Электрическая сеть района системы 110 кВ (стр. 3 из 9)
Q4 =
МварОпределяем потери мощности в обмотках трансформаторов, с учетом того, что нагрузка распределяется одинаково на два трансформатора.
[2, с.247, ф.11-9,11-10] 
Sm1=0,06×(10,12/10)2/2+j10,5×10,122/(200×10) = 0,031+j0,538 МВА Sm2=0,09×(16,867/16)2/2+j10,5×16,8672/(200×16) = 0,050+j0,934 МВА Sm3=0,16×(48,41/40)2/2+j10,5×48,412/(200×40) = 0,117+j3,076 МВА Sm4=0,12×(27,072/25)2/2+j10,5×27,0722/(200×25) = 0,070+j1,539 МВАОпределяем приведенную мощность без учета потерь холостого хода
S`пр=S+DSm
S`пр1=(8,4+j5,645)+j(0,031+j0,538)=(8,431+j6,183) МВА
S`пр2=(14+j9,408)+j(0,050+j0,934)=(14,05+j10,342) МВА
S`пр3=(40,18+j27,001)+j(0,117+j3,076)=(40,297+j30,077) МВА
S`пр4=(22,47+j15,1)+j(0,070+j1,539)=(22,54+j16,639) МВА
Определяем потери мощности на холостом ходу
[2, с.246, ф.11-7]DS1 = 2×0,014+j(2×09×10/100) = (0,028+j0,18) МВА
DS2 = 2×0,021+j(2×0,8×16/100) = (0,042+j0,256) МВА
DS3 = 2×0,042+j(2×0,7×40/100) = (0,084+j0,56) МВА
DS4 = 2×0,025+j(2×0,75×25/100) = (0,05+j0,375) МВА
Определяем мощность, приведенную к высшей стороне
Sпр=S`пр+
SххSпр1 = (8,431+j6,183)+j(0,028+j0,18) = (8,459+j6,363) МВА
Sпр2 = (14,05+j10,342)+j(0,042+j0,256) = (14,092+j10,598) МВА
Sпр3 = (40,297+j30,077)+j(0,084+j0,56) = (40,381+j30,637) МВА
Sпр4 = (22,54+j16,639)+j(0,05+j0,375) = (22,590+j17,014) МВА
Результаты расчетов сводим в таблицу 3.1.
Таблица 3.1.
| ПС | Тип трансформатора | кол-во | P | Q | DPm | DQm | P'пр | Q'пр | DPxx | DQxx | Pпр | Qпр | |
| - | - | - | - | МВт | Мвар | МВт | Мвар | МВт | Мвар | МВт | Мвар | МВт | Мвар |
| 1 | ТДН-10000/110 | 2 | Максимальный режим работы сети | 12 | 6,801 | 0,057 | 0,999 | 12,057 | 7,800 | 0,028 | 0,18 | 12,085 | 7,980 |
| 2 | ТДН-16000/110 | 2 | 20 | 11,335 | 0,093 | 1,734 | 20,093 | 13,069 | 0,042 | 0,256 | 20,135 | 13,325 | |
| 3 | ТРДН-40000/110 | 2 | 57,4 | 32,530 | 0,218 | 5,713 | 57,618 | 38,243 | 0,084 | 0,56 | 57,702 | 38,803 | |
| 4 | ТРДН-25000/110 | 2 | 32,1 | 18,192 | 0,131 | 2,859 | 32,231 | 21,051 | 0,05 | 0,375 | 32,281 | 21,426 | |
| 1 | ТДН-10000/110 | 2 | Минимальный режим работы сети | 8,4 | 5,645 | 0,031 | 0,538 | 8,431 | 6,183 | 0,028 | 0,18 | 8,459 | 6,363 |
| 2 | ТДН-16000/110 | 2 | 14 | 9,408 | 0,050 | 0,934 | 14,050 | 10,342 | 0,042 | 0,256 | 14,092 | 10,598 | |
| 3 | ТРДН-40000/110 | 2 | 40,18 | 27,001 | 0,117 | 3,076 | 40,297 | 30,077 | 0,084 | 0,56 | 40,381 | 30,637 | |
| 4 | ТРДН-25000/110 | 2 | 22,47 | 15,100 | 0,070 | 1,539 | 22,540 | 16,639 | 0,05 | 0,375 | 22,590 | 17,014 |
Составляем Г-образную схему замещения трансформатора на которой в верхней строке показываем мощности соответствующие минимальному режиму, а в нижней строке показываем мощности соответствующие максимальному режиму работы.
4. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ РАЙОНА СИСТЕМЫ
Предлагаемые варианты схем электрической сети должны в одинаковой степени отвечать требованиям надежности электроснабжения и в тоже время по возможности меньше требовать для своего исполнения коммутационной аппаратуры и протяженности линий. Разработка вариантов ведется комплексно, то есть схема сети намечается с учетом схем коммутации подстанций, числа присоединений, взаимного географического положения подстанций, баланса мощностей района.
По заданным координатам подстанций в масштабе М1:106 (в 1 мм – 1 км) найдем место расположения подстанций и наметим два различных варианта схемы электрической сети.
В первом варианте примем разомкнутую сеть. При питании подстанций с ответственными потребителями от разомкнутой сети, необходимо питать их от двух линий. Линия С-3 и одноцепная, так как связь с другим районом обеспечивает надежность питания подстанции.
Во втором варианте примем простую замкнутую сеть с одноцепными ЛЭП.
ВАРИАНТ 1. ВАРИАНТ 2.
 | |
Рис.4.1 рис. 4.2
5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ ДВУХ ВАРИАНТОВ В МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ ДО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ И УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ
5.1. Расчет первого варианта.
5.1.1. Расчет линии 2-1.
Линия двухцепная, длиной 18 км. Uном=110 кВ.
Мощность в конце линии 2-1 равна Sпр.пс1 плюс мощность, уходящая в другой район системы. S2=Sпр.пс1+S
S2 = 12,085+j7,98+10+j4= 22,085+j11,98=
= 25,125 МВАОпределяем ток линии
Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной цепи равен
Iнорм.р = 131,8/2 = 65,9 А
Определяем расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов
Iр = Iнорм.р×ai×aT = 65,9×1.05×1 = 69,2 А
ai – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам, который для линий 110-220 кВ можно принять равным 1,05; что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.
aT – коэффициент, зависящий от времени использования максимальной нагрузки, номинального напряжения линии и коэффициента участия в максимуме нагрузки.
Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-4, и по [5.с.280.] для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 95 мм2 с предельной экономической нагрузкой на одну цепь 80 А.
Принимаем провод АС-95/16 с допустимым током I0ДОП=330 А, что больше тока нормального режима работы и тока общей нагрузки I=131,8 А, который будет проходить в одной цепи, при отключении другой. Ro=0.299 Ом/км, d=13,5 мм. Конструктивная схема принятой опоры для расчета среднего геометрического расстояния между фазами представлена на рисунке 5.1.
Определяем индуктивное сопротивление на один километр
. [2.с.70.ф.3-6] 
2 м