хххххххх пояснительная записка

• Название: хххххххх пояснительная записка
• Дата: 30.06.2022
• Размер: 1.55 Mb.
• Имя файла: f_97062bc4e8083c9d.docx
• Тип: Пояснительная записка; #620757
• страница: 3 из 12

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВАРИАНТОВ СЕТИ

1. 
   Баланс реактивной мощности в электрической сети, определение мощности компенсирующих устройств
   

В электрических сетях широко используются дополнительные источники реактивной мощности – компенсирующие устройства (КУ). Основным типом КУ, устанавливаемых на подстанциях потребителей, являются конденсаторные батареи.

Компенсация реактивной мощности (КРМ) влияет на потери мощности и напряжения в элементах сети, таких как линии электропередачи (ЛЭП) и силовые трансформаторы, и от этого зависит выбор номинальной мощности трансформаторов и сечения проводов. Таким образом, выбор мощности КУ и их размещение влияют на оценку технических и технико-экономических характеристик, и увеличивают количество вариантов схемы сети. И, следовательно, усложняют окончательное решение по рациональной схеме проектируемой сети района.

КУ необходимо устанавливать на наиболее мощных и, по возможности, удалённых подстанциях. Следует избегать трансформации больших потоков реактивной мощности.

На примере ПС 1 рассчитаем необходимое количество КУ.

Активная мощность, требующаяся непосредственно потребителю:

, МВт, (2.1)

где – полная мощность, необходимая i-му пункту;

– коэффициент мощности i-го пункта.


Реактивная мощность, требующаяся непосредственно потребителю:

, Мвар, (2.2)

.

Значение на ПС до КРМ:

, МВ∙А, (2.3)



Количество БК должно выбираться так, чтобы после КРМ был не выше 0,5.

Выбираем шунтовые конденсаторные батареи с конденсаторами типа КС2-1,05-60 на 6кВ мощностью 2,4Мвар.

Число КУ выбранной мощности , необходимыхдля получения желаемого значения :

. (2.4)

.

Принимаем =1. Итоговая реактивная мощность после установки КУ:

, Мвар, (2.5)

Мвар.

Рассчитаем полную мощность, необходимую потребителю после КРМ:

, Мвар. (2.6)



Результаты расчёта необходимого количества КУ на подстанциях сведены в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – Исходные данные с учётом установки компенсирующих устройств

№ПС	, МВА	cosφ	, МВт	, Мвар				, Мвар	, Мвар
1	49	0,89	43,61	22,342	0,5123	0,04	1	19,942	47,953
2	7	0,89	6,23	3,191	0,5123	0,01	1	0,792	6,28
3	4,41	0,94	4,145	1,504	0,3629	-0,01	0	1,505	4,41
4	24	0,94	22,56	8,188	0,3629	-0,06	0	8,188	24
5	22,05	0,75	16,537	14,584	0,8819	0,047	1	12,185	20,542
6	10	0,96	9,504	2,772	0,2916	-0,15	0	2,772	9,9
7	11,2	0,89	9,968	5,106	0,5123	0,01	1	2,707	10,329

2. 
   Варианты конфигураций схем городской сети
   

Для построения равнонадёжных вариантов схем необходимо знать расположение понижающих подстанций. Для этих целей были получены географические координаты расположения подстанций.

На основе координат потребителей составим пять равнонадёжных вариантов схем питающих сетей.

Варианты схем питающих сетей представлены на рисунках А.1, А.2, А.3, А.4, А.5 (Приложение А).

3. 
   Выбор номинального напряжения на каждом участке
   

Для ориентировочного определения величины экономически целесообразного напряжения линии электропередачи ( ) можно воспользоваться формулой Илларионова:

, кВ, (2.7)

где - длина линии электропередачи, км;

- передаваемая по этой линии (в одноцепном исполнении) активная мощность, МВт.

Экономичное напряжения для участка 1-7 первого варианта схемы:



На участке 1-7 выбираем номинальное напряжение равное 11 кВ.

Для схемы с кольцевым участком сети сначала необходимо распределить потоки активной мощности. Рассчитаем для пятого варианта конфигурации сети (Рисунок А.5).

Потоки активной мощности:

(2.8)

(2.9)





Проверка:

, МВт, (2.10)

МВт;

МВт.

Условие выполняется. Распределение потоков активной мощности проиллюстрировано на рисунке 2.1.



Рисунок 2.1 – Распределение потоков активной мощности в замкнутой сети

По формуле (2.6) вычислим номинальное напряжение на каждом участке.

Результаты расчётов сведены в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 – Расчёт экономического напряжения

вариант	участок	l, км	P, МВт	, кВ	, кВ
1	1-7	10,3	9,968	42,634	110
	7-5	17,5	42,24	82,494	110
	5-6	15,7	15,734	53,481	110
	6-2	30,8	6,23	34,947	110
	1-3	6,92	4,145	27,968	35
	1-4	5,88	22,56	57,104	110
2	1-2	12,9	6,23	34,476	35
	1-3	6,92	26,705	62,079	110
	3-4	11,8	22,56	61,545	110
	1-7	10,3	36,01	73,05	110
	7-5	17,5	26,042	67,332	110
	5-6	15,7	9,504	42,336	110
3	1-7	10,3	16,198	52,909	110
	7-2	10,3	6,23	34,277	110
	1-6	28,5	9,504	42,889	110
	1-5	23,04	16,538	55,552	110
	1-3	6,92	26,705	62,079	110
	3-4	11,7	22,56	61,503	110
	1-7	10,3	16,198	52,909	110
4	1-2	12,9	6,23	34,476	35
	1-3	6,92	29,335	79,688	110
	3-4	11,7	25,19	84,031	110
	1-7	10,3	30,589	87,614	110
	7-5	17,5	20,621	81,701	110
	5-6	15,7	9,504	42,336	35
	4-5	9,76	4,083	38,822	110
5	1-2	12,9	17,912	74,884	110
	2-7	10,3	11,682	61,716	110
	7-5	17,5	1,714	25,931	110
	5-6	15,7	7,79	53,242	110
	1-6	28,5	24,328	91,17	110
	1-3	6,92	26,705	62,079	110
	3-4	11,8	22,56	61,545	110

4. 
   Выбор трансформаторов на подстанциях
   

Мощность трансформатора на понизительной подстанции с двумя трансформаторами вычисляем по следующему выражению: