Определение номинального напряжения
Выбор номинального напряжения электрической сети является технико-экономической задачей и должен производиться совместно с выбором схемы сети. При увеличении номинального напряжения возрастают капиталовложения в сооружение сети, но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.
При проектировании для выбора рационального напряжения используются кривые зависимости величины напряжения от передаваемой мощности и длины линий электропередачи [2] или эмпирические формулы, в частности, формула Г.А. Илларионова, дающая удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ
(1)
где l - длина участка сети, км;
Р – передаваемая мощность, МВт.
Расчеты по формуле (1) сведены в табл.1.
Данные расчета номинальных напряжений участков сети Таблица 1
Вариант схемы | А | Б | |||||||
Участок | 1-2 | 1-3 | 1-4 | 1-5 | 1-2 | 1-3 | 1-4 | 3-5 | 1-5 |
Мощность, МВт | 20 | 40 | 10 | 30 | 20 | 70* | 10 | 40* | 70* |
Длина, км | 70 | 80 | 60 | 70 | 70 | 80 | 60 | 100 | 70 |
Напряжение, кВ | 87 | 121 | 62 | 105 | 87 | 154 | 62 | 122 | 128 |
*Максимальная передаваемая мощность в случае обрыва одноцепных линий 1-5 или 1-3.
Учитывая заданные мощности потребителей и длины линий, для всех рассматриваемых вариантов выбирается класс номинального напряжения 110 кВ.
|
|
Выбор сечения проводов
Выбор сечения проводов производится с помощью экономических интервалов. Распределение мощности в проектируемой сети варианта А определится:
Р 1-2 = Р2 = 20 МВт
Р 1-3 = Р3 = 40 МВт
Р 1-4 = Р4 = 10 МВт
Р 1-5 = Р5 =30 МВт
В нормальном режиме расчетный ток Iр, А, определится
, (2)
где Р – передаваемая мощность, кВт;
Uном – номинальное напряжение сети, кВ;
cos j - коэффициент мощности;
n – число цепей;
N- число расщеплений проводов.
Максимальный ток на 5 год эксплуатации
Imax5 = IP × ai × aт, (3)
где ai —коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;
aт -коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы Км.
Для линий 110 кВ значение ai , принимается равным 1,05 , а aт = 1,3
[ 1, с.158,табл.4.9 ] при Км =1,0 и Тmax > 6000ч.
По табл.7.8 [1,с 280] для 2-х цепной линии выполненной на стальных опорах, II район по гололеду, европейская ОЭС определяем сечение провода F,мм2, при условии
|
|
Iэ ³ I max5 (4)
Из табл.7.12 [1,с292] выписываем марку провода и допустимый ток Iдоп, А.
Допустимый ток с учетом температуры окружающей среды
I доп о.с. ³ Iдоп × К о.с. , (5)
где Ко.с – коэффициент, учитывающий отклонение температуры окружающей среды от нормальной, Ко.с. = 0,88 [1 ,с292,т.7.13].
Выбранные провода проверяются на нагрев в аварийном режиме при обрыве одной цепи
Iав = 2 Imax5 £ I доп о.с. (6)
Расчеты по формулам (2 …6) сведены в таблицу 1.2.
Выбор сечения проводов для схемы варианта А Таблица 2
Уч-к | P, МВт | Iр, А | Imax5, А | F, мм2 | Марка провода | Iдоп , А | Iдоп о.с. А | Iав, А |
1-2 | 20 | 58 | 79,7 | 95 | 2АС- 95/16 | 330 | 290 | 159,7 |
1-3 | 40 | 117 | 159 | 150 | 2АС- 150/19 | 450 | 396 | 319 |
1-4 | 10 | 58 | 79,7 | 95 | АС- 95/16 | 330 | 290 | -- |
1-5 | 30 | 88 | 120 | 150 | 2АС- 150/19 | 450 | 396 | 239 |
Провод на всех участках проходит проверку на нагрев в аварийном режиме.
|
|
Распределение мощности в проектируемой сети варианта Б.
Для кольца 1-3-5 активная мощность на головных участках 1-3, 1-5 определится
, (7)
где l153 = l 15+ l 35 = 70 + 100 = 170 км
l 51 = 70км
МВт (против часовой стрелки)
МВт (по часовой стрелке)
Правильность найденных мощностей подтверждается проверкой
Р1-5 + Р1-3 = Р5 + Р3
35,6 + 34,4 = 30 + 40 МВт 70 = 70 МВт
Мощность на участке 5 -3 определяется по 1 закону Кирхгофа
Р5-3 = Р 1-5 - Р5 = 34,4 - 30 = 4,4 МВт
Выбор сечения проводов производится по формулам (4…6) и сведены в табл.3.
Выбор сечения проводов для схемы варианта Б Таблица 3
Уч. сети | P, МВт | Iр, А | Imax5, А | F, мм2 | Марка провода | Iдоп , А | I доп о.с. А | Iав, А |
1-2 | 20 | 58 | 80 | 95 | 2АС- 95/16 | 330 | 290 | 159 |
1-3 | 35,6 | 208 | 284 | 240 | АС- 240/39 | 610 | 537 | 409 |
1-4 | 10 | 58 | 80 | 95 | АС- 95/16 | 330 | 290 | 159 |
1-5 | 34,4 | 201 | 274 | 240 | АС- 240/39 | 610 | 537 | 409 |
3-5 | 4,4 | 26 | 35 | 70 | АС- 70/11 | 265 | 233 | 239 |
Проверка по условиям нагрева в послеаварийном режиме.
|
|
Потоки мощности при отключении уч.1- 3 определятся
Р15 = Р5 + Р 3 = 30 + 40 = 70МВт
Р53 = Р2 = 40 МВт
Iав53 = 233,5А
При отключении линии 1-5 распределение мощности определится
Р13 = Р3 + Р 5 = 40 + 30 = 70 МВт
Р35 = Р5 = 30 МВт
Iав12 =408,7А
Iав35 = 239А
Сравниваем допустимые токи с учетом окружающей среды и токи в аварийном режиме
Iав13 = 409А Iдоп о.с = 537А , условие (1.6) выполняется, т.к. 409 < 537А
Iав15 = 409А Iдоп о.с = 537А , условие (1.6) выполняется, т.к. 409 < 537А
Iав35 = 239А Iдоп о.с = 233А , условие (1.6) не выполняется, т.к. 239 > 233А, поэтому
на участке 3-5 устанавливаем провод марки АС- 95/16 с Iдоп о.с = 290А
Выбранные сечения проводов проходят проверку на нагрев в аварийном режиме.
Расчет схемы замещения
Исходными данными для расчета схемы замещения линий являются справочные данные выбранных марок проводов, приведенные в таблицах 4, 6.
Расчет схемы замещения варианта А.
Справочные данные проводов варианта А Таблица 4
Участок сети | Р, МВт | l, км | Марка провода | ro , Ом/км | х o , Ом/км | Bo 10-6, См/км | qo, Мвар |
1-2 | 20 | 70 | 2АС-95/16 | 0,31 | 0,43 | 2,61 | 0,035 |
1-3 | 40 | 80 | 2АС-150/24 | 0,198 | 0,42 | 2,7 | 0,036 |
1-4 | 10 | 60 | АС – 95/16 | 0,31 | 0,43 | 2,61 | 0,035 |
1-5 | 30 | 70 | 2АС-150/24 | 0,198 | 0,42 | 2,7 | 0,033 |
Активное и реактивное сопротивления линий определятся по формулам
, (8)
, (9)
где ro – удельное активное сопротивление провода, Ом/км;
хo - удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км;
l - длина участка сети, км;
n – количество цепей;
N – количество расщеплений проводов по фазе.
Проводимости линии определятся по формулам
Gл = gО × l × n × N, (10)
BЛ = bО × l × n × N, (11)
где gО - удельная активная проводимость линий, См/км;
bО - удельная реактивная проводимость линий, См/км.
Для линий U=110кВ активная проводимость Gл = 0.
Генерируемая реактивная мощность определится
Qс = 0,5 U2 Bл, (12)
Расчеты по формулам (8…12) сведены в таблицу 5.
Данные схемы замещения линий варианта А Таблица 5
Участок | Rл , Ом | Xл, Ом | Bл10-6, См | Qс, Мвар |
1-2 | 11 | 15 | 365 | 2,2 |
1-3 | 8 | 17 | 432 | 2,6 |
1-4 | 18,6 | 26 | 157 | 0,9 |
1-5 | 7 | 15 | 378 | 2,3 |
Расчет схемы замещения варианта Б.
Справочные данные проводов варианта Б Таблица 6
Участок сети | Р, МВт | l, км | Марка провода | ro , Ом/км | х o , Ом/км | Bo 10-6, См/км | qo, Мвар |
1-2 | 20 | 70 | 2АС-95/16 | 0,31 | 0,43 | 2,61 | 0,035 |
1-3 | 35,6 | 80 | АС-240/39 | 0,12 | 0,405 | 2,81 | 0,038 |
1-4 | 10 | 60 | АС – 95/16 | 0,31 | 0,43 | 2,61 | 0,035 |
1-5 | 34,4 | 70 | АС-240/39 | 0,12 | 0,405 | 2,81 | 0,038 |
3-5 | 4,4 | 100 | АС – 95/16 | 0,31 | 0,43 | 2,61 | 0,035 |
Активное, реактивное сопротивления и проводимости линий определяются по формулам (8…12). Результаты расчетов сведены в таблицу 7.
Данные схемы замещения линий варианта Б Таблица 7
Участок | Rл , Ом | Xл, Ом | Bл10-6, См | Qс, Мвар |
1-2 | 11 | 15 | 365 | 2,2 |
1-3 | 9,6 | 32,4 | 224,8 | 1,36 |
1-4 | 18,6 | 26 | 157 | 0,9 |
1-5 | 8,4 | 28,4 | 196,7 | 1,19 |
3-5 | 43 | 44 | 255 | 1,54 |
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 3126; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!