(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Разработка вариантов конфигурации электрической сети
1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети
При выбирании вариантов нужно соблюдать два условия: сеть обязана иметь по способности наименьшую длину; для всякого пользователя зависимо от его группы обязана быть обеспечена соответственная степень надёжности.
В согласовании с ПУЭ [5] перегрузки 1-й и 2-й категорий должны обеспечиваться электроэнергией от 2-ух независящих источников питания, и перерыв их электроснабжения допускается только на время автоматического восстановления питания. Допускается питание потребителей 2-й группы от 1-го источника при соответственном технико-экономическом обосновании. Для электроприёмников 3-й группы довольно питания по одной полосы, питающейся от 1-го источника либо, в виде отпайки, от проходящей поблизости полосы. В качестве аспекта сравнения вариантов сети на данном шаге проектирования рекомендуется применять суммарную длину линий. Длины высоковольтных (одноцепных) линий увеличиваем на 20% из-за возможного отличия трассы полосы электропередачи от длины прямой полосы из-за конфигурации рельефа местности. Длины двухцепных линий при всем этом множатся на 1,4 — во столько раз дороже двухцепная линия по сопоставлению с одноцепной.
Этот аспект основывается на предположении, что все варианты схемы имеют один класс номинального напряжения и выполнены схожим сечением проводов на всех участках, причём применены однообразные типы опор, конструкции фаз и т.д.
Конфигурация вариантов сети приведена на рисунке 1.1.
На базе выше изложенного принимаем для последующих расчётов варианты 1 и 2. Оба варианта имеют меньшую протяженность сети ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока), удовлетворяют требованиям по числу присоединений к категориям потребителей, имеют кольцевые схемы.
Набросок 1.1- Варианты конфигурации сетей
2. Приближенные расчёты потокораспределения в обычном режиме больших нагрузок для 2-ух вариантов сети
Рассчитаем перегрузки потребителей:
S = P+jQ,
где Q = P*tgц,
где Р — активная мощность потребителей, МВт;
tgц=0,672 — коэффициент реактивной мощности потребителей, определяемый на основании cosц=0,83.
Для ПС2:
Q = 14*0,672 = 9,4 МВ*Ар
S = 14+j9,4 MB*А
Результаты расчетов сводим в таблицу 2.1
Таблица 2.1 значения нагрузок потребителей
Пользователи
Катего-рия
Тнб,ч
сosц
Р, МВт
Q, МВАр
S, MB*A
S?, МВ*А
ВН
СН
НН
ВН
СН
НН
ВН
CH
НН
1
Балансирующий узел
2
III
5100
0,83
14
9,4
16,86
16,87
3
I
5100
10
15
6,72
10,08
12,05
18,07
30,12
4
II
5200
12
11
8,06
7,39
14,46
13,25
27,71
5
II
5200
17
11,42
20,48
20,48
Для определения номинальных напряжений и сечений проводов для избранных конфигураций сети нужно высчитать потоки мощности в ветвях схемы. На первом шаге проектирования эту задачку приходится решать приближённо. В качестве приближённого способа применим способ контурных уравнений, т.е. способ, при помощи которого расчёт потокораспределения ведётся в два шага, когда на первом шаге производится расчёт без учёта утрат мощности и утрат напряжения, а на втором — расчеты уточняют с учётом утрат. тут употребляются результаты, приобретенные на первом шаге электронного расчёта. Чтоб сделать предпосылки для способности внедрения этого способа, прибегаем к допущениям:
— номинальные напряжения линий схожи;
— сечения проводов линий схожи, как следует, их сопротивления пропорциональны их длинам, проводимости линий не учитываются;
— утраты мощности в трансформаторах не учитываются.
— Расчет приближенного потокораспределения для варианта №1
При одном источнике питания мощности на головных участках рассчитываем по выражению:
где ln и l? длины обратных плеч и суммы плеч соответственно.
Проверка:
Распределение мощностей на других участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа.
Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.1.
Набросок 2.1- Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности для варианта №1
Расчет приближенного потокораспределения для варианта №2
Расчет приближенного потокораспределения для варианта №2 производим аналогично варианту №1.
Проверка
Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.2.
Набросок 2.2- Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности для варианта №2
3. Выбор номинального напряжения и числа цепей линий
Номинальное напряжение — это главный параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость.
Выбранное напряжение обязано соответствовать принятой систем номинальных напряжений в энергосистеме региона. Подготовительный выбор номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам [1, c. 45-46] либо по эмпирическим формулам [4, с. 260]:
Формула Стилла:
Формула Илларионова:
Формула Залеского:
где l и Р — длина полосы, км, и мощность на одну цепь полосы. МВт
Во всех вариантах независящими переменными при выбирании номинальных напряжений являются длины линий и протекающие по ним активные мощности, которые были определены на шаге подготовительного потокораспределения.
Произведём расчёт напряжений по экономически зонам и эмпирическим формулам для участка 1-2 варианта №1:
Линия 1-2 одноцепная, длиной 39,6 км, передаваемая активная мощность Р=38,113 МВт. На пересечении координат осей разыскиваемая точка попадает в зону U=110 кВ. За ранее для данной полосы принимаем напряжение 110 кВ.
Формула Стилла:
Формула Илларионова:
Формула Залеского:
совсем принимаем на участке сети 1-2 варианта №1 номинальное напряжение 110 кВ.
Аналогично производим расчет для других участков сети. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1
Таблица 3.1 — Подготовительный выбор номинального напряжения линий электропередачи
Номер
Полосы по схеме
Длина полосы, км
Передаваемая Активная мощность, МВт
Расчётное номинальное напряжение, кВ
Принятое номинальное напряжение, кВ
по экономическим зонам
По эмпирическим формулам
Стилла
Илларионова
Залесского
Вариант 1
12
39,6
38,113
110
110,59
113,06
86,1
110
23
38,28
24,1
110
89,35
92,53
68,16
110
34
33
0,887
35
29,81
18,78
12,85
110
45
39,6
23,887
110
89,13
92,33
68,14
110
51
35,64
40,887
110
113,98
115,33
88,03
110
Вариант 2
12
39,6
14
110
70,46
72,32
52,17
110
13
64,68
29,16
110
100,03
103,43
80,21
110
34
33
4,16
35
43,30
40,28
27,82
110
45
39,6
18,84
110
80,14
82,95
60,52
110
51
35,64
38,84
110
111,24
112,94
85,80
110
На участке 5-1 первого варианта принимаем линию двухцепной с номинальным напряжением 110 кВ.
На других участках сети принимаем одноцепные полосы электропередач с номинальным напряжением 110 кВ.
4. Выбор сечения проводов и по мере необходимости приблизительной мощности компенсирующих устройств. Уточнение конфигурации сети
Провода воздушных линий системообразующей сети выбираются по экономическим суждениям и проверяются по допустимому току нагрева в послеаварийных режимах, также по условиям короны для линий 110 кВ и выше. Эти аспекты являются независящими друг от друга, и выбранное сечение провода обязано удовлетворять любому из их. Результаты расчётов можно представлять в виде таблицы 4.1. Эти расчёты производятся для всякого из рассматриваемых вариантов.
Сечения проводов определяем по экономической плотности тока по формуле:
где:
I-ток в проводнике при обычной работе сети, А;
Jэ- финансовая плотность тока, определяемая зависимо от материала токоведущего проводника, конструкции полосы и времени использования наибольшей перегрузки, А/мм2.
Согласно заданию, время использования наибольшей перегрузки Тmax=5100 ч для ПС2 и ПСЗ, и Тmах=5200 ч для ПС4 и ПС5.
Потому что значения Тmах различны для потребителей, то для замкнутой сети находим Тср:
Для варианта № 1:
Для варианта № 2:
По параметру Тср и табл. 5.1 [1] принимаем расчётное
Проверка по условию короны:
где:
Upaб — рабочее напряжение;
Uкр — критичное напряжение короны;
m0 — коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных проводов m0=0,85;
mn — коэффициент, учитывающий состояние погоды, mп = 1 при сухой и ясной погоде;
д — коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление и температуру воздуха, д=1;
r — радиус провода, см;
D — расстояние меж осями проводов воздушной полосы, см. Согласно стр.46 [1] за ранее для расчётов среднее расстояние меж проводами D быть может принято равным 400 см. В качестве материала для проводов воздушных линий используем сталеалюминевые провода марки АС поперечником не наименее 11,3 мм (по условию образования короны). Меньшее сечение провода обязано удовлетворять условию: . Если критичное напряжение выходит меньше рабочего (номинального), следует принимать конструктивные меры для увеличения критичного напряжения, т.е. взять большее сечение.
Таблица 4.1 — Выбор сечений проводов воздушных линий
Номер
полосы
Расчётная мощность, MB*A
Расчётное сечение провода по экономическим условиям, мм2
Проверка по условиям короны, кВ
Проверка по допустимому току нагрева, А
Принятое сечение и марка провода
Вариант 1
1-2
45,91476435
241
199,5
605
АС-240/32
2-3
29,05178798
152,5
154
450
АС-150/24
3-4
1,068636982
5,6
111
265
АС-70/11
4-5
28,77608182
151
154
450
АС-150/24
5-1
49,25797061ч2
129,3
139
2х390
2хАС-120/19
Вариант 2
1-2
16,8629772
88,5
124
330
АС-95/16
1-3
35,13105818
184,4
178
510
АС-185/29
3-4
5,010633593
26,3
111
265
АС-70/11
4-5
22,69681143
119,1
139
390
АС-120/19
5-1
45,69945471
239,9
199,5
605
АС-240/32
Для проверки избранных сечений по нагреву в замкнутой сети находим потокораспределение в разных послеаварийных режимах и надлежащие токи. Результаты расчета сводим в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 — Результаты расчёта послеаварийного режима
Номер ветки
ток, А, при выключении сети
Наибольшее значение тока, А
Вариант 1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-1
1-2
0
88,508
246,598
392,024
499,526
499,526
2-3
88,508
0
158,09
303,516
411,018
411,018
3-4
246,598
158,09
0
145,426
252,928
252,928
4-5
392,024
303,516
145,426
0
107,502
392,024
5-1
499,526
411,018
252,928
107,502
0
499,526
Вариант 2риант 2
1-2
1-3
3-4
4-5
5-1
1-2
0
88,508
88,508
88,508
88,508
88,508
1-3
184,390
0
158,09
303,516
411,018
411,018
3-4
26,299
158,09
0
145,426
252,928
252,928
4-5
119,12
303,516
145,426
0
107,502
303,516
5-1
239,86
411,018
252,928
107,502
0
411,018
На всех участках сети ток в послеаварийном режиме не превосходит допустимый ток по нагреву для избранных проводов. Конфигурация сети для вариантов 1 и 2 остается таковой же, как и сначала расчётов.
Согласно нормам технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше.
5. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях
На подстанциях, питающих потребителей I и II группы, для бесперебойности электроснабжения число трансформаторов обязано быть не меньше 2-ух. Мощность трансформаторов рекомендуется выбирать на условия всей перегрузки потребителей при выходе из строя 1-го трансформатора и с учётом допустимой перегрузки до 40%:
Мощность однотрансформаторной подстанции определяется наибольшей загрузкой трансформатора в обычном режиме (до 100%).
Коэффициент загрузки трансформатора в обычном и послеаварийном режимах:
Разглядим выбор трансформаторов на примере подстанции 5.
Определим подключённую в момент максимума мощность:
Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки до 40%:
Принимаем по таблице 2.2[1] два трансформатора типа ТДН-2500/110.
Коэффициент загрузки трансформаторов в обычном и послеаварийном режимах:
Аналогично произведём выбор трансформаторов для других подстанций. Результаты расчёта сведём в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 — Выбор числа и мощности трансформаторов
Номер подстанции
Суммарная присоединенная в момент максимума мощность, МВ*А
Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки, МВ*А
Число избранных трансформаторов
Номинальная мощность всякого из избранных трансформантов
загрузка всякого из трансформаторов
В обычном режиме, %
В аварийном режиме, %
2
16,863
16,863
1
25
67,452
—
3
18,072
12,9
2
16
56,475
112,95
4
27,711
19,79
2
25
55,422
110,844
5
20,482
14,63
2
16
40,964
128,0125
Таблица 5.2 — характеристики трансформаторов
Тип и мощность, МВ*А
Uном обмоток, кВ
Uк,%
ДPк,кВт
ДPх,
кВт
Iх,A
ВН
СН
НН
В-С
В-Н
С-Н
ТРДН — 25000/110
115
—
10,5
10,5
120
27
0,7
ТДН — 16000/110
115
—
11
10,5
85
19
0,7
ТДТН — 25000/110
115
11
6,6
10,5
17,5
6,5
140
31
0,7
ТДН — 16000/110
115
—
11
10,5
85
19
0,7
6. Технико-экономическое сопоставление вариантов
При технико-экономическом сопоставлении 2-х вариантов допускается воспользоваться упрошенными способами расчётов, а конкретно: не учесть утраты мощности в трансформаторах и линиях при определении распределении мощности в сети; отыскивать распределение мощности в замкнутых сетях не по сопротивлениям линий, а по их длинам; не учесть воздействия зарядной мощности линий; определять утраты напряжения по номинальному напряжению.
Годичные эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии не охарактеризовывают полностью увеличения производительности труда на единицу продукции, не дают полного представления о экономичности т к не учитывают издержек труда на Создание добавочного продукта. Полностью оценку эффективности финансовложений и экономичности того либо другого сооружения быть может лишь учёт издержек всего публичного труда, нужного для производства продукции.
Приведенные Издержки могут быть определены но формуле:
где:
— нормативный коэффициент эффективности финансовложения;
K — серьезные Издержки на сооружение электронной сети;
Серьезные Издержки на сооружение ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока):
где:
К0 — стоимость сооружения воздушных ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) на 1 км длины.
Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 гола для 2-ух вариантов. Результаты сводим в таблицу 6.1
Таблица 6.1 — Стоимость линий
Номер веток схемы
Длина полосы, км
Марка и сечение провода, количество веток
Удельная стоимость тыс. руб./км
Полная стоимость лини тыс. руб.
Вариант 1
1-2
39,6
АС-240/32
14
554,4
2-3
38,28
АС-150/24
11,7
447,876
3-4
33
АС-70/11
12
396
4-5
39,6
АС-150/24
11,7
463,32
5-1
35,64
АС-120/19
18,1
645,084
Итого
2506,68
Вариант 2
1-2
39,6
АС-95/16
12
475,2
1-3
64,68
АС-185/29
12,9
834,372
3-4
33
АС-70/11
12
396
4-5
39,6
АС-120/19
11,4
451,44
5-1
35,64
АС-240/32
14
498,96
Итого
2655,972
Серьезные Издержки на сооружение подстанции:
где:
— стоимость трансформаторов, тыс. руб.;
— стоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.;
— неизменная часть издержек по подстанциям, тыс. руб.
Эти данные приводятся в таблицах [1]. Результаты расчетов цены подстанций для 2-ух вариантов сводим в таблицу 6.2.
Таблица 6.2 — Стоимость подстанций
Номер узла
Стоимость трансформаторов, тыс. руб.
Неизменная часть издержек, тыс. руб.
Стоимость распределительных устройств, тыс. руб.
Полная стоимость подстанции, тыс. руб.
2
84
210
120
414
3
2х63
210
120
456
4
2х91
250
120
552
5
2х63
210
120
456
Итого
1878
Серьезные Издержки на сооружение электронной сети:
Годичные эксплуатационные расходы:
где:
+ — отчисления на амортизацию и сервис, %;
— для силового оборудования;
— для воздушных ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)
ДW — утраты энергии в трансформаторах и линиях. МВт*ч;
в — стоимость 1 кВт*ч потерянной энергии, руб/кВт*ч;
для силового оборудования в = 1,75*10-2 руб/кВт*ч, для ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) в = 2,23*10-2 руб/кВт*ч.
Утраты энергии в трансформаторах:
где:
и — утраты холостого хода и недлинного замыкания, кВт;
— большая перегрузка трансформатора, МВ*А;
— номинальная мощность трансформатора, МВ*А;
— длительность работы трансформатора,
— продолжность наибольших утрат, определяется зависимо от длительности большей перегрузки по формуле:
.
Утрата энергии в полосы:
где:
— номинальное напряжение, кВ;
— активная сопротивление полосы, Ом, состоящее из активного сопротивления на единицу длины, Ом/км и длины полосы, км.
Для замкнутой сети:
Годичные эксплуатационные расходы в линиях:
Годичные эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:
Годичные эксплуатационные расходы в линиях:
Суммарные годичные эксплуатационные расходы:
Приведённые Издержки:
Потому что вариант 2 наиболее дешёвый по сопоставлению с вариантом 1, то при последующих расчётах используем вариант 2.
7. электронные расчёты соответствующих режимов сети: больших и меньших нагрузок, более томного послеаварийного режима
Целью электронного расчёта сети является определение характеристик режимов, выявление способностей предстоящего увеличения экономичности работы сети и получение нужных данных для решения вопросцев регулирования напряжения.
В электронный расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление утрат активной и реактивной мощностей в сети, также расчёт напряжений на шинах потребительских подстанций в главных обычных и послеаварийных режимах.
Составляют схему замещения электронной сети (полосы замещаются П-образной, трансформаторы — Г- образной) и определяют её характеристики:
Для полосы:
; ; ; ,
где:
— удельная активное и реактивное сопротивления, Ом/км;
— удельная реактивная (емкостная) проводимость, См/км;
— длина полосы, км.
Удельные характеристики ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) r0, х0 и b0 определяют по таблицам.
Для участка сети 1-2, длинноватой 30 км, выполненного проводом АС-95/16:
активное сопротивление:
;
реактивное сопротивление:
;
ёмкостная проводимость:
;
зарядная мощность, присоединенная на концах участка:
Таблица 7.1 — характеристики ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)
Учас-ток сети
Длина полосы, км
Марка и сечение провода
r0, Ом/км
x0, Ом/км
b0, Cм/км
R, Ом
X, Ом
B*10-6,
См
Qb присоединенная к концам участка, МВ*Ар
1-2
39,6
АС-95/16
0,301
0,434
2,61
11,92
17,19
103,356
0,625
1-3
64,68
АС-185/29
0,159
0,413
2,75
10,28
26,71
177,87
1,08
3-4
33
АС-70/11
0,422
0,444
2,55
13,93
14,65
84,15
0,509
4-5
39,6
АС-120/19
0,244
0,427
2,66
9,66
16,91
105,336
0,637
5-1
35,64
АС-240/32
0,118
0,405
2,81
4,21
14,43
100,148
0,605
;
— утраты недлинного замыкания, кВт;
— номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ;
— номинальная мощность трансформатора, МВ·А;
— напряжение недлинного замыкания, %.
В расчётах электронных сетей 2-х обмоточные трансформаторы при Uвн.ном ? 220 кВ представляются упрощённой схемой замещения, где заместо ветки намагничивания учитываются в виде доборной перегрузки утраты холостого хода ?Рх+j?Qх:
.
Для подстанции 2:
Результаты расчётов сводят в таблицу 7.2
Таблица 7.2 — характеристики трансформаторов
Номер подстанции
Тип и мощность, МВ*А
Расчётные данные
ДPх, мВт
ДQх, мВ*Aр
Rт, Ом
Хт, Ом
ВН
СН
НН
ВН
СН
НН
2
ТРДН — 25000/110
2,54
55,9
0,027
0,175
3
2хТДН — 16000/110
2,2
43,4
0,038
0,224
4
2хТДТН — 25000/110
0,75
0,75
0,75
28,45
0
17,85
0,062
0,35
5
2хТДН — 16000/110
2,2
43,4
0,038
0,224
Для данных трансформаторов предел регулирования напряжения ±9 х 1,78%.
7.1 электронный расчёт сети в режиме больших нагрузок
Перегрузки электронной сети обычно задаются на шинах вторичного напряжения районных либо потребительских подстанций. Перегрузка сети высшего напряжения больше данной перегрузки на величину утрат мощности в трансформаторах. Не считая того, нужно учесть зарядную мощность полосы, которая обычно приводит к уменьшению реактивной перегрузки сети. Приводят перегрузки к сети ВН:
Рвн+jQвн=(Рн+?Pх+ ·
Rт) + j(Qн+?Qх+ ·Хт — ? Qb),
где:
Рн, Qн — активная и реактивная мощности нагрузок, данных на стороне вторичного напряжения подстанций;
Rт, Хт — суммарные активные и реактивные сопротивления трансформаторов данной подстанции;
?Qb — суммарная зарядная мощность линий, приложенная в точке подключения данной перегрузки (подстанции).
Для подстанции 2:
Результаты расчетов сводят в таблицу 7.1.1
Таблица 7.1.1 — Расчётные перегрузки подстанций
Номер
подстанции
Pн + jQн, МВ*А
?Pх + j?Qх, МВ*А
?Pт + j?Qт, МВ*А
?Qb, МВ*Ар
Pвн + jQвн, МВ*А
2
14+j9,4
0,027+j0,175
0,054+j1,2
0,625
14,081+j11,4
3
10+j6,72
15+j10,08
0,038+j0,224
0,051+j1,07
1,589
25,089+j19,683
4
23+j15,45
12+j8,06
11+j7,39
0,062+j0,35
0,043+j1,65
0,012+j0
0,011+j0,237
1,146
23,128+j18,833
Создают расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым способом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности поначалу рассчитывают без учёта утрат мощности.
Находим распределение мощностей на головных участках кольца по известному выражению:
,
где: и — полные сопротивления обратных плеч и суммы плеч соответственно.
Проверка:
Распределение потоков мощности на других участках находят по первому закону Кирхгофа.
Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1
Корректируем отысканное потокораспределение с учётом утрат мощности.
Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приводят на рисунке в объяснительной записке.
Набросок 7.1.1 — Потокораспределение на участках сети в режиме больших нагрузок
Таблица 7.1.2 — Распределение мощности на участках сети с учётом утрат мощности
Участок сети
Мощность сначала полосы, МВ*А
Утраты мощности в полосы, МВ*А
Мощность в конце полосы, МВ*А
1-2
14,099+j11,426
0,018+j0,026
14,081+j11,4
1-3
30,567+j26,132
1,182+j3,072
29,385+j23,06
3-4
4,296+j3,377
0,034+j0,036
4,262+j3,341
4-5
19,342+j16,325
0,476+j0,833
18,866+j15,492
5-1
37,238+j33,287
0,788+j2,7
36,45+j30,587
Результаты электронного расчёта режима больших нагрузок приведены на листе графической части проекта.
7.2 Электронный расчёт сети в режиме меньших нагрузок
Мощность потребителей в режиме меньших нагрузок в общем определяется по графикам нагрузок. время от времени эта мощность задаётся в процентах от большей мощности нагрузок. Этот процент зависит от нрава потребителей и рода перегрузки. Согласно заданию: Pнм = 0,5Pнб.
Таблица 7.2.1 — Расчётные перегрузки подстанций
Номер под-станции
Pн + jQн, МВ*А
?Pх + j?Qх, МВ*А
?Pт + j?Qт, МВ*А
?Qb, МВ*Ар
Pвн + jQвн, МВ*А
2
7+j4,7
0,027+j0,175
0,014+j0,3
0,625
7,041+j5,8
3
5+j3,36
7,5+j5,04
0,038+j0,224
0,013+j0,263
1,589
12,551+j10,476
4
11,5+j7,725
6+j4,03
5,5+j3,695
0,062+j0,35
0,011+j0,413
0,003+j0
0,002+j0,059
1,146
11,578+j9,693
5
8,5+j5,71
0,038+j0,224
0,017+j0,344
1,242
8,555+j7,52
Находим распределение мощностей на головных участках кольца по известному выражению:
Проверка:
Распределение потоков мощности на других участках находят по первому закону Кирхгофа.
Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1
Корректируем отысканное потокораспределение с учётом утрат мощности.
Таблица 7.2.2 — Распределение мощности на участках сети с учётом утрат мощности
Участок сети
Мощность сначала полосы, МВ*А
Утраты мощности в полосы, МВ*А
Мощность в конце полосы, МВ*А
1-2
7,123+j5,918
0,082+j0,118
7,041+j5,8
1-3
14,998+j12,921
0,308+j0,8
14,69+j12,121
3-4
2,139+j1,645
0,008+j0,009
2,131+j1,636
4-5
9,57+j8,272
0,123+j0,215
9,447+j8,057
5-1
18,326+j16,481
0,201+j0,689
18,125+j15,792
Набросок 7.1.1 — Потоктокораспределение на участках сети в режиме меньших нагрузок
7.3 электронный расчёт сети в nослеаварийном режиме
Более тяжёлый вариант трагедии происходит при обрыве полосы на головном участке 1-3. Потому разглядим аварийный вариант при обрыве одноцепной полосы на участке 1-3.
сеть электропередача конфигурация
Таблица 7.2.1 — Расчётные перегрузки подстанций
Номер под-станции
Pн + jQн, МВ*А
?Pх + j?Qх, МВ*А
?Pт + j?Qт, МВ*А
?Qb, МВ*Ар
Pвн + jQвн, МВ*А
2
14+j9,4
0,027+j0,175
0,054+j1,2
0,625
14,081+j11,4
3
10+j6,72
15+j10,08
0,038+j0,224
0,051+j1,07
1,589
25,089+j19,683
4
23+j15,45
12+j8,06
11+j7,39
0,062+j0,35
0,043+j1,65
0,012+j0
0,011+j0,237
1,146
23,128+j18,833
5
17+j11,42
0,038+j0,224
0,07+j1,376
1,242
17,108+j14,262
Распределение мощности без учёта утрат мощности.
Рассчитаем потокораспределение на участках сети в послеаварийном режиме с учётом утрат мощности:
Результаты расчёта сведём в таблицу 7.3.2
Таблица 7.2.3 — Распределение мощности на участках сети с учётом утрат мощности
Участок сети
Мощность сначала полосы, МВ*А
Утраты мощности в полосы, МВ*А
Мощность в конце полосы, МВ*А
1-2
14,099+j11,426
0,018+j0,026
14,081+j11,4
1-3
—
—
—
3-4
26,26+j20,941
1,171+j1,258
25,089+j19,683
4-5
52,598+j45,394
3,21+j5,62
49,388+j39,774
5-1
70,158+j61,206
0,452+j1,55
69,706+j59,656
]]>