Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Электрические сети. 2

Содержание

Задание--------------------------------------------------------------------------------------

Расчет баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств-------

Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта-

Предварительный расчет отобранных вариантов----------------------------------

Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего-----

Уточненный расчет режимов выбранного варианта------------------------------

Уточненный расчет режима наибольших нагрузок------------------------
Уточненный расчет режима наименьших нагрузок------------------------
Уточненный расчет послеаварийного режима------------------------------
Уточнение количества компенсирующих устройств и опреде-

ление себестоимости передачи электроэнергии-----------------------------------

Список литературы-----------------------------------------------------------------------

1. Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств

Определяем мощность первого потребителя:

P₁=S₁*cosφ₁;

S₁=P₁/cosj₁=2/0,91=2,19 МВА;

Потери активной мощности в линиях и трансформаторах, приходящиеся на первый потребитель, принимаем в размере 5% от потребляемой активной мощности.

DP₁=0,05*P₁=0,05*2=0,1 МВт;

Определяем реактивную мощность первого потребителя:

Q₁=S₁*sinj₁=2,19*0,42=0,91 Мвар;

Зарядную мощность линии, а так - же потери реактивной мощности в линиях не учитываем. Потери реактивной мощности в трансформаторах первого потребителя принимаем равными 6% от его полной мощности:

DQ_тр1=0,06*S₁=0,06*2,19=0,132 Мвар;

Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Таблица 1 - Баланс активной и реактивной мощности

Потребитель	1	2	3	4	5	6	Итого
S_i,МВА	2,19	14,87	9,67	7,05	30,27	11,43
P_i,МВт	2	11,3	8,7	5,5	22,1	9,6	62,16
DP_i,МВт	0,1	0,565	0,435	0,275	1,105	0,48	62,16
Q_i,Мвар	0,91	9,66	4,21	4,41	20,69	6,2	50,62
DQ_трi,Мвар	0,132	0,892	0,58	0,423	1,816	0,686	50,62
Q_ку,Мвар	0,19	5,73	1,08	2,49	13,08	2,79	25,36
n_ку	1	5	2	2	8	3	21
Q’_i,Мвар	0,41	7,16	3,21	3,41	16,69	4,7	35,59

По полученным результатам определяем требуемые активную и реактивную мощности:

P_треб=135,2 МВт; Q_треб=102,1 Мвар.

Далее, по заданному коэффициенту мощности энергосистемы определяем располагаемую реактивную мощность:

Q_расп=P_S*tgj_c+ P_ТЭЦ*tgj_ТЭЦ=59,2*0,456+33*0,363=40,29 Мвар

cosj_c=0,91; tgj_c=0,456;

cosj_ТЭЦ=0,94; tgj_ТЭЦ=0,363;

P_ТЭЦ=33 МВт;

Сравнив располагаемую реактивную мощность с требуемой, приходим к выводу, что имеется дефицит реактивной мощности, и необходима установка компенсирующих устройств. Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств для первого потребителя (формулу берем из методических указаний ):

Q_ку1=Q₁+DQ_тр1-(P₁+DP₁)*(tgj_c+P_ТЭЦ/P_треб*(tgj_ТЭЦ-tgj_c))=0,91+0,132-(2+0,1)*(0,456+33/135,2*(0,363-0,456))= Мвар.

Принимаем к установке компенсирующие устройства типа ККУ-10-2 и ККУ-6-2 с единичной мощностью 0,5 Мвар [1,табл.6.92]. Определяем количество компенсирующих устройств у первого потребителя:

n_ky1=Q_ky1/Q_ед=0,19/0,5=1

С учетом компенсации реактивная мощность первого потребителя составит:

Q’₁=Q₁- n_ку1* Q_ед=0,91-1*0,5=0,41 Мвар

Аналогично производим расчеты для остальных потребителей, результаты расчетов заносим в таблицу 1.

Проверяем расчет баланса. Для этого определяем новое значение требуемой реактивной мощности и сравниваем его с располагаемой реактивной мощностью:

Q’_треб=40,12 Мвар » Q_расп=40,2 Мвар

Баланс практически сошелся, поэтому все расчеты считаем правильными.

2. Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта

2.1 Электрические схемы подстанций

2.2. Составление и выбор вариантов конфигурации сети

Географическое расположение источника и потребителей представлено на рисунке 2.4. Там же указаны расстояния между пунктами (в километрах). Предполагается, что во всех пунктах имеются потребители 1, 2 и 3 категории по надежности, кроме пунктов 3 и 6.

Составление вариантов начнем с наиболее простых схем.

Вариант 1 (рисунок 2.5) представляет собой радиально-магистральную сеть, все линии двухцепные. Для подстанций ПС5, ПС6, ПС3, ПС2, ПС1 принимаем проходные подстанции (рис 2.3), для ПС4 тупиковую подстанцию (рис 2.1).

Определяем общую длину линий:

L_S=1,5·(5+13+4+16+9+11+7)=98 км.

Здесь принято, что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной. Необходимое количество выключателей складывается из выключателей на подстанции РП энергосистемы (по одному выключателю на каждый отходящий фидер), выключателей на ТЭЦ и выключателей на подстанциях потребителей. Общее количество выключателей для данного варианта составляет 43, (4 – на отходящих фидерах подстанции РП, 2 – на отходящих фидерах ТЭЦ, по 7 – на проходных подстанции ПС5, ПС6, ПС3, ПС2, ПС1, 2 – на тупиковой подстанции ПС4).

Вариант 2 (рисунок 2.6) представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам. Все линии двухцепные. Для подстанций ПС5, ПС6, ПС1 принимаем проходные подстанции (рис 2.3), для ПС4, ПС3, ПС2 тупиковые подстанции (рис 2.1).

Определяем общую длину линий:

L_S=1,5·(5+20+7+12+4+11+9)=102 км.

Общее количество выключателей для данного варианта составляет 37, (8 – на отходящих фидерах подстанции РП, 4 – на отходящих фидерах ТЭЦ, по 7 – на проходных подстанциях ПС5, ПС6, ПС1, 2 – на тупиковых подстанциях ПС4, ПС3, ПС2).

На этом все рациональные варианты радиально-магистральной конфигурации сети по-видимому исчерпываются, и далее рассмотрим комбинированные варианты, где часть сети имеет по-прежнему радиально-магистральную конфигурацию, а часть кольцевую.

Вариант 3 (рисунок 2.7), в нем потребители 6, 3, 2, 1 объединены в кольцевую сеть.

L_S=1,5·(5+13+7)+12+11+9+16+4=90 км,

Общее количество выключателей для данного варианта составляет 31 (4 – на отходящих фидерах подстанции РП, 2 – на отходящих фидерах ТЭЦ, 3 – на проходных кольцевых подстанциях ПС2, ПС1, 2 – на тупиковой подстанции ПС4, по 7 на проходных ПС5, ПС6).

Вариант 4 (рисунок 2.8), в нем потребители 4, 5, 6, 3, 2, 1 объединены в кольцевую сеть.

L_S=1,5·7+(21+5+13+4+16+9+11)=90 км,

Общее количество выключателей для данного варианта составляет 24 (4 – на отходящих фидерах подстанции РП, 2 – на отходящих фидерах ТЭЦ, по 3 – на проходных кольцевых подстанциях ПС4, ПС5, ПС6, ПС3, ПС2, ПС1).

На этом все рациональные варианты комбинированной конфигурации сети по-видимому исчерпываются, и далее рассмотрим вариант, предполагающий соединение всех потребителей в одно кольцо.

Вариант 5 (рисунок 2.9). Общая длина ЛЭП (в одноцепном исчислении) при этом минимальна. Все подстанции имеют на стороне высшего напряжения схему «мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов» (рис.2.2).

L_S=25+5+13+4+16+9+11+7=22 км.

Общее количество выключателей для данного варианта составляет 22, (2 – на отходящих фидерах подстанции РП, 2 – на отходящих фидерах ТЭЦ, по 3 – на ПС1, ПС2, ПС3, ПС4, ПС5, ПС6).

Существенный недостаток этого варианта – большая протяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возникающем после отключения одного из головных участков, общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой.

Добиться дальнейшего сокращения протяженности линий не удается, поэтому считаем, что все основные варианты, видимо, исчерпаны.

Таким образом, общее количество вариантов получилось 5. Чтобы не проводить технико-экономический расчет всех вариантов, сразу же отберем наиболее конкурентоспособные из них, а остальные отбросим. Для этого проведем небольшие оценочные расчеты, позволяющие сравнить между собой варианты с одинаковыми принципами построения схем сети хотя бы в первом приближении.

Например, варианты 1, 2 все имеют радиально–магистральные резервированные схемы с двухцепными линиями и, следовательно, обеспечивают примерно одинаковый уровень надежности. Поэтому сравним их между собой по суммарной длине линий и по количеству выключателей 110 кВ. Сделав такие расчеты, получаем, что среди вариантов этой группы лидер вариант 2.

Таким образом, для дальнейшего расчета отбираем вариант 2, а вариант 1 отбрасываем.

Варианты 3…4 также относятся к одному принципу конфигурации сети. В них часть потребителей питается по кольцевой сети, часть – по радиально-магистральной. Среди вариантов этой группы лидером по наименьшему количеству выключателей и протяженности линий является вариант 4.

Сеть кольцевой конфигурации представлена единственным вариантом 5, поэтому оставляем его для дальнейшего расчета.

Таким образом, предварительный расчет и технико-экономическое сравнение будем проводить для вариантов 2, 4 и 5.

3. Предварительный расчет отобранных вариантов

Мы выбрали 3 варианта: 2, 4 и 5.

2-Радиально-магистральная сеть;

4-Комбинированная сеть;

5-Кольцевая сеть.

Мощности потребителей в часы наибольших нагрузок для этих вариантов взяты из расчета баланса мощности.

3.1 Радиально-магистральная сеть

Расчетная схема этого варианта сети представлена на рисунке3.1.

Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 1-2 равен мощности потребителя 2, то есть:

S_1-2=11,3+j7,16 МВА.

Поток мощности на участке определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла.

Поток мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 2, а также наносим на расчетную схему.

Далее, с помощью формулы Илларионова,

определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке 1-2:

U`_ном1==69,49 кВ

Р_ц– активная мощность на одноцепной линии

Принимаем ближайшее стандартное значение 110 кВ.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 2.

Таблица 2-Выбор напряжений для варианта 3

Участок	L, км	P, МВт	Q, Мвар	S,МВА	U`, кВ	U_ном, кВ
РП-Тэц	7	33	11,98	35,11	66,97	110
РП-5	20	27,6	20,1	34,14	69,65	110
5-4	5	5,5	3,41	6,47	51,48	110
РП-6	12	18,3	7,91	19,94	56,35	110
6-3	4	27,6	20,1	34,14	57,15	110
РП-1	11	5,5	3,41	6,47	52,37	110
1-2	9	33	11,98	35,11	69,49	110

Теперь выбираем сечения проводов линий. Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует III району по гололеду, и будут использованы одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах.

Для заданного значения числа часов использования максимума определяем t:

Определяем наибольший ток в одной цепи линии 1-2:

I_нб= А;

где n_ц- количество цепей на участке.

По результату расчета выбирается провод. При выборе типа исполнения провода должны учитываться условия окружающей среды [13]. Выбираем провод по таблице 3.

Таблица 3 – Экономические интервалы токовых нагрузок

U_ном

_кВ

Тип

опор

Материал

опор

Район по

гололёду

Предельная токовая нагрузка на I цепь, А

при сечении, мм²

120

150

185

240

300

400

одноцепные

железобетон

I-II

III-IV

100

155

140

200

сталь

I-II

III-IV

125

115

135

125

200

двухцепные

железобетон

I-II

III-IV

115

170

165

180

сталь

I-II

III-IV

125

100

140

120

180

110

одноцепные

железобетон

I-II

III-IV

135

125

185

150

220

230

370

сталь

I-II

III-IV

115

110

185

165

215

200

370

двухцепные

железобетон

I-II

III-IV

105

150

190

170

215

210

340

сталь

I-II

III-IV

115

110

205

180

220

210

340

220

одноцепные

железобетон

сталь

I-IV

280

385

480

двухцепные

железобетон

сталь

I-IV

305

375

460

По таблице 3 для двухцепной линии 110 кВ определяем, что _{ток Iнб=35А попадает
в сечение 95 мм².
Следовательно, для
этой линии выбираем
провод марки АС-95/16.}

Проверяем выбранный провод по техническим ограничениям. В наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится, то есть достигнет величины 70 А. Допустимая же нагрузка для этой марки провода составляет 80 А, то есть выше.

Определяем некоторые параметры этой линии и ее режима. Активное погонное сопротивление r₀=0,306 Ом/км берем из [5.табл.П.4], реактивное погонное сопротивление x₀=0,434 Ом/км определяем по [5.табл.П.4]. Тогда:

Ом;

Потери мощности в линии:

МВт;

Потери напряжения в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режиме:

^или

^{Отметим, что
потеря напряжения в
послеаварийном режиме
меньше диапазона
регулирования напряжения
устройств РПН
трансформаторов 110кВ} ^{[3.табл.6.48], составляющими
±9*1,78= ±16,02%}^.

^{Выбор сечений
проводов и их п}^{роверка,
а также определение
некоторых параметров
для других линий произведены
аналогично. Результаты
расчетов помещены в
таблицу 4.}

^{Таблица 4-Выбранные
сечения провода
и некоторые параметры
линий}

Учас- ток	S, МВА	I, A	F, мм²	r₀, Ом/км	R, Ом	х₀, Ом/км	Х, Ом	DР, МВт	DU, %
РП-Тэц	35,11	92	185	0,162	0,57	0,412	1,44	0,058	0,29
РП-5	34,14	89	185	0,162	1,62	0,412	4,12	0,156	1,05
5-4	6,47	17	70	0,428	1,07	0,444	1,11	0,004	0,08
РП-6	19,94	52	120	0,249	1,49	0,427	2,56	0,049	0,39
6-3	34,14	24	70	0,428	0,86	0,444	0,89	0,006	0,09
РП-1	6,47	40	120	0,249	1,37	0,427	2,35	0,027	0,29
1-2	35,11	35	95	0,306	1,38	0,434	1,95	0,14	0,24

Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности:

DР_S=0,368 МВт.

Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей, в данном случае до потребителя 4:

DU_РП-4=1,05+0,08=1,13%;

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза, поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Таким образом, общая потеря напряжения в послеаварийном режиме составит:

в магистрале РП-4:

DU_А-4=2*1,05+0,08=2,18%.

Как в нормальном режиме, так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения ниже, чем возможности устройств РПН.

Теперь выбираем трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН.

ПС1: Среди потребителей имеются потребители II категории (15%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформатора должна удовлетворять условиям:

S_ном1³= МВА;

S_ном1³= МВА.

Выбираем два трансформатора ТДН-6300/110.

ПС2: Среди потребителей имеются потребители I и II категории (30%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформатора должна удовлетворять условиям:

S_ном2³= МВА;

S_ном2³= МВА.

Выбираем два трансформатора ТДН-10000/110.

ПС3: Среди потребителей имеются потребители III категории. Предусматриваем для надежности установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформатора должна удовлетворять условию:

S_ном3³= МВА;

Выбираем два трансформатора ТДН-6300/110.

ПС4: Среди потребителей имеются потребители I и II категории (35%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформатора должна удовлетворять условиям:

S_ном4³= МВА;

S_ном4³= МВА.

Выбираем два трансформатора ТДН-6300/110.

ПС5: Среди потребителей имеются потребители I и II категории (45%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформатора должна удовлетворять условиям:

S_ном5³= МВА;

S_ном5³= МВА.

Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110.

ПС6: Среди потребителей имеются потребители III категории. Предусматриваем для надежности установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять двум условию:

S_ном6³= МВА;

Выбираем два трансформатора ТДН-6300/110.

3.2 Кольцевая сеть

Расчетная схема этого варианта представлена на рисунке 3.2. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:

Поток на участке 1-2 определяем по первому закону Кирхгофа:

S_1-2=S_А-1-S₁=(29,57+j17,61)-(2+j0,41)=27,57+j17,2 МВА.

Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты расчета приведены в таблице 6.

Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному головному участку РП-1:

U`_ном1==87,71 кВ

Р_ц– активная мощность на одноцепной линии

Принимаем ближайшее стандартное значение 110 кВ.

Выбор сечений проводов проведем по таблице 3, аналогично расчету радиально-магистральной сети. Результаты расчетов представлены в таблице 5.

Таблица 5-Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети

Участок	S, МВА	I,А	F, мм²	r₀, Ом/км	R, Ом	x₀, Ом/км	X, Ом	DP, МВт	DU, %
РП-1	34,42	181	240	0,12	1,33	0,405	4,46	0,13	0,97
1-2	32,49	171	240	0,12	1,09	0,405	3,65	0,095	0,77
2-3	19,12	100	185	0,162	2,59	0,412	6,59	0,078	0,89
3-6	10,19	54	120	0,249	0,99	0,427	1,71	0,009	0,16
6-5	26,84	15	120	0,249	3,24	0,427	5,55	0,002	0,15
5-4	28,18	148	240	0,12	0,61	0,405	2,03	0,04	0,36
4-Тэц	34,65	182	240	0,12	3,03	0,405	10,1	0,3	2,24
Тэц-РП	6,87	36	120	0,249	1,74	0,427	2,99	0,006	0,19

Общие потери мощности составляют:

DP_S=0,661 МВт;

Общая потеря напряжения от источника до точки потокораздела 6

DU_S=0,97+0,77+0,89+0,16=2,79%

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка РП-1. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рисунке 3.3. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице 7.

Таблица 6-Потеря напряжения в послеаварийном режиме

DU_РП-Тэц, %	DU_Тэц-4, %	DU_5-4, %	DU_6-5, %	DU_3-6, %	DU_2-3, %	DU_1-2, %	DU_S,%
2,16	5,16	3,04	2,29	0,57	1,23	0,41	14,86

Потеря напряжения от источника до наиболее удаленных точек в послеаварийном режиме в кольцевой части сети составляет ∆U_Σ=14,86 %, что меньше 16,02%.

Номинальные мощности трансформаторов на всех подстанциях в этом варианте такие же, как в радиально-магистральной сети. Выбираем для всех подстанций те же трансформаторы, что и в предыдущем расчете радиально-магистральной сети.

3.3 Комбинированная сеть

Расчетная схема этого варианта представлена на рисунке 3.4. Расчет потокораспределения кольцевого участка выполнен аналогично пункту 3.2.

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:

Поток на участке 1-2 определяем по первому закону Кирхгофа:

S_1-2=S_А-1-S₁=(28,37+j16,17)-(2+j0,41)=26,37+j15,76 МВА.

Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты расчета приведены в таблице 7.

Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку 4-РП:

U`_ном1==99,46 кВ

Р_ц– активная мощность на одноцепной линии

Принимаем ближайшее стандартное значение 110 кВ.

Выбор сечений проводов проведем по таблице 3, аналогично расчету радиально-магистральной сети. Результаты расчетов представлены в таблице 7. Там же приведены результаты расчета параметров нормального режима.

Таблица 7-Выбранные сечения и некоторые параметры линий комбинированной сети