Формула вычисления номинального напряжения

Как выбирается номинальное напряжение проектируемой электрической сети. От каких факторов оно зависит. Эмпирические формулы выбора номинального напряжения.

Номинальное напряжение электрической сети существенно влияет как на ее технико-экономические показатели, так и на технические характеристики. Так, например, при повышении номинального напряжения снижаются потери мощности и электроэнергии, т. е. снижаются эксплуатационные расходы, уменьшаются сечения проводов и затраты металла на сооружение линий, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается будущее развитие сети, но увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего номинального напряжения требует, наоборот, меньших капитальных затрат, но приводит к большим эксплуатационным расходам из-за роста потерь мощности и электроэнергии и, кроме того, обладает меньшей пропускной способностью. Из сказанного очевидна важность правильного выбора номинального напряжения сети при ее проектировании.

Экономически целесообразное номинальное напряжение зависит от многих факторов: мощности нагрузок, удаленности их от источников питания, их расположения относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети, способов регулирования напряжения и др. Ориентировочное значение Uном можно определить по значению передаваемой мощности и расстоянию, на которое она передается. Напряжение выбирают, исходя из полученного распределения потоков мощности и протяженности участков сети. Чем больше передаваемая по линии мощность и расстояние, на которое она передается, тем выше по техническим и экономическим нормам должно быть номинальное напряжение электропередачи. Номинальное напряжение можно приближенно оценить одним из следующих способов: а) по кривым на рис. 6.5, а и б; б) по эмпирическим выражениям; в) по табл. 6.5 пропускной способности и дальности передачи линий. Кривые на рис. 6.5 характеризуют экономически целесообразные области применения электрических сетей разных номинальных напряжений.

Это обобщающие зависимости, построенные в результате сравнения приведенных затрат для многочисленных вариантов сети с разными Р, I и Uном. Кривые на рис.6.5 ориентировочно характеризуют границы равноэкономичности для систем напряжений 110—220—500 кВ(кривые 1-4) и 110(150)—330—750 кВ (кривые 5—7). Например, точки кривой 2 соответствуют значениям P и l, для которых равноэкономичны варианты

В отличие от эмпирических выражений (6.23), (6.24) формула (6.25) дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ. Таблица 6.5 характеризует пропускную способность и дальность передачи линий 110—1150 кВ. В таблице учтены наиболее часто применяемые сечения проводов, практика их выбора и фактическая средняя длина воздушных линий. Отметим, что номинальное напряжение, равное 400 кВ не стандартное и мало распространенное. В столбце 4 приведены значения передаваемой мощности, определенные на основании опыта проектирования для сечений проводов, указанных в столбце 2. Из табл. 6.5 видно, что передаваемая мощность, определенная на основании опыта проектирования, для средних сечений проводов близка к натуральной мощности электропередачи или совпадает с ней. При увеличении передаваемой мощности экономически целесообразная дальность передачи уменьшается (рис. 6.5). Предельная дальность передачи для данного Uном соответствует наименьшей передаваемой мощности. Фактическая дальность передачи для ВЛ всех напряжений, как правило, значительно ниже предельной. В столбце 6 табл. 6.5 приведены средние длины линий электропередачи, т. е. среднее расстояние между двумя подстанциями. Например, средняя длина линии 500 кВ составляет 280 км. Средняя дальность передачи отличается от средней длины линии и определяет среднее расстояние, на которое передается электроэнергия на данном напряжении. Среднюю дальность передачи можно оценить как половину средней длины линии соседнего высшего для данной шкалы класса напряжения, которая характеризует расстояние между центрами питания рассматриваемой сети. Например, средняя дальность электропередачи по сети 220 кВ равна половине средней длины линии 500 кВ, т.е. 140 км.

Варианты проектируемой электрической сети или отдельные ее участки могут иметь разные номинальные напряжения. Обычно сначала определяют номинальное напряжение головных, более загруженных участков. Участки кольцевой сети, как правило, необходимо выполнять на одно номинальное напряжение. Найденные по рис. 6.5, табл. 6.5 либо по одной из формул (6.23) — (6.25) напряжения округляются до ближайшего номинального. Все эти три способа позволяют определить по передаваемой мощности и расстоянию, на которое она передается, лишь ориентировочное значение Uном. После определения ориентировочного значения Uном надо для каждой конкретной сети наметить ограниченное число вариантов различных номинальных напряжений для их последующего технико-экономического сравнения. В результате сравнения приведенных затрат для этих вариантов сети при различных номинальных напряжениях можно обоснованно выбрать номинальное напряжение всей сети или отдельных ее участков.

| следующая лекция ==>
Правовая доктрина — считалась и считается в течение длительного времени характерным источником права для англо-саксонской правовой семьи. | Научные факты, гипотезы, теории как формы научного познания.

Дата добавления: 2016-05-05 ; просмотров: 4716 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Определение номинального напряжения

Выбор номинального напряжения электрической сети является технико-экономической задачей и должен производиться совместно с выбором схемы сети. При увеличении номинального напряжения возрастают капиталовложения в сооружение сети, но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.

При проектировании для выбора рационального напряжения используются кривые зависимости величины напряжения от передаваемой мощности и длины линий электропередачи [2] или эмпирические формулы, в частности, формула Г.А. Илларионова, дающая удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ

где l — длина участка сети, км;

Р – передаваемая мощность, МВт.

Расчеты по формуле (1) сведены в табл.1.

Данные расчета номинальных напряжений участков сети Таблица 1

*Максимальная передаваемая мощность в случае обрыва одноцепных линий 1-5 или 1-3.

Учитывая заданные мощности потребителей и длины линий, для всех рассматриваемых вариантов выбирается класс номинального напряжения 110 кВ.

Выбор сечения проводов

Выбор сечения проводов производится с помощью экономических интервалов. Распределение мощности в проектируемой сети варианта А определится:

Р 1-2 = Р2 = 20 МВт

Р 1-3 = Р3 = 40 МВт

Р 1-4 = Р4 = 10 МВт

В нормальном режиме расчетный ток Iр, А, определится

где Р – передаваемая мощность, кВт;

Uном – номинальное напряжение сети, кВ;

cos j — коэффициент мощности;

N- число расщеплений проводов.

Максимальный ток на 5 год эксплуатации

где ai коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

aт -коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы Км.

Для линий 110 кВ значение ai , принимается рав­ным 1,05 , а aт = 1,3

[ 1, с.158,табл.4.9 ] при Км =1,0 и Тmax > 6000ч.

По табл.7.8 [1,с 280] для 2-х цепной линии выполненной на стальных опорах, II район по гололеду, европейская ОЭС определяем сечение провода F,мм 2 , при условии

Из табл.7.12 [1,с292] выписываем марку провода и допустимый ток Iдоп, А.

Допустимый ток с учетом температуры окружающей среды

где Ко.с – коэффициент, учитывающий отклонение температуры окружающей среды от нормальной, Ко.с. = 0,88 [1 ,с292,т.7.13].

Выбранные провода проверяются на нагрев в аварийном режиме при обрыве одной цепи

Расчеты по формулам (2 …6) сведены в таблицу 1.2.

Выбор сечения проводов для схемы варианта А Таблица 2

Уч-к P, МВт Iр, А Imax5, А F, мм 2 Марка провода Iдоп , А Iдоп о.с. А Iав, А
1-2 20 58 79,7 95 2АС- 95/16 330 290 159,7
1-3 40 117 159 150 2АС- 150/19 450 396 319
1-4 10 58 79,7 95 АС- 95/16 330 290
1-5 30 88 120 150 2АС- 150/19 450 396 239

Провод на всех участках проходит проверку на нагрев в аварийном режиме.

Распределение мощности в проектируемой сети варианта Б.

Для кольца 1-3-5 активная мощность на головных участках 1-3, 1-5 определится

где l153 = l 15+ l 35 = 70 + 100 = 170 км

МВт (против часовой стрелки)

МВт (по часовой стрелке)

Правильность найденных мощностей подтверждается проверкой

35,6 + 34,4 = 30 + 40 МВт 70 = 70 МВт

Мощность на участке 5 -3 определяется по 1 закону Кирхгофа

Выбор сечения проводов производится по формулам (4…6) и сведены в табл.3.

Выбор сечения проводов для схемы варианта Б Таблица 3

Уч. сети P, МВт Iр, А Imax5, А F, мм 2 Марка провода Iдоп , А I доп о.с. А Iав, А
1-2 20 58 80 95 2АС- 95/16 330 290 159
1-3 35,6 208 284 240 АС- 240/39 610 537 409
1-4 10 58 80 95 АС- 95/16 330 290 159
1-5 34,4 201 274 240 АС- 240/39 610 537 409
3-5 4,4 26 35 70 АС- 70/11 265 233 239

Проверка по условиям нагрева в послеаварийном режиме.

Потоки мощности при отключении уч.1- 3 определятся

При отключении линии 1-5 распределение мощности определится

Сравниваем допустимые токи с учетом окружающей среды и токи в аварийном режиме

Iав13 = 409А Iдоп о.с = 537А , условие (1.6) выполняется, т.к. 409 233А, поэтому

на участке 3-5 устанавливаем провод марки АС- 95/16 с Iдоп о.с = 290А

Выбранные сечения проводов проходят проверку на нагрев в аварийном режиме.

Расчет схемы замещения

Исходными данными для расчета схемы замещения линий являются справочные данные выбранных марок проводов, приведенные в таблицах 4, 6.

Расчет схемы замещения варианта А.

Справочные данные проводов варианта А Таблица 4

Участок сети Р, МВт l, км Марка провода ro , Ом/км х o , Ом/км Bo 10 -6 , См/км qo, Мвар
1-2 20 70 2АС-95/16 0,31 0,43 2,61 0,035
1-3 40 80 2АС-150/24 0,198 0,42 2,7 0,036
1-4 10 60 АС – 95/16 0,31 0,43 2,61 0,035
1-5 30 70 2АС-150/24 0,198 0,42 2,7 0,033

Активное и реактивное сопротивления линий определятся по формулам

где ro – удельное активное сопротивление провода, Ом/км;

хo — удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км;

l — длина участка сети, км;

n – количество цепей;

N – количество расщеплений проводов по фазе.

Проводимости линии определятся по формулам

Gл = gО × l × n × N, (10)

где gО — удельная активная проводимость линий, См/км;

bО — удельная реактивная проводимость линий, См/км.

Для линий U=110кВ активная проводимость Gл = 0.

Генерируемая реактивная мощность определится

Qс = 0,5 U 2 Bл, (12)

Расчеты по формулам (8…12) сведены в таблицу 5.

Данные схемы замещения линий варианта А Таблица 5

Участок Rл , Ом Xл, Ом Bл10 -6 , См Qс, Мвар
1-2 11 15 365 2,2
1-3 8 17 432 2,6
1-4 18,6 26 157 0,9
1-5 7 15 378 2,3

Расчет схемы замещения варианта Б.

Справочные данные проводов варианта Б Таблица 6

Участок сети Р, МВт l, км Марка провода ro , Ом/км х o , Ом/км Bo 10 -6 , См/км qo, Мвар
1-2 20 70 2АС-95/16 0,31 0,43 2,61 0,035
1-3 35,6 80 АС-240/39 0,12 0,405 2,81 0,038
1-4 10 60 АС – 95/16 0,31 0,43 2,61 0,035
1-5 34,4 70 АС-240/39 0,12 0,405 2,81 0,038
3-5 4,4 100 АС – 95/16 0,31 0,43 2,61 0,035

Активное, реактивное сопротивления и проводимости линий определяются по формулам (8…12). Результаты расчетов сведены в таблицу 7.

Данные схемы замещения линий варианта Б Таблица 7

Участок Rл , Ом Xл, Ом Bл10 -6 , См Qс, Мвар
1-2 11 15 365 2,2
1-3 9,6 32,4 224,8 1,36
1-4 18,6 26 157 0,9
1-5 8,4 28,4 196,7 1,19
3-5 43 44 255 1,54

Дата добавления: 2018-05-12 ; просмотров: 1682 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Номинальные напряжения электрических сетей

date image2015-03-27
views image8100

facebook icon vkontakte icon twitter icon odnoklasniki icon

При проектировании развития электрической сети одновременно с разработкой вопроса о конфигурации электрической сети решается вопрос о выборе ее номинального напряжения. Шкала номинальных линейных напряжений электрических сетей установлена ГОСТ 721-77 и составляет следующий ряд:

0,38; 3; 6; 10; 20; 35; 110; 150; 220; 330; 500; 750; 1150 кВ.

При выборе номинального напряжения сети учитываются следующие общие рекомендации:

напряжения 6. 10 кВ используются для промышленных, городских и сельскохозяйственных распределительных сетей; наибольшее распространение для таких сетей получило напряжение 10 кВ; применение напряжения 6 кВ для новых объектов не рекомендуется, а может использоваться при реконструкции существующей электрической сети при наличии в ней высоковольтных двигателей на такое напряжение;

в настоящее время в связи с ростом нагрузок коммунально-бытового сектора имеется тенденция к повышению напряжения распределительных сетей в крупных городах до 20 кВ;

напряжение 35 кВ широко используется для создания центров питания сельскохозяйственных распределительных сетей 10 кВ; в связи с ростом мощностей сельских потребителей для этих целей начинает применяться напряжение 110 кВ;

напряжения 110…220 кВ применяются для создания региональных распределительных сетей общего пользования и для внешнего электроснабжения крупных потребителей;

напряжения 330 кВ и выше используются для формирования системообразующих связей ЕЭС и для выдачи мощности крупными электростанциями.

Исторически в нашей стране сформировались две системы напряжений электрических сетей (110 кВ и выше). Одна система 110(150), 330, 750 кВ характерна в основном для Северо-Запада и частично Центра и Северного Кавказа. Другая система 110, 220, 500 кВ характерна для большей части территории страны. Здесь в качестве следующей ступени принято напряжение 1150 кВ. Электропередача такого напряжения строилась в 80-х годах прошлого века и предназначалась для передачи электроэнергии из Сибири и Казахстана на Урал. В настоящее время участки электропередачи 1150 кВ временно работают на напряжении 500 кВ. Перевод этой электропередачи на напряжение 1150 кВ будет осуществлен позднее.

Номинальное напряжение отдельной линии электропередачи является, главным образом, функцией двух параметров: мощности Р, передаваемой по линии, и расстояния L, на которое эта мощность передается. В связи с этим имеется несколько эмпирических формул для выбора номинального напряжения линии, предложенных разными авторами.

где Р, кВт, L, км, дает приемлемые результаты при значениях L250 км и Р60 МВт.

где Р, МВт; L, км, дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ [5].

Выбор номинального напряжения электрической сети, состоящей из определенного количества линий и подстанций, является в общем случае задачей технико-экономического сравнения различных вариантов. Здесь, как правило, необходимо учитывать затраты не только на линии электропередачи, но и на подстанции. Поясним это на простом примере.

Проектируется электрическая сеть, состоящая из двух участков длиной L1 и L2 (рис. 4.1,а). Предварительная оценка номинального напряжения показала, что для головного участка следует принять напряжении 220 кВ, а для второго участка 110 кВ. В этом случае необходимо сравнить два варианта.

В первом варианте (рис. 4.1,б) вся сеть выполняется на напряжение 220 кВ. Во втором варианте (рис. 4.1,в) головной участок сети выполняется на напряжении 220 кВ, а второй участок – на напряжении 110 кВ.

Во втором варианте линия W2 напряжением 110 кВ и подстанция 110/10 кВ с трансформатором Т будут дешевле, чем линия W2 напряжением 220 кВ и подстанции 220/10 кВ с трансформатором Т2 первого варианта. Однако подстанция 220/110/10 кВ с автотрансформатором АТ второго варианта будет дороже, чем подстанция 220/10 кВ с трансформатором Т1 первого варианта.

Рис. 4.1. Схема (а) и два варианта (б) и (в) напряжений сети

Окончательный выбор напряжения сети определится в результате сравнения этих вариантов по затратам. При отличии затрат менее чем на 5 % предпочтение следует отдать варианту с более высоким номинальным напряжением.

Источник

Поделиться с друзьями
Электрика и электроника
Adblock
detector