Развитие питающих сетей промышленного района

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ УКРАИНЫ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНІВЕРСИТЕТ

«ХАРЬКОВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ»

Курсовой проект

«Развитие питающих сетей промышленного района»

Выполнил:

студент группы Э-15у

Уманец Е.В.

Проверил

Довгалюк О.Н.

Харьков 2017

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Исходные данные для проектирования электрической сети

2. Баланс мощностей

2.1 Потребление и покрытие потребностей промышленного района в активной мощности

2.2 Потребление и покрытие потребностей промышленного района в реактивной мощности. Предварительный расчет мощности компенсирующих устройств

3. Выбор схемы электрической сети

3.1 Схемы построения сети промышленного района

3.2 Составление вариантов электрических соединений сети

3.3 Предварительный расчет установившихся режимов проектируемых вариантов сети промышленного района

3.4 Выбор трасформаторов

3.5 Выбор рациональной схемы электрической сети на основании технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов

4. Расчет параметров установившихся режимов проектируемой сети

4.1 Схема замещения сети для расчета установившихся режимов

5. Расчет режима зимнего максимума нагрузки

5.1 Расчет потокораспределения в сети и напряжения на подстанциях

5.2 Регулирование напряжения

Вывод

Список литературы



ВВЕДЕНИЕ

Питающие сети предназначены для передачи электроэнергии от системообразующей сети и, частично, от электростанций к понижающим районным электрическим подстанциям. Питающие сети в основном резервированы и в Украине выполнены на напряжении Uном = 110 кВ, хотя в некоторых случаях их функции могут выполнять сети с Uном = 35 кВ либо Uном = 220 кВ.



1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Исходные данные для проектирования питающей сети промышленного района содержат сведения о потребителях электроэнергии и источниках питания, об их размещении на плане местности, особенностях климатических и географических условий.

Потребителями являются коммунально-бытовые и промышленные предприятия городов. Заданное расположение пунктов потребления мощности на плане района соответствует центрам питания распределительной сети 6 - 10 кВ, которыми являются понижающие подстанции (ПС). электрический сеть промышленный трансформатор

В задании на проект должны быть указаны следующие данные:

1) взаимное расположение центров питания (ЦП) района и понижающих подстанций (ПС);

2) минимальный коэффициент мощности, который может обеспечить энер-госистема, ;

3) наибольшая зимняя нагрузка МВт, МВт, МВт, МВт, МВт на стороне низшего напряжения и коэффициент мощности , , , , в пунктах потребления электроэнергии;

4) число часов использования наибольшей нагрузки часов;

5) состав приемников электроэнергии в каждом из пунктов по категориям требуемой надежности электроснабжения:

а) 1 категория: 6; 5; 10; 3; 13;

б) 2 категория:25; 25; 29; 32; 15;

в) 3 категория: 69; 70; 61; 65; 72.

6) климатический район по толщине стенки гололеда - 2;

7) номинальное напряжение с низшей стороны приемных подстанций 10,5 кВ, при наибольших нагрузках составляет , при авариях в сети ;

8) наименьшая нагрузка составляет 55% от наибольшей зимней.

Для расчета параметров нормальных и наиболее тяжелых послеаварийных режимов проектируемой сети в задании должны быть определены урони напряжения на шинах ЦП для этих режимов.

Некоторые исходные показатели, характеризующие графики нагрузок, условно принимаются одинаковыми. К ним относятся такие параметры, как: продолжительность использования наибольшей нагрузки , час., отношение наименьшей летней активной нагрузки к наибольшей зимней , %.

Указанные исходные данные в условиях курсового проектирования можно рассматривать как средние показатели в целом по промышленному району, обслуживаемому проектируемой сетью.



2. БАЛАНСЫ МОЩНОСТЕЙ

2.1 Потребление и покрытие потребностей промышленного района в активной мощности

Рассмотрим потребление активной мощности в сети для периода наибольших нагрузок. Это потребление слагается из нагрузок понижающих подстанций , МВт, потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети. Ориентировочно можно считать, что одновременно потребляемая активная мощность составляет около 90% от суммы заданных наибольших на-грузок каждого из пунктов. Поэтому коэффициент разновременности максимумов активных нагрузок принимаем равным 0,9.

Суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах проектируемой сети условно принимаем равными 6% от суммы заданных наибольших нагрузок ПС.

Выдаваемую в проектируемую сеть активную мощность , МВт, энергосистемы приближенно можно рассчитать по формуле:

(2.1)

где - коэффициент разновременности максимумов активных

нагрузок, о. е.;

- суммарная нагрузка понижающих подстанций, МВт;

- суммарные потери активной мощности в линиях, МВт;

- суммарные потери активной мощности в трансформаторах, МВт;

2.2 Потребление и покрытие потребностей района в реактивной мощности. Предварительный расчет мощности компенсирующих устройств

Требуемая реактивная мощность проектируемой сети определяется реактивными нагрузками ПС и потерями реактивной мощности в элементах сети для периода наибольших нагрузок.

В среднем генераторы электростанций обеспечивают порядка 60 % потребления реактивной мощности в энергосистеме. Около 20 % генерируют линии высокого и сверхвысокого напряжения. В качестве дополнительных источников реактивной мощности используют КУ: синхронные компенсаторы и батареи конденсаторов.

Баланс реактивной мощности в проектируемой сети рассчитываются по формуле:

, (2.2)

где - суммарная располагаемая энергосистемой реактивная мощность, Мвар;

- суммарная мощность компенсирующих устройств, Мвар;

- суммарная зарядная мощность линий, Мвар;

- коэффициент разновременности максимумов реактивных нагрузок, принимаемый равным 0,95;

- суммарная реактивная нагрузка всех ПС, Мвар;

- суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах подстанций, Мвар;

- суммарные потери реактивной мощности линий, Мвар.

Для приближенной оценки баланса реактивной мощности считаем, что генерация и потери реактивной мощности в линиях 110 кВ примерно равны .

Возможность энергосистемы по обеспечению района сумарной реактивной мощностью , Мвар, определяют по формуле:

, (2.3)

где - коэффициент реактивной мощности, соответствующий заданному , о. е;

. (2.4)

где - минимальный коэффициент мощности системы, о. е..

Определяем суммарную наибольшую реактивную нагрузку на низшей стороне каждой из подстанций , Мвар, по формуле:

. (2.5)

где - коэффициент реактивной мощности і-ой ПС, соответствующий заданному , о. е..

Суммарные потери в трансформаторах, , Мвар, (автотрансформаторах) принимаем равными 10% от полной мощности нагрузки и определяем их по выражению:

(2.6)

Мощность КУ , Мвар, необходимых к установке в сети для обеспечения баланса реактивной мощности, находим на основании уравнения (2) с учетом принятых допущений:

(2.7)

Отрицательное значение указывает на отсутствие необходимости в КУ.

При положительном значении расчет мощности КУ на подстанциях производится по условию равенства средних значений коэффициента мощности в узлах сети, для чего необходимо определение балансного коэффициента реактивной мощности нагрузки по формуле:

(2.8)

Расчетная мощность компенсирующих устройств в каждом пункте потребления (на каждой ПС) определяют по выражению:

(2.9)

где - величина балансного коэффициента реактивной мощности,

о. е..

Учитывая, что в режиме зимнего максимума нагрузок по условиям встречного регулирования напряжение на низшей стороне ПС должно быть не менее чем на 5% превышать номинальное значение, мощность каждой из установленных батарей КУ можно определить по формуле:

(2.10)

где - количество КУ каждого из типов на каждой ПС.

