45
участков электросети следует определять потокораспределение в
электросети. На данном этапе разработки проекта потокораспределение
оценивается приближенно, с нижеприведенными допущениями:
1. Рассчитанные после установки компенсирующих устройств
нагрузки на ПС принимаются в качестве расчетных. При этом не
учитываются потери в трансформаторах ПС, зарядные мощности ЛЭП,
которые примыкают к подстанциям.
2. Режим работы электростанции считается неизменным. Мощность
указанной станции учитывается как отрицательная нагрузка. Балансирующая
электростанция позволяет выдавать любую мощность, которая потребляется
электрической сетью или выдается в энергосистему.
3. Потокораспределение в электрической сети определяется из
условия постоянства напряжений во всех узлах электросети, то есть без учета
потерь мощности.
Вариант электрической сети 1:
Напряжения на концевых участках схемы определяются по формулам:
- для линии БЭС – ПС2:
????
????
????
????
????
????
????????
????
????
????
????
????
????
подставляя численные значения определяется
???? ????
????
????
46
???? ????
????
????
???? ????
????
????
???? ????
????
????
???? ????
????
????
???? ????
- для линии БЭС – ПС4:
????
????
????
????
????
????
????????
????
????
????
????
????
????
подставляя численные значения определяется
???? ????
????
????
???? ????
????
????
???? ????
????
????
????
????
????
????
???? ????
????
????
???? ????
Далее рассчитываются потокораспределения в остальных участках
электросети:
S
ПС4-ПС3
= S
БЭС-ПС4
– S
ПС4
; (2.3)
S
ПС4-ПС3
= 0,047 + j0,132 – (7,290 + j3,658) = - 7,243 – j3,526 МВА;
S
ПС3-ЭС
= S
ПС4-ПС3
– S
ПС3
; (2.44)
S
ПС3-ЭС
= (- 7,243 – j3,526) – (1,048 + j0,441) = - 8,291 – j3,967 МВА;
47
S
ЭС-ПС1
= S
ПС3-ЭС
– S
ЭС
; (2.5)
S
ЭС-ПС1
= (- 8,291 – j3,967) – (- 25 – j12,108) = 16,709 + j8,141 МВА;
S
ПС1-ПС5
= S
ЭС-ПС1
– S
ПС1
; (2.6)
S
ПС1-ПС5
= (16,709 – j8,141) – (3,345 + j1,596) = 13,364 + j6,545 МВА;
S
ПС5-ПС2
= S
ПС1-ПС5
– S
ПС5
; (2.7)
S
ПС5-ПС2
= (13,364 + j6,545) – (11,835 – j5,935) = 1,529 + j0,610 МВА.
Отрицательные значения мощностей, говорят о том, что в данных
линий мощности протекают в обратную сторону.
Вариант электрической сети 2:
S
ЭС-ПС2
= S
ПС2
= 10,253 + j4,990 МВА,
S
ПС3-ПС4
= S
ПС4
= 7,29 + j3,658 МВА,
S
ЭС-ПС3
= S
ПС3-ПС4
+ S
ПС3
= 7,29 + j3,658 + 1,048 + j0,441 = 8,338 + j4,099 МВА,
S
ЭС-ПС1
= S
ЭС
– S
ЭС-ПС2
– S
ЭС-ПС3
;
S
ЭС-ПС1
= (25 + j12,108) – (10,253 + j4,990) - (8,338 + j4,099) =
= 6,409 + j3,019 МВА,
S
ПС1-ПС5
= S
ЭС-ПС1
– S
ПС1
;
S
ПС1-ПС5
= (6,409 + j3,019) – (3,345 + j1,596) = 3,064 + j1,423 МВА,
S
ПС5-БЭС
= S
ПС1-ПС5
– S
ПС5
;
S
ПС5-БЭС
= 3,064 + j1,423 – (11,835 + j5,935) = - 8,771 – j4,512 МВА,
Отрицательные значения мощностей, говорят о том, что в данных
линий мощности протекают в обратную сторону.
