Проект защищен с оценкой

Южно-Уральский государственный университет

Кафедра «ЭССиС»

ЗФ-410-с.I.2.2.4.1.ПЗ

Пояснительная записка к курсовому проекту

по курсу «Электрические системы и сети»

Нормоконтролер Руководитель

___Коржов А.В._______ __Коржов А.В.______

“___”___________2011 г. “___”___________2011 г.

Автор работы

студент группы ЗФ-410-с

_Мотовилов А.В.

“___”___________2011 г.

Проект защищен с оценкой

______________________

“___”___________2011 г.

Разработать эскизный проект развития районной электрической сети в связи с ростом нагрузок на существующих подстанциях, вводом новых промышлен­ных объектов и электростанции.

В процессе проектирования необходимо решить следующие задачи:

- анализ существующей сети энергосистемы и составление баланса актив­ных и реактивных мощностей с учетом перспективного развития рассматривае­мого района;

- выбор рациональных вариантов схем электрической сети с обоснованием конфигурации сети, номинальных напряжений, числа и мощности трансформа­торов на подстанциях, электрической схемы сооружаемой электростанции, ма­териала и сечений проводов ЛЭП;

- сопоставление предложенных схем по техническим показателям и выбор оптимального варианта по результатам технико-экономических расчетов;

- выбор расчетных режимов работы сети, расчет параметров режима и обоснование мероприятий по их оптимизации;

- обеспечение необходимого качества электроэнергии в сети и выбор средств для регулирования напряжения;

- определение технико-экономических показателей принятой схемы элек­трической сети.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1) Однолинейная электрическая схема соединений существующей сети, на которой указываются параметры оборудования, представлена на рисунке 1.

Данные о расположении новых объектов представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Данные о расположении новых объектов

2) Мощности нагрузок сети в режиме наибольших нагрузок Р_макс и коэффициенты мощности tgj представлены в таблице 2. Для режима минимальных нагрузок уменьшаем наибольшие значения мощности до 0,7. Все потребители относятся ко 2-й категории надежности электроснабжения. Число часов использования наибольшей нагрузки Т_нб = 6000 ч.

Таблица 2 – Мощности и коэффициенты мощности нагрузок сети

3) Мощность генераторов электростанции I составляет 110 МВт (2х25+60). Для вновь проектируемой электростанции II мощность в МВт и количество устанавливаемых генераторов задаются в таблице 3.

Таблица 3 – Мощность и количество устанавливаемых генераторов

4) Точка примыкания проектируемого района к электрической сети системы (подстанция 1) является балансирующим и базисным узлом (БУ), для нее задаются значения напряжения U_БУ в режиме максимальных и минимальных нагрузок, а также в послеаварийном режиме:

U_п/ст1: U_макс = 115 кВ, U_мин = 115 кВ, U_пав = 112 кВ.

АННОТАЦИЯ

Мотовилов А.В. Проект развития районной электрической сети. – Челябинск: ЮУрГУ, Э-443, 2011, 50 страниц, 12 иллюстраций, 27 таблиц. Библиография литературы – 5 наименований. 1 лист чертежа ф.А1.

В данном курсовом проекте разработан вариант развития районной электрической сети в связи с ростом нагрузок на существующих подстанциях, вводом новых промышленных объектов и электростанции. Проведен анализ существующей сети, составлен баланс мощностей. Выбраны рациональные схемы электросети с обоснованием конфигурации сети, номинальных напряжений, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, электрической схемы сооружаемой электростанции, материала и сечений проводов ЛЭП.

Полученные схемы сопоставлены по техническим показателям и выбран наиболее оптимальный вариант по результатам технико-экономических расчетов. Произведен выбор расчетных режимов работы сети, расчет параметров режима и обоснование мероприятий по их оптимизации, регулированием отпаек на трансформаторах и автотрансформаторах обеспечено необходимое качество электроэнергии в сети.

Определены технико-экономические показатели принятой схемы электрической сети: капитальные вложения на сооружение линий, электростанций, подстанций; издержки на амортизацию и эксплуатацию оборудования. Найдены приведенные затраты и расчетная стоимость передачи электроэнергии.

Разработанный проект обеспечивает надежное и качественное электроснабжение потребителей с минимальными потерями мощности и падением напряжения, расходы на его сооружение минимальны.

Введение……………………………………………………………………………7

1 Анализ существующей схемы электрической сети района……………………………8

1.1 Баланс активных мощностей………………………………………………….. …8

1.2 Баланс реактивных мощностей………………………………………………...…9

1.3 Анализ сети 35 кВ электрической сети района…………………………………11

1.3.1 Проверка сети по допустимому току………………………………....12

1.3.2 Проверка по допустимой потере напряжения……………….............14

1.4 Анализ работы трансформаторов………………………………………………..18

2 Выбор варианта развития схемы электрической сети

промышленного района………………………………………………………...............18

2.1 Выбор конфигурации схемы сети………………………………………………...18

2.2 Выбор номинального напряжения для проектируемой сети…………... …....…21

2.3 Выбор схемы электростанции ЭС-2……………………………………………....22

2.4 Выбор количества и мощности трансформаторов…………………………….…23

2.5 Выбор сечений проводов…………………………………………………………..24

2.6 Анализ работы электрической сети 110 кВ…………………………….................25

2.7 выбор оптимального варианта электрической сети района……………………..29

3 Расчет основных установившихся режимов работы сети……………………. ………31

3.1 Расчетная схема замещения электрической сети и расчет нагрузок….................31

3.2 Расчет установившихся режимов……………………………………….................36

4 Обеспечение требуемого качества напряжения в сети, выбор отпаек

на трансформаторах……………………………………………………………………….41

5 Технико-экономические показатели сети……………………………………..................46

Заключение…………………………………………………………………………………49

Список используемой литературы………………………………………………………..50

ВВЕДЕНИЕ

Электрическая сеть как элемент электроэнергетической системы обеспечивает возможность выдачи мощности электростанций, ее передачу на расстояние, преобразование параметров электроэнергии на подстанциях и ее распределение. Электрические сети современных энергосистем характеризуются многоступенчатостью, т.е. большим числом трансформаций на пути от источников электроэнергии к ее потребителям. Наряду со сложной конфигурацией, характерной особенностью электрических сетей является ее многорежимность.

В связи с этим электрическая сеть должна проектироваться и эксплуатироваться таким образом, чтобы была обеспечена ее работоспособность во всех режимах: нормальных, ремонтных и послеаварийных. Это означает, что параметры ветвей (токи, мощности) не должны превышать допустимых значений, а параметры узлов (напряжения) должны лежать в допустимых пределах, обеспечивающих нормальную работу изоляции и экономичную работу потребителей.

Математическое описание установившегося режима электроэнергетической системы представляет собой систему нелинейных алгебраических уравнений, для решения которой используются итерационные методы. Количество уравнений в такой системе даже для небольшой сети таково, что получение решения «вручную» практически невозможно, в связи с чем расчеты режимов таких сетей проводят с помощью ЭВМ.

Наряду с обеспечением работоспособности, надежности функционирования и качества поставляемой потребителю электроэнергии электрическая сеть должна удовлетворять критериям экономической эффективности. При проектировании сегодня таким критерием является минимум приведенных затрат, а при эксплуатации – минимум расхода энергоресурсов на выработку электроэнергии. При разработке вариантов развития существующей сети на перспективу выбор параметров элементов новой части сети необходимо осуществлять в соответствии с этим критерием и с учетом технических ограничений.

1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ РАЙОНА. БАЛАНС АКТИВНЫХ И РЕАКТИВНЫХ МОЩНОСТЕЙ.

1.1 Баланс активных мощностей

В любой момент времени в систему должно поступать от генераторов электростанций столько электроэнергии, сколько в этот момент необходимо всем потребителям с учетом потерь при передаче. Запишем баланс по активной мощности при неизменной частоте:

, (1)

где – суммарная генерируемая активная мощность электростанций;

– суммарное потребление мощности.

Баланс активных мощностей в проектируемом сетевом районе обеспечивается за счет обменной мощности соседней системы (п/ст 1).

Баланс активных мощностей рассматриваем для режима максимальных нагрузок (Р_н = Р_н.макс).

Потребление активной мощности в системе слагается из нагрузок потребителей , собственных нужд (с.н.) электростанций , потерь мощности в линиях и трансформаторах :

. (2)

Суммарные потери активной мощности в линиях принимаем 2%, в трансформаторах 1,3% от мощности всех нагрузок. Расход активной мощности на собственные нужды принимаем из [2] 8%(ЭС-1) и 4%(ЭС-2) от установленной мощности генераторов.

Определим суммарную активную мощность всех нагрузок в системе:

, (3)

Активная мощность источников:

Р_гЭС-1 = 110 МВт,

Р_гЭС-2 = 220 МВт.

Расход активной мощности на собственные нужды:

Р_сн.1 = 0,08×110 = 8,8 (МВт),

Р_сн.2 = 0,04×220 = 8,8 (МВт).

Суммарные потери активной мощности в линиях:

, (4)

Потери активной мощности в трансформаторах:

, (5)

(6)

(7)

По балансу необходимая обменная мощность в балансирующем узле:

(8)

В итоге получаем, что мощность генерируемая системой больше мощности потребителей, поэтому избыток мощности отдаём в систему.

1.2 Баланс реактивных мощностей

Балансу реактивной мощности в системе соответствует равенство:

(9)

где – суммарная реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанции при коэффициенте мощности не ниже номинального;

– зарядная мощность, генерируемая линиями;

Q_ку – реактивная мощность компенсирующих устройств;

Q_с – величина обменной реактивной мощности, определяемая коэффициентом мощности соседней системы tgj_с.

Баланс по реактивной мощности проверяется для режима максимальных нагрузок

(Q_н = Q_н.макс).

Потребление реактивной мощности в системе определяется по следующей формуле:

(10)

где – нагрузка потребителей;

– нагрузка собственных нужд электростанций;

– потери в линиях;

– потери в трансформаторах.

Потери реактивной мощности для воздушных линий примем 2% при 35 кВ, 5% при 110 кВ от полной передаваемой по линии мощности. Потери реактивной мощности в трансформаторах составляют 7% от полной мощности, проходящей через трансформатор. Расход реактивной мощности на собственные нужды оценивается коэффициентом мощности механизмов с.н. tgj_сн = 0,7.

Коэффициент мощности для генераторов электрических станций cosj_г = 0,85, tgj_г = 0,62. Реактивную мощность, генерируемую воздушными линиями , примем: для одноцепных линий 110 кВ - .

Определим суммарную потребляемую нагрузками реактивную мощность:

Расход реактивной мощности на собственные нужды:

(12)

Полная мощность, передаваемая по линиям 35 кВ:

Полная мощность, передаваемая по линиям 110 кВ:

(13)

Потери реактивной мощности в трансформаторах:

(14)

(15)

Определим суммарную реактивную мощность, вырабатываемую генераторами:

(16)

Примем Q_ку = 0.

Из уравнения (9) определим величину избыточной реактивной мощности:

(17)

Дешевле всего устранить этот избыток увеличивая cosj_ГЕН (уменьшая выработку реактивной мощности). Причём лучше всего проводить эти мероприятия на ЭС2, так как там нет нагрузки со стороны НН.

cosj_{ГЕН ЭС2}=0.85

tgj_{ГЕН ЭС2}=0.62

Q_{ГЕН ЭС2}=P_{ГЕН ЭС2} tgj_{ГЕН ЭС2}=220*0.62=136, 4 (МВАр);

При прежнем cosj_{ГЕН ЭС2}=0.62 реактивная мощность ЭС2 составляла:

Q_{ГЕН ЭС2}= =220*0.5=110 (МВАр), т.е. уменьшили на 26,4 МВАр. Теперь поток мощности в систему составляет 3,85 МВАр.