Для определения наибольшей реактивной , Мвар, и полной нагрузки , МВА, на низшей стороне подстанций воспользуемся выражениями:

(2.11)

(2.12)

Полученные данные вносим в табл. 1

Таблица 1 - Нагрузки подстанций с учетом мощности КУ

№ п.п.	Расчетная величина	Обозн.	Подстанции
			1	2	3	4	5
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Наибольшая активная нагрузка на низшей стороне подстанций	Pni	10	18	24	17	15
2	Коэффициент мощности нагрузки	cosцi	0,84	0,86	0,87	0,89	0,85
3	Коэффициент реактивной мощности нагрузки	tgцi	0,65	0,59	0,57	0,51	0,62
4	Наибольшая реактивная нагрузка на низшей стороне подстанций		6,5	10,62	13,68	8,67	9,3
5	Расчетная мощность КУ на ПС		3,2	4,68	5,76	3,06	4,35
6	Количество и мощность батарей конденсаторов типа КС 2-1,05-60
7	Наибольшая реактивная нагрузка на низшей стороне ПС в учетом КУ	Qni	3	3,62	3,18	1,67	2,3
8	Наибольшая полная нагрузка на низшей стороне ПС с учетом КУ	Sni	10,44	18,36	24,21	17,08	15,18



3. ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА

3.1 Cхемы построения сети промышленного района

При проектировании схем электрических сетей должна обеспечиваться экономичность их развития и функционирования с учетом рационального сочетания сооружаемых и действующих элементов сети. В первую очередь необходимо рассматривать работоспособность действующих сетей при перспективном уровне электрических нагрузок с учетом физического и морального износа линий и ПС и их возможной реконструкции.

Схема электрической сети должна быть гибкой и обеспечивать сохранение принятых решений по ее развитию при возможных небольших отклонениях.

При проектировании развития электрических сетей необходимо обеспечивать снижение потерь электроэнергии до экономически обоснованного уровня.

Схема электрической сети должна допускать возможность эффективного применения современных устройств релейной защиты (РЗ), режимной и противоаварийной автоматики (ПА).

При разработке схемы электроснабжения необходимо иметь в виду, что потребители электроэнергии, как правило, состоят из электроприемников, относящихся к различным категориям по требуемой степени надежности электроснабжения.

Схема и параметры электрической сети должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой в случае отключения любой линии или трансформатора сохраняется питание потребителей без ограничения нагрузки с соблюдением нормативного качества электроэнергии.



3.2 Составление вариантов схемы электрических соединений сети

Схема электрических соединений сети (конфигурация сети) зависит от взаимного расположения ЦП и ПС на плане местности, а также от соотношения нагрузок подстанций промышленного района. Используют разомкнутые нерезервированные и резервированные замкнутые и сложнозамкнутые схемы.

Основные положения рационального построения конфигурации сети заключаются в следующем:

* питание потребителей промышленного района осуществляется по кратчайшим связям;

* следует избегать обратных потоков мощности даже на отдельных участках сети;

Рис.1 - Радиально-магистральная схема сети



Рис.2 - Кольцевая схема сети

Рис.3 - Сложно-замкнутая схема сети

3.3 Предварительный расчет установившихся режимов проектируемых вариантов сети промышленного района

Решением задачи расчета является ответ на вопрос о технической реализуемости варианта схемы сети. Расчет производят для каждого из рассматриваемых вариантов.

На первом этапе предварительного сравнения и отбора конкурентоспособных вариантов схемы нагрузки в узлах сети определяют приближенно, без учета потерь мощности в трансформаторах и реактивной мощности, генерируемой линиями.

Расчет потоков мощности в магистральных сетях проводится в направлении от наиболее электрически удаленной ПС к ЦП путем последовательного суммирования расчетных нагрузок в узлах сети. В простых замкнутых сетях нагрузки ПС учитывают в узлах замкнутой сети ВН и определяют потоки мощности на головных участках пропорционально длине участков сети и, исходя из условий баланса мощности, находят потоки мощности на других участках.

Расстояния между подстанциями согласно масштабу и коэффициента удлинения:

l_ЦП-1 = 14,4 км

l_ЦП-4 = 15,12 км

l_ЦП-2 = 34,56 км

l_1-3 = 24 км

l_2-3 = 14,88 км

l_5-2 = 27,84 км

l_4-5 = 24 км

В процессе расчета потоков мощности на головных участках линии с двухсторонним питанием используют уравнения 9:

(3.1)

где S_A , S_B - поток мощности в сеть на головных участках от источников питания А и В соответственно;

S _ni - нагрузка i-й ПС;

Z _iA , Z _iB - сопряженные комплексы сопротивлений линий от i-й ПС до источников питания В и А соответственно;

Z _AB - сопряженный комплекс суммарного сопротивления всех линий сети с двухсторонним питанием между источниками А и В;

N - количество ПС в сети с двухсторонним питанием.

Для расчета по формулам (9) кольцевую сеть представляют в виде линии с двухсторонним питанием. При этом кольцевую сеть разрывают в ЦП, заменяя источник питания в ЦП двумя источниками питания: А и В.

На основании предварительной оценки расчетных нагрузок линий производится выбор номинального напряжения. Номинальное напряжение U_НОМ определяется, в основном, передаваемой активной мощностью Р (МВт) и длиной 1 (км).

Для ориентировочного определения величины экономически целесообразного напряжения линий U_НОМ (кВ) можно воспользоваться эмпирической формулой, предложенной Г.А. Илларионовым,

(3.2)

Зная потоки мощностей по ВЛ S_л = P_л +jQ_л, номинальное напряжениеU_НОМ, можно перейти к выбору сечений проводов. Для этого определяют токи в ВЛ:

(3.3)

где n _л- число параллельно работающих ВЛ;

S_л - полная мощность, передаваемая по ВЛ, определяемая выражением:

(3.4)

Сечения проводов выбирают по токовым экономическим интервалам в зависимости от расчетного тока I_p:

(3.5)

где I₅ - ток линии на пятый год ее эксплуатации;

б_i - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации ВЛ;

б_т - коэффициент, учитывающий время наибольшей нагрузки T_нб и коэффициент ее попадания в максимум нагрузки энергосистемы K_M.

Для ВЛ 110 - 220кВ б_i = 1,05;. При выполнении курсового проекта можно принять K_M = 0,8; I₅ = I_л . Таблица для выбора коэффициента б_т = 0,9(дана в приложении П5).

В Украине в соответствии с п.2.5.86"Правил устройства электроустановок" в части, относящейся к ВЛ 35-750 кВ, выбор проводов вновь сооружаемых или реконструируемых воздушных линий электропередачи регламентируется применение номинальных сечений проводов.

Выбранные сечения проводов должны быть проверены по допустимому току на нагрев в наиболее тяжелых после аварийных режимах.

Для магистральных и радиальных ВЛ это отключение одной цепи, для кольцевых и сложнозамкнутых сетей отключение головных участков сети.

Условие проверки:

(3.6)

где - ток через рассматриваемую ВЛ в наиболее тяжелом из послеаварийных режимов;

- допустимые токовые нагрузки на провода;

- поправочный коэффициент на температуру воздуха, в проекте его рекомендуется принять равным 1.

Далее определяем активное сопротивление проводов линии - r_л и индуктивное сопротивление фазы линии x_л:

(3.7)

где r₀ и x₀ - удельные активные и реактивные сопротивления воздушной линии, Ом/км;

l - протяженность линии, км;

n_Л - число параллельных линий (цепей).

