ежі повинно здійснюватися з використанням двох систем номінальних напруг 110-220-500-1150 кВ на більшій частині території Росії і 110-330-750 кВ в західній частині ОЕС Центру та ОЕС Північно-заходу.
У період до 2010р. на більшій частині Європейської території Росії, включаючи Північний Кавказ, в Сибіру і на Далекому Сході стане розвиватися складна багатокільцеву мережу напругою 500 кВ. У західних районах для видачі потужності АЕС закінчується формування ліній 750 кВ.
У 2010 році в енергосистемах Росії напругою 110 кВ і вище експлуатувалося близько 440 тис. км ПЛ і майже 530 млн. кВА загальної трансформаторної потужності.
Створення потужних енергосистем обумовлено техніко-економічними перевагами. Зі збільшенням їх потужності з'являється можливість створення великих електричних станцій з більш економічними агрегатами, підвищується надійність електропостачання споживачів, збільшується можливість повного та раціонального використання обладнання.
Формування електричних систем здійснюється за допомогою електричних мереж, які виконують функцію передачі енергії та електропостачання споживачів. З урахуванням функцій електричних мереж ведеться їх проектування як частини електричної системи.
. Попередній розрахунок електричної мережі
. 1 Коротка характеристика електропостачальних району та його споживачів
Кліматичні умови
Мережа проектується для міста Челябінська. У відповідності з ПУЕ по ожеледі Челябінськ відноситься до 2-го району, де нормативна товщина стінки ожеледі становить 5 мм з повторюваністю один раз на п'ять років. Середня тривалість гроз в проектованому районі становить від 80 до 100 годин на рік. По вітровому тиску Воронеж відноситься до 2-го району, де нормативна швидкість вітру становить 27 м/с з повторюваністю один раз на 5 років і до району з рідкісною танцем проводів (1-й район) з повторюваністю рідше 1 разу на 10 років.
Еквівалентна температура охолоджуючого повітря (? екв) в місті Воронеж становить:
зимова: - 8,4? С;
річна: 19,0? С;
річна: плюс 11,0? С.
Відстані по повітряній прямій і протяжності трас між пунктами мережі.
Відстань (км) по повітряній прямій між пунктами мережі визначається за виразом:
(1.1)
де l іij - відстань між пунктами мережі, виміряний циркулем або лінійкою на генплані, наведеному в завданні;
m - заданий масштаб (км/см)
За формулою (1.1):
Протяжність траси (км) між пунктами мережі визначається з урахуванням нерівномірності рельєфу місцевості:
(1.2)
де к - поправочний коефіцієнт. Приймається рівним 1,16
За формулою (1.2):
Розрахунок відстані по повітряній прямій і протяжності трас за формулами (1.1) і (1.2) зведений в таблицю 1.1.
Таблиця 1.1 - Протяжність трас мережі
. 2 Побудова річного графіка навантаження за тривалістю
Мережа проектується для підприємств легкої промисловості. Зимовий та літній графіки навантажень для цієї галузі представлені на малюнку 1.1:
Малюнок 1.1 - Добові графіки навантажень для чорної металургії
Потрібно побудувати річний графік навантаження за тривалістю і знайти число годин використання максимуму навантаження.
Кількість зимових доби приймається рівним n з=213 і число літніх доби - n л=152.
Нумеруються ступені графіків зимового і літнього, починаючи з максимального значення.
Сумарна тривалість i- ої ступіні річного графіка:
, (1.3)
де T iз - сумарна річна тривалість i- ої ступіні по зимовим графіком;
T iл - сумарна річна тривалість i- ої ступіні по літнім графіком.
Визначаються за формулами:
, (1.4)
, (1.5)
де t iл - сумарна тривалість i-го ступеня по добовому літнім графіком;
t iз - сумарна тривалість i-го ступеня по добовому зимовим графіком.
За формулами (1.4) і (1.5) сумарні річні тривалості та перший ступені за літнім і зимовим графіками рівні:
Розрахунок за формулами (1.3), (1....
