45
Q
max
= Q
ΣПС1
- Q
куПС
; (2.15)
Q
maxПС1
= 1,896 – 0,3 = 1,596 Мвар;
Q
maxПС2
= 7,690 – 2,7 = 4,990 Мвар;
Q
maxПС3
= 0,841 – 0,4 = 0,441 Мвар;
Q
maxПС4
= 5,658 – 2 = 3,658 Мвар;
Q
maxПС5
= 7,335 – 1,4 = 5,935 Мвар.
Полная мощность рассчитывается по формуле:
S
ПС
= Р
ΣПС
+ jQ
max
; (2.16)
S
ПС1
= 3,345 + j1,596 МВА;
S
ПС2
= 10,253 + j4,990 МВА;
S
ПС3
= 1,048 + j0,441 МВА;
S
ПС4
= 7,29 + j3,658 МВА;
S
ПС5
= 11,835 + j5,935 МВА.
2.4. Определение потокораспределения по линиям сети
Для правильного выбора номинальных напряжений и сечений
проводов участков ЭС необходимо определить потокораспределение в сети.
На данном этапе проектирования оценивают потокораспределение
приближенно, со следующими допущениями [8]:
1. Полученные после установки компенсирующих устройств нагрузки в
узлах принимают в качестве расчетных. При этом не учитывают потери в
трансформаторах подстанций, емкостные (зарядные) мощности линий,
примыкающих к узлам.
2. Режим работы электростанции считается неизменным. Мощность
указанной станции учитывается как отрицательная нагрузка. Балансирующая
электростанция позволяет выдавать любую мощность, потребляемую
электрической сетью или выдаваемую в систему.
3. Потокораспределение в электрической сети определяют из условия
постоянства напряжений во всех узлах сети, т. е. без учета потерь мощности.
46
Вариант электрической сети 1:
Напряжения на концевых участках схемы определяются по формулам:
- для линии БЭС – ПС2:
????
????
????
????
????
????
????????
????
????
????
????
????
????
подставляя численные значения определяется
???? ????
????
????
???? ????
????
????
???? ????
????
????
???? ????
????
????
???? ????
????
????
???? ????
- для линии БЭС – ПС4:
????
????
????
????
????
????
????????
????
????
????
????
47
????
????
подставляя численные значения определяется
???? ????
????
????
???? ????
????
????
???? ????
????
????
????
????
????
????
???? ????
????
????
???? ????
Далее рассчитываются потокораспределения в остальных участках
электросети:
S
ПС4-ПС3
= S
БЭС-ПС4
– S
ПС4
; (2.19)
S
ПС4-ПС3
= 0,047 + j0,132 – (7,290 + j3,658) = - 7,243 – j3,526 МВА;
S
ПС3-ЭС
= S
ПС4-ПС3
– S
ПС3
; (2.20)
S
ПС3-ЭС
= (- 7,243 – j3,526) – (1,048 + j0,441) = - 8,291 – j3,967 МВА;
S
ЭС-ПС1
= S
ПС3-ЭС
– S
ЭС
; (2.21)
S
ЭС-ПС1
= (- 8,291 – j3,967) – (- 25 – j12,108) = 16,709 + j8,141 МВА;
S
ПС1-ПС5
= S
ЭС-ПС1
– S
ПС1
; (2.22)
S
ПС1-ПС5
= (16,709 – j8,141) – (3,345 + j1,596) = 13,364 + j6,545 МВА;
S
ПС5-ПС2
= S
ПС1-ПС5
– S
ПС5
; (2.23)
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,
48
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
;
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,
49
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 номинального напряжения
Напряжение сети зависит от передаваемой мощности и расстояния, на
которое передают электроэнергию. Его выбирают исходя из полученного
потокораспределения и протяженности участков. Чем больше передаваемая
по линии мощность и расстояние, на которое ее передают, тем выше по
техническим и экономическим нормам должно быть номинальное
напряжение электропередачи.
Номинальное напряжение можно приближенно оценить по пропускной
способности линий 35-500 кВ по формуле С. Н. Никогросова [8]:
(2.24)
где l – длина линии, км;
Р – передаваемая мощность, МВт.
Вариант электрической сети 1:
50
для всех воздушных линий принимается номинальное напряжение 35 кВ.
Вариант электрической сети 2:
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:
51
для всех воздушных линий принимается номинальное напряжение 35 кВ.
Вариант электрической сети 5:
для всех воздушных линий принимается номинальное напряжение 35 кВ.
2.6. Выбор сечений и марок проводов на участках сети
Сечение проводов воздушных линий определяется по экономической
плотности тока по формуле [10]:
(2.25)
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
[10].
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
52
районе по гололеду минимально допустимое сечение сталеалюминевых
проводов по условию механической прочности составляет
Вариант электрической сети 1:
, принимается провод АС-50/8;
, принимается провод АС-120/19;
, принимается провод АС-150/24;
, принимается провод АС-240/32;
, принимается провод АС-240/32;
, принимается провод АС-50/8;
, принимается провод АС-150/19.
Вариант электрической сети 2:
, принимается провод АС-70/11;
, принимается провод АС-70/11;
, принимается провод АС-95/16;
, принимается провод АС-70/11;
, принимается провод АС-50/8;
, принимается провод АС-50/8.
Вариант электрической сети 3:
, принимается провод АС-95/16;
, принимается провод АС-95/16;
53
, принимается провод АС-120/19;
, принимается провод АС-50/8;
, принимается провод АС-50/8;
, принимается провод АС-70/11.
Вариант электрической сети 4:
, принимается провод АС-95/16;
, принимается провод АС-120/19;
, принимается провод АС-95/16;
, принимается провод АС-50/8;
, принимается провод АС-50/8;
, принимается провод АС-70/11.
Вариант электрической сети 5:
, принимается провод АС-70/11;
, принимается провод АС-70/11;
, принимается провод АС-150/24;
, принимается провод АС-120/19;
, принимается провод АС-50/8;
, принимается провод АС-70/11.
Для экономического сравнения вариантов электрической сети
необходима оценка суммарных годовых потерь электроэнергии в линиях,
трансформаторах, компенсирующих устройствах и других элементах,
54
входящих в состав сети. Потери электроэнергии в электрической сети
заметно влияют на ежегодные эксплуатационные расходы и себестоимость
передачи электроэнергии. Потери электроэнергии в электрической сети
можно определять различными методами в зависимости от полноты и
точности информации о режимах электропотребления в узлах электрической
сети и характере изменения нагрузки в элементах сети.
Суммарные годовые потери электроэнергии, МВт·ч в воздушных
линиях электропередачи определяют по формуле [10]:
ΔЭ
W
= ΔP
м
· τ; (2.26)
где ΔР
м
– потери активной мощности, соответствующие максимальной
нагрузке S
м
.
(2.27)
тогда
(2.28)
Значения времени максимальных потерь τ, ч/год, определяется по
эмпирической формуле исходя из известного числа часов использования
максимальной нагрузки [10]:
????
????
(2.29)
????
????
Вариант электрической сети 1: