Определение сечения проводов питающих линий электропередач
Расчёт питающей линии 0 – 1, схема которой приводится на рис. 1.13
Рис. 1.13 Схема к расчёту питающей линии 0 – 1.
Рассчитывается сечение проводов ЛЭП, для чего выбирается экономическая плотность тока j при ТМАХ=3000 ч [3,6,7,9] j=1,3 А/мм2.
FЭК= 
, (1.13)
где FЭК – сечение провода, мм2;
IР – расчётный ток, А.
IP= 
(1.14)
IP= 
=64,7 А
FЭК= 
=49,8 мм2
Для потребителей I – ой категории принимаем двухцепную линию
F’ЭК= 
, (1.15)
F’ЭК= 
=24,9 мм2
По условиям коронирования для линии электропередач напряжением 110 кВ выбирается провод АС – 70 [3,7,16].
Составив схему замещения рис. 1.14 определяются постоянные её значения для провода АС – 70
rо = 0,45 Ом/км П.4 [7].
xо = 0,44 Ом/км П.14 [10,3,16].
Во = 2,47 × 10-6 Ом-1/км П.7 [15,18,17]
1 – е звено 2 – е звено
Рис. 1.14. Схема замещения питающей линии 0 – 1.
Сопротивления воздушных линий электропередач определяются по формулам:
r12 = 
, Ом (1.16)
х12 = 
, Ом, (1.17)
где ℓ – длина линии, км;
r0 – удельное активное сопротивление провода, Ом/км;
х0 – удельное индуктивное сопротивление провода Ом/км;
r12 = 
= 11,25 Ом.
x12 = 
= 14,3 Ом.
Определяется емкостная проводимость линии по формуле (1.18.).
В1 = В2 = 
, (1.18)
где В0 – удельная емкостная проводимость, Ом-1/км.
В1 = В2 = 
= 1,37 × 10-6 Ом-1
Определяются активное и индуктивное сопротивления трансформаторной подстанции
R23 = 
, (1.19)
Где Рк – потери короткого замыкания, кВт;
Uном – номинальное напряжение высшего порядка, кВ;
Sном – номинальная каталожная мощность, мВА.
Х23 = 
(1.20)
где Uк – напряжение короткого замыкания, %;
n – число трансформаторов.
R23 = 
= 21,3 Ом
Х23 = 
= 254,1 Ом
Определяется реактивная мощность холостого хода группы n - трансформаторов:
∆Uхх = 
× n , (1.21.)
где Iо – ток холостого хода , %;
∆Qхх = 
= 75 кВАр.
Рассчитывается линия электро передач по звеньям рис. 1.14.
Второе звено. По условию расчета активная мощность потребителя в конце звена Рз = 2,525 МВт, коэффициент мощности cosj = 0.8.
Тогда реактивная мощность определяется по формуле:
Qз = Рз × tg j (1.22.)
Qз = 2,525 × 0,75 = 1,894 Мвар.
Потери мощности во втором звене запишутся
∆Р2 = 
× R23 (1.23.)
∆Р2 = 
× 21,3 = 0.018 мВт.
Потери реактивной мощности определяются:
∆Q2 = × Х23 (1.24.)
∆Q2 = 
× 254,1 = 0,215 мВAP.
Потери напряжения в звене, продольная составляющая
(1.25)
∆U2 = 
= 4,86 кВ
поперечная составляющая
(1.26.)
d U2 = 
= -3,9 кВ.
Определим мощность и напряжение в начале второго звена:
Р2 = Р3 + ∆Р3
Q2 = Q3 + ∆Q3
Р2 = 2,525 + 0.018 = 2,543 мВт;
Q2 = 1,894 + 0,215 = 2,109 МВАр.
(1.28)
Данные, полученные при расчете сводим в таблицу 1.5.
Таблица 1.5.Расчет линий электропередач по звеньям
| Номер звена | Напряжение в конце звена U, кВ | Мощность в конце звена | Потери мощности | Потери напряжения | Мощность в начале звена | Напряжение в начале звена, U, кВ | ||||
| P, МВт | Q, МВАр | ∆P, МВт | ∆Q, МВАР | ∆U, кВ | dU, кВ | P, МВт | Q, МВАр | |||
| 2,525 | 1,894 | 0,018 | 0,215 | 4,86 | -3,9 | 2,543 | 2,109 | 114,9 | ||
| 114,9 | 2,543 | 1,09 | 0,0065 | 0,0063 | 0,35 | 0,14 | 2,55 | 1,096 | 115,25 |
Первое звено. Активная мощность в конце звена Р1 = 14,555 МВт. Реактивная мощность рассчитывается с учетом потери мощности трансформатора на холостом ходу и зарядной мощности линии Qc
Qc = BU2 (1.29.)
Qc = Q’2 + Qxx 
- B2 U21 (1.30.)
Q2 = 2,103 + 0,075 
- 1.37 × 10-6× 114,92 = 1,09 Мвар
Потери мощности в звене запишутся
∆Р1 = 
× R12 (1.31.)
∆Р1 = 
= 0,0065 МВт.
∆Q1 = 
(1.32.)
∆Q1 = 
= 0.0063 Мвар.
Потери напряжения в звене
∆U1 = 
(1.33)
∆U1 = 
= 0,35 кВ
dU1 = 
(1.34)
dU1 = 
= 0.14 кВ.
Мощность и напряжение в начале первого звена определяется:
Р1 = Р2 + ∆Р1 (1.35)
Q1 = Q2 + ∆Q1
Q1 = 1,09 + 0.0063 = 1,096 Мвар;
Р1 = 2,543 + 0,0065 = 2,55 МВт.
U1 = 
(1.36)
U1 = 
= 115,25 кВ.
Полученные расчетные данные заносим в табл.1.5.
Из табл.1.5 находим основные технико-экономические показатели расчитаной линии.
Коэффициент полезного действия передачи
h = 
(1.37)
h = 
= 0,99
при этом
tg j = 
(1.38)
tg j = 
= 0,43
откуда определяется cos j = 0,92.
Общая потеря напряжения в линии определяется.
∆U % = U1 – U3 (1.39)
∆U = 115,25 – 110 = 5,25 кВ или 4,8%
Таким образом выбранная мощность и тип трансформатора, а так же сечение (3´70) мм2 и марка проводов АС обеспечивают передачу запланированной расчетной мощности с достаточно высоким КПД передачи h = 0,99.
Данные расчётов заносим в таблицу 1.6.
| Номер расчетного участка | Суммарная мощность участка Såp= åSpi, кВА | Расчетная мощность участка Sp = Kодн×åSpi | Марка и сечение провода | Длинна расчетного участка L, км | Потери напряжения на расчетном участке | |||
| Вариант I | ||||||||
| 0-1 | 0,8 | АС - 70 | 0,9 | |||||
| 1-2 | 0,8 | АС - 70 | 0,35 | |||||
| 1-4 | АС - 70 | 0,11 | ||||||
| 1-5 | АС - 70 | 0,1 | ||||||
| 2-3 | АС - 70 | 0,2 | ||||||
| Вариант II | ||||||||
| 0-1 | 0,8 | АС – 70 | 0,9 | |||||
| 1-2 | 0,8 | АС – 70 | 0,35 | |||||
| 1-4 | 0,8 | АС – 70 | 0,14 | |||||
| 4-5 | АС – 70 | 0,1 | ||||||
| 2-3 | АС – 70 | 0,2 | ||||||
Таблица 1.6 Расчет питающих линии напряжением 35 ¸ 110 кВ.