Физика \ Физика

схему взаимного расположения источников и нагрузок, активные мощности подстанций и коэффициенты реактивной мощности, страница 2

где  - номинальная мощность трансформатора;

 - расчетная мощность в узле.

В этом случае при переходе на однотрансформаторный режим в послеаварийном режиме трансформатор не будет перегружен больше, чем на 35-40%.

Если выбирается один трансформатор, то условие следующее:

п/ст А: ТДН -16000/110

п/ст Б: ТМН -6300/110

п/ст В: ТДН -10000/110

п/ст Г: ТРДН-25000/110

п/ст Д: ТМН -6300/110

4  ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ РАСЧЕТ СЕТИ ИЗ ПЕРВОГО ВАРИАНТА

4.1  Расчет потоков мощности на участках

Схема №1

1.GIF

Поток мощности на 1-м головном участке:

MBA

Поток мощности на 2-м головном участке:

Сетевой баланс:

MBA

Поток мощности на участке В-Д:

Поток мощности на участке Б-Г.:

Поток мощности на участке Д-В:

Поток мощности на участке В-Г:

4.2  Выбор номинального напряжения

Номинальное напряжение электрической сети существенно влияет на ее технико-экономические показатели, так и на технические характеристики. Так, например, при повышении номинального напряжения снижаются потери мощности и электроэнергии, т.е. снижаются эксплуатационные расходы, уменьшаются сечения проводов и затраты металла на сооружение линий, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, но увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего номинального напряжения требует, наоборот, меньших капитальных затрат, но приводит к большим эксплуатационным расходам из-за роста потерь мощности и электроэнергии, и кроме того, обладает меньшей пропускной способностью. Из сказанного очевидна важность выбора номинального напряжения сети при ее проектировании.

Выбор номинального напряжения сети выполняется на стадии предварительного расчета по длинам линий.

Выберем номинальное напряжение по формуле Стилла:

где  - длина линии, км;

 - передаваемая мощность, МВт.

Схема №1

4.3  Выбор сечения проводов

Сечения проводов в данном проекте будем выбирать методом экономических интервалов. Для этого определяем расчетный ток, который протекает по линии в нормальном режиме: 

Затем определяем:                       

где  - учитывает увеличение тока в процессе эксплуатации линии. Для ЛЭП 110-220 кВ

 - коэффициент совпадения максимальной нагрузки линии и нагрузки питающей энергосистемы.  - определяем по таблице.

Определим расчетный ток, при

α=  1.05          kМ=0.8            ТМ=4800                    ατ =1.2

Проверка на нагрев:

где  - ток, при длительном протекании которого проводник нагревается до допустимой температуры и определяется по таблицам.

Поток мощности на участке В-Д

Поток мощности на участке Г-В

Поток мощности на участке Б-Г

Поток мощности на участке А-Б

Поток мощности на участке ГЭС-А

Определим расчетный ток:

Все выбранные сечения проходят проверку на нагрев.

Таблица 4 – Данные выбранных проводов

Линия

Провод

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0,

* См/км

 ГЭС-А

АСО-240

0,13

0,4

2,85

А-Б

АС-120

0,25

0,43

2,66

Б-Г

АС-95

0,33

0,43

2,61

Г-В

АС-120

0,25

0,43

2,66

В-Д

АС-185

0,17

0,41

2,82

ГЭС-Д

АС-185

0,17

0,41

2,82

4.4  Потери мощности в линиях

Потери мощности в линиях определяются по следующим выражениям:

где  - потери активной мощности на участке;

 - потери реактивной мощности на участке;

 - активное сопротивление участка;

 - реактивное сопротивление участка;

 - номинальное напряжение.

Поток мощности на участке Б-Г

Поток мощности на участке Б-Г

Поток мощности  участке в конце участка ГЭС-А:

Поток мощности на участке ГЭС-А:

Поток мощности на участке Г-В

Поток мощности на участке В-Д

Поток мощности  участке в конце участка ГЭС-Д:

Поток мощности на участке ГЭС-Д:

.5  Потери мощности в трансформаторе

Для нескольких одинаковых трансформаторов на п/ст потери рассчитываются:

где  - потери мощности в трансформаторе при к.з.;

 - потери мощности в трансформаторе в режиме х.х.;

 - номинальная мощность трансформатора;

 - максимальная мощность нагрузки.

п/ст А: ТДН -16000/110

Uкз =10,5% DРкз=85 кВт  DРх.х=19 кВт I х.х=0,7%

п/ст Б: ТМН -6300/110

Uкз =10,5% DРкз=44 кВт DРх.х=11,5 кВт I х.х=0,8%

п/ст В: ТДН -10000/110

Uкз =10,5% DРкз=60 кВт DРх.х=14 кВт I х.х=0,7%

п/ст Г: ТРДН-25000/110

Uкз =10,5% DРкз=120 кВт DРх.х=27 кВт I х.х=0,7%

п/ст Д: ТМН -6300/110

Uкз =10,5% DРкз=44 кВт DРх.х=11,5 кВт I х.х=0,8%

п/ст А

п/ст Б

п/ст В:

п/ст Г:

/ст Б


4.6  Потери энергии в трансформаторах

Для нескольких одинаковых трансформаторов на п/ст потери рассчитываются:

где  – число трансформаторов на п/ст;

 - потери мощности в трансформаторе при к.з.;

 - потери мощности в трансформаторе в режиме х.х.;

 - максимальная мощность нагрузки;

 - номинальная мощность трансформатора;

 - время максимальных потерь (за год).

где  - время использования максимальной нагрузки.

п/ст А: ТДН -16000/110

п/ст Б: ТМН -6300/110

п/ст В: ТДН -10000/110

п/ст Г: ТРДН-25000/110

п/ст Д: ТМН -6300/110

4.7  Потери энергии в линиях

где  - время максимальных потерь (за год);

 - потери активной мощности на участке.

Скачать файл