Учебная работа. Проектирование сетевого района

(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)

Загрузка...

Учебная работа. Проектирование сетевого района

Размещено на /

Проектирование сетевого района

Введение

трансформатор электрический подстанция напряжение

В дипломном проекте разрабатывается сеть напряжением 35 — 220 кВ, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего 5 предприятий или населенных пунктов. Электроснабжение этих пунктов осуществляется от крупной узловой подстанции.

Местность, в которой расположен промышленный район, относится к 3 району по гололёду. Линии электропередач проектируются на железобетонных опорах.

Большая часть проекта посвящается выбору экономически целесообразной схемы районной сети. В нем рассмотрены вопросы компенсации реактивной мощности, расчета основных режимов работы сети, регулирования напряжения.

1. Выбор конфигурации электрической сети

1.1 Выбор конфигурации электрической сети

Для рассмотрения в проекте принимаются 4 схемы электроснабжения потребителей, к которым предъявляются следующие требования:

— экономичность сооружения и эксплуатации электрической сети;

— обеспечение требуемого уровня надёжности;

— обеспечение качества электрической энергии на зажимах приёмников;

— приспособленность сети к различным режимам её работы;

— простота, наглядность и удобство в процессе эксплуатации.

Варианты конфигурации схем электрической сети:

Рисунок 1 — Схема 1

Рисунок 2 — Схема 2

Рисунок 3 — Схема 3

Рисунок 4 — Схема 4

Конфигурация районной электрической сети представляет собой структуру связей пунктов потребления и источников питания, которая зависит от их взаимного расположения на плане района, и также от категорий приемников электрической энергии по надёжности.

Расстояния между пунктами приведены в таблице 1.

Таблица 1. Расстояния между пунктами потребления

Название участка

А-B

B — 2

4 — 2

2 — 3

4- 3

4 — 5

B — 4

5 — 3

Длина, км

125

145

1.2 Определение потока мощности от электростанции В

Рисунок 5а — Схема электрической станции B

Рисунок 5б — схема замещения электрической станции B

Исходные данные электростанции В:

Тип генератора ТВВ-200-2а

— Номинальная мощность генераторов = 200 МВт

— Коэффициент мощности генератора г = 0,85

— Номинальное напряжение генератора

— количество генераторов на станции

— Марка трансформаторов: ТДЦ-250000/220

— количество трансформаторов на станции

— Мощность нагрузки на генераторном напряжении = 60 МВА

— Коэффициент мощности нагрузки на генераторном напряжении = 0,7

— Мощность нагрузки РУ 220= 150 МВА

— Коэффициент мощности нагрузки РУ 220

— Мощность нагрузки РУ 110= 120 МВА

— Коэффициент мощности нагрузки РУ 110

Паспортные данные трансформатора:

Определим суммарную мощность, вырабатываемую генераторами электростанции:

Мвар

МВА

Так как в данной схеме 3 генератора то:

МВА,

Определим мощность нагрузки генератора:

МВт,

Мвар,

Определим мощность нагрузки РУ 110 кВ:

МВт,

Мвар,

МВА,

Определим мощность нагрузки РУ 220 кВ:.

МВт,

Мвар,

МВА,

Так как трансформаторов 3, то сопротивление в обмотках в 3 раза меньше, чем у одного трансформатора, а потери холостого хода в 3 раза больше. Определим потери в стали и обмотках трансформатора:

МВт,

Мвар,

МВА,

МВА.

Определим потери в стали и обмотках автотрансформаторов:

МВА,

Мощность отдаваемая электростанцией В в систему:

На рисунке 6 представлены параметры схемы и режима.

Рисунок 6. Параметры схемы и режима

1.3 Выбор номинального напряжения сети

количество цепей определяется категорией потребителей пункта. Для потребителей первой категории необходимо питание от двух независимых взаиморезервируемых источников питания. В этом случае целесообразно осуществлять питание по двум одноцепным ЛЭП. Для питания потребителей второй категории необходимо питание от двух независимых взаиморезервируемых источников питания. Допускается питание по одной двухцепной линии. При проектировании номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной линии электропередачи.

Для одной одноцепной линий:

где P — передаваемая активная мощность;

l — длина линии электропередачи.

Для двух одноцепных линий:

Для двухцепных линий:

Схема 1.

Участок 1-4 — две одноцепные линии:

Р1-4 = Р1,

Р1-4 = 17 МВт,

кВ.

Участок 5-4 — одноцепная линия:

Р5-4 = Р5,

Р5-4 = 7 МВт,

кВ.

Участок В-2 — две одноцепные линии:

РВ-2 = P1 + P2 + P3+ P4+ P5

РВ-2 = 17+7+28+24+15=91 МВт,

кВ.

Распределение мощностей на кольцевом участке 2-3-4-2:

Рисунок 7. Линия с двухсторонним питанием

МВт,

кВ,

кВ.

Кольцевой участок схемы выполняется одним номинальным напряжением 220 кВ.

Схема 3.

Предварительная оценка номинального напряжения для линий В-2, 1-4, 5-4 в данной схеме совпадает с предварительной оценкой для схемы 1.

;

Участок 2-4 — две одноцепные линии:

Р2-4 = Р1+Р5+Р4,

Р2-4 = 52 МВт,

кВ.

Участок 2-3 — две одноцепные линии:

Р2-3 = Р3,

Р2-3= 24 МВт,

кВ.

Расчет номинальных напряжений для схем 3 и 4 проводится аналогичным способом и сведён в таблицу 2.

Таблица 2. Напряжения ЛЭП

Линия

L-длинна

Мощность

Uрасч

Uном

Схема 1 (рисунок 1)

км

МВт

кВ

B-2

124,279

220

2-3

107,37

220

2-4

118,06

220

3-4

63,64

220

4-5

55,24

110

1-4

60,29

110

Схема 2 (рисунок 2)

км

МВт

кВ

B-2

124,279

220

2-3

86,365

110

3-5

78,481

110

2-4

81,1

110

1-4

60,29

110

Схема 3 (рисунок 3)

км

МВт

кВ

B-2

124,279

220

2-4

95,48

110

2-3

69,98

110

4-1

60,29

110

4-5

55,24

Схема 4 (рисунок 4)

км

МВт

кВ

B-4

145

87,2

110

4-1

60,29

110

4-5

44,7

В-2

87,2

110

2-3

69,98

110

Схема 2 (рисунок 2) не будет рассматриваться в данном проекте, так как суммарная длина линии по которой будет передаваться энергия составит 340 км, когда по схеме 3 длина линии составляет 335 км, что экономически выгоднее. Так же не будет рассматриваться Схема 4 (рисунок 4), так как суммарная длина линии по которой будет передаваться энергия 412 км, когда по схеме 3 длина линии составляет 335 км, что экономически выгоднее, а так же в этом случае потребуется дополнительная установка РУ-35 кВ на стороне низшего напряжения и установка трехобмоточного трансформатора, что повлечет за собой дополнительные затраты.

1.4 Выбор мощности компенсирующих устройств

В данном пункте определяется оптимальное Производство и распределение электроэнергии.

Подробный расчёт для схемы 2.

Предельная реактивная мощность, потребляемая в режиме зимних максимальных нагрузок:

где — коэффициент мощности в режиме максимальных нагрузок, .

Мвар;

Мвар.

Потребляемая реактивная мощность в режиме зимних максимальных нагрузок:

где — коэффициент мощности потребителей в режиме зимних максимальных нагрузок.

Мвар;

Мвар.

Мощность компенсирующих установок:

Мвар;

Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой подстанции, набирается параллельным включением серийно выпускаемых ККУ.

Мвар;

Мвар.

Расчетные нагрузки в пунктах потребления:

МВА;

МВА.

После выбора компенсирующих устройств необходимо проверить условие:

где -коэффициент мощности потребителей в режиме максимальных нагрузок с учётом компенсации реактивной мощности:

;

Условие для всех 5 пунктов выполняется значит компенсирующие устройства выбраны верно.

Потребляемая активная мощность в режиме зимних минимальных нагрузок:

МВт;

Потребляемая реактивная мощность в режиме зимних минимальных нагрузок:

Мвар;

Мвар.

Расчетные нагрузки в пунктах потребления в режиме зимних минимальных нагрузок:

МВА;

МВА.

Потребляемая активная мощность в режиме летних максимальных нагрузок:

МВт;

Потребляемая реактивная мощность в режиме летних максимальных нагрузок:

Мвар;

Мвар.

Потребляемая активная мощность в режиме летних минимальных нагрузок:

МВт;

Потребляемая реактивная мощность в режиме летних минимальных нагрузок:

Мвар;

Мвар.

Расчетные нагрузки в пунктах потребления в режиме летних максимальных нагрузок:

МВА;

МВА.

Расчетные нагрузки в пунктах потребления в режиме летних минимальных нагрузок:

МВА;

Для режима летних минимальных нагрузок необходимо проверить условие:

где -коэффициент мощности потребителей в режиме летних минимальных нагрузок с учётом компенсации реактивной мощности:

Так как <0 то отключаем 1 конденсаторную установку мощностью 0,9 Мвар. Расчетная мощность в режиме летних минимальных нагрузок без учета одной конденсаторной установки:

МВА.

после отключения одной конденсаторной установоки:

Условие выполняется.

Аналогично выполнены расчеты для остальных 5 пунктов. Результаты расчетов сведены в таблицу 3

Далее запишем мощности нагрузок с учетом компенсирующих устройств в зимний максимум нагрузок:

МВА;

МВА.

По значениям мощности после компенсации найдём потокораспределение в сети:

Рисунок 8. Потокораспределение схемы 1

Распределение реактивной мощности для схемы 1:

Участок 1-4 — две одноцепные линии

Q1-4 = Q1,

Q1-4 = 6,487 Мвар,

Участок 4-5 — одноцепная линия

Q4-5 =Q5,

Q4-5= 2,668Мвар,

Распределение мощностей на кольцевом участке 2-4-3-2:

Рисунок 9. Линия с двухсторонним питанием

Мвар,

Участок В-2 — две одноцепные линии:

QВ-2 = Q1 + Q2+ Q3+ Q4+ Q5,

QB-2= 2,668+6,487+10,716+9,402+5,696=34,969 Мвар.

Рисунок 10. Потокораспределение схемы 3

В схеме 3 распределения мощностей на участках 1-4, 4-5, 3-2 равны их нагрузкам. На участке 4-2 равно сумме мощностей 1, 5 и 4 пункта. На участке В-2 равно сумме мощностей всех пунктов.

1.5 Выбор сечений и марки проводов

Экономический выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи проводится по методу экономической плотности тока. Порядок расчетов при этом следующий:

— определяются токи на участках сети:

где Pj и Qj — активная и реактивная мощности в j-ой линии в режиме максимальных нагрузок, МВт, МВАр;

n — количество цепей линии электропередачи.

— определяется расчетная токовая нагрузка линии:

где Imaxj — ток в j-ой линии, определенной по вышеуказанной формуле;

1 — коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линий, для линий 110-220 кВ принимается равным 1,05;

т — коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки Тнб, который для 4944 часов равен 1,0;

где — экономическая плотность тока, берется из специальных таблиц в зависимости от часов использования максимума нагрузки в год, в данном проекте принимается:

= 0,9

Выбор сечения проводов при таком методе расчетов производится по справочным таблицам.

В качестве примера выбора сечения провода рассмотрим линию В-2:

Линия В-2:

А, А,

Выбираем провод марки АСО-240 с погонными параметрами: r0=0,13 Ом/км, х0=0,435 Ом/км, Iдоп=605 А.

Результаты расчета токов и выбор проводов для схемы 1 и 3 представлены в таблицах 4 и 5.

Таблица 41 Выбор сечений проводов линий электропередачи для схемы 1

Ли-

ния

S, МВА

Uном, кВ

Imax, A

Iр, А

Fэ

Марка

Iдоп, А

ro,

Ом/км

хo,

Ом/км

В-2

1+1

91+

j34,969

220

127,92

134,316

149,24

АСО-240

605

0,13

0,435

2-4

42+

j16,144

220

118,084

123.988

137.764

АСО-240

605

0,13

0,435

2-3

34+

j13,129

220

95.648

100.43

111.589

АСО-240

605

0,13

0,435

3-4

10+

j3.727

220

28.007

29.407

32.674

АСО-240

605

0,13

0,435

1-4

1+1

17+

j6,487

110

47.751

50.139

55.71

АС-70

265

0,46

0,444

4-5

j2,668

110

39.319

41.285

45.872

АС-70

265

0,46

0,444

Таблица 5. Выбор сечений проводов линий электропередачи для схемы 3

Ли-

ния

S, МВА

Uном, кВ

Imax, A

Iр, А

Fэ

Марка

Iдоп, А

ro,

Ом/км

хo,

Ом/км

В-2

1+1

91+

j34,969

220

127,92

134,316

149,24

АСО-240

605

0,13

0,435

2-4

1+1

52+

j19,871

110

146.089

153.393

170.437

АС-185

510

0,17

0,413

2-3

1+1

24+

j9,402

110

67.644

71.026

78.918

АС-95

330

0,33

0,434

1-4

1+1

17+

j6,487

110

47.751

50.139

55.71

АС-70

265

0,46

0,444

4-5

j2,668

123.573

129.752

144.169

АС-150

445

0,21

0,392

1.6 Проверка проводов по нагреву и по допустимой потере напряжения

Выбранные сечения проводов ЛЭП необходимо проверить по нагреву длительно протекающими токами и по потере напряжения. Проверка по нагреву должна выполняться для наиболее тяжелых послеаварийных режимов работы сети. Для двухцепных или параллельных линий наиболее тяжёлым будет обрыв одной из линий (цепи). Для замкнутых сетей — обрыв одного из головных участков.

Проверка по нагреву токами послеаварийных режимов для схемы 1:

При обрыве одной из линий на участках В-2, 4-1, приведёт к увеличению тока в два раза:

А,

А.

Послеаварийные токи меньше допустимых, значит выбранные сечения проводов проходят по нагреву.

Определение потокораспределения и расчёт токов в послеаварийном режиме на кольцевом участке 2-4-3. Наиболее тяжёлыми будут режимы при неисправной линии 2-4 либо 2-3.

Отключение линии 2-4:

МВА,

Рисунок 11. Распределение мощностей после отключения линии 2-4

трансформатор электрический подстанция напряжение

Отключение линии 2-3:

МВА,

МВА.

Рисунок 12. Распределение мощностей после отключения линии 2-3

Определение длительных послеаварийных токов:

А,

А.

Выполненные расчеты показали, что все сечения проходят по нагреву токами послеаварийных режимов.

Проверка сечений по допустимой потере напряжения в нормальном и послеаварийных режимах.

Потери напряжения до пункта 4:

1. Первый послеаварийный режим — отключение линии 4-2:

Потери напряжения до пункта 4 в послеаварийном режиме:

2. Второй послеаварийный режим — отключение линии 3-2:

Потери напряжения до наиболее электрически удалённого пункта — пункта 4:

3. Третий послеаварийный режим — обрыв одной из линий на участке B-2.

В послеаварийных режимах при обрыве одной из параллельных линий потери напряжения в другой увеличатся в два раза:

Потери напряжения до наиболее электрически удалённого пункта — пункта 4:

4. Четвёртый послеаварийный режим — обрыв одной из линий на участке 1-4:

Потеря напряжения на всех участках сети:

Потери напряжения до пункта 1 в нормальном режиме:

1. Первый послеаварийный режим — обрыв одной из линий на участке B-2:

2. Второй послеаварийный режим — обрыв одной из линий на участке 2-3:

Потери напряжения до пункта 1 в аварийном режиме:

3. Третий послеаварийный режим — обрыв одной из линий на участке 2-4:

Потери напряжения до пункта 1 в аварийном режиме:

4. Четвёртый послеаварийный режим — обрыв одной из линий на участке 1-4:

Выполненные расчеты показали, что все сечения проходят по нагреву токами послеаварийных режимов и по потере напряжения.

1.7 Выбор числа и мощности трансформаторов. Схемы электрических соединений подстанций

При проектировании электрических сетей на подстанциях всех категорий рекомендуется применять не более двух трансформаторов. установка большего количества трансформаторов может быть допущена на основании технико-экономических расчетов. Однотрансформаторные подстанции допускается применять в следующих случаях:

Как первый этап развития двухтрансформаторной подстанции при условии, что достижение полной нагрузки подстанции произойдет не раньше, чем через три года после ввода первого трансформатора, и наличии резервного питания по сетям среднего и низшего напряжений.

Для питания потребителей II категории, если замена поврежденного трансформатора обеспечивается в установленные сроки, и при условии технико-экономической целесообразности с учетом возможного народнохозяйственного ущерба от перерыва электроснабжения.

Для питания потребителей III категории, когда по состоянию подъездных путей замена поврежденного трансформатора возможна не позже, чем через 24 часа.

При наличии второго источника питания со стороны низшего напряжения силового трансформатора.

При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях снижения суммарной установленной мощности. При расчетах необходимо исходить из следующих положений:

На двухтрансформаторных подстанциях при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирается равной не более 0,7 суммарной нагрузки подстанции в расчетный период (в период максимальной нагрузки).

При отключении наиболее мощного трансформатора оставшийся в работе должен обеспечить питание потребителей I и II категорий во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки 40%.

На однотрансформаторной подстанции номинальная мощность трансформатора Sном выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки S потребителей, то есть:

SномS

При этом следует стремиться максимально загрузить трансформаторы сети (до 100%).

Вычисляются полные мощности всех нагрузок с учетом компенсации реактивной мощности.

По результатам вычислений строятся суточные графики нагрузок в зимний период, представленные на рисунке 13.

Рисунок 13. Суточные графики нагрузок в зимний период

Произведем выбор трансформаторов, основываясь на результатах расчетов полных мощностей нагрузок и суточных графиков нагрузок.

На подстанциях 1,2,3 и 4 устанавливаются два трансформатора, поскольку в состав нагрузок, подключенных к этим подстанциям, входят электропотребители II, III и I, II, III категории соответственно. На подстанции 4 должны быть установлены два автотрансформатора, так как в состав нагрузки, подключенной к этой подстанции, входят электропотребители I, II и III категории, а также необходимо обеспечить трансформацию напряжения с 220 кВ на 110 кВ.

Выбор трансформаторов произведём на примере подстанции 1 схемы 1. Трансформаторы на остальных подстанциях схемы 1 и схемы 3, выбранные в результате расчёта приведены в таблице 10 и таблице 11.

Определяется расчетная мощность трансформаторов:

Sр= Sмах , МВА

Sр = 18,196.

В таком случае необходимо рассмотреть два возможных варианта: трансформаторы с номинальной мощностью 10 МВА и трансформаторы с номинальной мощностью 16 МВА.

Выберем трансформатор ТДН-10000/110.

Производится проверка на систематические перегрузки и аварийные перегрузки.

Поскольку на подстанции 2 устанавливаются 2 трансформатора, то полная мощность нагрузки для каждого из двух трансформаторов в нормальном режиме будет в два раза меньше, чем суммарная мощность нагрузки.

Среднезимняя температура -130С.

Оперативный резерв составляет 5% от максимальной мощности нагрузки.

1) Проверка по систематическим перегрузкам.

Для этого строится график нагрузок для двух параллельно работающих трансформаторов.

Рисунок 14. График нагрузок для двух параллельно работающих трансформаторов

Как видно из графика системных перегрузок не наблюдается.

2) Проверка по аварийным перегрузкам.

Рисунок 15. График нагрузок для одного работающего трансформатора

Трансформатор перегружен в течении всех суток. Следовательно два трансформатора марки ТДН-10000/110 не подходят для подстанции 1

Выберем трансформатор ТДН-16000/110.

1) Проверка по систематическим перегрузкам.

Для этого строится график нагрузок для двух параллельно работающих трансформаторов.

Рисунок 16. График нагрузок для двух параллельно работающих трансформаторов

Как видно из графика системных перегрузок не наблюдается.

2) Проверка по аварийным перегрузкам.

Рисунок 17. График нагрузок для одного работающего трансформатора

Трансформатор перегружен в течении 6 часов. С учётом оперативного резерва:

Sо.р.= Sмах , МВА

Sо.р. = 18,196.

С учетом оперативного резерва мощность нагрузки одного автотрансформатора:

Sав = 18,196.

Sав = 10,49.

Начальный коэффициент загрузки:

; ;

; ,

что меньше допустимого =1,64.

Следовательно два трансформатора марки ТДН-16000/110 подходят для подстанции 1.

В случае, если бы был больше , то трансформаторы с номинальной мощностью 16 МВА не подошли бы для данной подстанции и следовало бы выбрать трансформаторы с номинальной мощностью 25 МВА, после чего так же проверить их на аварийные перегрузки.

Таблица 10. Трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях схемы 1.

Номер подстанции

Smax

MBA

Тип трансформатора

Sав

18,196

2ЧТДН-16000/110

9,58

17,286

0,682

1,137

1,64

16,045

2ЧТРДН-32000/220

8,413

15,243

0,288

0,501

1,48

25,776

2ЧТРДН-32000/110

13,949

24,487

0,436

0,805

1,5

55,668

2ЧАТДЦТН-63000/220/110

30,619

52,885

0,486

0,839

1,52

7,491

ТМН-6300/110

4,12

7,116

0,659

1,13

1,63

Таблица 11. Трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях схемы 3.

Номер подстанции

Smax

MBA

Тип трансформатора

Sав

18,196

2ЧТДН-16000/110

9,58

17,286

0,682

1,137

1,64

97,488

2ЧАТДЦТН-3000/220/110

53,619

92,614

0,928

1,547

1,66

25,776

2ЧТДН-16000/110

13,949

24,487

0,967

1,611

1,63

55,668

2ЧТДТН-40000/110

30,619

52,885

0,765

1,32

1,6

7,491

ТМН-6300/35

4,12

7,116

0,659

1,13

1,63

Вывод: Выбранные трансформаторы обеспечивают нормальное электроснабжение потребителей I и II категории в случае аварии.

Схемы электрических соединений.

Рисунок 18. Структурная схема 1

Рисунок 19. Структурная схема 3

Рисунок 20. Схема электрических соединений подстанций схемы №1

Рисунок 21. Схема электрических соединений подстанций схемы №3

1.8 Технико-экономическое обоснование принимаемого проектного решения

Выбор наиболее экономичного варианта производится методом сравнения дисконтированных издержек, рассчитываемых для каждого варианта. При определении дисконтированных издержек учитываются лишь отличные между собой элементы схем сетей. Формула имеет следующий вид:

где ДИ — дисконтированные Издержки;

К — капитальные вложения в сооружение сети;

Ио.р. — издержки на капитальный и текущий ремонт и обслуживание;

ИДW — Издержки на возмещение потерь электрической энергии;

i — коэффициент дисконтирования, i = 0,1;

Тр — расчетный период, Тр = 22 года.

Капиталовложения на сооружение линии электропередачи:

где Кoi — показатель стоимости одного километра линии;

li — протяженность i-го участка;

ni — количество цепей линий на данном участке сети;

N — количество участков.

Суммарные капитальные вложения на сооружение подстанций , тыс. руб.:

где КПСi — стоимость сооружения i-ой подстанции, тыс. руб.;

М — номер подстанции;

Ктрi — стоимость силовых и регулировочных трансформаторов, тыс. руб.;

КРУi — стоимость распределительных устройств, тыс. руб.;

Кпостi — постоянная составляющая затрат на сооружение подстанций, тыс. руб.

Данные о стоимостях сооружения ЛЭП приведены в таблице 12.

Таблица 12. Стоимость линий

Схема 1

Линия

Марка провода

Исполнение

К0, тыс. руб.

l, км

КЛЭП, тыс. руб.

КЛЭП с просекой, тыс. руб.

B-2

АСО-240

1+1

519

95496

99360

2-4

АСО-240

519

35292

38148

2-3

АСО-240

519

35292

38148

3-4

АСО-240

519

28545

30885

4-1

АС-70

1+1

438

49932

52155

4-5

АС-70

438

21900

23850

Итого: 282546

Схема 3

Линия

Марка провода

Исполнение

К0, тыс. руб.

l, км

КЛЭП, тыс. руб.

КЛЭП с просекой, тыс. руб.

B-2

АСО-240

1+1

519

95496

99360

2-4

АС-185

1+1

414

56304

58956

2-3

АС-95

1+1

429

58344

60996

4-1

АС-70

1+1

438

49932

52155

4-5

АС-150

369

18450

20250

Итого: 291717

Суммарные капиталовложения в строительство линий схемы 1 и схемы 3:

=282546 тыс. руб.

=291717 тыс. руб.

Ежегодные Издержки на ремонт и обслуживание линий:

тыс. руб.,

тыс. руб.

Таблица 13. Стоимость трансформаторов

№ТП

количество трансформаторов

Тип трансформатора

Стоимость одного трансформатора, тыс. руб.

Стоимость трансформаторов, тыс. руб.

Схема №1

ТДН-16000/110

1890

3780

ТРДН-32000/220

5070

10140

ТРДН-32000/220

5070

10140

АТДЦТН-63000/220/110

6030

12060

ТМН-6300/110

3400

Итого 39520

Схема №3

ТДН-16000/110

1890

3780

АТДЦТН-63000/220/110

6030

12060

ТДН-16000/110

1890

3780

ТДТН-40000/110

3510

7020

ТМН-6300/35

915

Итого 27555

Суммарные капиталовложения в установку трансформаторов:

=39520 тыс. руб.,

=27555 тыс. руб.

Ежегодные Издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

тыс. руб.

Таблица 14. Показатели стоимости выключателей и постоянной части затрат

Наименование

Стоимость ячейки, тыс. руб.

количество

КОРУ ВН, тыс. руб.

ПЧЗ

КОРУ НН, тыс. руб.

Схема №1

П/ст 1 ОРУ 110 кВ

900

1800

6000

330

П/ст 2 ОРУ 220 кВ

1950

15600

12000

1260

П/ст 3 ОРУ 220 кВ

2400

7200

10500

1260

П/ст 4 ОРУ 220 кВ

ОРУ 110 кВ

2400

780

7200

4680

10500

7500

1500

П/ст 5 ОРУ 110 кВ

1500

6000

180

ИТОГО

37980

52500

4530

Схема №3

П/ст 1 ОРУ 110 кВ

900

1800

6000

330

П/ст 2 ОРУ 220 кВ

ОРУ 110 кВ

2400

780

9600

5460

18000

7500

1260

П/ст 3 ОРУ 110 кВ

900

1800

6000

1260

П/ст 4 ОРУ 110 кВ

ОРУ 35 кВ

780

360

3900

1440

8400

1350

1500

П/ст 5 ОРУ 35 кВ

360

1350

180

ИТОГО

24360

48600

4530

Схема 1.

1. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 220 кВ:

=30000 тыс. руб.

Ежегодные Издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 220 кВ:

тыс. руб.

2. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 110 кВ:

= 7980 тыс. руб.

Ежегодные Издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 110 кВ:

тыс. руб.

3. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 10 кВ:

=4530 тыс. руб.

Ежегодные Издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 10 кВ:

тыс. руб.

4. Суммарные капиталовложения в постоянную часть затрат по подстанциям:

=52500 тыс. руб.

тыс. руб.

Схема 3.

1. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 220 кВ:

=9600 тыс. руб.

Ежегодные Издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 220 кВ:

тыс. руб.

2. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на СН:

= 14760 тыс. руб.

Ежегодные Издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ СН:

тыс. руб.

3. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 10 кВ:

=4530 тыс. руб.

Ежегодные Издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 10 кВ:

тыс. руб.

4. Суммарные капиталовложения в постоянную часть затрат по подстанциям:

=48600 тыс. руб.

тыс. руб.

Таблица 15. Стоимость компенсирующих устройств

Пункт

Набранная ККУ

Удельная стоимость, руб./квар

Стоимость КУ, тыс. руб.

4Ч111

444

4Ч111

444

4Ч111

4Ч147

1032

4Ч111

8Ч123

1428

6Ч147

882

Суммарная стоимость ККУ: 4230 тыс. руб.

Ежегодные Издержки на ремонт и обслуживание ККУ:

тыс. руб.

Схема 1.

Суммарные капиталовложения в строительство ТП:

138760 тыс. руб.

Ежегодные Издержки на ремонт и обслуживание ТП:

7821,04 тыс. руб.

Капиталовложения в строительство всей сети в целом:

=282546+138760=421306 тыс. руб.

Ежегодные Издержки на ремонт и обслуживание всей сети в целом:

= + 7821,04 =10081,408 тыс. руб.

Схема 3.

Суммарные капиталовложения в строительство ТП:

109275 тыс. руб.

Ежегодные Издержки на ремонт и обслуживание ТП:

6138,225 тыс. руб.

Капиталовложения в строительство всей сети в целом:

=291717+109275=400992 тыс. руб.

Ежегодные Издержки на ремонт и обслуживание всей сети в целом:

= + 6138,225 =8471,961 тыс. руб.

Годовые потери электроэнергии равны:

-суммарные потери в стали трансформаторов.

— суммарные нагрузочные потери в линиях и обмотках трансформаторов.

Издержки на возмещение потерь электроэнергии:

— стоимость электроэнергии,

;

Определение потерь электроэнергии в сетях.

Одноцепная линия:

Двухцепная линия:

Для примера приводится расчет линии В-2 для схемы №1:

Результаты расчета потерь активной мощности в остальных ветвях сетей приведены в таблице 16.

Таблица 16. Потери активной мощности

Линия

P, МВт

Q, МВАр

l, км

Uном, кВ

ro, Ом/км

Р, МВт

Схема №1

В-2

1+1

34,969

220

0,13

1.174

2-4

16,144

220

0,13

0.37

2-3

13,129

220

0,13

0.243

3-4

3,727

220

0,13

0.017

4-1

1+1

6,487

110

0,46

0.359

4-5

2,668

110

0,46

0.107

Схема №3

В-2

1+1

34,969

220

0,13

1.174

2-3

1+1

9,402

110

0,17

0.317

2-4

1+1

19,871

110

0,33

2.873

4-1

1+1

6,487

110

0,46

0.359

4-5

2,668

0,21

0.481

Суммарные потери активной мощности:

в схеме №1: Р=2.27 МВт;

в схеме №3: Р=5.204 МВт.

ч.

Потери электроэнергии в линиях.

Схема 1:

WЛ = 3349,98 • 2,27 = 7604,455 МВт•ч;

Схема 3:

WЛ = 3349,98 • 5,204 = 17433,296 МВт•ч;

Потери энергии холостого хода.

Схема1:

Схема 2:

Определение нагрузочных потерь в трансформаторах.

Для примера приводится расчет трансформатора ТДН-16000/110 на ТП1 для схемы №1:

Результаты расчета потерь электроэнергии на нагрев обмоток в остальных трансформаторах сетей приведены в таблице 17.

Таблица 17. Потери электроэнергии на нагрев обмоток трансформаторов

Подстанция

Марка

Sн, МВА

W, МВтч

Схема 1

ТДН-16000/110

18.196

184.138

ТРДН-32000/220

16.045

70.325

ТРДН-32000/220

25.776

181.493

АТДЦТН-63000/220/110

29.981

81.557

ТМН-6300/110

7.491

208.398

Схема 3

ТДН-16000/110

18.196

184.138

АТДЦТН-63000/220/110

16.045

23.359

ТДН-16000/110

25.776

369.507

ТДТН-40000/110

29.981

216.427

ТМН-6300/35

7.491

220.239

Суммарные потери электроэнергии на нагрев обмоток трансформаторов:

в схеме №1: WT= 725.911 МВт;

в схеме №3: WT= 1013.67 МВт.

Суммарные потери электроэнергии.

Схема 1:

Схема 3:

Стоимость потерянной электроэнергии.

Схема 1:

Схема 3:

После определения дисконтных издержек необходимо их сравнить и определить экономически наиболее целесообразный вариант сети:

Для схемы 1:

Для схемы 3:

Вариант схемы 1 экономически более выгоден для строительства и эксплуатации, чем вариант схемы 3, т.к. их дисконтированные Издержки получаются больше, чем схемы 1. При дальнейших расчётах будет использоваться экономически более выгодная схема — 1.

2. Расчёты параметров режимов работы электрической сети

2.1 Составление схемы замещения

Районная схема РЭЭС составляется на основе принципиальной схемы районной сети, принятой в результате технико-экономического сопоставления вариантов.

Схема замещения районной сети объединяет схемы замещения трансформаторов подстанций, линий электропередачи в соответствии с коммутационной схемой системы.

Все параметры схемы замещения вычисляются по погонным параметрам r0, x0, b0 для воздушных линий и паспортным данным rт, xт, Рх и Qх для трансформаторов и автотрансформаторов. Проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого хода трансформаторов Sx=Px+jQx, а емкостные проводимости линий — зарядной мощностью Qc.

Параметры схемы замещения:

где x0, r0 — погонные реактивное и индуктивное сопротивление линии;

b0 — ёмкостная проводимость.

Ом,

МВар,

Ом,

Исходные данные и результаты расчетов схемы замещения линий представлены в таблице 18.

Таблица 18. Параметры схемы замещения линий

Линия

Марка провода

UНОМ, кВ

Длина, км

r0, Ом/км

x0, Ом/км

R, Ом

X, Ом

BЛ

См10-6

МВАр

В-2

ACО-240

220

0,13

0,435

5,98

20,01

478,4

11,578

2-3

АСО-240

220

0,13

0,435

8,84

29,58

176,8

4,279

2-4

АСО-240

220

0,13

0,435

8,84

29,58

176,8

4,279

3-4

АСО-240

220

0,13

0,435

7,15

23,92

143

3,461

4-1

АС-70

110

0,46

0,444

3,705

12,654

290,7

1,759

4-5

АС-70

110

0,46

0,444

22,2

127,5

0,771

А-В

АСО-300

220

125

0,108

0,429

6,75

26,813

660

15,972

Результаты расчетов схем замещения трансформаторов приведены в таблице 13. Сопротивления обмоток трехобмоточных трансформаторов записаны через дробную черту. Все параметры, занесенные в таблицу 19, вычислены с учетом числа параллельно включенных трансформаторов.

Таблица 19. Параметры схемы замещения трансформаторов

№ТП

Тип трансформатора

Кол-во тр-ров

rт, Ом

xт, Ом

Рх, МВт

Qх, кВАр

ТДН-16000/110

2,19

43,35

0,038

0,224

ТРДН-32000/220

3,85

95,25

0,090

0,416

ТРДН-32000/220

3,85

95,25

0,090

0,416

АТДЦТН-63000/220/110

0,7/0,7/1,4

52/0/97,8

0,090

0,630

ТМН-6300/110

14,7

220,4

0,0115

0,0504

Рисунок 22. Схема замещения схемы 1

2.2 Расчёт режима максимальных нагрузок

Расчет потерь:

Потери мощности в обмотках трансформатора и линий определяются по формуле:

Мощности, протекающие по элементам ЭЭС определяются на основании 1-го закона Кирхгофа:

МВА,

Выполняется расчет кольцевого участка 3`-8-7-3:

Рисунок 23. Потокораспределение в кольце 3`-8-7-3

МВА,

Проверка:

МВА,

Проверка выполнена. Так как результаты сходятся, то можно сделать вывод что расчет произведен верно. Таким образом, точка 7 является точкой потока раздела. Разрезав контур по точке 7, получают две независимые разомкнутые схемы (рисунок 24). Далее расчет ведется по методу последовательных приближений. Для этого на первом этапе, продвигаясь из конца сети к началу, определяют мощности в конце и в начале каждого участка, т.е. учитывают потери мощности в элементах сети.

Рисунок 24. Два независимых контура

Так, мощность на участках определится следующим образом:

МВА,

Далее выполняется расчет напряжений с учетом потерь.

где — продольная составляющая падения напряжения на участке i—j:

— поперечная составляющая падения напряжения на участке i—j:

В линиях с номинальным напряжением 110 кВ и ниже поперечную составляющую потери напряжения можно не учитывать.

кВ,

Таблица 20. Напряжения в узлах сети, рассчитанные вручную и в программе «ROOR»

Номер узла

Напряжение, рассчитанное «вручную», кВ

Напряжение, рассчитанное в программе «Roor», кВ

—

231,000

—

236,797

—

233,655

—

15,750

—

114,700

—

6,327

229,886

230,278

230,889

231,215

6,192

6,208

223,549

224,330

10,435

10,477

117,565

117,977

116,258

116,807

10,799

10,889

114,497

115,050

9,3

9,427

Потокораспределение в сети, указанное в таблице 21, соответствует тому, каким образом выводятся результаты расчетов потоков мощности в программе «ROOR».

Таблица 21. Потокораспределение мощности в сети, рассчитанное вручную

Номер ветви

Начало ветви

Конец ветви

Активная мощность начала ветви

Реактивная мощность начала ветви

Активная мощность конца ветви

Реактивная мощность конца ветви

—

35,061

10,536

34,823

9,559

-10,733

-6,126

-10,711

-6,051

42,853

15,609

42,486

14,379

24,053

10,763

24,000

9,402

52,567

27,546

52,519

23,964

28,021

12,532

28,000

10,716

24,498

11,432

24,487

11,432

17,173

6,336

17,073

5,994

17,06

7,673

17,000

6,487

7,314

7,626

7,122

7,425

7,111

8,146

7,000

6,487

Таблица 22. Потокораспределение в сети, раcсчитанное по программе «ROOR»

Номер ветви

Начало ветви

Конец ветви

Активная мощность начала ветви

Реактивная мощность начала ветви

Активная мощность конца ветви

Реактивная мощность конца ветви

-210,797

-3,187

-216,444

10,494

93,420

-2,668

92,477

20,648

-556,136

-107,283

-557,280

-156,484

108,142

60,407

108,000

52,307

15,019

6,156

15,000

5,696

34,556

4,396

34,349

13,255

-10,190

-9,756

-10,209

-2,205

42,812

9,467

42,482

17,877

24,050

10,634

24,000

9,402

52,582

27,003

52,536

23,577

28,026

12,549

28,000

10,716

24,510

11,028

24,500

11,028

17,157

3,969

17,069

7,674

17,056

7,595

17,000

6,487

7,343

7,060

7,149

8,604

7,138

8,554

7,000

6,487

Суммарные потери активной мощности в сети — 9,058 МВт.

Суммарные потери реактивной мощности — 95,36 МВАр.

Результаты расчетов, выполненных «вручную» и по программе «ROOR», практически совпадают, что говорит о правильности тех и других. Различие результатов расчетов двумя указанными методами минимально в значениях рассчитанных активных мощностей, протекающих по ветвям рассматриваемой схемы, и напряжений в её узлах. Более серьезные различия наблюдаются в результатах расчетов значений реактивных мощностей. Объяснить существующие различия можно тем, что расчет, выполненный «вручную», производился с всего одной итерацией, то время как расчет, выполненный в программе «ROOR», имеет 20 итераций, и значения зарядных мощностей линий определялось для реального значения напряжения, а не номинального, как при ручном расчете, что и привело к различию полученных результатов, в первую очередь, значений реактивных мощностей.

2.3 оптимизация режима работы сети

При оптимизации режима работы сети задаются несколько раз различными значениями реактивной мощности , проводят расчёт потокораспределения и напряжений в узлах по программе Roor. По результатам расчёта определяют режим работы станции, соответствующий наименьшим потерям активной мощности. При этом напряжение генераторов не должны выходить за пределы Реактивную мощность рекомендуется менять таким образом, чтобы менялся от единицы до номинального значения. Увеличение реактивной мощности генераторов сверх номинальной возможно при уменьшении вырабатываемой активной мощности, что связано с ограничением токов статора и ротора генератора условиями допустимого нагрева обмоток.

Таблица 23. Результаты оптимизации

, кВ

, МВт

, МВАр

16,5

253,524

9,346

230,837

16,2

248,914

9,028

200,122

15,9

244,305

8,978

170,702

15,75

242

9,054

156,481

15,6

239,695

9,198

142,588

15,3

235,086

9,691

115,790

230,476

10,459

90,322

Рисунок 25. Зависимость

Рисунок 26. Зависимость

Рисунок 27. Зависимость

Оптимальный режим имеет показатели:

· ;

· .

Одновременно с оптимизацией режима проводим регулирование напряжения на шинах низшего напряжения п/ст 1-5, для чего на п/ст 2 и 4 установим ПБВ на ступень «-3», а на п/ст 5 — «-4», а на п/ст 3 — «-5».

В таблице 19 и 20 приведён расчёт потокораспределения и напряжений в сети после оптимизации и регулирования напряжения.

Расчёт в ROOR режима зимних максимальных нагрузок после оптимизации

Таблица 24. Напряжения в узлах сети рассчитанное по программе ROOR

Номер узла

Напряжение, кВ

Регулирование

Напряжение, кВ

Модуль

Угол, 0

Диапазон

положение

Модуль

Угол, 0

231,000

238,636

5,874

238,636

5,874

235,613

4,028

235,613

4,028

15,900

10,556

15,900

10,556

115,653

2,582

115,653

2,582

6,381

2,560

6,381

2,560

232,312

2,832

232,312

2,832

233,230

3,045

233,230

3,045

6,264

0,628

-3

6,458

0,628

226,483

-0,126

226,483

-0,126

10,582

-3,244

10,582

-3,244

119,110

-0,117

119,110

-0,117

117,959

-0,913

117,959

-0,913

11,002

-3,966

10,624

-3,966

116,228

-0,042

116,228

-0,042

9,565

-7,196

-6

10,709

-7,196

Таблица 25. Потокораспределение в сети рассчитанное по программе ROOR

Номер ветви

Начало ветви

Конец ветви

Активная мощность начала ветви

Реактивная мощность начала ветви

Активная мощность конца ветви

Реактивная мощность конца ветви

-210,878

-19,511

-216,503

-5,456

93,369

-4,013

92,443

19,792

-556,142

-121,755

-557,280

-170,702

108,140

60,274

108,000

52,307

15,018

6,148

15,000

5,696

34,543

4,018

34,340

13,056

-10,183

-9,715

-10,201

-2,028

42,792

8,996

42,470

17,595

24,049

10,612

24,000

9,402

52,563

26,681

52,518

23,333

28,021

12,511

28,000

10,716

24,497

10,821

24,487

10,821

17,154

3,861

17,068

7,652

17,055

7,572

17,000

6,487

7,333

6,960

7,145

8,545

7,134

8,495

7,000

6,487

Суммарные потери активной мощности в сети — 8,978 МВт.

Суммарные потери реактивной мощности в сети — 94,547 МВар.

2.3 Регулирование напряжения в электрической сети

Задачей этого раздела является обеспечение нормативных отклонений напряжения на шинах вторичного напряжения подстанций проектируемой сети. законвстречного регулирования напряжения, который должен быть осуществлен на шинах напряжением 10 кВ подстанций, определяется требованиями ПУЭ. В соответствии с ПУЭ устройства регулирования напряжения должны обеспечить поддержание напряжения на данных шинах в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок, и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок сети. При аварийных отключениях линий и трансформаторов напряжение не должно снижаться ниже номинального уровня. В качестве средств регулирования при выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой (РПН). В некоторых случаях может потребоваться выбор дополнительных средств.

Действительное напряжение на шинах низкого напряжения определяется следующим образом:

где

— приведенное к ВН напряжение на шинах НН;

и — номинальные напряжения обмоток высшего и низшего напряжения трансформатора, взятые из справочных таблиц для данного типа трансформатора;

В случае, если действительное напряжение на шинах НН не соответствует требуемому (желаемому), то необходимо выполнить его регулировку:

— напряжение ответвления, соответствующее желаемому напряжению на шинах НН.

— требуемое изменение высшего напряжения.

— напряжение одной ступени РПН, где

— напряжение одной ступени РПН в процентах от .

— номер ступени РПН.

Полученное

— напряжение на рассчитываемом ответвлении ступени РПН.

— напряжение на шинах НН, полученное в результате регулирования.

По результатам расчета режима максимальных нагрузок можно сделать вывод, что регулирование напряжение требуется произвести на подстанциях 5,3,4.

Условием регулирования напряжения является то, что напряжение после регулировки на шинах среднего и низшего напряжений не должны превышать 1,1 номинального напряжения данных шин.

Таким образом, видно, что регулировка напряжении выполнена, поскольку напряжение после регулирования очень близко к желаемому напряжению на шинах низшего напряжения подстанции 4.

Подстанция 4.

Автотрансформатор, установленный на данной ТП: АТДЦТН-63000/220. В цепи обмотки низшего напряжения данных автотрансформаторов необходимо установить линейные регуляторы напряжения марки ЛТДН-40000/10 с номинальным напряжением 11 кВ, с пределами регулирования: ±10Ч1,5%. Устройство РПН автотрансформатора АТДЦТН-63000/220/110 установлено в обмотке среднего напряжения (±6Ч2%).

Производится регулирование напряжения в обмотке низшего напряжения.

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

Желаемое напряжение в обмотке низшего напряжения:

Действительное напряжение на шинах НН не соответствует желаемому, следовательно необходимо выполнить его регулировку с помощью добавки напряжения линейным регулятором.

принимаем n=1

Видно, что регулировка напряжении выполнена, поскольку напряжение после регулирования очень близко к желаемому напряжению на шинах низшего напряжения подстанции 4.

Далее необходимо выполнить расчеты режимов работы сети в периоды зимнего и летнего минимума нагрузок, а также в период летнего максимума нагрузки. Для обеспечения больших быстроты и точности эти расчеты будут произведены с помощью программы «ROOR». значения нагрузок для каждого из этих режимов приведены в таблице 24. Результаты расчета режима зимнего минимума приведены в таблице 25, а результаты расчетов режимов сети в период летних максимума и минимума — в таблицах 26 и 27 соответственно.

Таблица 26. Мощности нагрузок в различные периоды

Номер нагрузки

Мощности нагрузок в периоды

Зимний максимум

Зимний минимум

Летний максимум

Летний минимум

P, МВт

Q, Мвар

P, МВт

Q, Мвар

P, МВт

Q, Мвар

P, МВт

Q, Мвар

6,487

10,2

2,452

9,35

1,948

5,95

0,83

5,696

1,976

8,25

1,513

4,55

0,554

9,402

14,4

3,201

13,2

2,426

8,4

0,451

10,716

16,8

3,19

15,4

2,249

1,4

0,011

2,668

4,2

0,641

3,85

0,387

2,1

0,174

С целью уменьшения потерь мощности и энергии перед проведением расчета минимальных нагрузок необходимо рассмотреть вопрос о числе трансформаторов, включенных в этом режиме на подстанциях с двумя трансформаторами.

Нагрузка, при которой целесообразно отключать один из трансформаторов на подстанции:

где — номинальная мощность трансформатора;

,-активные и реактивные потери мощности холостого хода трансформаторов;

,- активные и реактивные потери мощности короткого замыкания трансформаторов;

k-экономический эквивалент реактивной мощности, (в проекте k=0,06 кВт/кВар).

Потери реактивной мощность трансформатора в опыте короткого замыкания , кВар

Полученное один из работающих трансформаторов. При SН.МИН> в работе остаются оба трансформатора.

Решение об отключении части трансформаторов зависит и от схемы подстанции, а именно, наличия коммутационной аппаратуры для производства таких переключений. Отключение трансформатора нецелесообразно, если это приведет к уменьшению надежности электроснабжения или увеличению потерь активной мощности в линиях электропередачи.

В данном проекте потребители подстанций 1 и 3 относятся к 1-й категории, следовательно, трансформаторы отключать нецелесообразно, так как это приведёт к уменьшению надёжности электроснабжения. Также не отключаем трансформаторы на подстанции 5, так как он всего один.

Проверим необходимость отключения трансформаторов на подстанции 2.

На подстанции 2 установлены двухобмоточных трансформаторы типа ТРДН-32000/220.

Потери реактивной мощность в опыте короткого замыкания , кВар

, следовательно, в работе остается один трансформатор в режиме летнего минимума.

, следовательно, в работе остается один трансформатор в режиме летнего максимума.

2.4 Расчет прочих режимов работы электрической сети

Расчет режима зимнего минимума

Таблица 27. Напряжения в узлах сети в режиме зимних минимальных нагрузок.

Номер узла

Напряжение, кВ

Регулирование

Напряжение, кВ

Модуль

Угол, 0

Диапазон

положение

Модуль

Угол, 0

231,000

239,933

6,851

239,901

6,853

241,246

5,562

241,119

5,570

15,900

11,514

15,900

11,517

116,324

3,596

116,308

3,597

6,582

4,722

6,206

4,729

241,069

4,767

240,853

4,780

241,195

4,912

241,018

4,923

6,564

3,565

6,246

3,574

240,687

3,159

240,231

3,168

11,440

1,527

10,333

1,530

126,600

3,157

117,000

3,167

126,244

2,700

116,571

2,637

11,973

1,116

10,304

0,776

125,836

2,814

116,133

2,784

11,859

-0,552

10,358

-1,182

Таблица 28. Потокораспределение в сети в режиме минимальных нагрузок

Номер ветви

Номера узлов

Мощность начала ветви, МВА

Мощность конца ветви, МВА

Начало

Конец

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

-246,590

-17,447

-254,282

-11,400

55,628

-44,275

55,210

-18,001

-556,179

-87,347

-557,280

-134,711

108,138

60,184

108,000

52,307

9,006

2,116

9,000

1,976

20,613

-10,349

20,545

-0,304

-6,036

-4,003

-6,040

4,283

25,501

-10,398

25,398

-0,476

14,415

3,563

14,400

3,201

31,343

2,898

31,331

2,010

16,806

3,692

16,800

3,190

14,525

-1,682

14,523

-1,682

10,260

-0,976

10,231

2,890

10,218

2,810

10,200

2,452

4,262

-0,706

4,232

0,997

4,220

0,947

4,200

0,641

Суммарные потери активной мощности в сети — 9,665 МВт.

Суммарные потери реактивной мощности в сети — 90,468 МВАр.

Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 6, 9, 11, 12, 14, 16 которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1, 2, 3, 4 и 5 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального напряжения. Это означает, что в режиме зимнего минимума необходимо произвести регулирование напряжения. Желаемое напряжения на низшей ступени должно составлять 1,02 — 1,04 от номинального в периоды зимнего минимума и летнего максимума. Результаты регулирования напряжения в период зимнего минимума приведены в таблице 27.

Расчет режима летнего максимума

Таблица 29. Напряжения в узлах сети в режиме минимальных нагрузок

Номер узла

Напряжение, кВ

Регулирование

Напряжение, кВ

Модуль

Угол, 0

Диапазон

положение

Модуль

Угол, 0

231,000

240,433

7,742

240,031

6,976

243,687

7,024

241,699

5,764

15,900

12,399

15,900

11,638

116,584

4,501

116,375

3,723

6,658

6,190

6,206

4,224

244,848

6,657

241,728

5,025

244,654

6,681

241,831

5,159

6,692

5,915

6,217

3,930

246,010

6,184

241,565

3,560

11,765

6,054

10,409

2,077

129,410

6,180

117,652

3,558

129,378

5,903

117,317

3,070

12,337

5,024

10,221

1,387

129,167

5,957

116,922

3,182

12,299

4,369

10,310

-0,398

Таблица 30 — Потокораспределение в сети в режиме минимальных нагрузок

Номер ветви

Номера узлов

Мощность начала ветви, МВА

Мощность конца ветви, МВА

Начало

Конец

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

-250,979

-16,923

-258,947

-11,952

50,967

-48,377

50,573

-21,940

-556,182

-83,788

-557,280

-131,010

108,138

60,175

108,000

52,307

8,259

1,745

8,250

1,513

18,896

-11,779

18,835

-1,648

-5,529

-3,560

-5,533

4,787

23,373

-12,221

23,283

-2,193

13,212

2,722

13,200

2,426

28,722

0,737

28,712

0,003

15,405

2,659

15,400

2,249

13,307

-2,656

13,305

-2,656

9,402

-1,611

9,378

2,320

9,365

2,240

9,350

1,948

3,903

-1,045

3,878

0,685

3,867

0,635

3,850

0,387

Суммарные потери активной мощности в сети — 9,872 МВт.

Суммарные потери реактивной мощности в сети — 90,895 МВАр.

Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 6, 9, 11, 12, 14, 16 которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1, 2, 3, 4 и 5 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального напряжения. Это означает, что в режиме летнего максимума необходимо произвести регулирование напряжения. Желаемое напряжения на низшей ступени должно составлять 1,02 — 1,04 от номинального в периоды зимнего минимума и летнего максимума. Результаты регулирования напряжения в период зимнего минимума приведены в таблице 29.

Расчет режима летнего минимума

Таблица 31. Напряжения в узлах сети в режиме минимальных нагрузок.

Номер узла

Напряжение, кВ

ПБВ

Напряжение, кВ

Модуль

Угол, 0

Диапазон

положение

Модуль

Угол, 0

231,000

240,062

6,973

240,404

7,745

241,823

5,756

243,570

7,033

15,900

11,635

15,900

12,402

116,391

3,722

116,568

4,503

6,581

4,217

+10

6,050

6,198

241,940

5,012

244,650

6,672

242,004

5,148

244,492

6,692

6,595

3,921

+10

6,080

5,926

242,011

]]>

Перейти и растаять в своей любимой социалке

Учебная работа. Проектирование сетевого района

Учебная работа. Проектирование сетевого района

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...