Выбор номинального напряжения участков электрической сети.

Исходные данные

Пункт							Σ
	0.92	0.92	0.91	0.91	0.9	0.89
	0.426	0.426	0.4556	0.4556	0.4843	0.5123
	25.56	21.3	13.668	9.112	19.372	7.685	96,697
	65.217	54.348	32.967	21.978	44.444	16.854	235,808

ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ УЧАСТКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.

Рассчитаем по формуле Илларионова номинальное напряжение участков электрической сети, предварительно определив передаваемые активные мощности по линиям в нормальном режиме наибольших нагрузок.

Проверка

50 = 50 МВт

Сведем полученные результаты в таблицу 1.1

Таблица 1.1 Номинальные напряжения участков сети

Линия:	А1
Длина линии,км	67.5		31.5		40.5	46.5
Длина трассы,км	78.3	62.6	36.5	55.7		53.9	34.8
			30.136	19.864	0.136
,кВ	183.675
,кВ					110*

*- выбираем значение исходя из того, что кольцо 1-3-4 должно быть выполнено на одном напряжении.

При определении длины трассы линии учитываем удлинение трасс ВЛ в зависимости от рельефа местности в k раз (по сравнению с воздушной прямой).

Для ОЭС Средней Волги k=1,16.

Вывод: Электрическая сеть должна сооружаться с применением двух классов напряжения: 220/110 кВ. В пункте №1 необходима установка автотрансформаторов.

РАСЧЕТ БАЛАНСОВ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТЕЙ, ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТЕЙ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ И ИХ РАССТАНОВКА ПО ПОДСТАНЦИЯМ.

Расчет баланса активной мощности в сети.

- коэффициент одновременности максимальной активной нагрузки пунктов потребления, примем его равным 0.95[5]

Примем, что потери активной мощности в сети составляют 5% от суммарной активной нагрузки. Тогда формула примет вид:

по условию , где - активная мощность выдаваемая с шин подстанции «А».

Расчет баланса реактивной мощности в сети.

- коэффициент одновременности максимальной реактивной нагрузки пунктов потребления, примем его равным 0.98[5].

Допущения: 1. для линий электропередач 110кВ примем, что зарядная мощность равна реактивным потерям.

2. Потери реактивной мощности в трансформаторах равны 10% от протекаемой по ним полной мощности.

3. Реактивное погонное сопротивление линии

,следовательно, необходимо установить компенсирующие устройства.

Расчет компенсирующих устройств и их установка на шинах 10кВ понижающих подстанций.

В качестве компенсирующих устройств выберем конденсаторные батареи.

Конденсаторные батареи суммарной мощностью Q_к,å должны быть установлены таким образом, чтобы потери активной мощности в сети были минимальными.

- номера подстанций, на которых предусматривается установка конденсаторных батарей.

Мощность в каждом из рассматриваемых узлов:

Число батарей конденсаторов в узле:

Некомпенсированная реактивная мощность в узле:

Полная мощность в узле с учетом компенсации:

Пример расчета для узла 1

,принимаем=4

Полученные результаты представлены в таблице 2.1

Таблица 2.1 Компенсирующие устройства и

их расстановка на шинах 10 кВ понижающих подстанций.

Подстанция							Σ
	25.56	21.3	13.668	9.112	19.372	7.685	96,697
	4,8	4,8	2,4	2,4	7,2	2,4
Qн’, Мвар	20,76	16,5	11,268	6,712	12,172	5,285	72,697
Sн’, МВА	63,490	52,652	32,046	21,096	41,810	15,904	227,000

При установке батарей конденсаторов на шинах 10 кВ понижающих подстанций изменятся потери реактивной мощности в трансформаторах и в линиях электропередач 220 кВ.

Пересчитаем баланс реактивной мощности с учетом компенсации:

Выбор автотрансформатора

На подстанции №1 (ПС) 220/110 кВ устанавливаются два трехфазных автотрансформатора, имеющие устройство автоматического регулирования коэффициента трансформации без отключения трансформатора от сети (под нагрузкой).

Выбор автотрансформаторов производится в соответствие с существующей практикой проектирования, мощность автотрансформаторов на подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 20%, на время максимума общей суточной продолжительностью не более 6 часов в течение не более 5 суток, т.е. по условию

где - нагрузка подстанции со стороны низшего (среднего) напряжения, с учетом установки конденсаторных батарей; -коэффициент аварийной перегрузки автотрансформатора, равный 1,2 [6]; -количество автотрансформаторов на подстанции.

Выбор автотрансформатора подстанция №1:

, устанавливаем на подстанции 2хАТДЦТН-200000/220/110

Проверим обмотку низшего напряжения по коэффициенту выгодности (α=50%)

Примечание: в дальнейшем расчете при записи опускаем

Для выбранного автотрансформатора рассчитаем параметры схемы замещения подстанций.

Расчет активного сопротивления автотрансформаторов ПС 1

где -активное сопротивление обмотки высшего напряжения одного автотрансформатора 2хАТДЦТН-200000/220/110.

Расчет индуктивного сопротивления автотрансформаторов ПС 1

где -индуктивное сопротивление обмотки высшего напряжения одного автотрансформатора 2хАТДЦТН-200000/220/110

-индуктивное сопротивление обмотки низшего напряжения одного автотрансформатора 2хАТДЦТН-200000/220/110

Расчет активных и реактивных потерь мощности холостого хода

-потери активной мощности в одном автотрансформаторе 2хАТДЦТН-200000/220/110

-потери реактивной мощности в одном автотрансформаторе 2хАТДЦТН-200000/220/110

Полученные результаты сведем в таблицу 3.2.1

Таблица 3.2.1 Параметры схемы замещения подстанции с автотрансформаторами

ПС

Тип АТ

Sном, МВА

Пределы регулиро -вания

Каталожные данные

UВН, кВ

UСН, кВ

UНН, кВ

ΔPк, кВт ВН-СН

ΔPх, кВт

Iх, %

Uк , % ВН-СН

Uк ,% ВН-НН

Uк ,% СН-НН

АТДЦТН-200000/220/110

±6х2%

0,5

Расчетные данные
Rат в, Ом	Rат с, Ом	Rат н, Ом	Хат в, Ом	Хат с, Ом	Хат н, Ом	ΔPх, МВт	ΔQх, Мвар
		0,3	15,2		27,1	0,25	2,0

Исходные данные

Пункт							Σ
	0.92	0.92	0.91	0.91	0.9	0.89
	0.426	0.426	0.4556	0.4556	0.4843	0.5123
	25.56	21.3	13.668	9.112	19.372	7.685	96,697
	65.217	54.348	32.967	21.978	44.444	16.854	235,808

ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ УЧАСТКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.

Рассчитаем по формуле Илларионова номинальное напряжение участков электрической сети, предварительно определив передаваемые активные мощности по линиям в нормальном режиме наибольших нагрузок.

Проверка

50 = 50 МВт

Сведем полученные результаты в таблицу 1.1

Таблица 1.1 Номинальные напряжения участков сети

Линия:	А1
Длина линии,км	67.5		31.5		40.5	46.5
Длина трассы,км	78.3	62.6	36.5	55.7		53.9	34.8
			30.136	19.864	0.136
,кВ	183.675
,кВ					110*

*- выбираем значение исходя из того, что кольцо 1-3-4 должно быть выполнено на одном напряжении.

При определении длины трассы линии учитываем удлинение трасс ВЛ в зависимости от рельефа местности в k раз (по сравнению с воздушной прямой).

Для ОЭС Средней Волги k=1,16.

Вывод: Электрическая сеть должна сооружаться с применением двух классов напряжения: 220/110 кВ. В пункте №1 необходима установка автотрансформаторов.