Тогда tgj_С=3,85/31,76=0.12 – в допустимых пределах.

1.3 Анализ сети 35 кВ электрической сети района

Сеть 35 кВ кольцевая, источником питания являются шины 35 кВ п/ст 4 (рисунок 1). Эта сеть местного значения, поэтому расчеты проводим упрощенно. Необходимость реконструкции определяется по двум условиям:

1) по допустимому току: I_нб.i £ I_доп;

2) по допустимой потере напряжения: DU_нб.i £ DU _доп.

1.3.1 Проверка сети по допустимому току

При проверке сети по допустимому току необходимо рассмотреть все возможные послеаварийые режимы работы сети.

Сеть 35 кВ изображена на рисунке 2. Обозначим для удобства линии: Л_4-41, Л_4-42, Л_41-42, результаты расчета сведем в таблицу 4.

Рисунок 2 – Сеть 35 кВ

1) Разрежем сеть по п/ст 4. Полученная схема представлена на рисунке 3:

Л_4-41: АС-50/8, l = 18 км.

r₀ = 0,603 Ом/км; r₄₁ = 0,603×18 =10,85 (Ом).

х₀ = 0,431 Ом/км; х₄₁ = 0,431×18 = 7,76 (Ом).

Рисунок 3 – Развернутая кольцевая схема сети 35 кВ

Л_4-42: АС-70/11, l = 5 км.

r₀ = 0,428 Ом/км; r_4-42 = 0,428×5 = 2,14 (Ом).

х₀ = 0,433 Ом/км; х_4-42 = 0,433×5 = 2,17 (Ом).

Л_41-42: АС-50/8, l = 10 км.

r₀ = 0,603 Ом/км; r_41-42 = 0,603×10 = 6,03 (Ом).

х₀ = 0,431 Ом/км; х_41-42 = 0,431×10 = 4,31 (Ом).

2) Рассчитаем потоки мощности на головных участках сети:

(20)

(21)

Проверка:

На рисунке 3 отметим точку потокораздела.

Наибольший ток в послеаварийном режиме определяется следующим образом:

(22)

Таблица 4 – Мощности и наибльшие токи, протекающие по линиям 35 кВ

№ ЛЭП	Л41	Л42	Л43
№ откл. лин.	P41 + jQ41, МВА	P42 + jQ42, МВА	P43 + jQ43, МВА
Норм. режим	1,885+j0,898	1,115+j0,782	5,115+j2,942
Л41	–––––––	4+j2,16	7+j3,84
Л42	3+j1,44	–––––––	4+j2,16
Л43	7+j3,84	4+j2,16	–––––––
Iнб.пав, А
nc×Fc	АС-50/8	АС-50/8	АС-70/11
Iдоп, А

Из таблицы 4 видно, что реконструкции линий не требуется.

1.3.2 Проверка по допустимой потере напряжения

Наибольшую потерю напряжения в сети определим как сумму потерь напряжения на участках между источниками питания и точкой потокораздела:

(23)

при этом для любого участка:

(24)

где P_i, Q_i, r_i, x_i – потоки активной и реактивной мощности на участке сети и его сопротивления соответственно.

Допустимые потери напряжения по нормированным отклонениям напряжения на приемниках.

Небольшое отклонение напряжения в 5% регулируется на потребителях с помощью отпаек на трансформаторах. Таким образом, условие выполняется, сеть реконструкции не подлежит.

Рассчитаем потери мощности для всех n участков сети:

(25)

Определим нагрузку на шинах 35 кВ п/ст 4 в максимальном режиме работы системы:

(26)

В минимальном режиме работы системы мощность найдем с использованием коэффициентов пропорциональности:

(27)

1.4 Анализ работы трансформаторов

Необходимость в реконструкции подстанции возникает при перспективном росте трансформируемых мощностей, когда коэффициенты нагрузки и аварийной перегрузки трансформаторов превысят допустимые значения. Аварийную перегрузку (k_ав) примем равной 140% на время максимума не более 5 суток.

Так как в рассматриваемом сетевом районе потребители в основном 2-й категории надежности, то при выборе трансформаторов на подстанции необходимо рассмотреть все возможные послеаварийные ситуации.

1) Понижающая п/ст 4:

Для понижающих подстанций (п/ст 4) надежное электроснабжение обеспечивается, если:

(28)

где n_т, S_т – количество и единичная мощность трансформаторов, установленных на подстанции;

n_отк – количество отключенных трансформаторов;

– мощность в аварийном режиме, определяется по наибольшей нагрузке с учетом возможного резервирования по сети низкого напряжения.

Наибольшая нагрузка в нормальном режиме:

(29)

где k_м – коэффициент совмещения максимума.

При проектировании принимаем k_м = 1, .

Определяем коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов ТМТН-6,3/110, установленных на п/ст 4:

2) ЭС-1:

Трансформатор, присоединенный к шинам генераторного напряжения, должен обеспечивать выдачу избыточной мощности в энергосистему в нормальном режиме при работе всех генераторов, а также резервировать электроснабжение нагрузок 10 кВ при плановом или аварийном отключении одного из генераторов.

Рассчитаем мощность, передаваемую через трансформатор в трех режимах работы:

а) Режим минимальных нагрузок потребителей 10 кВ:

(30)

где – активная и реактивная мощности генераторов, работающих на сборные шины;

р_н(min), q_н(min) – активная и реактивная нагрузка в минимальном режиме;

р_сн, q_сн – активная и реактивная мощность собственных нужд.

б) Режим максимальных нагрузок потребителей 10 кВ:

(31)

где р_н(max), q_н(max) – активная и реактивная нагрузка в максимальном режиме;

в) Послеаварийный режим при отключении одного из генераторов и максимальной нагрузке потребителей:

(32)

где Р_г(max), Q_г(max) – составляющие мощности наиболее мощного отключившегося генератора.

Из рассмотренных режимов выбираем режим с наибольшей мощностью и проверяем выполнение условия (28):

Трансформатор, соединенный с генератором по блочной схеме, должен пропускать всю вырабатываемую генератором мощность, что возможно при S_т ³ S_г.

На ЭС-1 установлен трансформатор ТДЦ-80/110, работающий в блоке с генератором 60 МВт.

S_т = 80 МВт,

S_т > S_г Þ трансформатор не требует реконструкции.

Сведения по проверке трансформаторов подстанций сведем в таблицу 5.

Таблица 5 – Мощности, проходящие через трансформаторы, коэффициенты их загрузки и перегрузки

Для проведения реконструкции требуется установка более мощных трансформаторов. Определим их мощность:

(33)

П/ст 4:

Принимаем к установке трансформаторы ТДТН-40/110.

Найдем коэффициенты загрузки и перегрузки:

ЭС-1:

Принимаем к установке трансформатор ТРДН-32/110.

Найдем коэффициент загрузки в максимальном режиме:

2 ВЫБОР ВАРИАНТА СХЕМЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА

2.1 Выбор конфигурации схемы сети

При реконструкции электрической сети можно наметить много вариантов конфигурации схемы сети, которые должны отвечать следующим требованиям:

1) Обеспечение надежности электроснабжения;

2) Обеспечение нормируемого качества электроэнергии потребителей;

3) Схема сети должна быть достаточно гибкой, приспособленной к раз­ным режимам, иметь возможность дальнейшего развития без коренных перестроек;

4) Электрическая сеть должна обеспечивать рациональное сочетание со­оружаемых линий с действующими, максимальное использование дейст­вующей сети с учетом её возможной реконструкции;

5) Схема сети должна строиться с максимальным охватом территории для снабжения всех потребителей, при этом следует избегать сооружения протяженных малозагруженных уча­стков, используемых только в послеаварийных режимах;

6) Учет вопросов экологии: уменьшение отчуждаемой для сетевого строительства земли, использование старых трасс, применение простых схем;

7) Обеспечение экономичности сооружения сети.

С учетом всех требований наметим 5 вариантов сети, которые представлены на рисунках с 4 по 8. Расчет приближенного потокораспределения в вариантах сети проведем с использованием программного модуля «pprs.exe». Для этого в каждой схеме выделяется граф, дерево и хорды, нумеруют сначала ветви дерева, а потом хорды.

Определим мощности от генераторов:

Проведем расчет, приближенное потокораспределение указано на рисунках с 4 по 8. Анализ работы разработанных схем позволяет выбрать два варианта для дальнейшего рассмотрения (4 и 5):

Таблица 6 – Приближенные потоки мощности схемы 1

Рисунок 4 – Вариант (1) сети

Таблица 7 – Приближенные потоки мощности схемы 2

Рисунок 5 – Вариант (2) сети

Таблица 8 – Приближенные потоки мощности схемы 3

Рисунок 6 – Вариант (3) сети

Таблица 9 – Приближенные потоки мощности схемы 4

Рисунок 7 – Вариант (4) сети

Таблица 10 – Приближенные потоки мощности схемы 5

Рисунок 8 – Вариант (5) сети

2.2 Выбор номинального напряжения для проектируемой сети

Номинальное напряжение зависит от мощности, передаваемой по линии и ее длины. Предварительный выбор напряжения проведем по формуле:

(34)

где U_эк – наивыгоднейшее напряжение, кВ;

L ­– длина линии, км;

Р – передаваемая мощность на одну цепь, МВт.

Для замкнутой сети целесообразно принять одинаковое номинальное напряжение для всех линий, т.к. одна или несколько линий в нормальном режиме могут оказаться малозагруженными (сильнозагруженными) и их нагрузка по экономическим интервалам будет соответствовать номинальному напряжению, отличному от большинства линий. Радиальные линии, отходящие от узлов замкнутой сети, могут быть другого номинального напряжения. В этом случае необходимо применять автотрансформаторы и трехобмоточные трансформаторы. Расчет по схемам 4 и 5 (рисунки 7 и 8) сведем в таблицу 11.

Таблица 11 – Наивыгоднейшие и выбранные напряжения линий сети 110 кВ для вариантов 4 и 5

2.3 Выбор схемы электростанции ЭС-2

Основными факторами, определяющими электрическую схему выдачи мощности электростанции, является число и мощность генераторов, мощность энергосистемы, схемы сетей, нагрузки, номинальные напряжения потребителей и сети. Схема электростанции должна обеспечивать перспективу расширения и промежуточные этапы развития станции и сети, бесперебойное электроснабжение всех потребителей, приспособленность к проведению ремонта, оперативную гибкость, экономическую целесообразность. В курсовом проекте схема выбирается упрощенно.

Для данного варианта примем блочную схему, т.к. в районе сооружения станции нет потребителе 6 ¸ 10 кВ, нагрузка присоединяется к шинам высшего напряжения, сама станция удалена от основного района, где расположены потребители. В блочной схеме каждый генератор непосредственно соединяется с повышающим трансформатором (рисунок 9).

Рисунок 9 – Схема электростанции ЭС-2

2.4 Выбор количества и мощности трансформаторов

При выборе трансформаторов как на реконструируемых, так и на вновь строящихся подстанциях, необходимо учитывать надежность электроснабжения, допустимые перегрузки трансформатора, ожидаемый ущерб при отсутствии резервирования и т.д.

На подстанциях обычно устанавливают два трансформатора, при этом мощность определяется из условия:

(35)

где S_max = S_нб – для понижающих трансформаторов и

S_max = S_Тнб – наибольшая возможная мощность наиболее загруженной обмотки для повышающего трансформатора и трансформатора связи.

Выбранный трансформатор должен иметь коэффициент нагрузки в нормальном режиме:

(36)

в послеаварийном режиме:

1) ЭС-2:

Трансформатор, соединенный по блочной схеме, должен пропускать всю вырабатываемую генератором мощность, что возможно при S_т ³ S_г.

Принимаем к установке два трансформатора ТДЦ-80/220(/2/ табл. 6.15), один трансформатор ТДЦ-200/220.

При напряжении 220 кВ на ЭС-2, необходимо для связи с остальной системой 110 кВ выбрать автотрансформаторы связи. Мощность, проходящая через эти автотрансформаторы:

Так как связь с остальной сетью осуществляется по двум линиям, то и автотрансформаторов должно быть два, n_т = 2 (схема 5). Определяем мощность автотрансформатора:

Принимаем к установке автотрансформатор 2´АТДЦТН-125/220/110 (/2/ табл. 6.16).

Определим коэффициенты нагрузки и перегрузки (для схемы 4, т.к. связь ЭС с остальной сетью осуществляется по одной линии, то и автотрансформаторов должно быть два, n_т = 2):

2) П/ст 6:

Устанавливаем 2 трансформатора, исходя из условия надёжности.

Принимаем к установке два трансформатора ТРДЦН-63/110 (/2/ табл 6.9)

Определим коэффициенты нагрузки и перегрузки:

3) П/ст 7:

Устанавливаем 2 трансформатора, исходя из условия надёжности.

Принимаем к установке два трансформатора ТДН-16/110 (/2/ табл. 6.9)

Определим коэффициенты нагрузки и перегрузки:

2.5 Выбор сечений проводов

Выбор экономических сечений проводов является одной из важнейших задач проектирования и сооружения электрически сетей, т.к. связан со значительными капиталовложениями, основными расходами проводниковых материалов, потерями мощности и электроэнергии в системе. При выборе экономических сечений для линий напряжением до 500 кВ пользуются нормированными обобщенными показателями:

- значения экономической плотности тока для основных районов страны;

- экономические токовые интервалы для каждой марки провода.

В связи с применением на линиях унифицированных опор, капитальные затраты и ежегодные отчисления изменяются дискретно, для нахождения экономических сечений воспользуемся методом экономических интервалов.

При выборе сечений проводов будем использовать таблицы экономических интервалов из /2/. Результаты выбора сведем в таблицу 12. По данным программы «pprs.exe» провода существующих линий проходят по условию нагрева.

Таблица 12 – Выбор сечений проводов для вариантов 4 и 5

2.6 Анализ работы электрической сети 110 кВ

Для каждого из двух ранее намеченных вариантов схемы сети (4 – рисунок 7 и 5 – рисунок 8) рассмотрим все возможные послеаварийные режимы. Для этого проведем многократный расчет приближенного потокораспределения в сети, постоянно изменяя ее схему путем последовательного отключения одного из участков сети. Расчет проведем с использованием программы NetCAD.

Определим сопротивления участков сети по сечениям проводов и сведем результаты расчета в таблицу 8.

Проектируемая сеть состоит из участков с различными номинальными напряжениями U_ном, поэтому сопротивления всех участков сети и всех трансформаторов пересчитываем на одно напряжения, приняв за U_б 110 кВ, по следующим формулам:

(37)

(38)

(39)

Таблица 13 – Погонные и полные параметры линий сети 110 кВ для вариантов 4 и 5

Для линий 6 схемы (4) и 6, 9 схемы (5) учитываем сопротивление автотрансформатора АТДЦТН-125/220/110: r_т = 0,25 Ом, х_т = 12,15 Ом (приведены к U_б):

r₆₍₄₎ = r_л + r_т/2 = 0,9 + 0,125 = 1,025 (Ом),

х₆₍₄₎ = х_л + х_т/2 = 3,2 + 6,075 = 9,275 (Ом),

r₆₍₅₎ = r₉₍₅₎ = r_л + r_т = 1,8 + 0,25 = 2,05 (Ом),

х₆₍₅₎ = х₉₍₅₎ = х_л + х_т = 6,45 + 12,15 = 18,6 (Ом).

Расчеты для вариантов 4 и 5 схемы электрической сети сведем в таблицы 14 и 15 соответственно.

Таблица 14 – Расчет режимов сети для схемы 4

Таблица 15 – Расчет режимов сети для варианта 5