Расчет сетевого района




  1. Предварительный расчет распределения мощности на электростанции

Рисунок 1.1 – Схема электростанции В

Рисунок 1.2 – Схема  замещения электростанции В

     Таблица  1- Исходные данные электростанции  В.

 

Генератор

 

Трансформатор

 

Автотрансформатор

Расчетный режим 

Нагрузка на генераторном напряжении

Нагрузка на высших напряжениях  эл/ст

 

 

Тип

 

 

Число

 

 

Тип

 

 

Число

 

 

Тип

 

 

число

 

Sнг, МВА

 

cosφ

 

Sру, МВА

 

cosφ

Число линий

max

18

0,73

220

0,9

3

ТГВ-200

 

2

 

ТДЦ-250/220

 

2

АТДЦТН-125/220/110

 

2

 

min

 

18

 

0,73

 

200

 

0,9

 

3


 

 

Паспортные данные трансформатора:

 

Паспортные данные автотрансформатора:

 

Мощность выдаваемая генераторами:

;

 .

Мощность нагрузки на генераторном напряжении:

; .

Мощность потерь холостого  хода трансформатора:

.

Тогда:

; 

Так как число трансформаторов 2, активное и индуктивное сопротивление  уменьшается в 2 раза.

Параметры схемы замещения  автотрансформаторов:

Мощность потерь холостого  хода автотрансформатора:

.

Активное и индуктивное  сопротивление:

Параметры схемы замещения  ЛЭП: линия ВА выполнена на из провода АС-240

Расчет нагрузок высшего  напряжения электростанции:

Расчет потокораспределения  и напряжений в узлах произведем в программе «ROOR»

Таблица 3 – Потокораспределение  по программе ‘’ROOR”

Таблица 4 – Расчет напряжений по программе ‘’ROOR

Номер узла

Напряжение, кВ

Генерация, МВА

Потребление, МВА

Модуль

Угол, 0

Активная 

Реактивная

Активная 

Реактивная

1

15,750

21,350

386,380

157,405

0

0

2

234,047

16,369

0

0

198,000

95,890

3

122,072

11,570

0

0

0

0

4

115,500

0

0

22,777

175,512

0


 

 

Рисунок 1.3 – Рассчитанная схема замещения электростанции В

 

 

    1. Выбор конфигурации электрической сети

Конфигурация районной электрической  сети представляет собой определенную схему соединений линий сети, зависящую от взаимного расположения источников и потребителей мощности на плане района, а также от категорий нагрузок пунктов потребления. При составлении и анализе вариантов конфигурации сети необходимо исходить из основных положений рационального построения схем соединений линий сети. Для рассмотрения в курсовом проекте принимаются 4 схемы  электроснабжения потребителей, к которым предъявляются следующие требования:

  • Экономичность сооружения и эксплуатации электрической сети.
  • Обеспечение высокого уровня надёжности.
  • Обеспечение регламентированного уровня напряжения на зажимах приёмников.
  • Приспособленность сети к различным режимам работы.
  • Простота и удобство в эксплуатации.

 

На рисунках 2.1 - 2.4 приведены  возможные варианты конфигурации сети.

 

Рисунок 2.1 – Первый вариант  конфигурации сети

 

 

Рисунок 2.2 – Второй вариант  конфигурации сети

 

 

Рисунок 2.3 – Третий вариант  конфигурации сети

 

 

Рисунок 2.4 – Четвертый  вариант конфигурации сети

 

 

 

 

 

 

 

 

 

    1. Расчет перетоков активной мощности в линиях сети

 

Первый вариант конфигурации сети

Для замкнутых схем сделаем предположение, что все участки выполнены  проводами одного сечения, поэтому потокораспределения можно находить по длинам линий. Для расчета потокораспределения замкнутый контур представим в виде линии с двухсторонним питанием.

Рисунок 3.1 – Схема перетоков  мощностей кольцевого участка варианта 1.

 

;

.

Далее, на основании первого закона Кирхгофа определим мощности на оставшихся участках схемы.

;

;

.

Второй вариант конфигурации сети

Рисунок 3.2 – Схема перетоков мощностей кольцевого участка варианта 2.

 

;

.

 

Далее, на основании первого закона Кирхгофа определим мощности на оставшихся участках схемы.

;

;

.

 

 

Третий вариант  конфигурации сети

На основании первого закона Кирхгофа определим мощности на участках схемы.

 

; ;   ;  ;

 

Четвертый вариант конфигурации сети

Рисунок 3.3 – Схема перетоков мощностей кольцевого участка варианта 4.

 

;

;

;

;

;   .

 

    1. Расчет номинальных напряжений линий сети

Выбор номинального напряжения РЭС  производится одновременно со схемой РЭС. В зависимости от класса напряжения определяются параметры ЛЭП и  выбираемого электрооборудования  подстанций и сетей и, в итоге, размеры капиталовложений и ежегодных эксплуатационных расходов. Номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной ЛЭП. Для уменьшения капиталовложений в замкнутых сетях выберем все ЛЭП одного класса напряжения.

Для предварительной  оценки номинального напряжения нужно провести расчет по эмпирическим формулам. Так, при длинах линий от 50 до 250 километров и передаваемой мощности от 5 до 60 МВт на одну цепь используют формулу, кВ:

,

где  – протяженность воздушной линии электропередачи, км;

       Р – передаваемая мощность, МВт.

Для двухцепных линий  при значениях произведения передаваемой мощности на длину  от 5 до 50000 МВт·км возможно использование формулы, кВ:

.   

Расчет номинальных напряжений для 1 варианта:                                        

Линия: В – 3  ;  .

2 – 3  ; 

3 – 4  ;  .

4 – 5  ;  .

т.к  ветвь 4-5 входит в  замкнутый контур, то для всего контура выбирается напряжение 110 кВ

Для других конфигураций результаты расчета номинальных  напряжений ЛЭП представим в виде таблицы.

Таблица 4.1 – Результаты расчета номинальных напряжений ЛЭП

Линия

l, км

Р, МВт

n

U, кВ

Uном, кВ

Второй вариант  конфигурации сети

2 – 3

44

8,53

1

58,3

110

2 – 5

39

1,37

1

33,87

110

3 – 5

46

9,47

1

60,99

110

3 – 4

19

34

1+1

80,66

110

4 – 1

32

18

1+1

78,38

110

3 – В

52

73

1+1

109,45

110

Третий вариант  конфигурации сети

2 – 3

44

7

2

67,02

110

3 – 4

19

45

1+1

86,51

110

5 – 4

36

11

1+1

71,37

110

4 – 1

32

18

1+1

78,38

110

3 – В 

52

73

1+1

109,45

110

Четвертый вариант конфигурации сети

4 – 1

32

18

1+1

78,38

110

2 – 3

44

13,83

1

70,68

110

2 – 5

39

6,83

1

52,84

110

5 – 4

36

4,17

1

43,98

110

4 – 3

19

38,17

1

108,9

110

3 – В

52

73

1+1

109,45

110


 

Для дальнейших расчетов оставляем первый и третий варианты сетей, потому что нужно выбрать одну радиальную сеть и одну сеть с замкнутым контуром. Первый вариант предпочтительней, чем второй и четвертый, так как общая протяженность линий первого варианта равна 301 км, а второго и четвертого- 335 и 306 соответственно.

 

  1. Выбор количества, типа и мощности компенсирующих устройств

 

Компенсация реактивной мощности существенно влияет на значение мощностей нагрузок подстанций, а  значит, и на выбор номинальной  мощности трансформаторов, сечений  проводов линий электропередачи, на потери напряжения, мощности и электроэнергии сети.  

В данном пункте определяется оптимальное  значение реактивной мощности, потребляемой в пунктах 1-5. При этих значениях  реактивной мощности Qэ обеспечивается минимум расчётных приведённых затрат на производство и распределение электроэнергии.

Подробный расчёт для схемы 1.

Предельная реактивная мощность, потребляемая в режиме зимних максимальных нагрузок:

 

,

 

где - коэффициент мощности в режиме максимальных нагрузок, .

 

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар.

Потребляемая реактивная мощность в режиме зимних максимальных нагрузок:

 

,

 

где - коэффициент мощности потребителей в режиме зимних максимальных нагрузок.

 

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар.

 

Мощность компенсирующих установок:

 

,

 

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 

Мощность компенсирующих устройств на одну секцию шин, МВар:

                                        

                                        

                                        

 

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

 

 Мвар;

      Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

Общая мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции, МВар:

.

 

;

;

;

;

.

 

Расчетные нагрузки в  пунктах потребления:

 

.

    

 МВ·А

 МВ·А

 МВ·А

 МВ·А

 МВ·А

После выбора компенсирующих устройств  необходимо проверить условие:

 

,

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

 

 

;

;

;

;

.

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

Потребляемая активная мощность в режиме зимних минимальных нагрузок:

 

,

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

 

Потребляемая реактивная мощность в режиме зимних минимальных  нагрузок:

,

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар.

 

Расчетные нагрузки в  пунктах потребления в режиме зимних минимальных нагрузок:

 

;    

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А.

Потребляемая активная мощность в режиме летних максимальных нагрузок:

,

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

 

Потребляемая реактивная мощность в режиме летних максимальных нагрузок:

 

,

         

Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

       Мвар.

Предельная реактивная мощность, потребляемая в режиме зимних максимальных нагрузок:

 

,

 

где - коэффициент мощности в режиме максимальных нагрузок, .

 

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар.

Мощность компенсирующих установок:

 

,

 

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 

 

Из установленных в  зимний период КУ, следует отключить  некоторые батареи:

 Мвар;

      Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

Расчетные нагрузки в  пунктах потребления в режиме летних максимальных нагрузок:

 

;

 

 

 

 

    

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А.

 

Потребляемая активная мощность в режиме летних минимальных нагрузок:

 

,

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

 

Потребляемая реактивная мощность в режиме летних минимальных нагрузок:

 

,

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар.

Расчетные нагрузки в  пунктах потребления в режиме летних минимальных нагрузок:

;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А;

 МВ·А.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 5.1 – компенсирующие устройства

 

П

У

Н

К

Т

Smax, МВ·А

 

Smin, МВ·А

Тип

ККУ

Коли-чество

зимняя

Летняя до отключения КУ

Летняя после отключения КУ

Зимняя

Летняя до отключения КУ

Летняя после отключения КУ

   

До откл. КУ

после откл. КУ

З

И

М

А

Л

Е

Т

О

1

УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ

4

2

2

УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ

УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ

2

 

 

2

1

 

 

1

3

УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ

УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ

4

 

 

4

2

 

 

2

4

УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ

УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ

2

 

 

2

1

 

 

1

5

УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ

УКЛ(П) 57-10,5-900УЗ

2

 

 

2

1

 

 

1


 

 

 

    1. Расчет потокораспределения полной мощности в линиях сети

 

Первый вариант конфигурации сети

;

.

;

;  ;

.

 

Рисунок 6.1 – Потокораспределения полных мощностей во втором варианте сети

Третий вариант конфигурации сети

Для второго варианта сети потокораспределения определим на основании первого закона Кирхгофа.

;

;

;

;

.

Рисунок 6.2 – Потокораспределения полных мощностей в первом варианте сети

 

 

    1. Выбор сечений и марок проводов линий электропередач

В данном курсовом проекте выбор сечений проводов ВЛ в соответствии с рекомендациями ПУЭ производится по экономической плотности тока, порядок расчета при этом следующий:

1. Определяется распределение  активных и реактивных мощностей  в электрической сети в режиме  максимальных нагрузок.

2. Определяются токи Imax ik на участках рассматриваемой сети, А:

,

где – активная и реактивная мощности в линии i - k после компенсации реактивной мощности, МВт, Мвар;  nik – количество цепей или параллельных ЛЭП на данном участке;  Uном ik – номинальное напряжение рассматриваемой линии, кВ.

3. По таблице определяется значение экономической плотности тока .

4. Находится экономическое  сечение провода линии i - k:

.

 

 

 

 

 

 

Первый вариант  конфигурации сети

; .

Экономическая плотность тока для  сталеалюминиевых проводов при  4944 ч равна 1,1 А/мм2. Экономическое сечение будет равно, мм2

Поэтому следует выбрать провод марки АС-240/32, так как на напряжение 220 кВ, минимальное сечение 240

Результаты остальных  расчетов сведены в табл. 7.1

 

Таблица 7.1 – Выбор сечений проводов ЛЭП на участках сети варианта 1

Линия

Количество

цепей

МВ∙А

Uном ,

кВ

Imax,

A

Марка

провода

Iдоп,

А

Iпав,

А

Отключение линии

B – 3

1 + 1

89+j35,256

220

125,61

АС-240/32

610

251,22

одна 

B - 3

3 – 5

1

39,7+j15,7

110

224,07

АС-240/32

610

406,42

3 – 1

3 – 1

1

32,3+j12,77

110

182,29

АС-185/29

510

406,42

3 – 5

5 – 1

1

0,7+j0,264

110

3,92

АС-70/11

265

186,237

220,185

3 – 1

3 – 5

2 – 5

1+1

28+j11,151

110

79,09

АС-95/16

330

158,18

2 – 5

4 - 4’

1+1

41+j16,25

220

57,87

АС-240/39

610

115,74

4 – 4’


 

Проверку выбранных проводов по нагреву данной сети необходимо провести для трех послеаварийных режимов:

1. Отключение  одной линии на участке B - 3. Этот режим характеризуется увеличением тока, протекающего по оставшейся в работе линии B - 3, в два раза по сравнению с нормальным режимом.

2. Отключение линии на участке 3 - 5

Потокораспределение в  сети в данном режиме определяется по первому закону Кирхгофа:

3. Отключение линии  на участке 3 - 1.

При этом изменятся мощности на участках 5-1 и 5 - 3:

 

 

Соответствующие этим режимам  токи приведены в табл. 7.1.

Сравнение токов послеаварийных режимов для каждой линии с  допустимыми по нагреву показало, что для каждого участка сети , следовательно, все марки проводов выдерживают нагрев длительно протекающими токами.

Потери напряжения в процентах  от номинального на участке i - k определяются по формуле:

,

где погонные параметры линии электропередачи, принимаемые в зависимости от марки провода, Ом/км (табл. П1).

Для линии B – 3, выполненной проводом марки АС-240/32, =0,118 Ом/км, =0,435 Ом/км. Потеря напряжения в нормальном режиме работы сети в данной линии, %:

.

При отключении одной  цепи линии B-3 увеличивается вдвое, т.е. %. Результаты расчета потерь напряжения для остальных участков сведены в табл. 7.2.

Таблица 7.2 – Результаты расчета потерь напряжения сети варианта 1

Линия

Uном, кВ

F, мм2

l, км

r0, Ом/км

x0, Ом/км

Нормальный 

режим

Послеаварийный режим

Р, МВт

Q,

Мвар

U,%

Р, МВт

Q, Мвар

U,%

Отключена

линия

B – 3

220

240

37,5

0,118

0,435

89

35,256

1,001

89

35,256

2,001

B – 3

3 – 5

110

240

30

0,118

0,405

39,7

15,7

2,74

72

28,496

4,967

3 – 1

3 – 1

110

185

37,5

0,159

0,413

32,3

12,77

3,226

72

28,496

7,195

3 – 5

5 – 1

110

70

30

0,422

0,444

0,7

0,264

0,102

33

39

13,04

15,456

4,888

5,78

3 – 1

3 – 5

2 – 5

110

95

37,5

0,301

0,434

28

11,151

2,055

28

11,151

4,111

2 – 5

4 – 4’

220

240

45

0,118

0,435

41

16,25

0,55

41

16,25

1,1

4 -4’

Расчет сетевого района