Расчет районной электрической сети 110кВ

1 2 3 4 5 6 7

Исходные данные

Электрическое снабжение потребителей электрической энергией осуществляется от подстанции А энергосистемы.

Расположение источника А и подпитанных от нее ПС:

Масштаб: в 1кл – 8км

Коэффициент мощности ПС "А", о. е. – 0,92

Напряжение на шинах ПС "А", кВ – Umax=117, Umin=109

Район по гололёду – 1

Число часов использования max нагрузки Тmax*103, ч – 5,1

Стоимость эл. эн. Ц, коп/кВтч – 0,94

Максимальная активная нагрузка на ПС Pmax, МВт

Т.4 – 35 cos 4=0,79 Т.12 – 21 cos 12=0,78

Т.9 – 29 cos 9=0,86 Т.3– 24 cos 3=0,77

Т.11– 40 cos 11=0,82

tg э =0.3

Выбор рациональной схемы сети

Варианты схем сетей радиально-магистрального типа, при которой линии не образуют замкнутого контура

Рис. 1. Рис. 2.

смешанного типа

Рис. 3. Рис. 4.

Рис. 5. Рис. 6.

По соображению требований надёжности электроснабжения варианты схем районной электрической сети на рис.4 исключаются из рассматриваемых в виду ненадёжности электроснабжения потребителей. Схема сети на рис.2 является самой надёжной из рассматриваемых, но и одной из самых не экономичных (велика суммарная длина линии), вследствие чего исключаем эту схему из дальнейшего рассмотрения. Наиболее рациональные варианты схем сети по условиям экономичности и надёжности электроснабжения являются варианты на рис.1,3.

Выбор КУ

Выбираем КУ используя следующие формулы:

Qнб, i = Pнб, i * tg(arccos i),

Qк, i = Pнб, i * (tg(arccos i) - tg э),

Qост, i = Qк, i –Q`к, i,

Qр, i = Pнб, i * tg э + Qост, i.

и результаты вычислений помещаем в таблицу.

Таблица.

№ узла	Pнб, i МВт	cos i	Qнб, i МВАР	Qк, I МВАР	Q`к, i МВАР	Qост, i МВАР	Qр, i МВАР
11	40	0,82	27,92	15,92	15,75	0,17	12,17
12	21	0,78	16,85	10,5	10,35	0,15	16,45
3	24	0,77	19,89	19,76	20,25	-0,49	6,71
4	31	0,79	24,1	14,78	14,4	0,38	9,68
9	29	0,86	17,21	8,51	8,1	0,41	9,11

Qнб,11 = Pнб,11 * tg(arccos 11) =40*tg(arccos0,82) =27,92 МВАр;

Qнб,12 = Pнб,12 * tg(arccos 12) =21*tg(arccos0,78) =16,85 МВАр;

Qнб,3 = Pнб,3 * tg(arccos 3) =24*tg(arccos0,77) =16,85 МВАр;

Qнб,4 = Pнб,4 * tg(arccos 4) =31*tg(arccos0,79) =24,1 МВАр;

Qнб,5 = Pнб,5 * tg(arccos 5) =29*tg(arccos0,86) =17,21 МВАр;

Qк,11 = Pнб,11 * (tg(arccos 11) - tg э) =40* (tg(arccos0,82) – 0,3) =15,92 МВАр;

Qк,12 = Pнб,12 * (tg(arccos 12) - tg э) =21* (tg(arccos0,78) – 0,3) =10,5 МВАр;

Qк,3 = Pнб,3 * (tg(arccos 3) - tg э) =24* (tg(arccos0,77) – 0,3) =19,76 МВАр;

Qк,4 = Pнб,4 * (tg(arccos 4) - tg э) =31* (tg(arccos0,79) – 0,3) =14,78 МВАр;

Qк,9 = Pнб,9 * (tg(arccos 9) - tg э) =29* (tg(arccos0,86) – 0,3) =8,51 МВАр.

Выбираем для каждого узла КУ и заносим данные в таблицу:

Таблица.

№ узла	Число КУ	Тип КУ
11	4 2	УКЛ-10,5-3150УЗ УКЛ-10,5-1800УЗ
12	2 2	УКЛ-10,5-3150УЗ УКЛ-10,5-900У3
3	8 4	УКЛ-10,5-2700УЗ УКЛ-10,5-2250У3
4	8	УКЛ-10,5-1800УЗ
9	4	УКЛ-10,5-2700УЗ