Проектирование районной электрической сети (стр. 3 из 7)
где
– длина участка, на котором определяется напряжение; 
– поток мощности, передаваемый по этому участку.Для определения напряжения в кольце необходимо определить рациональное напряжение на головных участках. Для этого определяются потоки максимальной активной мощности на головных участках, при этом используется допущение об отсутствии потерь мощности на участках. В общем виде:
,(3.2) 
,(3.3)где Pi- максимальная прогнозируемая мощность нагрузки i-го узла;
li0` , li0``-длины линий от i-й точки сети до соответствующего конца (0` или 0``) развернутой схемы замещения кольцевой сети при ее разрезании в точке источника питания;
l0`-0``- суммарная длина всех участков кольцевой сети. /4, с 110/
Таким образом, получаем напряжения для интересующих нас участках схем, расчёт которых отражён в приложении Б. Для всех рассматриваемых участков расчётное рациональное напряжение равно 110 кВ.
Сравнение вариантов приводится в таблице 3.1
Таблица 3.1 – Параметры вариантов сети
| № варианта | Суммарная длинна ВЛ, км | Количество выключателей ВН (110 кВ) |
| 1 | 161.065 | 16 |
| 2 | 163.426 | 17 |
| 3 | 192.556 | 18 |
| 4 | 183.294 | 17 |
По итогам предварительного сравнения выбираем для дальнейшего рассмотрения варианты 1 и 2.
3.2 Детальный анализ конкурентно способных вариантов
В данном подпункте необходимо оценить количество оборудования, которое необходимо для надёжного и качественного электроснабжения потребителей: трансформаторы, сечения ЛЭП, мощность компенсирующих устройств, схемы распределительных устройств. Кроме того на данном этапе оценивается техническая возможность (целесообразность) реализации предложенных вариантов.
Выбор количества и мощности компенсирующих устройств
Компенсация реактивной мощности - целенаправленное воздействие на баланс реактивной мощности в узле электроэнергетической системы с целью регулирования напряжения, а в распределительных сетях и с целью снижения потерь электроэнергии. Осуществляется с использованием компенсирующих устройств. Для поддержания требуемых уровней напряжения в узлах электрической сети потребление реактивной мощности должно обеспечиваться требуемой генерируемой мощностью с учетом необходимого резерва. Генерируемая реактивная мощность складывается из реактивной мощности, вырабатываемой генераторами электростанций и реактивной мощности компенсирующих устройств, размещенных в электрической сети и в электроустановках потребителей электрической энергии.
Мероприятия по компенсации реактивной мощности на ПС позволяют:
· уменьшить нагрузку на трансформаторы, увеличить срок их службы;
· уменьшить нагрузку на провода, кабели, использовать их меньшего сечения;
· улучшить качество электроэнергии у электроприемников;
· уменьшить нагрузку на коммутационную аппаратуру за счет снижения токов в цепях;
· снизить расходы на электроэнергию.
Для каждой отдельно взятой ПС предварительная величина мощности КУ определяется по формуле:
,(3.4)
- максимальная реактивная мощность узла нагрузки, МВАр; 
- максимальная активная мощность узла нагрузки, МВт; 
- коэффициент реактивной мощности определяемый приказом Минпромэнерго № 49 (для сетей 6-10 кВ =0,4)/8/;Далее производится подбор количества КУ по секциям шин для равномерной компенсации реактивной мощности и определение фактической величины КРМ.
(3.5) 
- фактическая мощность КУ, МВАр; 
- номинальная мощность КУ из стандартного ряда предлагаемого заводами изготовителями, МВАр; 
– количество устройств.Определение величины некомпенсированной мощности, которая будет протекать через трансформаторы определяется по выражению:
(3.6) 
- некомпенсированная зимняя (прогнозируемая) реактивная мощность ПС;Тип и количество принятых КУ сведено в таблицу 3.2. Подробный расчёт приводится в приложении Б.
Так как это курсовой проект, то типы конденсаторных установок приняты аналогичные (с разъеденителем во вводной ячейке - 56 и левым расположением вводной ячейки - УКЛ)
Таблица 3.2 – Типы применённых КУ на ПС проектируемой сети.
| ПС (№ узла ВН) | Тип КУ | Количество, шт | Общая мощность, МВАр |
| А (1) | УКЛ56 450/10,5 | 8 | 3,6 |
| Б (2) | УКЛ56 1350/10,5 | 2 | 2,7 |
| В (3) | УКЛ56 900 /10,5УКЛ 56 600/10,5 | 62 | 6,6 |
| Г (4) | УКЛ56 450/10,5 | 6 | 2,7 |
Выбор проводов по экономическим токовым интервалам.
Суммарное сечение проводников ВЛ принимается по табл. 43.4, 43.5 /6, с.241-242/ в зависимости от расчетного тока
, номинального напряжения линии, материала и количества цепей опор, района по гололеду и региона страны.Расчетными для выбора экономического сечения проводов являются: для линий основной сети – расчетные длительные потоки мощности; для линий распределительной сети – совмещенный максимум нагрузки подстанций, присоединенных к данной линии, при прохождении максимума энергосистемы.
При определении расчетного тока не следует учитывать увеличения тока при авариях или ремонтах в каких-либо элементах сети. Значение
определяется по выражению 
(3.7)где
- ток линии на пятом году ее эксплуатации; 
- коэффициент, учитывающий изменение тока по годам эксплуатации; 
- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Tм и ее значение в максимуме ЭЭС (определяется коэффициентом КM).Введение коэффициента учитывает фактор разновременности затрат в технико-экономических расчетах. Для ВЛ 110—220 кВ принимается
=1,05, что соответствует математическому ожиданию указанного значения в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.Значение Км принимается равным отношению нагрузки линии в час максимума нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузки линии. Усредненные значения коэффициента αТ принимаются по данным табл. 43.6. /6, с. 243/.
Для определения тока на 5 год эксплуатации мы изначально при проектировании спрогнозировали нагрузки в разделе 3. Таким образом, мы уже оперируем прогнозируемыми нагрузками. Тогда для нахождения тока на пятом году эксплуатации нам необходимо
,(3.8)где
- максимальная зимняя(прогнозируемая) активная мощность ПС; 
- нескомпенсированная зимняя (прогнозируемая) реактивная мощность ПС; 
- номинальное напряжение линии; 
- количество цепей в линии.Для Хабаровского края принимается III район по гололёду.
Для двух вариантов сети расчётные сечения на всех участках приведены в таблице 3.3. По длительно допустимым токам производится проверка по условию нагрева проводов. То есть, если ток в линии в послеаварийном режиме меньше, чем длительно допустимый, то данное сечение провода можно выбрать для данной линии.
Таблица 3.3 – Сечения проводов в варианте 1
| Ветви | Расчётный ток, А | Марка выбранного провода | Количество цепей | Марка опор |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 5-4 | 226,5 | АС-240/32 | 1 | ПБ 110-3 |
| 6-4 | 160,1 | АС-240/32 | 1 | ПБ 110-3 |
| 5-1 | 290,6 | АС-300/39 | 1 | ПБ 220-1 |
| 5-3 | 337 | АС-300/39 | 2 | ПБ 220-1 |
| 1-2 | 110,8 | АС-150/24 | 1 | ПБ 110-3 |
| 2-3 | 92,8 | АС-120/19 | 1 | ПБ 110-8 |
Таблица 3.2 – Сечения проводов в варианте 2
| Ветви | Расчётный ток, А | Марка выбранного провода | Количество цепей | Марка опор |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 5-4 | 226,5 | АС-240/32 | 1 | ПБ 110-3 |
| 6-4 | 160,1 | АС-240/32 | 1 | ПБ 110-3 |
| 3-5 | 241,3 | АС-240/32 | 1 | ПБ 110-3 |
| 2-5 | 212,5 | АС-240/32 | 1 | ПБ 110-3 |
| 2-3 | 3,4 | АС-120/19 | 1 | ПБ 110-3 |
| 1-5 | 145 | 2хАС-240/32 | 2 | ПБ 110-4 |
Проверка ку по ПА режиму все принятые провода прошли.