Проектування електромережі

Отже розрахунок проведений вірно. Перетік потужності у вітці 901-903 знайдемо, склавши рівняння за першим законом Кірхгоффа для вузла 901:

 

  = 1,64 (МВА).

 

Розрахунок інших ділянок проводиться за таким же алгоритмом:

 

  = 0,75 (МВА).

 

Для ділянки 303-905:

 

 ;  = 1,75 (МВА).

 

Для ділянки 304-902:

 

 ;  = 1,46 (МВА).

 

Виконаємо перевірку:

 

 

Отже розрахунок проведений вірно.

 

  = 0,51 (МВА).

 

Результати розрахунку усіх ділянок для решти варіантів представлені у таблиці 2.2.

 

 

Економічно доцільна напруга залежить від багатьох чинників: потужності, навантажень, їхньої відстані від джерела живлення, розташування щодо один одного, обраної конфігурації електричної мережі, засобів регулювання напруги і т.д.

 

Таблиця 2.2 – Результати розрахунку потокорозподілу та вибору номінальної напруги

№ сх.Ділянка мережіКількість ланцюгівДовжина ділянки, кмPл,

МВтQл,

МВАрSл,

МВАUрозр,

кВUном,

кВ

1303-901111,552,831,483,1932,8535

901-903116,51,430,801,6423,7135

903-904118,150,670,330,7516,3135

304-904114,852,971,633,3933,8035

303-90519,91,530,841,7524,3635

902-905118,150,430,280,5113,0835

304-902118,151,270,731,4622,3835

2303-901111,552,831,483,1932,8535

901-903116,51,430,801,6423,7135

903-904118,150,670,330,7516,3135

304-904114,852,971,633,3933,8035

302-905113,21,430,781,6323,6635

902-905118,150,330,220,4011,4735

304-902118,151,370,791,5823,2335

3302-901114,852,761,453,1232,6335

901-903116,51,360,771,5623,1335

903-904118,150,740,360,8217,1335

306-904116,53,041,663,4634,2535

303-90519,91,530,841,7524,3635

902-905118,150,430,280,5113,0835

304-902118,151,270,731,4622,3835

4302-901114,852,761,453,1232,6335

901-903116,51,360,771,5623,1335

903-904118,150,740,360,8217,1335

306-904116,53,041,663,4634,2535

302-905113,21,430,781,6323,6635

902-905118,150,330,220,4011,4735

304-902118,151,370,791,5823,2335

5304-904114,852,891,573,2933,3635

901-904123,10,590,270,6515,3235

901-903116,50,810,410,9117,9135

306-903114,852,911,543,2933,4735

303-90519,91,530,841,7524,3635

902-905118,150,430,280,5113,0835

304-902118,151,270,731,4622,3835

 

У проекті напругу вибираємо виходячи з попереднього розподілу потужності в елементах мережі, протяжності ділянок мережі і відповідно до  формули Іларіонова, що дає задовільні результати для ліній будь-якої довжини і переданої потужності.

(2.6)

 

де lij – довжина ділянки мережі, км;

Pij – активна потужність ділянки ланцюга.

Варіанти проектованої мережі або її окремих ділянок можуть мати різноманітну номінальну напругу. Ділянки кільцевої мережі виконують на одну напругу - номінальну напруга ділянки - де вона виявилася найбільшою. Оскільки нові пункти споживання електричної енергії підключаються вже до існуючої мережі, в кожному з вузлів якої встановлені трансформатори на певну напругу, то при виборі напруги необхідно також враховувати і цей факт. Розрахуємо напругу ділянки 303-901 для 1-го варіанту:

  (кВ).

 

Приймаємо за номінальну напругу цієї лінії 35 кВ за умови подальшого розвитку мережі.

Результати розрахунків по вибору номінальної напруги для всіх інших ліній всіх варіантів представлені в таблиці 2.2. Після вибору номінальної напруги необхідно провести вибір марки та площі перерізу проводів для всіх нових ліній електропередач.

 

 

Для повітряних ліній 35–220 кВ вибір поперечного перерізу проводів у проектуванні протягом довготривалого періоду проводився не на основі зіставляння техніко-економічних розрахунків, а по нормованому узагальненому показнику, за який приймали економічну густину струму jе. Цей показник приблизно відповідає мінімуму приведених народно-господарчих витрат на будівництво й експлуатацію лінії. Для вказаних ліній значення jе були встановлені із допущення прямолінійності залежності вартості спорудження 1 км лінії від перерізу проводів.

Перехід, на початку 60-х рр. ХХ століття, до спорудження повітряних ліній на уніфікованих опорах відповідно змінив відношення у вартості ліній з різними перерізами проводів [5]. Це, в свою чергу, привело до того, що апроксимація залежності вартості лінії від перерізу проводу прямою лінією вже не відповідала дійсній нелінійній залежності і вносить істотну похибку у вибір перерізу проводів за нормативною економічною густиною струму. В цих умовах більш правильно нормувати не jе, а економічні струмові інтервали (таблиця 2.1, [9]) кожної марки проводів, які визначаються з урахуванням уніфікації конструкцій повітряних ліній.

Метод вибору поперечного перерізу проводів ліній 35–750 кВ за економічними інтервалами більш об’єктивний [4,1]. У відповідності з цим методом вибір перерізу проводиться за розрахунковим струмовим навантаженням одного ланцюга лінії Ірозр, який визначаться виразом:

 

Ірозр = 1ТI(5) / nл,

 

де 1 – коефіцієнт, який враховує зміну навантаження лінії за роками її експлуатації;

Т – коефіцієнт, що враховує число годин використання максимального навантаження лінії Тнб і коефіцієнт її попадання в максимум навантаження енергосистеми Кm;

I(5) – сумарний струм, відповідний до максимального навантаження лінії в 5-ий рік її експлуатації;

nл – кількість ланцюгів лінії.

Згідно рекомендацій [4] для ліній 35–220 кВ значення 1 може бути прийняте рівним 1,05, що відповідає математичному сподіванню цього коефіцієнта в області найбільш поширених темпів росту навантаження. Значення коефіцієнта Т для ліній 35–220 кВ при Km=1 складають при Тнб<4000 – 0,8; при 4000<Тнб<6000 – 1,0;    Тнб>6000 – 1,3.

Одержане значення Ірозр порівнюється зі значеннями граничних економічних навантажень для різних перерізів проводів F(i-1), Fi, F(i+1), які підбираються для техніко-економічного розрахунку.

При виконанні умови: Ірозр < Ігр(i-1) вибирається поперечний переріз Fi-1;

Iгрі > Iрозр > Ігр(i-1) – вибирається переріз Fi;

Iгр(і+1) > Iрозр> Ігрi – вибирається переріз Fi+1.

Значення Ігр у [4] подані в залежності від номінальної напруги