем экономическую площадь сечения проводов ВЛ: F=  = =33,8мм²,следовательно FВЫБР = 120 мм²    Все результаты расчета занесем в таблицу 3. Таблица 3
|
кВ
мм²
, мм²