Далее рассчитываем потери напряжения в линиях в процентах от номинального в нормальном ?U^Н и послеаварийных ?U^А режимах, используя уравнения:

(3.8)

(3.9)

где - потоки активной и реактивной мощности в линии в нормальном и послеаварийных режимах.

Суммарные потери напряжения от ЦП до электрически наиболее удаленной точки не должны превышать 13-15% в нормальном и 18-20% в послеаварийных режимах.

Рассчитаем для магистральной схемы

Рассчитаем потоки мощности

S_Ц-4= S₅ + S₄= 15+j2,3+17+j1,67 = 32+ j 3,97 МВ•А

S_4-5 = S₅ = 15+j2,3 МВ•А

S_Ц-1 = S₁ + S₃ = 10 + j 3+ 24 + j3,18 = 34+ j 6,18 MB•A

S_1-3 = S₃= 23+ j 3,18 МВ•А

Рассчитываем напряжения и токи по формулам 10 и 11.

Например, для участка Ц-4:

Сечения проводов выбирают по токовым экономическим интервалам в зависимости от расчетного тока I_р:

I_{p Ц-1} = 1,05•0,9•98 = 93 А

По таблице экономических интервалов (П6) для двухцепной линии на железобетонных опорах и 2 района по гололеду выбираем на рассматриваемом участке провода АС-95.

Допустимый ток для проводов ВЛ данного сечения 330 А.

Аварийным режимом для радиально-магистральных сетей является отключение одной из двух параллельных линий (цепей), обеспечивающих питанием каждую из ПС. При этом, потоки мощностей и токи, протекающие по оставшейся в работе ВЛ увеличатся в два раза: по ВЛ ЦП-ПС4 будет протекать поток полной мощности S_ЦП-ПС1 = 32+j4,15 МВА, а ток составит 192 А. Данный ток является допустимым для принятого сечения. Поэтому по результатам проверки сечение проводов рассматриваемого участка ВЛ увеличивать не требуется.

Определяем активное сопротивление проводов линии - r_л и индуктивное сопротивление - x_л фазы линии:

Далее рассчитываем потери напряжения в линиях в процентах от номинального в нормальном ?U^Н и послеаварийных ?U^А режимах:

Наиболее электрически удаленной от ЦП подстанцией является ПС5, так как потеря напряжения на связи ЦП - ПС5 является наибольшей по сравнению с другими подстанциями и составляет в нормальном режиме:

а в послеаварийном режиме

Таблица 2 - Результаты предварительного расчета установившихся режимов для радиально-магистральной сети

№ п.п	Обозначение	Ед. изм.	Линии
			ЦП-ПС1	ПС1-ПС3	ЦП-ПС2	ЦП-ПС4	ПС4-ПС5
1	2	3	4	5	6	7	8
1	l	км	14,4	24	34,56	15,12	24
2		МВт	34	24	18	32	15
3		Мвар	6,18	3,18	3,62	3,97	2,3
4		МВ•А	34,56	24,21	18,36	32,24	15,18
5	UНОМ	кВ	97	90	82	96	74
6		А	103	79	65	98	60
7	n x Fэк	мм2	2 хАС 95	2 хАС 95	2 хАС 70	2 х АС95	2 х АС70
8	IДОП	А	330	330	265	330	265
9		МВ•А	34,56	24,21	18,36	32,24	15,18
10		А	206	158	130	196	120
11	n x F	мм2	2 хАС 95	2 хАС 70	2 хАС 70	2 х АС95	2 х АС70
12	r0	Ом/км	0,306	0,306	0,428	0,306	0,428
13	x0	Ом/км	0,434	0,434	0,444	0,434	0,444
14	r	Ом	2,032	3,672	7,4	2,31	5,14
15	x	Ом	3,13	5,208	7,67	3,29	5,33
16		%	0,73	0,86	1,33	0,72	0,74
17		%	1,59	1,33	1,46
18		%	1,46	1,7	2,66	1,44	1,47
19		%	3,16	2,66	2,91

В нормальном и послеаварийных режимах максимальные потери напряжения в сети не превышают допустимых значений по условию регулирования напряжения, ток во всех линиях меньше допустимого по нагреву вариант - технически реализуем.



Рис.4 - Вариант магистральной схемы сети:

а) в нормальном режиме, б) в аварийном режиме

Рассчитаем для кольцевой схемы

Рассчитаем потоки активной и реактивной мощностей

Рисунок 5 - Расчет потокораспределения замкнутой схемы

Р_4-5 = Р_ц-4 - Р₄ =41,82-17 = 24,82 МВт

Р_5-2 = Р_4-5 - Р₅ = 24,82 - 15 = 9,82 МВт

Р_2-3 = Р_5-2 - Р₂ = 9,82 - 18 = -8,18 МВт

Р_3-1 = (-Р_2-3 )+Р₃ = 8,18 + 24 = 32,18 МВт

Р_ц-1 = Р_3-1 +Р₁ = 32,18 + 10 = 42,18 МВт

Q_4-5 = Q _ц-4 - Q ₄ = 5,99 - 1,67 = 4,32 МВар

Q _5-2 = Q _4-5 - Q ₅ = 4,32 - 2,3 = 2,02 МВар

Q _2-3 = Q _5-2 - Q ₂ = 2,02 - 3,62 = -1,6 МВар

Q _3-1 = ( - Q _2-3 )+ Q ₃ = 1,6 + 3,18 = 4,78

Q _ц-1 = Q _3-1 + Q ₁ = 4,78 + 3= 7,78

Изменение знака означает, что узел 2 является точкой потокораздела активной мощности и реактивной мощности. Она получает питание с двух сторон.

Проверка расчета потокораспределения.

Рассчитываем напряжения:

Рассчитываем токи:

Сечения проводов выбирают по токовым экономическим интервалам в зависимости от расчетного тока I_р:

I_{p Ц-1} = 1,05•0,9•3 = 212 А

Расчитываем значения токов в послеаварийном режиме А1:

Расчитываем значения токов в послеаварийном режиме А2:

На всех участках сети послеаварийные токи не превосходят допустимые (табл.3).

Определяем активное сопротивление проводов линии - r_л и индуктивное сопротивление -x_л фазы линии:

r_{л Ц-1} = 0,162 • 14,4 = 2,33 Ом

x_{л Ц-1} = 0,413 • 14,4 = 5,95 Ом

Далее рассчитываем потери напряжения в линиях в процентах от номинального в нормальном ?U^Н и послеаварийных ?U^А режимах:

В нормальном режиме наибольшее отклонение напряжения имеет место в точке потокораздела (ПС2). Поэтому максимальная потеря напряжения будет в цепи ЦП- ПС4-ПС2.

В нормальном режиме потери, напряжения не превышают допустимых значений.

Таблица 3 - Результаты предварительного расчета установившихся режимов для кольцевой сети

№ п.п	Обозначение	Ед. изм.	Линии
1	2	3	4	5	6	7	8	8
			ЦП-ПС1	ПС1-ПС3	ПС3-ПС2	ПС2-ПС5	ПС5-ПС4	ПС4-ЦП
1	l	км	14,4	24	14,88	27,84	24	15,12
2		МВт	42,18	32,18	8,18	9,82	24,82	41,82
3		Мвар	7,78	4,78	1,6	2,02	4,32	5,99
4		МВ•А	42,89	32,36	8,33	10,03	25,19	42,45
5	UНОМ	кВ	104	101	55	61	91	104
6		А	225	171	44	53	132	222
7	n x Fэк	мм2	1х185	1х150	1х70	1х70	1х150	1х185
8	IДОП	А	520	450	265	265	450	520
9		МВ•А	84+ j13,77	74+ j10,77	50+ j7,59	32+ j3,97	17+ j1,67	-
10		МВ•А	-	10+ j3	34+ j6,18	52+ j9,8	67+ j12,1	84+ J13,77
11		А	447	392	266	171	93	-
12		-	-	55	181	278	357	447
13	n x F	мм2	1х185	1х150	1х70	1х70	1х150	1х185
14	r0	Ом/км	0,162	0,198	0,428	0,428	0,198	0,162
15	x0	Ом/км	0,413	0,427	0,444	0,444	0,427	0,413
16	r	Ом	2,33	4,75	6,37	11,91	4,75	2,45
17	x	Ом	5,95	10,08	6,54	12,25	10,08	6,24
18		%	1,25	1,66	0,52	1,17	1,33	1,16
19		%	3,43	3,66
20		%	-	0,77	2,57	3,55	4,4	2,9
21		%	14,19
22		%	2,7	3,9	3,7	3,75	0,97	-
23		%	15,02

Максимальные потери напряжения в наиболее тяжелых послеаварийных режимах:

A1:

А2:

В нормальном и послеаварийных режимах максимальные потери напряжения в сети не превышают допустимых значений по условию регулирования напряжения, ток во всех линиях меньше допустимого по нагреву, вариант - технически реализуем.



Рис.6- Вариант кольцевой схемы сети: а) в нормальном режиме, б) в аварийном режиме при отключенной линии ЦП-1, в) в аварийном режиме при отключенной линии ЦП-4.

Рассчитаем для сложно-замкнутой схемы:

Расчет потокораспределения проводим методом эквивалентирования сети.

На первом этапе освободимся от промежуточных нагрузок на ВЛ ЦП-ПС4-ПС5-ПС2 и ВЛ ЦП-ПС1-ПС3-ПС2. Для этого разнесем нагрузки ПС4 и ПС5 к границам эквивалентируемых ветвей:

Аналогично разносим нагрузки ПС1 и ПС3:

В преобразованной схеме нагрузка составит:

S_2экв = S₂ + S_2(4,5) + S_2(1,3)

S_3экв = 18 + j3,62 + 21,92 + j2,64 + 20 + j3,1 = 57,92 + j9,36

В схеме перетоки мощности по линиям распределятся обратно пропорционально сопротивлениям линий, которые для упрощенных расчетов заменены длинами. Эквивалентируем линии ВЛ ЦП-ПС4-ПС5-ПС2 и ВЛ ЦП-ПС1-ПС3-ПС2

Эквивалентная длина трех линий:

Находим мощность по ВЛ ЦП-ПС2 из пропорции:



Так как на ВЛ Ц-2 нет промежуточных отборов мощности, то полученное значение соответствует действительному значению.

Эквивалентный переток по двум оставшимся линиям:

Эквивалентный переток по ВЛ ЦП-ПС1-ПС3-ПС2 находим из пропорции:

Эквивалентный переток по ВЛ ЦП-ПС4-ПС5-ПС2 находим:

Действительные перетоки:

S_5-2 = S_ц452экв - S_2(4,5) = (13,82+j2,24) - (21,92+j2,64) = - 8,1 - j0,4

S_4-5 = S₅₂ + S₅ = -8,1- j0,4 +15+j2,3 = 6,9+j1,9 МВ•А

S_ц-4 = S₄₅ + S₄ = 6,9+j1,9+17+j1,67 = 23,9+j3,57 МВ•А



По условию баланса мощностей в узлах найдем перетоки мощности в остальной части сети:

S_2-3 = S_ц2 - S₂₅ - S₂ = 26,74+j4,32 - (8,1 - j0,4)-(18+j3,62) = 0,64+j0,3 МВ•А

S_3-1 = S_2-3 + S₃ = - (0,64+j0,3)+24+j3,18 = 23,36+j2,88 МВ•А

S_ц-1 = S_3-1 + S₁ = 23,36+j2,88+10+j3 = 33,36+j5,88 МВ•А

Рассчитываем напряжения:

Рассчитываем токи:

Сечения проводов выбирают по токовым экономическим интервалам в зависимости от расчетного тока I_р:

I_{p Ц-1} = 1,05•0,9•195 = 186 А

Результаты расчета потокораспределения нанесены на схему (рис.6) и указаны в табл. (4). Дальнейший ход расчета установившегося режима такой же, как и в предыдущих вариантах.

Определяем активное сопротивление проводов линии - r_л и индуктивное сопротивление -x_л фазы линии:

r_{л Ц-1} = 0,162 • 14,4 = 2,33 Ом

x_{л Ц-1} = 0,413 • 14,4 = 5,94 Ом

Далее рассчитываем потери напряжения в линиях в процентах от номинального в нормальном ?U^Н и послеаварийных ?U^А режимах:

В нормальном режиме наибольшее отклонение напряжения имеет место в точке потокораздела (ПС5). Поэтому максимальная потеря напряжения будет в цепи ЦП- ПС2-ПС5.

В нормальном режиме потери, напряжения не превышают допустимых значений.

Максимальные потери напряжения в наиболее тяжелых послеаварийных режимах:

Рассмотрены три наиболее тяжелых послеаварийных режима: A1 - отключение ВЛ ЦП-ПС4, А2 - отключение ВЛ ЦП-ПС1, A3 - отключение ВЛ ЦП-ПС2.

Послеаварийный режим A3 - отключение ВЛ ЦП-ПС2 (рис. 7). Является кольцевой схемой питания и все токи протикающие в этом режиме равны номинальным токам кольцевой схемы.

Послеаварийный режим A1 - отключение ВЛ ЦП - ПС4 (рисунок 7)

Особенностью расчета является то, что кольцевая сеть Ц-1-3-2-Ц рассчитана при нагрузке в узле 2, равной S₂+S₅+S₄.

Рассчитаем потоки мощности

Далее расчет активной и реактивной мощьности проводим как для кольцевой схемы:

Р_2-3 = Р_ц-2 - Р₂ = 45,44 - 50 = -4,56 МВт

Р_3-1 = ( - Р_2-3 ) +Р₃ = 4,56 + 24 = 28,56 МВт

Р_1-ц = Р_3-1 + Р₁ = 28,56 + 10 = 38,56 МВт

Q_2-3 = Q _ц-2 - Q ₂ = 6,9 - 7,59 = -0,69 МВар

Q _3-1 = ( - Q _2-3 ) + Q ₃ = 0,69 - 3,18 = 3,87 МВар

Q _1-ц = Q _3-1 + Q ₁ = 3,87+3 = 6,87 МВар

Проверка расчета потокораспределения:

Рассчитываем напряжения:

Рассчитываем токи:



I_{p Ц-1} = 1,05•0,9•206 = 195 А

Послеаварийный режим A2 - отключение ВЛ ЦП-ПС1 (рис. 8).

Рассчитаем потоки мощности

Далее расчет проводим как для кольцевой схемы:

Р_5-2 = Р_ц-2 - Р₂ = 45,17 - 52 = -6,83 МВт

Р_5-4 = ( - Р_5-2 ) + Р₅ = 6,83 + 15 = 21,83 МВт

Р_4-ц = Р_5-4 + Р₄ = 21,83 + 17 = 38,83 МВт

Q_5-2 = Q _ц-2 - Q ₂ = 8,05 - 9,8 = - 1,75 МВар

Q _5-4 = ( - Q _5-2 ) + Q ₅ = 1,75 + 2,3 = 4,05 МВар

Q _4-ц = Q _5-4 + Q ₄ = 4,05 + 1,67 = 5,72 МВар

Проверка расчета потокораспределения:

Рассчитываем напряжения:

Рассчитываем токи:

I_{p Ц-1} = 1,05•0,9•206 = 195 А

Рассчитываем потери напряжения в линиях в процентах от номинального в послеаварийном ?U^А режиме:

Рассчитываем наибольшее отклонение напряжения в линиях в послеаварийном ?U^А режиме:

В нормальном и послеаварийных режимах максимальные потери напряжения в сети не превышают допустимых значений по условию регулирования напряжения, ток во всех линиях меньше допустимого по нагреву вариант - технически реализуем.

Таблица 4 - Результаты предварительного расчета установившихся режимов для сложно-замкнутой сети

№	Обознач.	Ед. изм.	Линии
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
			ЦП-ПС1	ПС1-ПС3	ПС3-ПС2	ПС2-ПС5	ПС5-ПС4	ПС4-ЦП	ЦП-ПС2
1	l	км	14,4	24	14,88	27,84	24	15,12	34,56
2		МВт	33,36	23,36	0,64	8,1	6,9	23,9	26,74
3		Мвар	5,88	2,88	0,3	0,4	1,9	3,57	4,32
4		МВ•А	33,87	23,53	0,7	8,11	7,2	24,2	27,1
5	UНОМ	кВ	95	92	30	61	52	84	101
6		А	178	124	4	42,56	38	127	172
7	n x Fэк	мм2	1х150	1х120	1х70	1х70	1х70	1х120	1х150
8	IДОП	А	450	390	265	265	265	450	450
9		МВ•А	38,56+j6.83	28,56+j3.87	4,56+j0.69	32+j3.97	17+j1,67	-	45,44+j6.9
10		МВ•А	-	10+j3	34+j6.8	6,83+j1.75	21,83+j4.05	38,83+j5.72	45,17+ j8.05
11		МВ•А	42,18+j7.78	32,18+j4.78	8,18+j3,31	9,82+j2.02	24,82+j4.32	41,82+j5.99	-
12		А	223	165	27	185	98	-	42
13		А	-	21	179	375	26	206	241
14		А	225	171	44	53	132	222	-
15	n x F	мм2	1х150	1х120	1х70	1х70	1х70	1х120	1х150
16	r0	Ом/км	0,198	0,249	0,428	0,428	0,428	0,249	0,198
17	x0	Ом/км	0,42	0,427	0,444	0,444	0,444	0,427	0,42
18	r	Ом	2,85	5,9	6,37	11,9	10,27	3,77	6,64
19	x	Ом	6,1	10,25	6,6	12,3	10,66	6,46	14,51
20		%	1.08	1.38	0.26	0.84	0.75	0.94	1.98
21		%	7.23
22		%	1.25	1.72	0.2	4.2	0.8	-	3,22
23		%	8.22
24		%	-	0.64	2.13	0.66	1.68	1.18	3.44
25		%	6.17
26		%	1,19	1,43	0.54	0.89	1,88	1,26	-
27		%	3.16

Рис.7 - Сложно-замкнутая схема

Рис.8 - Послеаварийный режим (А1)

Рис.9 - Послеаварийный режим (А2)

3.4 Выбор трансформаторов

Для определения перегрузочной способности трансформаторов с тем, чтобы износ их изоляции был в пределах технических норм по ГОСТ 14209-95, требуется информация о графиках нагрузки потребителей. Если привыполнении проекта суточные графики нагрузки ПС не заданы, то можно считать допустимой перегрузку на 40 % в послеаварийном режиме. Поэтому на двух трансформаторных ПС номинальная мощность трансформаторов выбирается с учетом возможности замены в течение суток поврежденного трансформатора его номинальную мощность выбирают по формуле:

(3.10)

Загрузку трансформаторов характеризует коэффициент загрузки, определяемый по формулам, в нормальном режиме:

(3.11)

где n - количество трансформаторов на ПС;

в после аварийном:

(3.12)

Сведения о трансформаторах вносим в таблицу 5.

Таблица 5. Сведения о трансформаторах.

№ п\п	Расчетная величина	Обозн.	Подстанции
			1	2	3	4	5
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Номинальное напряжение подстанции, кВ	UНОМ	110	110	110	110	110
2	Наибольшая полная нагрузка ПС, МВА	Sni	10.44	18,36	24,21	17,08	15,18
3	Номинальная мощность трансформаторов, МВ·А	SТНОМ	7,45	13,11	17,29	12,2	10,84
4	Тип трансформаторов	-	ТДН-10	ТДН-16	ТДН-16	ТДН-16	ТДН-10
5	Количество трансформаторов на ПС	nТР	2	2	2	2	2
6	Загрузка трансформаторов в нормальном режиме		0,52	0,57	0,76	0,53	0,76
7	Загрузка трансформаторов в послеаварийном режиме		1,04	1,14	1,52	1,06	1,52



3.5 Выбор рациональной схемы электрической сети на основании технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов

Обоснование решений при проектировании электрических сетей осуществляется на основе технико-экономического сравнения вариантов схем и параметров сети путем оценки их сравнительной эффективности. Обоснование решений производится по минимуму затрат при условии , что сравниваемые варианты обеспечивают одинаковый энергетический эффект.

Критерием для выбора варианта развития сети, ее части или отдельного объекта является минимум суммарных дисконтируемых приведених затрат.

Сравнительная эффективность по минимуму суммы дисконтированных затрат, которая определяется по формуле:

(3.12)

где К _і - суммарное единовременное капиталовложение в сооружении і-го варианта;

Е _N =0,12 ед/год нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений,

И _і - суммарные ежегодные издержки для сети і-го варианта

У _і - ущерб от недоотпуска электроенергии выполненой по і-му варианту.

При выполнении технико-экономического сопоставления вариантов возможных схем не учитывают те элементы сети, которые не изменяются при переборе вариантов, например, ЗРУ 10 кВ ПС, Трансформаторы ПС, если они одинаковы во всех вариантах. Для этих элементов не определяют стоимость капиталовложений, издержки на текущий ремонт и обслуживание, а так же затраты на возмещение потерь электроэнергии.

Капитальные вложения

Капитальные вложения К, учитывают как сумму капитальных вложений в строительство линий и подстанций:

К = К_П + К_Л (3.13)

где К_л, К_п - капитальные вложения в линии и подстанции соответственно.

Ежегодные издержки производства определяют как сумму издержек на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание для подстанций (И_П) и линий (И_Л), а также стоимости потерь электроэнергии (И_ДW):

И = И_П + И_Л + И_ДW (3.14)

Расчет капитальных вложений производим в таблице 6.

Таблица 6 - Капитальные вложения в строительство электрической сети, тыс. грн.

