Районная электрическая сеть

= 230,8 = 18,4 (Мвар)

      = 11,50,8 = 9,2 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

= 230,4 = 9,2 (Мвар)

= 11,50,4 = 4,6  (Мвар)

     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

   =1,13

=

=1,13 18,4 – 9,2 = 11,6 (Мвар)

= 9,2 –  4,6 = 4,6 (Мвар)

     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью 10,6 (Мвар), стоимостью 79 тыс. руб.

= 10,6 (Мвар)

     Расчетная полная мощность для приемного пункта:

= + j() = 23 + j(18,4 – 10,6) = 23 +6,8i (МВА) 
 

     Пункт Г

= 30 МВт

= 300,5 = 15 (МВт)

= 0,85

= 0,62

= 0,4 – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности и .

  

= 300,62 = 18,6 (Мвар);

      = 150,62 = 9,3 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

= 300,4 = 12 (Мвар)

= 150,4 = 6  (Мвар)

     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

    =1,13

    =

=1,13 18,6 – 12 = 9,02 (Мвар)

= 9,3 –  6 = 3,3 (Мвар)

     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью 10,6 (МВАр), стоимостью 79 тыс. руб.

= 10,6 (Мвар)

     Расчетная полная мощность для приемного пункта:

= + j() = 30 + j(18,6 – 10,6) = 30 +8i (МВА) 
 

     Пункт Д

= 36 МВт

= 360,5 = 18 (МВт)

= 0,85

= 0,62

= 0,4 – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности и . 
 

= 360,62 = 22,32 (Мвар)

      = 180,62 = 11,16 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

= 360,4 = 14,4 (Мвар)

= 180,4 = 7,2  (Мвар)

     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

  =1,13

  =

=1,13 22,32 – 14,4 = 10,82(Мвар)

= 11,16 –  7,2 = 3,96 (Мвар)

     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью  26,7 (Мвар), общей стоимостью 100 тыс. руб.

= 26,7 = 13,4 (Мвар)

     Расчетная полная мощность для приемного пункта:

= + j() = 36 + j(22,32 – 13,4) = 36 +8,92i (МВА) 

     Пункт Е

= 20 МВт

= 200,5 = 10 (МВт)

= 0,84

= 0,65

= 0,4 – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности и . 
 

= 200,65 = 13 (Мвар)

      = 100,65 = 6,5 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

= 200,4 = 8 (Мвар)

= 100,4 = 4  (Мвар)

     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

       =1,13

=

=1,13 13 – 8 = 6,69 (Мвар)

= 6,5 –  4 = 2,5 (Мвар)

     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью 6,7 (Мвар), стоимостью 61 тыс. руб.

= 6,7 (Мвар)

     Расчетная полная мощность для приемного пункта:

= + j() = 20 + j(13 – 6,7) = 20 +6,3i (МВА) 

    Занесем рассчитанные результаты приёмных подстанций в таблицу 1

Таблица 1 – Параметры приемных подстанций

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2 Совместный выбор  схемы, номинального  напряжения, номинальных  параметров линии  и трансформаторов  проектируемой сети

     Схема соединений линий сети находится  в тесной технико-экономической  взаимозависимости от номинального напряжения сети. Часто изменение  основной схемы сети влечет за собой  необходимость изменения номинального напряжения сети. Возможна и обратная зависимость номинального напряжения от схемы соединения линии сети. Следовательно, выбор схемы сети и ее номинального напряжения желательно производить совместно. Однако в практике проектирования и реконструкции сети, либо привязки новой сети к существующим сетям, может оказаться ограниченным выбор номинального напряжения в силу наличия определенных номинальных напряжений в действующих электрических сетях.

     Совместный  выбор схемы соединений линий  сети и ее номинального напряжения начинаем с создания ряда технически осуществимых вариантов сети с последующим  их технико-экономическим сопоставлением по методу приведенных затрат.

     Создаём варианты, которые подчиняются следующим  определенным логическим требованиям:

     - передача электроэнергии от источника  питания сети до приемных подстанций  должна осуществляться по возможно  кратчайшему пути;

     - на приемных подстанциях применяются  упрощенные схемы ОРУ без выключателей;

     - электроснабжение подстанций, в  которых есть потребители 1 категории,  должно осуществляться не менее  чем по двум линиям;

     - выключатели устанавливаются только  в начале линии у источника питания;

     - длина трассы линии увеличивается  на 10% из-за неровностей рельефа,  и обхода естественных и искусственных  препятствий. Для каждого участка  трассы определяем её длину  по плану с учётом масштаба:

= 1,07М

     где   – длина трассы линии на плане в см;

     М – масштаб линий, указанный в  задании, 8 км/см. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.1 Составление вариантов  цепи. Расчет длин трасс и линий электропередач

     Вариант №1

Рисунок 1 – Районная электрическая сеть вариант 1

     Суммарная длина трасс:

 = = ++++ = 49,65+38,52+52,22+36,81+30,82

= 208,02 (км)

 =

     где - длина трассы одноцепной линии, км;

      - длина трассы двухцепной линии, км.

 = +2+++ = 49,65+2158,37 = 366,39 (км)

     Общее число выключателей при условии  установки одного выключателя в  начале линии n^в = 10 шт. 
 

     Вариант №2

Рисунок 2 – Районная электрическая сеть вариант 2

     Суммарная длина трасс:

 = = ++++ = 49,65+38,52+48,45+42,8+30,82 = 210,24 (км)

 =

      где - длина трассы одноцепной линии, км;

       - длина трассы двухцепной линии, км.

 = +2+++ = 49,65+2160,59 = 370,83 (км)

     Общее число выключателей при условии  установки одного выключателя в  начале линии n^в = 6 шт. 
 
 
 

     Вариант №3

Рисунок 3 – Районная электрическая сеть вариант 3

     Суммарная длина трасс:

 = = ++++ = 43,66+38,52+52,22+36,81+42,8 = 214,01 (км)