Вариант электрической сети 3:
S
ЭС-ПС2
= S
ПС2
= 10,253 + j4,990 МВА,
S
ПС1-ПС5
= S
ПС5
= 11,835 + j5,935 МВА,
S
ЭС-ПС1
= S
ПС1
+ S
ПС1-ПС5
;
S
ЭС-ПС1
= 3,345 + j1,596 + 11,835 + j5,935 = 15,180 + j7,531 МВА,
S
ЭС-ПС3
= S
ЭС
– S
ЭС-ПС1
– S
ЭС-ПС2
;
S
ЭС-ПС3
= (25 + j12,108) – (15,180 + j7,531) - (10,253 + j4,990) =
= - 0,433 – j0,413 МВА,
S
ПС3-ПС4
= S
ЭС-ПС3
– S
ПС3
;
48
S
ПС3-ПС4
= (- 0,433 – j0,413) – (1,048 + j0,441) = -1,481 – j0,854 МВА,
S
ПС4-БЭС
= S
ПС3-ПС4
– S
ПС4
;
S
ПС4-БЭС
= (-1,481 – j0,854) – (7,29 + j3,658) = - 8,771 – j4,512 МВА.
Отрицательные значения мощностей, говорят о том, что в данных
линий мощности протекают в обратную сторону.
Вариант электрической сети 4:
S
ПС1-ПС5
= S
ПС5
= 11,835 + j5,935 МВА,
S
ЭС-ПС1
= S
ПС1
+ S
ПС1-ПС5
;
S
ЭС-ПС1
= 3,345 + j1,596 + 11,835 + j5,935 = 15,180 + j7,531 МВА,
S
ЭС-ПС2
= S
ЭС
– S
ЭС-ПС1
;
S
ЭС-ПС2
= (25 + j12,108) – (15,180 + j7,531) = 9,820 + j4,577 МВА,
S
ПС2-ПС3
= S
ЭС-ПС2
– S
ПС2
;
S
ПС2-ПС3
= (9,820 + j4,577) – (10,253 + j4,990) = - 0,433 – j0,413 МВА,
S
ПС3-ПС4
= S
ПС2-ПС3
– S
ПС3
;
S
ПС3-ПС4
= (- 0,433 – j0,413) – (1,048 + j0,441) = - 1,481 – j0,854 МВА,
S
ПС4-БЭС
= S
ПС3-ПС4
– S
ПС4
;
S
ПС4-БЭС
= (- 1,481 – j0,854) – (7,29 + j3,658) = - 8,771 – j4,512 МВА.
Вариант электрической сети 5:
S
ПС3-ПС4
= S
ПС4
= 7,29 + j3,658 МВА,
S
ЭС-ПС3
= S
ПС3-ПС4
+ S
ПС3
= 7,29 + j3,658 + 1,048 + j0,441 = 8,338 + j4,099 МВА,
S
ЭС-ПС1
= S
ЭС
– S
ЭС-ПС3
;
S
ЭС-ПС1
= (25 + j12,108) - (8,338 + j4,099) = 16,662 + j8,009 МВА,
S
ПС1-ПС5
= S
ЭС-ПС1
– S
ПС1
;
S
ПС1-ПС5
= (16,662 + j8,009) - (3,345 + j1,596) = 13,317 + j6,413 МВА,
S
ПС5-ПС2
= S
ПС1-ПС5
– S
ПС5
;
S
ПС5-ПС2
= (13,317 + j6,413) - (11,835 + j5,935) = 1,482 + j0,478 МВА,
S
ПС2-БЭС
= S
ПС5-ПС2
– S
ПС2
;
S
ПС2-БЭС
= (1,482 + j0,478) - (10,253 + j4,990) = - 8,771 – j4,512 МВА.
2.5 Выбор номинальных напряжений линий
49
Напряжение электросети зависит от передаваемой мощности и
расстояния, на которое передается электроэнергия. Его следует выбирать
исходя из рассчитанного потокораспределения и длины участков. Чем
больше мощность, которая передается по ЛЭП, и расстояние, на которое ее
передают, тем выше по техническим и экономическим нормам должно быть
номинальное напряжение ЛЭП.
