Метою даного курсового проекту є проектування районної електричної мережі.



Мы поможем в написании ваших работ!


Мы поможем в написании ваших работ!



Мы поможем в написании ваших работ!


ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Метою даного курсового проекту є проектування районної електричної мережі.



ВИСНОВОК

В курсовому проекті була спроектована районна електрична мережа для живлення пʼяти пунктів електроспоживання. По відомому розташуванню споживачів і їх максимальному навантаженню були обрані та розглянуті дві схеми мереж – радіальна і замкнута.

Були розраховані максимальний, мінімальний та аварійний режими роботи. На шинах споживачів за допомогою регулювання напруги було досягнуто бажане значення напруги, тим самим забезпечені вимоги до якості електроенергії.

Найбільш вигідною по мінімуму приведених затрат виявилась замкнута схема мережі, тому приймаємо її до подальшої розробки.

Вступ

Метою даного курсового проекту є проектування районної електричної мережі.

Процес проектування електричних мереж в наш час складається з ряду послідовних етапів, першим з яких є складання технічно конкурентоспроможних варіантів схем, а надалі – порівняння цих варіантів за техніко-економічними показниками і вибір з них найкращого. Оцінці техніко-економічних показників варіантів передує визначення їх технічних параметрів, якими є номінальна напруга, кількість ланцюгів та перерізи струмоведучих елементів ліній електропередач, кількість та потужність трансформаторів на знижувальних підстанціях, показники схем їх електричних з’єднань, а також місця встановлення і потужності компенсуючих установок.

У зв’язку з труднощами при розрахунках режимів районних ме­реж, передбачається широке використання персональних комп’ютерів. Для розрахунку радіальної схеми мереж використовуються програми APES1E, FZAM1 з комплексу “Автоматизація розрахунків і проектування електричних мереж” на ІВМ РС, а для розрахунку зам­кненої схеми – програма ЕPP-08 і програма REGIM.EXE.

Вибір схеми з’єднань ліній електричної мережі

Електричні мережі районного значення напругою 110-150 кВ проектуються, в основному, у вигляді з’єднань повітряних ліній електропередач (ЛЕП). Районні електричні мережі, як правило, проектуються повітряними. Кабельні лінії 35 кВ і вище застосовуються лише при перетині водяних просторів або в тому випадку, коли в даній місцевості неможливе будівництво повітряних ліній.

При проектуванні електричних мереж зазвичай відомо місце розташування джерел живлення і споживачів. Джерела живлення і споживачі можуть бути з’єднані по-різному. При цьому схеми електричних мереж повинні з найменшими витратами забезпечувати необхідну якість електроенергії у споживачів та надійність електропостачання, доцільні техніко-економічні показники.

У проектній практиці для одержання раціональної та оптимальної конфігурації електричної мережі зазвичай використовується варіативний метод, що полягає в тому, що для заданого розташування споживачів та джерел живлення намічається декілька можливих варіантів мережі. Але треба зазначити, що варіанти, які пропонуються, не повинні бути випадковими, так як при цьому їх порівняння призводить до вибору найкращого з числа запропонованих варіантів, а не з реально можливих. Тому кожен варіант необхідно намічати на основі загальних інженерних міркувань з урахуванням деяких провідних ідей, наприклад, розімкнена мережа, кільцева, резервована і т.д.

У процесі складання найбільш доцільних варіантів схеми з’єднання мережі рекомендується перш за все розділити пункти електричних навантажень даного району на ті, що мало віддалені один від одного або від пункту живлення, і ті, що більш віддалені. Це дасть можливість виділити пункти, які слід об’єднати однією замкненою схемою і живити окремо від інших пунктів. При складанні варіантів схеми рекомендується приблизно оцінити потоки потужності по окремих лініях мережі і найбільшу втрату напруги у нормальному та після аварійному режимах при найбільших навантаженнях.

Конфігурація електричної мережі, що проектується, також у значній мірі визначається умовами надійності електропостачання. У відповідності з Правилами улаштування електроустановок (ПУЕ) навантаження І категорії повинні забезпечуватися електроенергією від двох незалежних джерел живлення. Для такого роду споживачів необхідно в більшості випадків передбачати живлення по двох окремих лініях, так як двоколова ЛЕП при пошкодженні опор через вітер, ожеледь і т.п. не забезпечує необхідної міри надійності. Для споживачів ІІ категорії допускається живлення по двоколовій лінії, а для електроприймачів ІІІ категорії досить передбачити споживання від однієї лінії електропередачі.

Слід відзначити, що у багатьох випадках потрібно здійснювати передачу електричної енергії в район її споживання по лініях більш високої напруги, а всередині цього району розподіляти енергію по лініях більш низької номінальної напруги. За можливий після аварійний режим при такій попередній оцінці варіантів достатньо розглянути тільки випадок відключення або пошкодження однієї із ліній мережі, що призводить до найбільшого зниження напруги на шинах у найбільш віддаленого споживача.

При виборі схем електричної мережі можна користуватися наступними основними принципами:

– з пункту живлення проводиться двоколова лінія в один з найближчих пунктів електроспоживання або у пункт з найбільшим навантаженням;

– розгалуження електричної мережі повинне співпадати з будь-яким із вузлів навантаження і не може проходити довільно по місцевості;

– на основі загальних міркувань (довжини ліній, кількості вимикачів, втрат напруги і т.д.) для подальшого розгляду обирається один варіант радіальної мережі і один – кільцевої.

На рис.1.1 наведені варіанти радіальних схем, а на рис.1.2 – схеми замкненої мережі.

 

L=418 км

Рисунок 1.1 а) Схема радіальних мереж

L=428 км

Рисунок 1.1 б) Схема радіальних мереж

 

L=482 км

Рисунок 1.1 в) Схема радіальних мереж

L=494 км

Рисунок 1.2 а) Схема замкнутих мереж

L=504 км

Рисунок 1.2 б) Схема замкнутих мереж

 

L=558 км

Рисунок 1.2 в) Схема замкнутих мереж

 

 

Вибір номінальної напруги лінії електропередачі являє собою складну техніко-економічну задачу, на розв’язок якої впливають різні фактори. На практиці проектування використовується метод порівняльного проектування ряду паралельних варіантів з різними напругами електричної мережі і аналіз результатів цих варіантів. При виборі напруги електричної мережі необхідно враховувати діючий стандарт напруг СНД, який встановлює наступні номінальні напруги: 3, 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750 та 1150 кВ.

При виборі номінальної напруги для окремих ліній мережі слід враховувати значне підвищення вартості ліній і підстанцій по мірі підвищення номінальної напруги. Слід мати на увазі, що поряд з підвищенням вартості, підвищення напруги ліній призводить до суттєвих підвищень пропускної здатності і до зниження відносних значень втрат напруги, потужності і електроенергії в електричній мережі.

Основними факторами, що визначають вибір оптимального значення номінальної напруги окремих ліній мережі, слугують, як відомо, довжина і її пропускна здатність (потужність, що передається). Досвід проектування дозволяє приблизно оцінити економічно доцільну напругу при відомій протяжності лінії і потужності, що передається.

Для вибору номінальної напруги мережі скористаємося таблицею 4.1 [1].

Лінії мережі, які утворюють коло, як правило, повинні мати одну і ту ж саму номінальну напругу. Для даних значень потужності навантаження на підстанціях та довжин ліній обираємо для головної ділянки Л1 220кВ, а для решти ліній – напругу 110кВ. Вторинні номінальні напруги знижуючих районних підстанцій приймаємо 10кВ.

 

 

Таблиця 2.1 Вибір номінальної напруги для радіальної мережі (рис 1.1а)

Лінія Активна потужність на один ланцюг, МВт Довжина лінії, км Напруга, кВ
Л1 РІІ/2+РЛ5Л2Л3=77/2+12,2+24,7+16,8=92,2
Л2 РІV/2 + РV/2=25,5/2+23,9/2=24,7
Л3 РІІІ/2=33,6/2=16,8
Л4 РV/2=23,9/2=11,95
Л5 РVI/2= 24,4/2=12,2

 

 

3. Споживання та покриття потреби в активній та реактивній потужностях в мережі, що проектується

Баланс активної потужності в мережі, що проектується, розглядається для періода найбільших навантажень. Споживання активної потужності складається з навантажень у заданих пунктах споживання електроенергії і втрат потужностей у понижуючих трансформаторах і лініях мережі. При розрахунку одночасного споживання активної потужності враховується можливість неспівпадіння максимальних навантажень окремих пунктів протягом доби. Це пояснюється різною технологією основних виробничих процесів, неспівпаданням місцевих погодних умов в окремих районах мережі, що проектується. В курсовому проекті вважається, що встановлена потужність генераторів системи живлення достатня для покриття потреб в активній потужності району, що розглядається.

Баланс реактивної потужності в мережі, що проектується, а також орієнтовний вибір потужності, типів і розміщення компенсуючих пристроїв (КП) рекомендується проводити до техніко-економічного порівняння варіантів схеми мережі. Установка джерела реактивної потужності (ДРП) може суттєво змінити значення повних навантажень районних підстанцій, а відповідно, і номінальні потужності вибраних трансформаторів, перерізів проводів ліній. Зміна струморозподілу реактивної потужності в мережі вплине на втрати напруги, потужності і енергії в мережі. В результаті вибір потужності КП і їх розміщення по підстанціях мереж впливають на техніко-економічні показники схеми мережі.

В курсовому проекті умовно приймається, що періоди споживання найбільших активних і реактивних навантажень підстанцій співпадають за часом. Максимальні реактивні навантаження на шинах районних підстанцій даного району визначають за заданими значеннями найбільшого активного навантаження і коефіцієнта потужності. Необхідна для електропостачання району сумарна реактивна потужність також складається з одночасно спожитого реактивного навантаження у заданих пунктах та із втрат потужності в лініях і трансформаторах мережі. Одночасно спожиту в спроектованій мережі реактивну потужність на підстанціях визначають по сумі відповідних реактивних навантажень на підстанціях з урахуванням коефіцієнта одночасності для реактивних навантажень, орієнтовно прийнятого у проекті 0,95.

Складання балансу реактивної потужності дозволяє встановити відповідність між потужностями, що потрібні для здійснення того чи іншого режиму мережі, і потужностями різних джерел. Складові балансу можуть бути знайдені в результаті розрахунку режиму електричної мережі. Разом з тим у ряді випадків існування балансу реактивної потужності або необхідність у додаткових джерелах реактивної потужності для його забезпечення можуть бути встановлені приблизно, без повного розрахунку режиму мережі, на основі наближених оцінок складових балансу реактивної потужності.

Значення реактивної потужності, що надходить від системи електропостачання, може бути визначено за найбільшою сумарною активною потужністю, що споживається в районі, і за коефіцієнтом потужності, з яким передбачається видача потужності від джерела живлення:

Q1= PStgj1 (3.1)

Генерація реактивної потужності лініями при попередніх розрахунках може оцінюватися для одноколових ліній 110кВ – 0,03 Мвар/км, при 150кВ – 0,05¸0,06 МВар/км, при 220кВ – 0,12 МВар/км. В лініях з номінальною напругою 110кВ можна вважати, в самому першому наближенні, що генерація реактивної потужності цими лініями в період максимальних навантажень повністю компенсує втрати реактивної потужності в індуктивних опорах. Отже, при складанні наближеного балансу реактивної потужності цими складовими балансу можна знехтувати (DQ = QBдля ліній 110 кВ)

Втрати реактивної потужності в трансформаторах (автотрансформаторах) можуть бути враховані також приблизно:

, (3.2)

де Sн– повна потужність навантаження підстанції.

Втрати реактивної потужності в трансформаторах з врахуванням втрат холостого ходу можуть бути враховані також зниженням коефіцієнту потужності cosj для максимального режиму на 0,05. При цьому приведене реактивне навантаження Qі¢ для і-ої підстанції може бути визначене наступним чином:

Qі¢= Pmax іtg φі¢, (3.3)

де tg φі¢ – визначений за погіршеним коефіцієнтом cos φi¢:

cosφі¢= cosφi– 0,05.(3.4)

Необхідна сумарна потужність визначається на основі порівняння сумарної спожитої реактивної потужності з тією, що надходить від джерела живлення:

QКП= QП- Q1, (3.5)

де QП– сумарна використана потужність в районі що проектується.

(3.6)

У табл. 3.1, даного розділу проекту, приводяться значення активної потужності, tgj, реактивної потужності на шинах 10 кВ районних підстанцій. Там же приводяться значення приведеного реактивного навантаження Qі¢, розрахованого за tg φі¢.

Основним типом КП, що встановлюється по балансу реактивної потужності, є конденсатори.

Але слід відзначити, що на великих вузлових підстанціях з високою номінальною напругою 150-220 кВ може виявитися доцільним, по ряду умов, встановлення синхронних компенсаторів. При цьому не рекомендується, з економічної точки зору, встановлення синхронного компенсатора потужністю менш ніж 10 МВар. Слід пам’ятати, що розташування КП на підстанціях електричної мережі впливає на вирішення проблеми регулювання напруги і на економічність режимів роботи мережі.

Місце встановлення КП визначається на першому етапі спрощено. Рекомендується встановлювати КП на найбільш потужній і найбільш віддаленій підстанції. Уточнення вибору потужності КП і їх розміщення в мережі виконується на подальших етапах виконання проекту.

У результаті розрахунку балансу реактивної потужності у спроектованій мережі заповнюють табл. 3.2 з вказівкою місця установки КП і його потужностей.

Всі наступні розрахунки у курсовому проекті проводяться за реактивними складовими навантажень підстанцій з урахуванням потужності КП, встановлених на її шинах.

Підстанція ІІІ

Активна потужність навантаження на підстанції:

Реактивна потужність на підстанції:

Повна потужність навантаження на підстанції:

Аналогічно розраховуємо активну та реактивну потужності на інших підстанціях і розрахунки заносимо до таблиці 3.1.

Підстанція ІІІ

Для розрахунку компенсуючих пристроїв необхідно знизити значення
на 0.05.

22,2940

Аналогічно розраховуємо реактивну потужність на інших підстанціях і розрахунки заносимо до таблиці 3.1.

Таблиця 3.1. Потужності навантаження на підстанціях

Підстанція Р, МВт Q, МВар
II 0,4 30,8 0,544 41,88
III 33,6 0,41 13,78 0,553 18,57
IV 25,5 0,4 10,2 0,544 13,87
V 23,9 0,4 9,56 0,544
VI 24,4 0,41 0,553 13,48
Всього 184,4 74,34 100,8

 

Сумарна повна потужність становить:

МВА

Втрати реактивної потужності в лінії Л1:

МВар

Генерація реактивної потужності лінією Л1:

МВар

Спожита реактивна потужність району, що проектується:

Потужність яка видається джерелом підстанціїI:

Потужність компенсуючих пристроїв:

МВар

Приймаємо в якості КП батереї конденсаторів БСК і розміщуємо їх на підстанціях. В таблиці 3.2 приведені значення повної потужності з урахуванням БСК.

Таблиця 3.2. Потужності на підстанціях з урахуванням КП

Підстанція Р, МВт Q, МВар Q- S, МВА
II 0,4 30,8 30,8 82,932
III 33,6 0,41 13,78 13,78 33,6
IV 25,5 0,4 10,2 10,2 25,5
V 23,9 0,4 9,56 9,56 25,741
VI 24,4 0,41 26,37
Всього 184,4 74,34 23,98 50,36 191,153

Рис. 3.1. Радіальна схема з’єднання мережі

4. Вибір потужності трансформаторів на підстанціях.

Вибір кількості трансформаторів (автотрансформаторів) залежить від вимог до надійності електропостачання споживачів і є, таким чином, техніко-економічною задачею.

На підстанціях з напругою 220 кВ і вище, як правило, встановлюються автотрансформатори, що володіють, як відомо, низкою переваг порівняно з трансформаторами.

Потужність трансформаторів вибирається по навантаженню 5-го року експлуатації, рахуючи від року введення першого трансформатора .

На підстанціях, де є споживачі ІІІ категорії, можлива установка лише одного трифазного трансформатора. Його потужність:

Sт³ Smax, (4.1)

де Smax– сумарне повне навантаження підстанції.

Враховуючи високу надійність сучасних конструкцій трансформаторів і мале повторення їх пошкоджень за 20-25 років, ПУЕ допускає аварійні перевантаження силових масляних трансформаторів у розмірі 40% номінальної потужності на час максимуму загальної добової роботи не більше 6 годин на протязі не більше 5 діб. При цьому коефіцієнт заповнення добового графіка в умовах перевантаження трансформатора повинен бути не більше 0,75.

Для більшості трансформаторних підстанцій, що живлять навантаження І і ІІ категорії, на основі досвіду експлуатації і проектування є доцільною установка двох трансформаторів однакової потужності.

При кількості трансформаторів n ³ 2 потужність кожного з них вибирається за умовою:

, (4.2)

де К1,2 – коефіцієнт, що враховує долю споживачів I і II категорії у складі навантаження; Кав – коефіцієнт допустимого аварійного перевантаження трансформатора, який дорівнює 1,4.

Після визначення стандартного значення номінальної потужності трансформаторів Sном перевіряється їх завантаженість у номінальному режимі роботи по коефіцієнту завантаження Кз:

. (4.3)

При Кз, що перевищує допустимі значення, номінальна потужність трансформатора збільшується до найближчого стандартного значення з ряду номінальних потужностей трансформаторів.

На підстанції ІІ з економічних міркувань встановлюємо автотрансформатори, потужність яких обчислюється за виразом:

, (4.4)

де SСН max, SНН max– максимальні повні потужності навантажень на шинах СН та НН відповідно.

Крім того, у випадку встановлення автотрансформаторів, номінальна потужність обмотки нижчої напруги яких SHH номвідрізняється від номінальної потужності автотрансформатора Sат ному aвразів (SHH ном = aвSат ном,aв< 1), умова (4.4) повинна бути доповнена слідуючим:

. (4.5)

Коефіцієнт корисності:

. (4.6)

Коефіцієнт завантаження обмотки низької напруги автотрансформатора в аварійному режимі повинен бути меншим 1,4 і розраховуватися за формулою:

. (4.7)

Трансформатори і автотрансформатори вибираються трифазними, із вмонтованим пристроєм регулюванням напруги під навантаженням (РПН). Технічні дані для обраних трансформаторів приведені у довідковій літературі (7- 9)[1]. На вузловій підстанції ІІ з шинами 3-х номінальних напруг (220/110/10 кВ) встановлюються автотрансформатори. Далі на основі паспортних даних розраховуються параметри (Rт, Xт, ∆Pст., ∆Qст.) схеми заміщення трансформатора та R1¸R3і X1¸X3схеми заміщення автотрансформатора.

Усі результати по вибору трансформаторів та розрахунку їх параметрів виконуються в 3-х таблицях. В першій приводять: Smax, K1,2, Sт ном, та Кз; у другій – технічні данні трансформаторів: ∆Pк, Uк, ∆Px, Ix. В третій таблиці приводяться розраховані параметри трансформаторів: Rт, Xт, ∆Pст., ∆Qст.

Підстанція № ІІІ

На даній підстанції споживачі І та ІІ категорії, тобто потрібно встановлювати два трансформатора:

Розрахункова потужність трансформатора:

Обираємо трансформатор ТРДН 25000/110/10

 

Завантаження трансформатора складає:

Аналогічно розраховуємо на потужність трансформаторів на підстанціях IV, V, VI результати розрахунків заносимо до таблиці 4.1

Підстанція № ІІ

На підстанції ІІ з економічних міркувань приймаємо до встановлення автотрансформатори, їх кількість по умовам надійності дорівнює 2.

Розрахункова потужність трансформатора:

Приймаємо до встановлення два автотрансформатори АТДЦТН 125000/220/110. Для автотрансформатора потужність обмотки НН складає Sнн=0,474* , тому потрібно перевірити завантаження цієї обмотки в аварійному режимі:

Розрахунок показує, що , тому обрані трансформатори задовольняють вимоги ПУЕ.

В таблиці 4.2 приведені технічні дані силових трансформаторів 110/10 кВ.

Параметри автотрансформатора АТДЦТН 125000/220/110 приведені в таблиці 4.3.

Таблиці 4.1. Вибір трансформаторів 110/10 кВ.

Підстанція n
III 33,6 0,67 16,08 ТРДН 25 0,672
IV 25,5 0,67 12,204 ТДН 16 0,797
V 25,741 0,68 12,503 ТДН 16 0,804
VI 26,37 0,69 12,996 ТДН 16 0,824

 

Таблиці 4.2. Технічні дані трансформаторів 110/10 кВ.

Підстанція
III ТРДН 25 10,5 0,7
IV ТДН 16 10,5 0,7
V ТДН 16 10,5 0,7
VI ТДН 16 10,5 0,7

 

 

Таблиця 4.3 Технічні дані автотрансформатора АТДЦТН 125000/220/110.

0,5

Підстанція ІІІ

Рис.4.1 Схема заміщення трансформатора 110/10 кВ

Розраховуємо втрати активної та реактивної потужності в обмотках трансформатора:

Знаходимо потужність на початку ланки схеми заміщення (в т. а3):

Знаходимо приведену потужність:

Аналогічно розраховуємо приведені навантаження на IV,V,VI підстанціях. Результати зводимо в таблицю 4.4

Таблиця 4.5 Приведені навантаження в максимальному режимі

Підстанція Р, МВт Q-
III 33,6 0,108 2,365 33,708 2,365 33,762 2,715 33,871
IV 25,5 0,108 2,134 25,608 2,134 25,646 2,358 25,754
V 23,9 9,56 0,11 2,174 24,01 11,734 24,048 11,958 26,857
VI 24,4 0,116 2,282 24,516 12,282 24,554 12,506 27,555

 

Підстанція ІІ

Розраховуємо втрати активної та реактивної потужності в обмотках автотрансформатора 2*АТДЦТН 125000/220/110

Рис. 4.2 Схема заміщення автотрансформатора

Сумарні приведені навантаження на шинах СН:

Знаходимо втрати в обмотці СН автотрансформатора:

Знаходимо втрати в обмотці НН автотрансформатора:

Знаходимо втрати в обмотці ВН автотрансформатора:

Приведене навантаження на підстанції ІІ:

 

 

5. Вибір перерізів проводів повітряних ліній

Критерієм для вибору перерізу проводів повітряних ліній є мінімум приведених витрат. На практиці проектування ліній масового будівництва вибір перерізу провідників проводиться не порівняльним техніко-економічним розрахунком, а за узагальненими нормованими показниками.

В якості такого показника при проектуванні повітряних ліній 35 – 500 кВ використовувалася на протязі багатьох років економічна густина струму (Jек).

Умови вибору перерізу проводу, мм2:

F=Imax/ jек, (5.1)

де – струм у фазі при максимальному навантаженні, А; jек – економічна густина струму, А/мм2; значення економічної густини наведені в табл. 7.1[1] і вибираються в залежності від матеріалу провідника, розміру та географічного району. Тут Sприв, МВА тієї підстанції, для якої розраховується переріз лінії живлення.

Значення економічної густини струму, зведені до табл. 7.1[1], були встановлені, виходячи з прямої залежності вартості будівництва повітряної лінії (ПЛ) від перерізу проводів. Перехід до масового будівництва ПЛ на уніфікованих опорах суттєво змінив співвідношення вартості ПЛ з різними перерізами проводів. Зокрема, виявилося, що будівництво деяких ПЛ 110 кВ з меншими перерізами проводів коштує дорожче, ніж ПЛ з великим перерізом.

Розрахункове струмове навантаження лінії

Ір=aіaТІ5, (5.2)

де І5 – струм ліній на п’ятий рік її експлуатації в номінальному експлуатаційному режимі; aі– коефіцієнт, який враховує зміну навантаження по рокам експлуатації лінії; aТ– коефіцієнт, який враховує час використання максимального навантаження лінії Тmaxі коефіцієнт її попадання в максимум енергосистеми Км.

Для ліній 110-220 кВ значення aіприймається рівним 1,05, що відповідає математичному сподіванню цього коефіцієнту в зоні найбільш частих темпів росту навантаження. Коефіцієнт aТприймається за табл. 7.2 [1].

Вибрані за економічною густиною або за струмовими інтервалами перерізи перевіряють за рядом умов, які можуть обмежувати значення перерізу провода (коронування, допустимий нагрів).

Вибране значення перерізу провода повинно бути перевірене за припустимим струмовим навантаженням за нагрівом:

Ір.н.£Ідоп, (5.3)

де Ір.н.– розрахунковий струм для перевірки проводів за нагрівом, в якості якого приймається струм найбільш важкого після аварійного або ремонтного режиму (відключення одного із паралельних кіл головної ділянки радіальної схеми, відключення найбільш довгої і завантаженої лінії у кільці); Ідоп– допустимі тривалі струми навантаження.

Перерізи повинні задовольняти умовам механічного навантаження на опори. Верхня межа перерізу проводу при напрузі 110 кВ – 300 мм2, при 220 кВ – 500 мм2.

У замкненій мережі потоки потужності по окремих ділянках визначаються параметрами лінії, які, в свою чергу, залежать від перерізу проводів. Тому при невизначеності даної задачі вона розв’язується методом послідовних наближень. Вважають, спочатку, що мережа є однорідною і потоки потужностей розраховують по довжині ділянок. По знайденому струморозподілу обирають переріз проводів лінії для яких потім знаходять дійсні параметри. Далі уточнюють потоки потужності і перерізи проводів.

Для вибору перерізу проводів у замкненій мережі можуть бути використані програми на алгоритмічній мові BASIC (FZAM1, FZAM2). Програми дозволяють вести розрахунок у режимі діалогу.

Для вибраних проводів знаходять параметри на одиницю довжини (r0, x0, b0) і обчислюють необхідні параметри ліній з урахуванням кількості (Rл, Xл, Bл).

Розрахункові вирази:

, , , (5.4)

де n – кількість кіл лінії, l – довжина лінії.

Результати вибору перерізу проводів і розрахунку їх параметрів зводяться у таблиці.

Розрахунки по вибору перерізу проводів

Переріз проводів обираємо по економічним струмовим інтервалам:

- Л1: дволанцюгова, опори залізобетонні, ІІІ район по ожеледиці, 220 кВ;

- Л2, Л3, Л4, Л5: дволанцюгові, опори залізобетонні, ІІІ район по ожеледиці,
110 кВ;

 

 

Вибір перерізу проводів для лінії Л1 напругою 220 кВ.

Для даного розрахункового струму обираємо провід марки АС 240/32, Ідоп=605 А

Перевіряємо провід на тривалий струм нагріву по умові:

Аналогічно обираємо переріз проводів ліній напругою 110 кВ. Результати розрахунків зводимо в таблицю 5.1, а в таблиці 5.2 приведені значення погонних опорів проводів ліній.

 

Таблиця 5.1 Радіальна схема мережі

Лінія Uном, кВ Провід
Л1 204,465 281,705 АС240/32 563,411
Л2 51,715 142,504 АС120/19 285,008
Л3 33,871 93,334 АС120/19 186,668
Л4 26,857 74,007 АС120/19 148,013
Л5 27,555 75,929 АС120/19 151,858

 

Таблиця 5.Погонні опори ліній

Лінія Uном, кВ Провід
Л1 АС240/32 0,121


Последнее изменение этой страницы: 2016-07-14; просмотров: 402; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 54.227.97.219 (0.014 с.)