№ п.п.	Элемент сети	Ед. изм.	Обознач.	Стоим. един.	Вариант 1	Вариант 2	Вариант3
					Кол. ед.	Всего стоим.	Кол. ед.	Всего стоим.	Кол. ед.	Всего стоим.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	ЦП и ПС
1.1	Ячейки линейных выкючателей в ЦП	шт		42	6	252	3	126	3	126
1.2	Два блока линия-трансформатор	шт		82,9	5	414,5	-	-	-	-
1.3	мостик	шт		120	-	-	4	480	5	600
1.4	Ячейки выключателей на стороне ВН для ПС со сборными шинами	шт		35	-	-	3	105	-	-
1.5	Трансформаторы	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	ТДН-16	шт		63	6	378	6	378	6	378
	ТДН-10	шт		54	4	216	4	216	4	216
1.6	Постоянная часть затрат	Без выключ.	130	5	650	-	-	-	-
		мостик	210	-	-	4	840	5	1050
		Сборные шины	290	-	-	1	290	-
	Итого по ЦП и ПС	-	Кп	-	-	1910,5	-	2435	-	2370
2	ВЛ
2.1	Одноцепная с проводами
	АС-70	км	-	12	-	-	42,72	512,64	66,72	800,64
	АС-120	км		12			-	-	39,12	445,97
	АС-150	км	-	11,7	-	-	48	561,6	48,96	572,83
	АС-185	км	-	12.9	-	-	29,52	380,81	-	-
	АС-240	км	-	14			-	-	-	-
2.2	Двухцепная с проводами:
	2хАС-70	км	-	17,8	82,56	1469,6	-	-	-	-
	2хАС-95	км	-	17,8	29,52	525,46	-	-	-	-
	2хАС-120	км	-	18,1	-	-	-	-	-	-
	Итого по ВЛ		Кл	-	-	18934	-	1456	-	1820
	Итого по сети		К	-	-	3804	-	3826	-	4255

При этом:

И_П = (р_ап + р_рп + р_оп) • К_П (3.15)

И_Л = (р_ал+ р_рл + р_ол) • К_Л (3.16)

где р_ап, р_рп, р_оп, р_ал, р_рл, р_ол - соответственно нормы ежегодных отчислений на амортизацию (а), текущий ремонт (р) и обслуживание (о) в относительных единицах

В проекте можно принять для ВЛ 35 и выше (р_ал+ р_рл + р_ол) = 0,028 .

Стоимость потерь электроэнергии в линиях (И_ДWл), определяем как:

(3.17)

(3.18)

(3.19)

где С_Э - удельный показатель стоимости потерь электроэнергии в сети, тыс. грн./(МВт•час);

ДW_л - суммарные годовые потери электроэнергии в ВЛ сети, МВт•час;

Ф - время наибольших потерь, часов;

- потери активной мощности в режиме наибольших нагрузок j-ой линии, MBт;

- активное сопротивление проводов j-ой линии, Ом;

- поток полной мощности по j-ой линии, МВт•час;

U_НОМ - номинальное напряжение сети, кВ;

m- количество линий.

Время наибольших потерь ф находят по формуле для графиков пиковой формы:

(3.20)

где - продолжительность использования наибольшей нагрузки, часов (согласно заданию).

Удельная стоимость потерь электроэнергии в сети С₃ [9] в зависимости от коэффициента попадания в максимум энергосистемы К_М может быть определена по графику (П8). Рекомендуется принять К_М = 0,9.

Расчет стоимости потерь электроэнергии в линиях сводят в табл. 7, в которой графы ДW_л и И_ДWл следует заполнять только для итоговой строки.

Таблица 7. Потери электроэнергии в линиях

№ п.п.	Линии	Обозн.	Ед.изм.	Варианты
				1	2	3
1	2	3	4	5	6	7
1	ЦП-ПС1	ДРц-1	МВт	0,201	0,347	0,263
2	ЦП-ПС4	ДРц-4	МВт	0,198	0,361	0,182
3	ЦП-ПС2	ДРц-2	МВт	0,206	-	0,403
4	ПС1-ПС3	ДР1-3	МВт	0,178	0,415	0,27
5	ПС3-ПС2	ДР3-2	МВт	-	0,036	0
6	ПС2-ПС5	ДР2-5	МВт	-	0,099	0,065
7	ПС5-ПС4	ДР5-4	МВт	0,098	0,249	0,043
	Итого потерь активной мощности	ДРл	МВт	0,881	1,507	1,226
	Потери электроэнергии в линиях	ДWл	МВт•ч	1960,23	3353,08	2727,85
	Стоимость потерь электроэнергии в линиях	ИДWл	тыс.грн.	47,49	77,12	62,74

Таблица 8. Итоговая таблица сравнения вариантов по дисконтным затратам при строительстве сети в один год, тыс.грн

№ п.п.	Расчетная величина	Обозн.	Варианты
			1	2	3
1	2	3	4	5	6
1	Стоимость учтенных элементов ЦП и ПС	КП	1910,5	2370	2435
2	Стоимость ВЛ	КЛ	1894	1456	1820
3	Суммарная стоимость сети	К	3804,5	3826	4255
4	Ежегодные отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание ПС	ИП	179,6	222,78	228,89
5	Ежегодные отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание ВЛ	ИЛ	53,03	40,77	50,96
6	Ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии	ИДW	45,09	77,12	62,74
7	Ежегодные издержки производства	И	277,71	340,12	342,59
8	Издержки производства, приведенные к дисконтированию	И/ЕН	456,54	459,12	510,6
9	Приведенные затраты, тыс. грн. в год	З	31982	32224	35801



Из технико-экономических расчетов видно что для сооружения радиально-магистральной сети потребуются меньшие затраты, по сравнению остальными вариантами, поэтому окончательным вариантом принимаем радиально-магистральную схему.



4. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

Рассмотрим следующие режимы:

1) режим наибольших нагрузок (зимний максимум нагрузки);

2) режим наименьших нагрузок (летний минимум нагрузки);

3) наиболее тяжелые послеаварийные режимы, связанные с отключением отдельных элементов системы, возникновение которых рассматривают для периода наибольших нагрузок.

Цель расчетов установившихся режимов определение параметров режима и их анализ на соответствие допустимым значениям, в частности:

1) оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов (автотрансформаторов), исходя из условий встречного регулирования напряжения на шинах 10 кВ понижающих подстанций;

2) уточнение баланса реактивной мощности с учетом ее потерь в сети и генерирования реактивной мощности линиями.

Расчеты режимов сети разделяют на ряд характерных этапов:

1) составление схемы замещения сети;

2) расчет распределения мощностей по элементам сети с приближенным учетом потерь мощностей;

3) расчет режима напряжений в узлах сети и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов;

4) уточненный баланс реактивной мощности и уточнение количества КУ.

4.1 Схема замещения сети для расчета установившихся режимов

Параметры и линий были определены и внесены в табл. 3.

Реактивная мощность, генерируемая ВЛ , Мвар, рассчитывается по формуле:

, (4.1)

где - число параллельных ВЛ, шт.;

- удельная зарядная мощность ВЛ, Мвар/км;

- длина линии, км.

Определим параметры ВЛ и расчетные нагрузки в режиме наибольших нагрузок на примере ВЛ_ЦП-ПС1:

Ом,

Ом,

Мвар.

Аналогично определяем параметры ВЛ и расчетные нагрузки в режиме наибольших нагрузок для остальных ВЛ.

Параметры ВЛ вносим в табл. 9.

Таблица 9 - Параметры ВЛ

№ п.п.	Расчетная величина	Ед. изм.	Обозн.	Линии
				Ц-1	1-3	Ц-2	Ц-4	4-5
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Протяженность линии	км	l	14,4	24	34,56	15,12	24
2	Количество цепей, марка и сечение провода	мм2	n•F	2хАС-95	2хАС-95	2хАС-70	2хАС-95	2хАС-70
3	Удельное активное сопротивление провода	Ом/км	rо	0,306	0,306	0,428	0,306	0,428
4	Удельное индуктивное сопротивление фазы линии	Ом/км	xо	0,434	0,434	0,444	0,434	0,444
5	Удельная зарядная мощность линии	Мвар/км	qо	0,035	0,035	0,034	0,035	0,034
6	Активное сопротивление линии	Ом	rл	2,032	3,672	7,4	2,31	5,14
7	Индуктивное сопротивление линии	Ом	xл	3,13	5,208	7,67	3,29	5,33
8	Реактивная мощность, генерируемая линией	Мвар	Qс	1,01	1,68	2,35	1,06	1,63

Далее находят для каждой подстанции в "n" трансформаторах:

1) потери реактивной мощности , МВА, в режиме холостого хода определяется по формуле:

, (4.2)

где - ток холостого хода трасформатора, А;

- номинальная мощность трасформатора, МВА.

2) потери активной мощности в магнитопроводах , кВт, и обмотках , кВт, рассчитываются по формулам:

, (4.3)

, (4.4)

где - количество трасформаторов, шт.;

- потери активной мощности в режиме холостого хода, кВт;

- потери активной мощности в режиме короткого замыкания, кВт.

3) суммарные потери активной мощности , кВт, рассчитываються по формуле::

, (4.5)

4) потери реактивной мощности в магнитопроводах , Ввар, найдем по формуле:

, (4.6)

где - потери реактивной мощности в режиме холостого хода, Мвар.

5) потери реактивной мощности в магнитопроводах , Мвар, рассчитываются по формуле:

, (4.7)

где - напряжение короткого замыкания, %.

6) суммарные потери реактивной мощности , Мвар, определяем по формуле:

, (4.8)

Далее определяют активную нагрузку ПС, приведенную к стороне ВН и равную активной расчетной нагрузке ПС , МВт, реактивную нагрузку ПС, приведенную к стороне ВН , Мвар, и расчетную реактивную нагрузку ПС , Мвар, с учетом реактивной мощности, генерируемой ВЛ, отнесенной к шинам ВН

i-й ПС , Мвар, по следующим формулам:

, (4.9)

, (4.10)

, (4.11)

где - полусумма зарядных мощностей линий, подходящих к ПС, Мвар.

Результаты определения потерь мощности в трансформаторах и расчетных нагрузок ПС занесем в табл. 10

Таблица 10 - Потери мощности в трансформаторах. Расчетная мощность нагрузки ПС на стороне ВН

№ п.п.	Расчетная величина	Ед.изм.	Обозн.	Подстанции
				1	2	3	4	5
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Номинальная мощность трансформатора	МВ•А	SТНОМ	10	16	16	16	10
2	Количество трансформаторов	-	nт	2	2	2	2	2
3	Номинальное напряжение обмоток на стороне ВН трансформаторов	кВ	U1НОМ	115	115	115	115	115
4	Номинальное напряжение обмоток на стороне НН трансформаторов	кВ	U2НОМ	11	11	11	11	11
5	Потери активной мощности холостого хода	МВт	Pxi	0,014	0,019	0,019	0,019	0,014
6	Потери реактивной мощности в магнитопроводах трансформаторов	Мвар	Qxi	0,07	0,112	0,112	0,112	0,07
7	Потери активной мощности короткого замыкания	МВт	Pki	0,06	0,085	0,085	0,085	0,06
8	Напряжение короткого замыкания	%	Ukі	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
9	Наибольшая активная нагрузка на стороне НН ПС	МВт	Pni	10	18	24	17	15
10	Наибольшая реактивная нагрузка на стороне НН ПС с учетом мощности КУ	Мвар	Qni	3	3,62	3,18	1,67	2,3
11	Наибольшая полная нагрузка на стороне НН ПС с учетом мощности КУ	МВ•А	Sni	10,44	18,36	24,21	17,08	15,18
12	Потери активной мощности в магнитопроводах nт трансформаторов	Мвт	ДPст. і	0,028	0,038	0,038	0,038	0,028
13	Потери активной мощности в обмотках nт трансформаторов	МВт	ДPмі	0,033	0,056	0,0,97	0,048	0,069
14	Суммарные потери активной мощности в nт трансформаторах	МВт	ДPті	0,061	0,094	0,135	0,086	0,097
15	Расчетная активная нагрузка ПС	МВт	Pрасч і	10,06	18,09	24,14	17,09	15,1
16	Потери реактивной мощности в магнитопроводах " nTP " трансформаторов	Мвар	ДQсті	0,14	0,224	0,224	0,224	0,16
17	Потери реактивной мощности в обмотках " n TP " трансформаторов	Мвар	ДQмі	0,57	1,11	1,92	0,96	1,21
18	Суммарные потери реактивной мощности в " n TP " трансформаторах	Мвар	ДQті	0,71	1,344	2,114	1,184	1,37
19	Реактивная нагрузка ПС, приведенная к стороне ВН ПС	Мвар		3,71	4,954	5,324	1,184	1,37
20	Реактивная мощность, генерируемая линиями, подходящими к ПС	Мвар		1,345	2,015	1,705	1,345	0,815
21	Расчетная реактивная нагрузка ПС	Мвар	Qрасч і	2,365	2,939	3,619	1,506	2,855



5. РАСЧЕТ РЕЖИМА ЗИМНЕГО МАКСИМУМА НАГРУЗКИ

5.1 Расчет потокораспределения в сети и напряжения на подстанциях

Составляем упрощенную схему замещения сети с расчетными нагрузками ПС.

Расчет разомкнутых сетей проводят в 2 этапа.

1 этап. Принимаем напряжения во всех узлах, кроме ЦП, равным кВ, и проводим расчет на каждом участке сети по формулам:

, (5.1)

, (5.2)

, (5.3)

где , , - поток полной, активной и реактивной мощности в конце линии у j-й ПС (дальней от ЦП), МВА, МВт, Мвар;

, , - поток полной, активной и реактивной мощности в начале линии у i-й ПС (ближней к ЦП) , МВА, МВт, Мвар

, , - поток полной, активной и реактивной мощности в начале линии у i-й ПС (ближней к ЦП) , МВА, МВт, Мвар;

, - активное и реактивное сопротивления участка ВЛ между i-й и j-й ПС, Ом.

2 этап. Расчет начинают от ЦП и поводят в направление до наиболее удаленных подстанций по формулам:



, (5.4)

, (5.5)

, (5.6)

где - продольная составляющая падения напряжения на участке ВЛ, кВ;

- напряжение в начале линии i-й ПС, кВ;

- поперечная составляющая падения напряжения на участке ВЛ, кВ;

- напряжение в конце линии j-й ПС, кВ.

Для сетей с кВ можно считать что . Тогда

, (5.7)

Ток , А, в каждой из ВЛ определяем по следущей формуле:

, (5.8)

Выполним расчет режима выбранной сети при указанных расчетных нагрузках без учета потерь мощности (табл. 11):



Рис. 10 - Схема радиально-магистральной сети для расчета режима ее работы

МВА

2 этап. Определяем потери напряжения на каждом из участков и напряжения на ПС на примере ЦП-ПС1:

кВ;

кВ.

Аналогично находим потери напряжения на каждом из участков и напряжения на ПС.

Находим ток в каждой из ВЛ на примере ЦП-ПС1':

А

Аналогично находим токи в каждой из ВЛ.

И сравниваем его с допустимым значением, при необходимости увеличиваем сечение. Результаты расчетов сводим в таблицу 11.

Таблица 11 - Уточнённое потокораспределение режима наибольших нагрузок

№ п.п	Расчетная величина	Ед. изм.	Обозн.	Линии
				Ц-1	1-3	Ц-2	Ц-4	4-5
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Мощность в начале линии	МВ•А	PH+jQH	34,188+j6,46	24,17+ j3,43	18,21+ + j3,83	32,3+ +j4,86	15,1+ + j2,4
2	Мощность в конце линии	МВ•А	PK+jQK	34,17+ +j6,43	24+j3,18	18+j3,62	32,1+ +j4,57	15+ j2,3
3	Потери мощности в линии	МВ•А	ДP+jДQ	0,018+ +j0,03	0,385+ +0,545і	0,21+ + j0,21	0,2+ +j0,3	0,098+ + j0,1
4	Потери напряжения в линии	кВ	ДU	0,77	1,25	1,42	0,78	0,78
5	Напряжение в конце линии	кВ	UK	114,73	113,48	114,08	114,72	113,94
6	Ток по линиям	А	I	88	63	47	82	39
7	Количество цепей, марка и сечение провода	мм2	n x F	2хСА-95	2хСА-95	2хСА-70	2хСА-95	2хСА-70
8	Допустимый ток	А	IДОП	330	330	265	330	265



5.2 Регулирование напряжения

Задачей данного подраздела является обеспечение выполнения требований по качеству электроэнергии в отношении допускаемых отклонений напряжения у потребителя. Требования по отклонению напряжения обеспечивают встречное регулирование, осуществляемое в центрах питания распределительной сети, которыми являются шины вторичного напряжения приемных подстанций питающей сети.

Встречное регулирование напряжения обеспечивает повышение напряжения при увеличении нагрузки и снижение напряжения при уменьшении нагрузки. Если расчеты распределительной сети не проводятся (наш случай), то пределы регулирования определяются следующими требованиями: в центрах питания распределительной сети необходимо обеспечивать напряжение не ниже 105% от номинального в режиме наибольших нагрузок и не выше номинального в режиме наименьших нагрузок; в послеаварийных режимах допускается увеличение отклонения напряжения (по модулю) на 5%.

Желаемое напряжение , кВ, на шинах НН ПС определяется по формуле:

. (5.9)

где - номинальное напряжение сети, кВ.

Основным средством регулирования напряжения в системах электроснабжения являются трансформаторы с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Желаемый коэффициент трансформации , определяется по формуле:

, (5.10)

где - напряжение на стороне НН, приведенное к стороне ВН, кВ;

- желаемое напряжение на низкой стороне трансформатора, кВ.

Реальный коэффициент трансформации , рассчитывается по формуле:

, (5.11)

где - номинальное напряжение на стороне ВН трансформатора, кВ;

- номер ответвления РПН трансформатора;

- шаг регулирования РПН, %;

- номинальное напряжение на стороне НН трансформатора, кВ.

Расчетное значение номера ответвления , определяется по формуле:

. (5.12)

Далее производим расчет для определения регулировочной возможности трансформатора на i-й ПС.

Находим потерю напряжения , кВ, в трансформаторе по формуле:

, (5.13)

где - активное сопротивление обмоток трансформатора, Ом;

- реактивное сопротивление обмоток трансформатор, Ом;

- напряжение на шинах ВН соответствующей подстанции, полученное по результатам расчета установившихся режимов, кВ;

- количество работающих трансформаторов на ПС, шт.

Напряжение на стороне НН трансформаторов, приведенное к стороне ВН , кВ, находим по следующей формуле:

, (5.14)

где - Напряжение на стороне ВН ПС, кВ.

По формуле (5.12) определяют расчетное ответвление устройства РПН , которое округляют до стандартного ближайшего значения .

По формуле (5.11) находят действительное значение коэффициента трансформации , после чего определяют действительное значение напряжения , кВ, на шинах НН:

. (5.15)



На подстанциях, где расчетное значение ступени регулирования n_расч меньше или равно предельной (по модулю), диапазон регулирования достаточен. Если это условие не выполняется, то диапазона регулирования не хватает. В режиме наибольших нагрузок напряжение будет ниже желаемого (U_2Дi < U_2желi), в режиме наименьших - выше желаемого (U_2Дi > U_2желi). В этом случае определяют отклонения напряжения , %, по следующей формуле:

, (5.16)

где - номинальное напряжение сети со стороны НН ПС, кВ.

Рассчитаем ступень регулирования для первой подстанции.

Рассчитаем желаемое напряжение на шинах НН ПС1:

кВ;

кВ;

кВ;

;

;

;

кВ;

%.

Результаты расчетов, позволившие выбрать соответствующие ступени регулирования трансформаторов каждой из подстанций заносим в табл. 12.

Таблица 12 - Регулирование напряжения в режиме зимнего максимума. Уровни напряжения на шинах ПС

№ п.п	Расчетная величина	Ед. изм.	Обозн.	Подстанции
				1	2	3	4	5
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Тип трансформаторов	-	-	ТДН-10	ТДН-16	ТДН-16	ТДН-16	ТМН-10
2	Количество трансформаторов	-		2	2	2	2	2
3	Активное сопротивление обмоток трансформатора	Ом		7,95	4,38	4,38	4,38	7,95
4	Реактивное сопротивление обмоток трансформатора

Подобные документы

• Электрическая сеть промышленного района

  Разработка конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети и параметров цепей линий, числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов.
  
  курсовая работа [6,1 M], добавлен 06.02.2014
  

• Расчет участка электрической сети района энергосистемы

  Выбор напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов на подстанции, сечения проводов воздушной линии электропередачи. Схема замещения участка электрической сети и ее параметры. Расчеты установившихся режимов и потерь электроэнергии в линии.
  
  курсовая работа [688,8 K], добавлен 14.07.2013
  

• Проектирования электрической сети

  Анализ различных вариантов развития сети. Выбор номинального напряжения сети, определение сечения линий электропередачи, выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет установившихся режимов сети для двух наиболее экономичных вариантов развития.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 20.08.2014
  

• Проектирование радиальной схемы электроснабжения

  Разработка вариантов развития сети, расчет мощности его источника сети. Выбор номинального напряжения сети и проводов воздушных линий электропередач. Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок. Выбор оборудования для радиальной схемы.
  
  курсовая работа [785,6 K], добавлен 19.12.2014
  

• Проектирование сетевого района

  Выбор конфигурации электрической сети, определение потока мощности и выбор напряжения. Структурные схемы соединений подстанций, выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет параметров режимов работы электрической сети, технико-экономические показатели.
  
  дипломная работа [3,4 M], добавлен 24.01.2016
  

• Расчет установившихся режимов электрических сетей

  Электрические схемы разомкнутой и кольцевой сетей. Определение параметров установившегося режима электрической сети методом "в два этапа". Формирование уравнений узловых напряжений. Баланс мощности. Таблица параметров режима разомкнутой сети, его карта.
  
  курсовая работа [3,0 M], добавлен 22.09.2013
  

• Упрощенный порядок проектирования электрической сети района

  Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.
  
  курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016
  

• Разработка вариантов развития сети электроснабжения потребителей

  Выбор номинального напряжения сети. Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов. Расчет схемы замещения и выбор силовых трансформаторов. Определение радиальной сети. Расчет установившегося режима замкнутой сети без учета потерь мощности и с ее учетом.
  
  курсовая работа [188,4 K], добавлен 17.04.2014
  

• Проектирование районной электрической сети

  Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.
  
  контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012
  

• Применение матричных методов для анализа установившихся режимов электрических систем

  Формирование узловых и контурных уравнений установившихся режимов электрической сети. Расчет утяжеленного режима, режима электрической сети по узловым и нелинейным узловым уравнениям при задании нагрузок в мощностях с использованием итерационных методов.
  
  курсовая работа [872,3 K], добавлен 21.05.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам