Файл: Проектирование районной электрической сети 4 Исходные данные 4.docx

Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:

,

где Q_k,i – мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар.



Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:

,

где Q_i– реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.

5.Выбор силовых трансформаторов понизительных

подстанций

Количество трансформаторов выбирается с учетом категорийности потребителей по степени надежности. Так как, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.

В соответствие с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ расчетная мощность одного трансформатора на подстанции с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме определяется по формуле:

,

где -допустимый коэффициент перегруза для трансформаторов,
_{Для ПС № 1}(12):

_{Для ПС №}

---

2(13):

Для ПС № 3(2):

Для ПС № 4(5):

Для ПС № 5(7):
Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице:

Таблица1.5.1

№ узла	Полная мощность в узле, МВ·А	Тип трансформаторов
1	23,4
2	38,25
3	25,6
4	20,49
5	39,6

---

6.Выбор сечения проводников воздушных

линий электропередачи

Определим распределение полной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.

Схема № 1

Рассмотрим линию с двухсторонним питанием (А-3-4-А).



Рис. 1.6.1.




По первому закону Кирхгофа определим распределение мощности :






5






Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:

, (1.6.1)

где α_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05;

- коэффициент, учитыващий число часов использования максимальной нагрузки линии Т_мах. Выбирается по [4, табл. 4.9].

В нормальном режиме работы сети наибольший ток равен:

Расчетная токовая нагрузка линии А - 3 в нормальном режиме: , ; В линии А – 13: ;

В линии 2 - 13: ; В линии А – 5: ; В линии 1 - 5: ; В линии А - 1: .

По найденным значениям расчетных токов определяем расчетные сечения проводов ВЛ по условию экономической (нормированной) плотности тока для нормального режима :

Определим расчетные сечения по участкам по условию экономической плотности тока для нормального режима:





Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки в нормальном режиме выбираются сечения сталеалюминевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминевого провода по механической прочности равно 120 мм2. Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2, согласно [4] экономически невыгодно и нецелесообразно.

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.

<sub>Рассмотрим кольцо (А-2-13-А):

- при обрыве линии А- 2(наиболее нагруженной будет линия А-13):</sub>

,



_{- при обрыве линии А – 13:}

,

_{- участке 2 - 13:} ,

<sub>Рассмотрим кольцо (А-5-7-12-А):

- при обрыве линии А - 5:</sub> ;

_{- при обрыве линии А - 12:} ;

_{- на участке 5- 12:} , .

Выбираем ближайшие стандартные сечения для линии:

Для А - 2: АС – 120/19; Для А - 13: АС – 120/19; Для 2 - 13: АС – 120/19;

Для А – 5: АС – 120/19; Для A - 12: АС – 120/19; Для 5 – 12: АС – 120/19.

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле: (1.6.3.)

где - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;

- допустимый ток по нагреву, А [4, табл. 7.12].

Линия	А - 5	А - 12	5 - 12	А – 2	А - 13	2 - 13
	89,7	88,2	1,54	86	103,9	17,9
Марка провода	АС – 120/19	АС –120/19	АС – 120/19	АС – 120/19	АС – 120/19	АС – 120/19
	178	103,3	103,3	189,8	189,8	103,4
	375	375	375	375	375	375

По [4, табл. 7.12] определяем допустимые токи по нагреву и все полученные результаты запишем в таблицу 1.6.2.

Таблица 1.6.2.

При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство (1.6.3.) и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

_{Для схемы №2 (на рис. Схема №2)}



Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:







Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:

, (1.6.1)

где α_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Т_мах. Выбирается по [4, табл. 4.9].

В нормальном режиме работы сети наибольший ток равен :

(1.6.2.)

Расчетная токовая нагрузка линии А – 7 в нормальном режиме: ,

В линии A – 5: ; В линии A – 7’ : ;

В линии 7’- 7 : ; В линии 7’-12 : .

По найденным значениям расчетных токов определяем расчетные сечения проводов ВЛ по условию экономической (нормированной) плотности тока для нормального режима



Определим расчетные сечения по участкам по условию экономической плотности тока для нормального режима:





Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки в нормальном режиме выбираются сечения сталеалюминевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминевого провода по механической прочности равно 120 мм2. Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2, согласно [4] экономически невыгодно и нецелесообразно.

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.

_{При обрыве линии А – 5:} ;

_{- при обрыве линии А – 2:} ;

_{- при обрыве линии А - 7}’_: ;

_{- при обрыве линии 7}’_-7: ;

_{- при обрыве линии 7}’_-12: ;

Выбираем ближайшие стандартные сечения для линии:

Для А – 2 : АС – 120/19; Для А – 5 : АС – 120/19;
Для А – 7’: АС – 120/19; Для 7’ – 7 : АС – 120/19; Для 7’ – 12 : АС – 120/19.

Линия	А – 2	А – 5	А – 7’	7’ – 7	7’ – 12
	51,7	37,3	4	43,16	51,74
Марка провода	АС – 120/19	АС – 120/19	АС – 120/19	АС – 120/19	АС – 120/19
	103,3	74,6	34,44	86,3	103,5
	375	375	375	375	375

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле: , А [4, табл. 7.12].

---

7. Выбор схем электрических подстанций

Для выбора схем необходимо ознакомиться с разделом 3.3 части I методических указаний.

7.1. Применение схем распределительных устройств (РУ)

н а стороне ВН

Схема № 1

Для ПС №1, №3, №4 и №5 выбирают схему «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий»№5Н;


Для центра питания А выбирают схему «две рабочие секционированные выключателем и одна обходная система шин»№13Н.

7.2. Применение схем РУ 10(6) кВ

На ПС №1 и №3 применяют схемы 10(6) – 2 «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на этих подстанциях установлены два трансформатора с расщепленной обмоткой НН.

На ПС №4 и №5 применяют схему 10(6) – «одиночная секционированная выключателем система шин».

8. Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети

Вариант №1

Определим капитальные вложения на сооружение воздушных линий электропередачи по формуле (базисные показатели стоимости ВЛ приведены в ценах 2000г, коэффициент индексации цен на текущий год -2011 г. ) используя [4 табл.7.4]:

Для одноцепных ВЛ (К₀=850 10³) «кольца» (здесь учтены металлические опоры, надо ж/б!):

, ,

_, ,

---

Суммарные капиталовложения в воздушные линии:

Определим капитальные вложения в строительство ПС 110/10 кВ.

Стоимость трансформаторов, определим, используя [4 табл.7.20]:



Стоимость компенсирующих устройств.

Марка	Стоимость, тыс.руб.	Количество	Итоговая стоимость, тыс.руб.
УКРМ-10,5-1250У3	391	4	1563
УКРМ-10,5-3980У3	1244	4	4975
УКРМ-10,5-1200У3	375	4	1500
УКРМ-10,5-1400У3	438	4	1750
В сумме:

Стоимость РУ ВН [4 табл.7.18, 7.19] с элегазовыми выключателями, стоимость постоянной части затрат по ПС 110/10 кВ [4 табл.7.30].

Наименование РУ	Стоимость, тыс. руб.	Постоянная часть затрат,тыс. руб.	Номер узла	Всего, тыс. руб.
РУ – 110 кВ. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н)	30000х4,27= =128100	9000х4,27= =38430	1,3,4,5	666120
РУ-110 кВ. Две рабочие и обходная система шин (13Н)	(4х7300х4,27)=124684	12250х4,27=52308	А	176992
В сумме:

Стоимость РУ НН для каждой ПС, используя [4 табл. 7.19] для вакуумных выключателей:









Итоговые капитальные затраты на строительство электрической сети 110/10 кВ определяется по формуле:

---