Энерго-экономическая характеристика района
Климатические условия
Расчет режимных характеристик в зимний период времени
Разработка вариантов схем электрической сети
Баланс активной и реактивной мощности
Выбор компенсирующих устройств
Технический анализ четырёх вариантов
Выбор сечений воздушных линий методом экономических токовых интервалов
Выбор схем распределительных устройств
Технико-экономическое сравнение двух вариантов
Расчёт установившегося максимального режима
Анализ установившихся режимов
Анализ потерь
Анализ загрузки ВЛ
Навигация
Выбор сечений воздушных линий методом экономических токовых интервалов
Проектирование электрической сети
65776
знаков
21
таблица
6
изображений
5.3 Выбор сечений воздушных линий методом экономических токовых интервалов
Строится зависимость приведенных затрат от максимального тока. При этом затраты определяются для каждого сечения. Показанные зависимости приведенных затрат от максимального тока, реализованы в виде таблиц, включающих экономические токовые интервалы, т. е. те интервалы, в которых сечение будут иметь минимальные приведенные затраты.
Прежде, чем определить максимальный ток в линиях, необходимо определить потоки мощности, протекающие по ним. С учётом найденных в п.4.2 нескомпенсированных реактивных мощностей в линиях и потоков максимальной мощности, определяется полная мощность
, протекающая по линии. Потоки активной мощности в линиях будем определять так же, как и в п.5.1, используя длину линий.
Тогда максимальный ток каждого участка определим по формуле:
, (24)
где 
– число цепей рассматриваемого участка;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Определив максимальный ток, находим расчётный, зависящий от коэффициентов ai и aT:
ai – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации; для сетей 110-220 кВ в курсовом проекте этот коэффициент принимается равным 1,05. Введение этого коэффициента учитывает фактор разновременности затрат в технико-экономических расчетах;
aT – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линий и ее значение в максимуме ЭЭС (определяется коэффициентом Kм).Значение этого коэффициента принимается равным отношению нагрузки линий в час максимума нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузки линий. Kм принимается равным 1. Коэффициент aT определяем с помощью интерполяции из таблицы в ЭТС. Зная, что Tмакс=5200 часов, aT принимаем равным 1,02.
С учётом вышеизложенного запишем выражение для расчётного тока:
(25)
Для схемы 2 (Приложение А) найдем эти токи:
Таким образом, получив значения расчётных токов для всех участков рассматриваемых схем, по экономическим токовым интервалам, приведённых в виде таблиц в /14/, определяем сечения линий. Для всех схем выбираем провода марки АС – со стальным сердечником разного диаметра. Также выберем свободностоящие железобетонные опоры, которые характеризуются долговечностью по отношению к другим видам опор, простотой обслуживания.
Полученные сечения необходимо проверить по длительно допустимому току. Для этого рассчитывается послеаварийный режим, т.е. такой режим, при котором в схемах обрываются самые загруженные участки колец и сетей с двухсторонним питанием и по одной линии у двухцепных участков.
Для примера покажем расчет тока для схемы 2.
Мощность участка 
найдём как: 
Мощность участка 
: 
Мощность участка 
: 
Мощность участка 
: 
Послеаварийные токи соответствующих участков:
(26)
Рисунок 2 – Послеаварийный режим для схемы 2
Значения токов для рассчитанных участков меньше длительно допустимых, определяемых из /4/. Аналогичным образом рассчитывается каждая схема. Результаты расчётов сведены в таблицы 7, 8, 9 и 10
Таблица 8 – Максимальный и рабочий токи схемы 2
| Участок сети | Pij, МВт | Uрац, кВ | Imax, А | Iраб, А | nц | Сечение |
| ГЭС – А | 9,5 | 60,14 | 26 | 28 | 2 | АС–120 |
| ГЭС– Ж | 92,26 | 163,04 | 258 | 277 | 1 | АС–400 |
| ГЭС – Е | 81,74 | 158,13 | 229 | 245 | 1 | АС–400 |
| ГЭС – Г | 42,98 | 123,67 | 234 | 251 | 1 | АС–240 |
| Е – Ж | 0,74 | 17,15 | 1,9 | 2,1 | 1 | АС–240 |
| Г – Б | 21,02 | 86,95 | 114 | 123 | 1 | АС–185 |
| ТЭС – Б | 46,01 | 124,18 | 251 | 269 | 1 | АС–240 |
| ТЭС – В | 16,5 | 78,56 | 117 | 126 | 2 | АС–240 |
| ТЭС – Д | 36 | 112,62 | 161 | 173 | 2 | АС–240 |
Таблица 9 – Максимальные и рабочие токи схемы 7
| Участок сети | Pij, МВт | Uрац, кВ | Imax, А | Iраб, А | nц | Сечение |
| ГЭС – А | 43,01 | 118,32 | 119 | 128 | 1 | АС–240 |
| ГЭС– Ж | 69,99 | 146,24 | 193 | 206 | 1 | АС–300 |
| А–Ж | 24,01 | 94,77 | 68 | 72 | 1 | АС–240 |
| ГЭС – Е | 74,42 | 152,5 | 207 | 222 | 1 | АС–300 |
| Е–Г | 6,58 | 50,76 | 21 | 22 | 1 | АС–300 |
| ТЭС – Г | 70,58 | 148,51 | 164 | 208 | 1 | АС–300 |
| ТЭС – Б | 27,34 | 99,04 | 149 | 160 | 1 | АС–240 |
| ТЭС – В | 30,66 | 104,22 | 168 | 180 | 1 | АС–240 |
| ТЭС – Д | 36 | 112,62 | 161 | 173 | 2 | АС–240 |
| Б – В | 2,34 | 30,51 | 13 | 14 | 1 | АС–120 |
Таблица 10 – Максимальные и рабочие токи схема 6
| Участок сети | Pij, МВт | Uрац, кВ | Imax, А | Iраб, А | nц | Сечение |
| ГЭС – А | 9,5 | 60,14 | 26 | 245 | 2 | АС–120 |
| ГЭС– Е | 81,74 | 158,13 | 229 | 332 | 1 | АС–400 |
| ГЭС–Ж | 92,26 | 163,04 | 258 | 190 | 1 | АС–400 |
| Ж – Е | 0,74 | 17,15 | 2 | 89 | 1 | АС–240 |
| ГЭС–Б | 8,92 | 59,12 | 49 | 52 | 1 | АС–120 |
| ТЭС – Б | 16,08 | 77,62 | 88 | 132 | 1 | АС–185 |
| ТЭС – В | 16,5 | 78,56 | 45 | 48 | 2 | АС–120 |
| ТЭС – Г | 67,67 | 146,07 | 184 | 198 | 1 | АС–300 |
| ТЭС – Д | 68,33 | 147,46 | 186 | 199 | 1 | АС–300 |
| Г – Д | 3,67 | 38,07 | 9 | 11 | 1 | АС–240 |
Таблица 11 – Максимальные и расчетные токи схема 10
| Участок сети | Pij, МВт | Uрац, кВ | Imax, А | Iраб, А | nц | Сечение |
| ГЭС – А | 9,5 | 60,14 | 26 | 28 | 2 | АС–120 |
| ГЭС– Ж | 92,26 | 163,04 | 258 | 277 | 1 | АС–400 |
| ГЭС – Е | 81,74 | 158,13 | 229 | 245 | 1 | АС–400 |
| Ж–Е | 0,74 | 17,15 | 2 | 2,1 | 1 | АС–240 |
| ГЭС–Г | 42,98 | 123,67 | 234 | 251 | 1 | АС–240 |
| ТЭС – Б | 46,02 | 124,18 | 251 | 269 | 1 | АС–240 |
| Г–Б | 21,02 | 86,95 | 114 | 123 | 1 | АС–185 |
| ТЭС – В | 44,38 | 78,56 | 121 | 130 | 1 | АС–240 |
| ТЭС – Д | 60,62 | 140,52 | 165 | 177 | 1 | АС–300 |
| Д – В | 11,38 | 66,69 | 31 | 33 | 1 | АС–240 |
Последним этапом технического анализа четырёх вариантов конфигураций схем является выбор схем распределительных устройств.
Похожие работы
... = 1,45 = 33,1/16=2,07 В этой главе было составлено четыре варианта схем сети, из которых выбрали два наиболее рациональных, исходя из требований надежности к электрической сети. Для выбранных вариантов выбрали напряжения каждой линии, сечение проводов, трансформаторы. 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ НАИБОЛЕЕ РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА Для выбора лучшего варианта схемы сети из двух, для ...
... в узлах 1, а, б и перетоков мощности на отдельных участках сети. Вспомогательными являются задачи, связанные с определением параметров элементов схемы замещения электрической сети, показанной на рис.3(б). Номинальное напряжение нагрузочного и генераторного узлов полагается равными 10 кВ, а номинальное напряжение линии 220(110) кВ. Рис.3. Схема двухцепной линии с трансформаторами по ...
... (5.2), где - ударный коэффициент, который составляет (табл.5.1). Расчёт ТКЗ выполняется для наиболее экономичного варианта развития электрической сети (вариантI рис.2.1) с установкой на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110. Схема замещения сети для расчёта ТКЗ приведена на рис. 5.1. Синхронные генераторы в схеме представлены сверхпереходными ЭДС и сопротивлением (для блоков 200МВт ...
... 110 78,36 110 25 ИП - а 75 110 150 220 45 а - г 50 110 112,54 220 15 II ИП - в 31 110 99,7 110 25 в - д 17,5 110 78,4 110 25 в - б 6 35 47,9 110 25 Опыт эксплуатации электрических сетей показывает, что при прочих равных условиях предпочтительней вариант с более высоким номинальным напряжением, как более перспективный. В то же время ...
0 комментариев