Номинальное напряжение приблизительно оценивается по
пропускной способности ЛЭП 35-500 кВ по формуле С. Н. Никогросова:
(2.8)
где l – протяженностьЛЭП, км;
Р – передаваемая мощность, МВт.
Вариант электрической сети 1:
для всех воздушных линий принимается номинальное напряжение 35
кВ.
Вариант электрической сети 2:
50
для всех воздушных линий принимается номинальное напряжение 35
кВ.
Вариант электрической сети 3:
для всех воздушных линий принимается номинальное напряжение 35
кВ.
Вариант электрической сети 4:
для всех воздушных линий принимается номинальное напряжение 35
кВ.
Вариант электрической сети 5:
51
для всех воздушных линий принимается номинальное напряжение 35
кВ.
2.6 Выбор сечений и марки проводов
Сечение проводов ВЛЭП определяется по экономической плотности
тока по выражению:
(2.9)
где F
эк
– экономически целесообразное сечение, мм
2
;
I – ток, протекающий по одной цепи линии электропередачи, А;
j
эк
– экономическая плотность тока, А/мм
2
. Для неизолированных
сталеалюминевых проводов при продолжительности использования
максимальных нагрузок 4000 ч/год для европейской части России j
эк
= 1,1
А/мм
2
.
Полученное таким образом сечение F
Э
округляется до ближайшего
стандартного значения.
Также при выборе сечения необходимо учитывать условие
механической прочности [20]. Для воздушных линий без пересечений в III
районе по гололеду минимально допустимое сечение сталеалюминевых проводов
по условию механической прочности составляет
Вариант электрической сети 1:
, принимаем провод АС-50/8;
, принимаем провод АС-120/19;
52
, принимаем провод АС-150/24;
, принимаем провод АС-240/32;
, принимаем провод АС-240/32;
, принимаем провод АС-50/8;
, принимаем провод АС-150/19.
Вариант электрической сети 2:
, принимаем провод АС-70/11;
, принимаем провод АС-70/11;
, принимаем провод АС-95/16;
, принимаем провод АС-70/11;
, принимаем провод АС-50/8;
, принимаем провод АС-50/8.
Вариант электрической сети 3:
, принимаем провод АС-95/16;
, принимаем провод АС-95/16;
, принимаем провод АС-120/19;
, принимаем провод АС-50/8;
, принимаем провод АС-50/8;
, принимаем провод АС-70/11.
53
Вариант электрической сети 4:
, принимаем провод АС-95/16;
, принимаем провод АС-120/19;
, принимаем провод АС-95/16;
, принимаем провод АС-50/8;
, принимаем провод АС-50/8;
, принимаем провод АС-70/11.
Вариант электрической сети 5:
, принимаем провод АС-70/11;
, принимаем провод АС-70/11;
, принимаем провод АС-150/24;
, принимаем провод АС-120/19;
, принимаем провод АС-50/8;
, принимаем провод АС-70/11.
Для экономического сравнения вариантов электрической сети
требуется оценка суммарных годовых потерь электрической энергии в ЛЭП,
трансформаторах, КУ и прочих элементах, которые входят в состав
электросети. Потери электрической энергии в электрической сети оказывают
существенное влияние на ежегодные эксплуатационные расходы и
себестоимость передачи электрической энергии. Потери электрической
энергии в электрической сети можно рассчитывать разными методами в
зависимости от полноты и точности данных о режимах потребления
54
электрической энергии в узлах электрической сети и характере изменения
нагрузки в элементах электросети.
Суммарные годовые потери электрической энергии, МВт·ч в
воздушных линиях электропередачи определяют по формуле:
ΔЭ
W
= ΔP
м
· τ; (2.10)
где ΔР
м
– потери активной мощности, которые соответствуют максимальной
нагрузке S
м
.
(2.11)
тогда
(2.12)
Значения времени максимальных потерь τ, ч/год, определяется по
эмпирической формуле исходя из известного числа часов использования
максимальной нагрузки:
????
????
(2.13)
????
????
Вариант электрической сети 1: