Полезное:

Категории:

Архитектура Астрономия Биология География Геология Информатика Искусство История Кулинария Культура Маркетинг Математика Медицина Менеджмент Охрана труда Право Производство Психология Религия Социология Спорт Техника Физика Философия Химия Экология Экономика Электроника

М – масштаб, который предоставляется в задании.

Согласно [1] г.Старобешево находится в 4 районе по гололеду, поэтому линии будут сооружаться на стальных опорах.

Эквивалентную длину линий на двухцепных участках определяем по формуле:

l_{ек і}=l_i · Р₁, км, (1.2)

l_{ек і}=36,96·1,9=70,22 км

где Р₁-коэффициент, зависящий от количества цепей, климатического района,

Р₁ =1,9
Суммарную эквивалентную длину линии определяем по формуле:

км (1.3)

где n - количество участков линии в данном варианте

l_e_к=68,83+116,69+76,3+130,15+168,3=460,27 км

Условную длину линий определяем по формуле:

L_y=l_e_к+n_в · Р2екв, км (1.4)

где n_в - количество выключателей в сети на высоком напряжении, шт,

Р2екв = 5 – коэффициент пересчета количества выключателей на эквивалентную длину линии.

L_y=460,27+13·5=615,58 км

Расчет сводим в таблицу 1.1. Числовые данные в таблице приведены для заданного примера.

Таблица 1.1 – Предварительное сравнение вариантов по натуральным показателям

Вариант	Участок	Количество цепей, N_k	L_iГ, мм	L_i, км	L_iэкв, км	L_экв, км	N_в, шт	L_усл, км
	А-1			36,96	68,83	460,27		525,27
А-3			68,64	116,69
В-2			44,88	76,3
В-3			76,56	130,15
1-2				168,3
	А-1			36,96	68,83	412,16		472,16
А-3			68,64	116,69
В-2			44,88	85,27
1-3			83,16	141,37
	А-1			36,96	70,22	400,09		460,09
В-2			44,88	76,3
В-3			76,56	130,15
2-3			72,6	123,42
	А-1			36,96	70,22	286,21		346,21
А-3			68,64	130,2
В-2			44,88	85,27

Для дальнейшего расчета выбираем 3 и 4 варианты.

І вариант

ІІ вариант

Рисунок 1.1 — Первый и второй варианты схемы проектированной сети

ІІІ вариант

ІV вариант

Рисунок 1.2 — Третий и четвёртый варианты схеми проектированной сети

2 РАСЧЕТ ТЕХНИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

2. 1 Расчет мощностей в линиях

Расчет мощностей ведется в комплексной форме, для чего мощности потребителей надо выразить в комплексной форме. Расчет реактивной мощности выполняем по формуле:

Q = Р· tgj, МВАр (2.1)

Q =26·0,75 =19,5 МВАр

Для сокращения записи расчет удобно вести, в табличной форме. Пример приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Расчет мощностей потребителей

№ ПС	Р, МВт	cos φ	Sпотр, МВА	φ, град	tg φ	Q, МВар	S=P+jQ, MBA
		0,8	32,5	36,87	0,75	19,5	26+j19,5
		0,8	42,5	36,87	0,75	25,5	34+j25,5
		0,8	67,5	36,87	0,75	40,5	54+j40,5

Для расчета мощности линий каждый вариант делят на отдельные участки. Для каждого примера в варианте 3 выделяем 2 участка: В- 1-3- В и А -2. Упрощенные расчетные схемы приведены на рисунке 2.1.

44,88км 72,6км 76,56км 36,96км

S₂/34+j25,5

S₂/26+j19,5

S₃/54+j40,5

Рисунок 2.1 – Упрощенные расчетные схемы 3 варианта

Расчет мощности на участке В- 1-3- В ведем по формулам:

(2.2)

Проверка:

(2.4)

Мощности линий наносим на схемы.

Для варианта 4 расчетные схемы приведена на рисунке 2.2.

А S_А-1/26+j19,5 1 В SВ-2/34+j25,5 2 А SА-3/54+j40,5 3

S1/26+j19,5 S2/34+j25,5 S3/54+j40,5

Рисунок 2.2 – Расчетные схемы 4 варианта

2.2 Выбор сечений и марок проводов

Зная мощность линий, определяют токи линий, сечения проводов, выбирают марки проводов.

Токи линий определяют по формуле:

I_i= ,A, (2.5)

где S_i – мощность на участках, МВА.

S_i определяем по формуле:

S_i= ,МВА (2.6)

S_i= МВА

I_i= А

Сечения проводов в определяются по методу экономических интервалов токов, для чего определяется рабочей ток в линиях по формуле:

І_pi=I_i · a_i · a_т,A, (2.7)

І_pi=42,65·1,05 ·1,3=58,22 А

где	α_i=1,05; α_т=1,3; берем из таблицы 4.9[2].
	Fэк, мм² – экономическое сечение проводов, берем из таблицы 7.8[2].
	Iдоп, А –допустимый ток, берем из таблицы 7.35[3].

Расчёт сводим в таблицу 2.2.

Сечения проводов выбраны по методу экономических интервалов тока, условиям механической прочности, коронированию удовлетворяют и не требуют проверки этих условий.

Таблица 2.2 – Выбор проводов
Вариант	Участок	Кол-во цепей, Nk	Sі=Pі+jQі, MBA	S_i_, МВА	I_i_, А	I_pi_, А	F_эк_, мм²	Марка провода	I_доп, A
	А-1		26+j19,5	32,5	42,65	58,22		АС-240/32
В-2		47,44+j35,58	59,3	155,62	212,42		АС-240/32
В-3		40,56+j30,42	50,7	133,05	181,61		АС-240/32
2-3		13,44+j10,08	16,8	44,09	60,18		АС-240/32
	А-3		54+j40,5	67,5	87,57	119,53		АС-240/32
А-1		26+j19,5	32,5	42,65	58,22		АС-240/32
В-2		34+j25,5	42,5	55,77	76,13		АС-240/32

2. 3 Проверка проводов по условиям нагрева

Проверка этих условий выполняется для наиболее тяжелых послеаварийных режимов. Для двухцепной линии - это обрыв одной цепи, для замкнутой одноцепной линии - это обрыв проводов на участке с максимальной мощностью. Для расчета после- аварийных мощностей и токов, приводятся расчетные схемы для послеаварийных режимов. Для варианта 3 они изображены на рисунке 2.6, для варианта 4 на рисунке 2.7

А S_A_-1/26+j19,5 1

S₁/26+j19,5

S₂/34+j25,5

S₃/54+j40,5

Рисунок 2.6 – Вариант 3

А Sа-1/26+ j19,5 1 В S_В_-2/34+j25,5 2 А S_А-₃/54+j40,5 3

S₁/26+ j19,5 S₂/34+j25,5 S₃/54+j40,5

Рисунок 2.7 – Вариант 4

Проверка по условиям нагрева выполняется по уравнению:

І_і_ПАВ ≤ I_доп_і(2.8)

Расчёт можно свести в таблицу2.3

Таблица 2.3 – Проверка проводов по условиям нагрева
Вариант	Участок	S_іпав=Pі+jQі, MBA	S_i_,	I_пав_,	I_доп_,	Вывод Iпав<Iдоп
MBA	A	A
	А-1	26+j19,5	32,5	42,65		157,76<605
В-3	88+ j36	95,08	249,52		354,7<605
В-2	Обрыв	-	-	-	-
2-3	54+j40,5	67,5	177,14		131,37<605
	А-3	54+j40,5	67,5	88,57		157,64<605
А-1	26+j19,5	32,5	42,65		223,33<605
В-2	34+j25,5	42,5	55,77		131,37<605

Все марки проводов условиям нагрева удовлетворяют.

Для выбранных марок проводов определяем параметры линий. Активное и индуктивное сопротивления определяем по формулам:

(2.9)

(2.10)

где	,Ом/км – активное сопротивление 1 км линии, берем из таблицы 7.35[3];
	,Ом/км – реактивное сопротивление1 км линии, берем из таблицы 7.41[3].

Ri=0, 12·70,22=8,43 Oм

Xi=0,413·70,22=29 Oм

Зарядная мощность линии определяется по формуле:

(2.11)

где , См/км– ёмкостная проводимость 1 км линии, берём из таблицы 7.42[3].

Q_Bi =220²·2,96·10^-6·70,22=10,06 МВар

Стоимость 1 км линии К_л_і, т.руб./км, берём из таблицы 10.15[3].

Расчет параметров линий можно выполнить в табличной форме. Для нашего примера расчет параметров приведен в таблице 2.4

Таблица 2.4 – Параметры линий
Вариант	Участок	Количество цепей	L_i_, км	r₀_, Ом/км	R_i_, Ом	x₀, Ом/км	X_i, Ом	b_{0 ·}10^-6, См/км	Q_b_, МВар	K_лі_, т.руб/км
	А-1		70,22	0,12	8,43	0,413		2,96	10,06
B-2		76,3	0,12	9,16	0,413	31,51	2,96	10,93
В-3		130,15	0,12	15,62	0,413	53,55	2,96	18,65
2-3		123,42	0,12	14,81	0,413	50,97	2,96	17,68
	А-1		36,96	0,12	4,43	0,413	15,26	2,96	5,3
А-3		68,64	0,12	8,23	0,413	28,34	2,96	9,83
В-2		44,88	0,12	5,39	0,413	18,54	2,96	6,43

2.4 Проверка схем по допустимой потере напряжения

Проверка выполняется в послеаварийном режиме. Расчетные схемы приведены на рисунках 2.6 и 2.7. Определение потерь напряжения производится по формулам:

(2.12)

ΔUi= = 3,57 кВ

(2.13)

ΔUi´=

Расчет для нашего примера приведён в таблице 2.5

Таблица 2.5 – Потери напряжения в проводах линии
Вариант	Участок	Sіпав=Pі+jQі, MBA	Ri, Ом	Xi, Ом	ΔUi, кВ	ΔU'i, %	Вывод ΔU'≤15%
	А-1	26+j19,5	8,43		3,57	1,62	1,62≤15%
В-2	47,44+j35,58	9,16	31,51	7,07	3,21	3,21≤15%
В-3	40,56+j30,42	15,62	53,75	10,31	4,69	4,69≤15%
2-3	13,44+j10,08	14,81	50,97	3,24	1,47	1,47≤15%
	А-1	26+j19,5	4,43	15,23	1,87	0,85	0,85≤15%
А-2	34+j25,5	8,23	28,34	4,56	2,07	2,07≤15%
В-3	54+j40,5	5,39	18,54	4,73	2,15	2,15≤15%

Условиям допустимой потери напряжения все схемы удовлетворяют.

2. 5 Выбор трансформаторов на подстанции

В связи с тем, что каждая подстанция имеет в своем составе потребителей I категории, на каждой подстанции принимается к установке по 2 параллельно работающих трансформатора.

Мощность каждого трансформатора определяется по формуле:

(2.14)

Sт = 0,7 · 32,5 = 22,75 MBA

Если один из трансформаторов на подстанции отключится, то перегруз остающегося в работе, не должен превышать 40%. Величина перегруза определяется по формуле:

(2.15)

ΔS =

Для нашего примера выбор трансформаторов приведен в таблице 2.6. Параметры трансформаторов берем с таблицы 3.8[3].

Таблица 2.6 – Параметры трансформаторов
№ ПС	S_потр,	S_т,	S_ном,	ΔS, %	Тип	Напряжение	Р_хх,	Р_кз,	I_xx,	U_k,	Стоимость тр-ра, тыс.руб
МВА	МВА	МВА	тр-ра	ВН	НН	кВт	кВт	%	%
	32,5	22,75		1,56	ТРДН-32		11-11			0,65	11,5
	42,5	29,75		32,8	ТРДН-32		6,3-6,3			0,65	11,5
	67,5	47,25		7,14	ТРДН-63		11-11			0,5	11,5

2.6 Расчет потерь мощности и энергии

Потери складываются из потерь в линиях и в трансформаторах.

2.6.1 Потери в линиях

Потери мощности в линиях определяются по формулам:

(2.16)

ΔР_л_i=

Потери энергии определяются по формулам:

∆W_лі=∆Р_лі·τ_і,МВт·час/год (2.17)

где	τ_і, час/год – время максимальных потерь, определяется по формуле:

,час/год (2.18)

τ_i= (0,124+ )²·8760=6240 час/год

ΔW_лi=0,46·6240=2870,4 МВт·час/год

Для определения Т_М пользуются правилом: если мощность на участке линии поступает только к одному потребителю, то Тм этого участка равна Тм того потребителя, который получает эту мощность; если мощность участка поступает от двух и более потребителей, то Тм этого участка определяется по формуле:

(2.19)

где	Р₁,Р₂,Р₃- активные мощности потребителей, МВт;
	Т_м1, Т_м2,Т_м3- время использования максимальной нагрузки потребителей, час/год.

Пример расчета затрат в линиях приведены в таблице2.7.

Таблица 2.7 – Потери в линиях
Вариант	Участок	Кол-во цепей	S_i_, МВА	R_i_, Ом	ΔР_і_, МВт	ΔР_л, МВт	τ_i_, ч/год	ΔW_лi_, МВт·ч/год	ΔW_л_, МВт· ч/ год
	А-1		32,5	8,43	0,09	1,68	5947,83	535,3	10456,9
В-2		59,3	9,16	0,67		4180,8
В-3		50,7	15,6	0,83		5179,2
2-3		16,8	14,81	0,09		561,6
	А-1		67,5	4,43	0,21	0,4		2433,6
А-3		32,5	8,23	0,09		1060,8
В-2		42,5	5,39	0,1		1185,6

2.6.2 Потери в трансформаторах

Потери мощности в трансформаторах определяются по формуле:

(2.20)

где	n_т- количество однотипных трансформаторов на подстанции, шт.;
	P_xi,P_ki,S_н –берём с таблицы 2.6;
	S_потр – берем з таблицы 2.1

В нашем примере nт=2

ΔPi=2·0,070+ =0,167 МВт

Затраты энергии определяются по формуле:

DW_т_i₁=DP_xi · 8760+DP_к_i · τ_i_потр, МВт · час/год (2.21)

где	τ_i_потр - определяется формуле 2.7, но в этой формуле вместо Т_М участков подставляется Тм потребителей.

ΔW_тi = 0,14·8760+0,24·6240 = 1246,38 МВт·час/год

2.8 Пример расчета потерь в трансформаторах в табличной форме приведен в таблице

Таблица 2.8 – Потери в трансформаторах
№ ПС	S_потр_, МВА	S_ном_, МВА	Р_хх_,	Р_кз_,	ΔP_xi_,	ΔP_ki_,	ΔP_тi_,	ΔP_т_,	τ_i_,	ΔW_тi_,	ΔW_т_,
МВт	МВт	МВт	МВт	МВт	МВт	ч/год	МВт час/ год	МВт ч/ год
	32,5		0,045	0,15	0,09	0,077	0,167	0,681	5947,83	1246,38	5033,34
	42,5		0,045	0,15	0,09	0,132	0,222		1612,0,8
	67,5		0,07	0,265	0,14	0,152	0,292		2147,88

2.6. 3 Потери в электрической сети

Потери мощности определяются по формуле:

DР_м=DР_л+DР_т, МВт · час/год (2.22)

Потери энергии рассчитываются по формуле:

DW_м=DW_л+DW_т, МВт · час/год (2.23)

Для каждого примера:

В варианте 3:

ΔPм= 1,68 + 0,681 =1,75 МВт

ΔW_М= 10456,9 + 5033,34 = 15490,24 МВт·час/год

В варианте 4:

ΔPм= 0,75+ 0,681 =1,43 МВт

ΔW_М= 4680 + 5033,34 = 9713,34 МВт·час/год

3 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Наиболее экономичный вариант выбирается по условию минимальных приведенных затрат, которые состоят из капитальных вложений и эксплуатационных расходов.

3.1 Расчет капитальных вложений

Суммарные капитальные вложения определяются по формуле:

K=K_л+K_об, т. руб, (3.1)

К = 655964,82 + 177265=833229,82 т.руб

где	Кл, тыс.руб- капиталовложения на сооружение линий, определяются по формуле:

K_л= т. руб, (3.2)

где	n–количество линий в варианте;
	K_лі,т.руб- берем из таблицы 2.4; К_л= 2436·36,96+1470·44,88+1470·68,64=366569,28 т.руб
	Коб, т.руб– капиталовложения на оборудование, определяются по формуле:

K_об=K_т+K_в+K_пост+K_ЕС, т. руб, (3.3)

К_об = 53184 + 59400 +64800 + 896 = 178280 т.руб

где	К_т,т.руб- капиталовложения на установку трансформаторов, определяются по формуле:

т. руб (3.4)

где	N_пс–количество подстанций в варианте;
	К_ті,т.руб- берем из таблицы 2.6 Кт= 7800·2 +7800·2+10320·2=51840 т.руб
	К_в,т.руб– капиталовложения на установку выключателей, определяются по формуле:

K_в = K_в_i ^. n_в, т. руб. (3.5)

где	К_ві,т.руб – стоимость ячейки одного выключателя, берем из таблицы 9.15 [2];
	N_в, шт. – количество выключателей на высоком напряжении, берем из таблицы 1.1; К_в=4950·12=59400 т.руб
	К_пост, т.руб – постоянная часть затрат, определяется по формуле:

K_пост = K_пості ^. n_ПС, т. руб, (3.6)

K_пост = 21600·3=64800 т. руб

где	K_пості,т.руб – постоянная часть затрат для одной подстанции, берем из таблицы 10.37[3]; Кпост = 1584 т.руб
	К_эс, т.руб – капиталовложения на установку дополнительного оборудования электрических станций для покрытия потерь мощности в электрических сетях, определяется по формуле:

K_ЭС = K_{ЭС УД} ^. DP_м, т. руб, (3.7)

где	K_{ЭС УД},т.руб– удельные капиталовложения (по заданию руководителя проекта)

K_ЭС =1,75·1,28 · 10³=1225 т.руб

3.2 Расчет эксплуатационных расходов

Суммарные эксплуатационные расходы определяются по формуле:

B = B_втор + В_ам + В_рем, т. руб, (3.8)

В = 24474,58· 10⁶ + 124984,47 + 118775,98 = 198062,17т.руб

где	В_втор, т.руб– расходы на потери энергии в сети, определяется по формуле:

В_втор = b ^. DW_м, т. руб (3.9)

где	b,коп/кВт·ч– стоимость одного кВт· ч электроэнергии (прилагается в задании); В_втор= 1,58· 15490,24·10³=24474,58· 10⁶ т.руб
	В_ам, т.руб – расходы на амортизацию, определяется по формуле:

В_ам = , т. руб (3.10)

где	, % – норма амортизации (по заданию руководителя); В_ам = =131027,68 т.руб
	В_рем, т.руб – расходы на ремонт, определяется по формуле:

В_рем= , т. руб (3.11)

где	%– норма отчисления на ремонт линий (по заданию руководителя);
	%– норма отчисления на ремонт оборудования (по заданию руководителя).

В_рем= т.руб

3.3 Расчет приведенных затрат

Расходы определяются по формуле:

З = В + p_н^. K, т. руб, (3.12)

где p_н = 0,125 З=90896,97+0,125·387381,62=267129,47тыс.руб

Пример расчета приведенных затрат в табличной форме для нашего примера приведен в таблице 3.1

Таблица 3.1 – Технико-экономические показатели
Обозначение параметров	Вариант 3	Вариант 4
Участок	А-1	B-2	В-3	2-3	А-1	А-3	В-2
К_лі, т.руб
L_iэкв, км	36,96	44,88	76,56	72,6	36,96	68,64	44,88
К_л_уч. т.руб	90034,56	65973,6	112543,2	10672,22	90034,56	167207,04	109327,68
К_л, т.руб	345273,36	366569,28
№ ПС	ПС-1	ПС-2	ПС-3	ПС-1	ПС-2	ПС-3
К_ті, т.руб
N_т, шт.
K_тпс, т.руб
К_т, т.руб
К_ві, т.руб
N_в, шт.
К_в, т.руб
К_пості, т.руб
N_пс, шт.
К_пост, т.руб
К_{ЭС УД}, т.руб/кВт	0,7
ΔР_м, кВт	1,75·10³	1,43·10³
K_эc, т.руб
К_об, т.руб
К, т.руб	552538,36	543610,28
β, коп·кВт/час	1,58·10³	1,58·10³
ΔWм, кВт·час/год	15490,24	9713,34
Впот, т·руб	24474,58
αам,%
Вам, т·руб	82880,75	81541,54
α л.рем, %
α устрем, %
Врем, т·руб	198062,17	186567,74
В,т·руб	267129,47	254519,03
З,т·руб	90706,84	89679,2

Для дальнейшего расчета выбираем вариант 4 с наименьшими приведенными затратами.

4 КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Компенсация реактивной мощности позволяет уменьшить потери мощности, энергии, потери напряжения, приводит к повышению экономичности передачи электроэнергии, улучшает качество регулирования напряжения в электрической сети. С экономической точки зрения наиболее экономичной является передача реактивной мощности Qэк, которая определяется по формуле:

, МВар (4.1)

где

- по заданию руководителя проекта = 0,32.

Компенсация реактивной мощности потребителей осуществляется установлением у потребителей компенсирующих устройств, мощность которых определяется по формуле:

(4.2)

Если величина Q_КП отрицательная, то установление компенсирующих устройств нецелесообразно.

Мощность потребителей с учетом компенсации реактивной мощности определяется по формуле:

,МВА (4.3)

Расчет можно вести в табличной форме. Пример такой таблицы приведен в таблице 4.1

Таблица 4.1 - Компенсация реактивной мощности

№ ПС	МВт	МВар		МВар	МВар	МВА
		40,5	0,32	17,28	23,22	54+j17,28
		25,5	0,32	10,88	14,62	34+j10,88
		19,5	0,32	8,32	11,18	26+j8,32

Тип КП –УК-10Н-18000Л на первой подстанции, тип КП-УК-6Н-1800Л- на второй и третьей подстанции.

5 РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ

К основным режимам относятся: режим максимальной нагрузки, и наиболее тяжелый после аварийный режим.

Порядок расчета режимов будет приведён на примере заданной сети.

5.1 Режим максимальной загрузки

Расчет начинают с составления схем замещения для каждого участка и определения параметров схем замещения; сопротивлений и проводимостей. Для линии эти параметры уже указаны, приведены в таблице 2.4. Сопротивления обмоток трансформаторов и потери активной мощности в стали Рх, которые обусловливают активную проводимость трансформаторов, реактивная намагничивая мощность Qc, обуславливающей реактивную проводимость трансформаторов, определяется по формулам:

Ом (5.1)

Rт = Ом

Ом (5.2)

МВАр (5.3)

где	Pк,Рх,Uвн,Sн,Ix – берем из таблицы 2.6

Расчетные параметры нанести на схему замещения. Для нашего примера они приведены на рисунках 5.1, 5.2, 5.3.

Мощность на входе в одну из двух расщепленных обмоток трансформатора Sвх определяется по формуле:

S' _вх=(Р/2+ΔP_т)+j(Q/2+ΔQ_т), МВА, (5.4)

где	берем с таблицы 4.1; DP_т - потери активной мощности в обмотках, МВт, DQ_т - потери реактивной мощности в обмотках, МВАр.

Расчет параметров, мощностей в схемах замещения трансформаторов можно вести в табличной форме. Для нашего примера это таблица 5.1

Потери активной мощности в обмотках трансформаторов, определяется по формуле:

DP_т= , МВт (5.5)

DP_т= МВт

DQ_т= , МВар. (5.6)

DQ_т = М Вар

В нашем случае n_т =2.

Мощность на входе в две расщепленные обмотки трансформатора определяется по формуле:

S'' вх = 2· S' вх, МВА (5.7)

S' вх = ∙∙, МВА (5.8)

S' вх = , МВА

S'' вх = , МВА

Мощность трансформатора приведена к стороне низкого напряжения, определяется по формуле:

S _пр = S ''вх +n_T · P_x + j n_T · Q_c = (р''вх + n_T · P_x) + j (q''вх + n_T · Q_c), МВА (5.9)

S _пр =68,04+2 · 0,07+j (2 · 0,31 + 22,22)=68,18+j22,84 МВА

Расчетную мощность подстанций определяем по формуле:

S _p = S _пр - j Q_B (5.10)

Таблица 5.1 – Параметры схемы замещения
Обозначение параметров	ПС-1	ПС-2	ПС-3
Rт, Ом	3,53	3,53	5,62
Xт, Ом	197,12	197,12	304,17
Qc, Мвар	0,31	0,31	0,24
n_t Рx+n_t jQc, МВА	2 0,07+j2 0,31	2 0,07+j2 0,31	2 0,05+j2 0,24
S, МВА	68+j21,76	48+j15,36	40+j12,8
S/2, МВА	34+j10,88	24+j7,68	20+j6,4
Pт, МВт	0,025	0,012	0,009
Qт, Мвар	0,23	0,11	0,12
S'вх, МВА	34,02+j11,11	24,01+j7,79	20,009+j6,52
S''вх, МВА	68,04+j22,22	48,02+j15,58	40,018+j13,04
Sпр, МВА	68,18+j22,84	48,16+j16,2	40,11+j13,52
jQb, Мвар	j 6,75	j7,94	j4,99
Sр, МВА	68,18+j14,9	48,16+j8,26	40,11+j8,53

Расчетные мощности наносят на схемы замещения.

Зная расчетные мощности подстанций, определяют мощности без учета потерь мощности в линиях (мощность конца линии Sк) и мощности с учетом потерь в линиях (мощность в начале линии Sн).

Для участка В-1: Sк = Sр1 = 68,18 + j14,9 МВА

Мощность в начале линии определяется по формуле:

Sн= Sk +∆S_B_-1=(Pk +∆P_B_-1) +j(Qk + ∆Q_B_-1), МВА (5.11)

где	∆ P_B_-1_,МВт-_{потери активной мощности в линии, определяются по формуле}_: ∆P_B_-1 = (5.12)
	∆P_B_-1= МВт
	∆МВарQ_B_-1, МВар- потери реактивной мощности в линии, определяются п о по формуле:
	∆Q_B_-1= МВар (5.13) ∆Q_B_-1= МВар Sн = (68,18 + j14,9) + (0,16 +j 0,53)= 68,34 + j 15,43 МВА

Для участков B-3, А-2 расчет ведется аналогично.

Результаты расчета сводим в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 – Мощность конца и начала линий
Участок	Sк=P+jQ, МВА	Ri, Ом	Xi, Ом	∆Pi, МВт	∆Qi, Мвар	Sп=Р+jQ, МВА
А-1	26,12+j4,78	4,43	15,25	0,03	0,11	26,15+j4,89
B-2	34,14+j7,47	8,23	28,34	0,1	0,36	34,24+j7,83
А-3	54,19+j11,51	5,39	5,39	0,17	0,59	54,36+j12,1

Расчетные мощности нанести на схему замещения.

Расчет напряжений в узловых точках сети выполняется по формулам:

Для нашего примера на участке B-1.

U₁= U_ип - , кВ (5.14)

где	U_ип,кВ – предоставляется в задании;
	∆U _B_-1, кВ потери напряжения на участке В-1.

U₁ = 240 - =238,37 кВ

U_{потр 1}= U₁ - ∆ U_ТР = U₁ - , кВ (5.15)

U_потр1= 238,37 – =233,35 кВ

где	кВ - напряжение в точке 1; ,кВ
	, кВ-напряжение на шинах потребителя 1, что питается от шин низкого напряжения подстанции 1;
	∆ ,кВ-потери напряжения в трансформаторах подстанции 1.

Расчет можно вести в табличной форме. Пример приведен в таблице 5.3.

Таблица 5.3 – Напряжения в узловых точках и на шинах потребителей
Участок	Выходные напряжения,	S_i, МВА	R_i, Ом	X_i, Ом	∆U_i, кВ	Напряжение узлов, кВ
кВ
А-1	Uип =240	26,15+j4,89	4,43/2	15.25/2	0.4	U₁ =239,6
U₁ =239,6	13,01+j4,83	7.75/2	380.22/2	4.21	Uпотр₁ =235,39
В-2	Uип =240	34,24+j7,83	8.23/2	28.34/2	1.05	U₂ =238,95
U₂ =238,95	17,02+j6,58	7.75/2	380.22/2	5.73	Uпотр₂ =233,22
А-3	Uип =240	54,36+j12,1	5.39/2	18.54/2	1.08	U₃ =238,92
U₃ =234,46	27,03+j10,11	3.53/2	193.14/2	4.46	Uпотр₃ =234,46

S_потр1/68+j21,76

Рисунок 5.1 - Участок В-1

S _н=48,19+j9,55 S _к=48,16+j9,45

n_t∙P_x/2∙0.07

n_t∙Q_t/2∙0.31

S¹_вх=24,01+j7,79

R_t/2=1,76

R_t/2=3,35/2

X_t/2=193,12/2 X_t/2=96,56

S_потр/48+j15,36

Рисунок 5.2 - Участок А-2

Q_B₃/j4,99

n_t∙Q_t/2∙0.24

S ¹_вх=20,009+j6,52

R_t/2=5,62/2

R_t/2=2,81

X_t/2=304,17/2 X_t/2=152,08

S_потр/40+j12,8

Рисунок 5.3 - Участок В-3

5.2 Послеаварийный режим

Расчет ведется для наиболее тяжелых режимов. Для замкнутой электрической сети это обрыв участка с максимальной мощностью, для разомкнутой двухцепной линии - обрыв одной цепи. Мощность потребителей, количество трансформаторов на подстанциях такие как и в режиме максимальной нагрузки, поэтому и мощности в схеме замещения трансформаторов будут такими же, как и в максимальном режиме. Из-за отключения линии изменяется величина

<== предыдущая	\|	следующая ==>
	\|	Режимы композитинга.

Date: 2016-07-05; view: 183; Нарушение авторских прав; Помощь в написании работы --> СЮДА...

mydocx.ru - 2015-2024 year. (0.007 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию