Передача и распределение электрической энергии
Потребление и покрытие потребности в активной мощности. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Уточненный баланс реактивной мощности. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 16.01.2014 |
| Размер файла | 2,4 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра электрических станций, сетей и систем
Пояснительная записка к курсовому проекту
Передача и распределение электрической энергии
Выполнил: студент группы ЭПзу 07-2
Антонов А.Ю
Руководитель: Прокопчук К.И.
Иркутск 2010г
Введение
Современные энергетические системы состоят из множества связанных между собой элементов, которые оказывают взаимное влияние друг на друга. Поэтому проектирование всей системы достаточно сложная и трудоемкостная задача.
Проектирование электрических систем, как правило, не начинается с «нуля». Электрические системы формируются из работающих станций, энергоузлов и т.д. Основная задача проектирования электрической системы состоит в выборе её оптимальной структуре, т.е. в отыскании оптимального варианта развития генерирующих мощностей энергосистемы в совокупности с системообразующими линиями электропередачи.
Проектирование электрических систем должно включать техническое и экономическое обоснование развития электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации, в том числе и средств управления.
Спроектированная сеть должна удовлетворять следующим требованиям:
1. надежность;
2. экономичность;
3. удобство в эксплуатации;
4. возможность дальнейшего развития;
5. качество энергии, передаваемой по сети;
Но проектирование нельзя проводить исходя только из минимизации расхода материалов, потерь энергии и т.д. Необходимо рассматривать несколько факторов. Поэтому при выборе наилучшего варианта определяющим должен быть критерий, учитывающий несколько условий одновременно.
1. Потребление и покрытие потребности в активной мощности
Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для периода наибольших нагрузок и слагается из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.
Суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах проектируемой сети одного-двух номинальных напряжений в первом приближении могут быть приняты равными 3-5 % от суммы заданных нагрузок пунктов.
Суммарная активная мощность генераторов электростанций, необходимая для питания проектируемой сети, слагается из наибольшей одновременно потребляемой мощности и суммарных потерь мощности в сети.
,
Где Рген - суммарная активная мощность генераторов электростанций,
Рнагрi - нагрузки в заданных пунктах,
- потери мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.
В курсовом проекте предполагается, что установленная мощность генераторов питающей электрической системы достаточна для покрытия потребностей проектируемого района в активной мощности. Поэтому здесь не рассматривается установка дополнительных генераторов электрических станций, сооружение новых электростанций и т. п.
Тогда:
МВт,
Мвт
Приближённое рассмотрение потребления реактивной мощности, а также ориентировочный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети будем производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети. Так как компенсация реактивной мощности может существенно влиять на значения полных нагрузок подстанций, а следовательно, и на выбираемые номинальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети. В конечном итоге выбор мощности КУ и их размещение по подстанциям сети повлияют на оценку технических и технико-экономических показателей вариантов схемы сети и, следовательно, могут повлиять на правильность выбора рационального номинального напряжения и схемы проектируемой сети.
При выполнении курсового проекта условно принимаем совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок подстанций. Поэтому определение наибольших реактивных нагрузок отдельных пунктов производим по наибольшим активным нагрузкам и заданным значениям коэффициента мощности.
По условию задания коэффициент мощности всех нагрузок cos нагр=0,8.
Тогда нагр=arccos 0,8= 36,85 и tg нагр= 0,75
Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле
Qнагрi=Рнагрitg нагр
Реактивные мощности нагрузок в узлах:
Qнагр1 =Pнагр1 tg нагр=370,75= 27,75 Мвар;
Qнагр2 =Pнагр2 tg нагр=290,75= 21,75 Мвар;
Qнагр3 =Pнагр3 tg нагр=210,75= 15,75Мвар;
Qнагр4 =Pнагр4 tg нагр=160,75= 12 Мвар;
Qнагр5 =Pнагр5 tg нагр=90,75= 6,75 Мвар;
Суммарная реактивная мощность, потребляемая в узлах
= Qнагр1+ Qнагр2+ Qнагр3+ Qнагр4+ Qнагр5=27,75+21,75+15,75+12+6,75 =84 Мвар.
Суммарная реактивная мощность, необходимая для электроснабжения района, слагается из одновременно потребляемой реактивной нагрузки в заданных пунктах и потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах (автотрансформаторах) сети.
Q=QЛ+QТР-QС
Где QЛ - суммарные потери реактивной мощности в линиях,
QТР - суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах,
QС - суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий.
Утечка реактивной мощности через ёмкостную проводимость воздушных линий (генерация реактивной мощности линиями) при предварительных расчётах может оцениваться для одноцепных линий 110 кВ в 3 Мвар, 220 кВ в 12 Мвар на 100 км. Для воздушных сетей 110 кВ в самом первом приближении допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях линий и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются. Следовательно: Q=QТР.
Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах при каждой трансформации составляют примерно 8-12% от трансформируемой полной мощности нагрузки.
Поэтому для оценки величины потерь реактивной мощности в трансформаторах необходимо представить возможное число трансформаций мощности нагрузки каждого из пунктов.
QТР = 0,1m
где Sнагр i - полная мощность i-го потребителя.
= 140 МВА.
В нашем случае m=2 с учётом того, что одна трансформация имеет место на подстанции источника питания, а другая на трансформаторной подстанции, питающей нагрузку.
Q= QТР = 0,1m=0,12140= 28 Мвар
Общая потребляемая реактивная мощность:
84+28=112 Мвар
Величину реактивной мощности, поступающей от питающей электрической системы (или электрической станции), следует определять по наибольшей суммарной активной мощности, потребляемой в районе, и по коэффициенту мощности cos?ген, с которым предполагается выдача мощности от источника питания:
cosген=0,84
ген= 35,85
tg?ген= 0,64
117,60,64= 75,9621 Мвар
Так как Qген < (75,9621 Мвар < 110 Мвар), то в сети необходимо устанавливать компенсирующие устройства. Основным типом КУ, устанавливаемых по условию покрытия потребности в реактивной мощности, являются конденсаторы. Вместе с тем, на крупных узловых подстанциях 220 кВ по ряду условий может оказаться оправданной установка синхронных компенсаторов. При этом надо помнить, что установка синхронных компенсаторов мощностью менее 10 Мвар неэкономична.
Суммарная реактивная мощность КУ равна:
- Qген=112-75,962 =36,0379 Мвар.
Проверяем баланс реактивной мощности:
=Qген+Qку;
112=75,9621+36,0379;
112=112
Размещение КУ по подстанциям электрической сети, как известно, влияет на экономичность режимов работы сети и на решение задач регулирования напряжения. В связи с этим могут быть даны следующие рекомендации по размещению КУ в сети и определению их мощностей, устанавливаемых на каждой подстанции.
В сети одного номинального напряжения целесообразна, в первую очередь, полная компенсация реактивных нагрузок наиболее электрически удалённых подстанций. При незначительной разнице электрической удалённости пунктов от источника питания допускается расстановка КУ по условию равенства коэффициентов мощности на подстанциях.
Распределяем реактивные мощности в узлах по методу tg Б:
=0,428.
Определим мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции:
Qку1=Рнагр1(tg?нагр- tg?Б)=37(0,75-0,428)=11,905 Мвар,
Qку2=Рнагр2(tg?нагр- tg?Б)=29(0,75-0, 428)=9,3312 Мвар,
Qку3=Рнагр3(tg?нагр- tg?Б)=21(0,75-0, 428)=6,7571 Мвар,
Qку4=Рнагр4(tg?нагр- tg?Б)=16(0,75-0, 428)=5,1482 Мвар,
Qку5=Рнагр5(tg?нагр- tg?Б)=9(0,75-0, 428)=2,8959 Мвар
Проверка вычисления реактивной мощности компенсирующих устройств:
Qку= Qку1+ Qку2+ Qку3+ Qку4+ Qку5=11,905 +9,3312 +6,7571 +5,1482 +2,8959 =36,0379 Мвар.
Реактивная мощность каждой подстанции после компенсации:
Q1=Qнагр1-Qку1=27,75-11,905 =15,84462 Мвар,
Q2=Qнагр2-Qку2=21,75-9,3312 =12,41876 Мвар,
Q3=Qнагр3-Qку3=15,75-6,7571 =8,9928 Мвар,
Q4=Qнагр4-Qку4=12-5,1482 =6,8517 Мвар,
Q5=Qнагр5-Qку5=6,75-2,8959 =3,85409 Мвар.
Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой из подстанций, набирается параллельным включением серийно выпускаемых комплектных установок, выбираемых по справочникам.
Определим полную мощность каждой подстанции:
40,24987 МВА,
31,5472 МВА,
22,84452 МВА,
17,40535 МВА,
9,790509 МВА,
Суммарная полная мощность подстанций:
40,249 +31,5472 +22,84452 +17,40535 + 9,7905 =121,8374 МВА.
Определим коэффициент мощности Cos Б после установки КУ:
Б = arctg (tg Б)= arctg (0,428)= 23,17092, cos Б= 0,91.
баланс напряжение подстанция электрооборудование
2. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети
2.1 Выбор схемы сети по протяженности и длине трассы
Возможные варианты схем предоставлены ниже.
Результаты вычислений длин линий и трасс введем в таблицу 1.
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Вариант 4
Вариант 5
Вариант 6
Таблица 1. Суммарные длины линий и трасс
|
Номер варианта |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
длина трассы, км |
394 |
516 |
474 |
540 |
390 |
436 |
|
|
длина линии, км |
310 |
254 |
348 |
352 |
346 |
384 |
Произведем проверку следующих вариантов: №1, 2, 3 и 6
2.2 Проверка отобранных вариантов по допустимым потерям напряжения
На втором этапе каждый из отобранных вариантов проверяется по допустимым потерям напряжения: Uнб Uдоп. Проверка производится в двух режимах работы сети - максимальном и аварийном. Допустимые потери Uдоп принимаются равными 13-15% от Uн сети в максимальном режиме и 17-20% - в аварийном. Мощности в узлах сети:
= (37+j 15,84462) МВА, Sн1= 40,24987 МВА,
= (29+j 12,41876) МВА, Sн2= 31,5472 МВА,
= (21+j 8,99289) МВА, Sн3= 22,84452 МВА,
= (16+j 6,85172) МВА, Sн4= 17,40535 МВА,
= (9+j 3,85409) МВА, Sн5= 9,790509 МВА.
Проверка варианта 1
Полные мощности, протекающие в линиях:
Њ1-2= Њ2= 29 + j 12.41876
Њ1-4= Њ4= 14 + j 6.851428
S1= Њ1-4 + Њ1-2 + Њн1= 82 + j 35.11511
Њ1-2=
Њ1-4=
S1=
Рассекаем кольцо рэс-1-5-3 в точке рэс.
Распределение мощности:
Проверка правильности нахождения полной мощности на участке рэс-3:
Проверка показала правильность расчета распределения мощности.
Полные мощности, протекающие в линиях:
= ; Sрэс-1= 84,9473415 МВА,
= ; S5-1= 4,25507253 МВА,
= ; S3-5= 14,0455814 МВА,
= ; Sрэс-3= 36,890102 МВА,
Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110 кВ. Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок
Где Sij - полная мощность, протекающая в линии i-j,
n - количество параллельных цепей в линии i-j,
Uном - номинальное напряжение на участке i-j.
Рассмотрим участки 1-2; 1-4
А,
А,
Расчётное сечение провода воздушной линии определяется по закону экономической плотности тока jэк:
где Imax - максимальный рабочий ток; А; n - число цепей в воздушной линии.
Выбирается ближайшее к расчётному стандартное сечение провода Fстанд. Выбранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону и по максимально допустимой нагрузке в аварийном режиме. В случае нарушения ограничений сечения проводов увеличиваются. При выборе сечений проводов окончательно уточняется напряжение отдельных участков сети.
По заданию, продолжительность использования наибольшей нагрузки Тнб=4200 ч/год.
Следовательно, jэк=0,8 А/мм2 (Идельчик. Электрические сети и системы. стр. 266).
Условие потерь на корону при Uном=110 кВ имеем Fmin=70 мм2, при Uном=220 кВ имеем Fmin=240 мм2.
Сечения проводов:
мм2, выбираем провод АС-95/16,
мм2, выбираем провод АС-70/11,
При обрыве одной линии:
А,
А,
Рассмотрим кольцо:
А,
А,
А,
А,
Сечения проводов:
557,322392 мм2,
мм2,
мм2,
мм2,
При U=110 по jэк не должно превышать 300мм^2 поэтому принимаем U=220
А,
А,
А,
А,
Сечения проводов:
278,661196 мм2, АС-300/39
мм2, АС-240/32
мм2, АС-240/32
мм2, АС-240/32
Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в аварийном режиме.
Обрыв участка рэс-3:
Распределение мощности:
(21 + j8,992893) МВА,
(21 + j8,992893)+(9 + j3,854097)=(30 + j12,84699 ) МВА,
(30 + j12,84699)+(82 + j35,11511)=(112 + j47,9621 ) МВА,
Мощности, протекающие в линиях:
22,8445207 МВА,
32,6350295 МВА,
121,837443 МВА.
Ток в линиях в аварийном режиме:
59,9513189 А,
85,6447412 A,
319,740367 А,
Обрыв участка рэс-1:
Схема принимает вид
Распределение мощности:
(82 + j35,11511) МВА,
(21 + j8,992893)+(9 + j3,854097)=(91 + j38,9692 ) МВА,
(91 + j38,9692)+(21 + j8,992893)=(112 + j47,9621 ) МВА,
Мощности, протекающие в линиях:
89,202414 МВА,
98,9929228 МВА,
121,837443 МВА.
Ток в линиях в аварийном режиме:
234,095626 А,
259,789048 A,
319,740367 А,
Из двух аварийных режимов выбираем максимальные токи в ветвях:
Imax 1-2=165,579833 А, провод АС-95/16 Iдоп=330 А,
Imax 1-4=91,3543906 А, провод АС-70/11 Iдоп=265 А.
Imax 5-1=234,095626 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax 3-5=259,789048 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax рэс-3=319,740367 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax рэс-1=319,740367 А, провод АС-300/39 Iдоп=610 А,
Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.
Падение напряжения в нормальном режиме.
Участок РЭС-1
Провод АС-300/39, l=44 км, R0=0,096Ом/км, Х0=0,429 Ом/км.
RЛ=R0l=0,09644=4,224 Ом, ХЛ=Х0l=0,42944=18.876 Ом.
Р=78,08849 МВт, Q=33,440074 Мвар.
4.368457 кВ.
0,62976 МВт.
Участок рэс-3.
Провод АС-240/32, l=74 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12174=8,954 Ом, ХЛ=Х0l=0,43574=32,19 Ом.
Р=МВт, Q=Мвар.;
3,50503428 кВ.
0,25176273 МВт.
Участок 1-5.
Провод АС-240/32, l=52 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12152=6,292 Ом, ХЛ=Х0l=0,43552=22,62 Ом.
Р=МВт, Q=Мвар.
0,28409292 кВ.
0,00235373 МВт.
Участок 5-3.
Провод АС-240/32, l=56 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12156=6,776 Ом, ХЛ=Х0l=0,43556=24,36 Ом.
Р=МВт, Q=5,52912885 Мвар.
1,00989987 кВ.
0,02761897 МВт.
Участок 1-2.
Провод АС-95/16, l=38 км, R0=0,301 Ом/км, Х0=0,434 Ом/км.
RЛ=R0l=0,30138=5,719 Ом, ХЛ=Х0l=0,43438=8,246 Ом.
Р=29 МВт, Q=12,418757 Мвар.
2,43869154 кВ.
0,470388 МВт;
Участок 1-4.
Провод АС-70/11, l=46 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42246=9,706 Ом, ХЛ=Х0l=0,44446=10,212 Ом.
Р=16 МВт, Q= 6,85172797 Мвар.
2,04787133 кВ.
0,2430079 МВт;
Падение напряжения в аварийном режиме.
Послеаварийный режим будет характеризоваться обрывом одного из проводов.
Рассмотрим кольцо рэс-1-5-3
Обрыв участка рэс-3
Њ5-3= 21 + j8.992893 МВА Њ5-3= 22,8445207 МВА
Њ1-5= 30 + j12,84699 МВА Њ1-5= 32,6350295 МВА
Њрэс-1= 112 + j47,9621 МВА Њрэс-1= 121,837443 МВА
Участок рэс-1
RЛ=4,224 Ом, ХЛ=18,876 Ом
Р=112 МВт, Q=47,9620958 Мвар.
6.265547 кВ.
Участок 1-5.
RЛ=6,292 Ом, ХЛ=22,62 Ом
Р=30 МВт, Q=12,84698995 Мвар.
2,178904148 кВ.
Участок 5-3.
RЛ=6,776 Ом, ХЛ=24,36 Ом
Р=21 МВт, Q=8,992893 Мвар.
1,642559 кВ.
Обрыв участка рэс-1
Њ5-1= 82 + j35,11511 МВА Њ5-1= 89,202414 МВА
Њ5-3= 91 + j38,9692 МВА Њ5-3= 98,9929228 МВА
Њрэс-3= 112 + j47,9621 МВА Њрэс-3= 121,837443 МВА
Участок рэс-3
RЛ=8,954 Ом, ХЛ=32,19 Ом
Р=112 МВт, Q=47,9620958 Мвар.
11,5761267 кВ.
Участок 3-5.
RЛ=6,776 Ом, ХЛ=24,36 Ом Р=91 МВт, Q=38,96920285 Мвар.
7,117753552 кВ.
Участок 5-1.
RЛ=6,292 Ом, ХЛ=22,62 Ом
Р=82 МВт, Q=35,11511 Мвар.
5,955671 кВ.
Результаты расчетов для варианта 1:
|
Участок |
РЭС-1 |
РЭС-3 |
1-5 |
5-3 |
1-2 |
1-4 |
|
|
Uном, кВ |
220 |
220 |
220 |
220 |
110 |
110 |
|
|
I, А |
222,928957 |
96,81141 |
11,16666 |
36,860091 |
82,7899165 |
45,67719 |
|
|
Jэк, А/мм2 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
|
|
Fрасч, мм2 |
278,661196 |
121,01426 |
13,95833 |
46,075114 |
103,48739 |
57,096494 |
|
|
Fст, мм2 |
240 |
240 |
240 |
240 |
95 |
70 |
|
|
Марка провода |
АС-240 |
АС-240 |
АС-240 |
АС-240 |
АС-95 |
АС-70 |
|
|
Iдл.доп, А |
610 |
605 |
605 |
605 |
330 |
265 |
|
|
l, км |
44 |
74 |
52 |
56 |
38 |
46 |
|
|
R0, Ом/км |
0,024 |
0,121 |
0,121 |
0,121 |
0,301 |
0,422 |
|
|
Х0, Ом/км |
0,435 |
0,435 |
0,435 |
0,435 |
0,434 |
0,444 |
|
|
Rл, Ом |
1,056 |
8,954 |
6,292 |
6,776 |
5,719 |
9,706 |
|
|
Хл, Ом |
19,14 |
32,19 |
22,62 |
24,36 |
8,246 |
10,212 |
|
|
Р, МВт |
78,08849 |
33,91151 |
3,91151 |
12,91151 |
29 |
16 |
|
|
Q, Мвар |
33,440074 |
14,522021 |
1,675031 |
5,52912885 |
12,418757 |
6,85172797 |
|
|
3,2841111 |
3,5050342 |
0,2840929 |
1,00989987 |
2,4386915 |
2,04787133 |
||
|
0,1574411 |
0,2517627 |
0,0023537 |
0,02761897 |
0,470388 |
0,240079 |
Проверка варианта 2
Распределение мощности:
Њрэс-3= Њ3= 21 + j8.992893 МВА
Њрэс-1= Њ1-5+Њ1-4+Њ1-2+Њ1= 91 + j38.9692 МВА
Њ1-2= Њ2= 29 + j12.41876 МВА
Њ1-4= Њ4= 16 + j6.851728 МВА
Њ1-5= Њ5= 9 + j3.854097 МВА
Мощности протекающие в линиях:
Њрэс-3= 22.84452 МВА
Њрэс-1= 98.99292 МВА
Њ1-2= 31.5472 МВА
Њ1-4= 17.40535 МВА
Њ1-5= 9.790509 МВА
Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110кВ
Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:
59,95132 А,
259,789 А,
82,78992 А,
45,6772А,
25,69342А.
Определяем расчётное сечение провода воздушной линии.
Сечения проводов:
74,93915 мм2, выбираем провод АС-70/11,
324,7363 мм2, выбираем провод АС-300/39,
103,4874 мм2, выбираем провод АС-95/16,
57,09649 мм2, выбираем провод АС-70/11,
32,11678 мм2, выбираем провод АС-70/11,
При U=110 по jэк не должно превышать 300мм^2 поэтому принимаем U=220.
129,8945 А,
Сечение провода
162,3682 мм2, выбираем провод АС-240/32,
Ток в линиях в послеаварийном режиме при обрыве одного провода:
119,9026 А, Iдоп=265 А.
259,789 А, Iдоп=605 А.
165,5798 А, Iдоп=330 А.
91,35439 А, Iдоп=265 А.
51,38684 А. Iдоп=265 А.
Падение напряжения в нормальном режиме.
Участок рэс-3.
Провод АС-70/11, l=74 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42274=15,614 Ом, ХЛ=Х0l=0,43574=16,095 Ом.
Р= 21 МВт, Q= 8,992893 Мвар.
4,296678 кВ.
0,673431 МВт.
Участок рэс-1.
Провод АС-240/32, l=44 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12144=2,662 Ом, ХЛ=Х0l=0,43544=9,57 Ом.
Р= 91 МВт, Q= 38,9692 Мвар.
2,79626 кВ.
0,538978 МВт.
Участок 1-2.
Провод АС-95/16, l=38 км, R0=0,301 Ом/км, Х0=0,434 Ом/км.
RЛ=R0l=0,30138=5,719 Ом, ХЛ=Х0l=0,43438=8,246 Ом.
Р= 29 МВт, Q= 12,41876 Мвар.
2,438692 кВ.
0,470388 МВт.
Участок 1-4.
Провод АС-70/11, l=46 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42246=9,706 Ом, ХЛ=Х0l=0,44446=10,212 Ом.
Р= 16 МВт, Q= 6,851728 Мвар.
2,047871 кВ.
0,243008 МВт.
Участок 1-5.
Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42252=10,972 Ом, ХЛ=Х0l=0,44452=11,544 Ом.
Р= 9 МВт, Q= 3,854097 Мвар.
1,302179 кВ.
0,086918 МВт.
Uрэс-1-2-4-5=2,79626+2,438692+2,047871+1,302179=8,58002 кВ,
U рэс-1-2-4-5%7,804547 %,
U 1-4-5%=7,804547% < Uдоп=15 %.
Все выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.
Для нахождения потери напряжения суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения; в случае разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая Uнб сравнивается с Uдоп: в замкнутой сети или в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности; среди аварийных режимов требуется выбирать такой, при котором потери напряжения увеличиваются на наибольшую величину.
В разветвлённой сети с двухцепными линиями такой послеаварийный режим обусловлен обрывом одной цепи в линии с наибольшим значением потерь напряжения.
В кольцевой сети послеаварийный режим обусловлен, как правило, обрывом одного из головных участков.
Падение напряжения в аварийном режиме.
Участок рэс-3.
Провод АС-70/11, l=74 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42274=31,228 Ом, ХЛ=Х0l=0,43574=32,19 Ом.
Р= 21 МВт, Q= 8,992893 Мвар.
8,593357 кВ.
1,346861 МВт.
Участок рэс-1.
Провод АС-240/32, l=44 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12144=5,324 Ом, ХЛ=Х0l=0,43544=19,14 Ом.
Р= 91 МВт, Q= 38,9692 Мвар.
5,592521 кВ.
1,077956 МВт.
Участок 1-2.
Провод АС-95/16, l=38 км, R0=0,301 Ом/км, Х0=0,434 Ом/км.
RЛ=R0l=0,30138=11,438 Ом, ХЛ=Х0l=0,43438=16,492 Ом.
Р= 29 МВт, Q= 12,41876 Мвар.
4,87783 кВ.
0,940776 МВт.
Участок 1-4.
Провод АС-70/11, l=46 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42246=19,412 Ом, ХЛ=Х0l=0,44446=20,424 Ом.
Р= 16 МВт, Q= 6,851728 Мвар.
4,095743 кВ.
0,486016 МВт.
Участок 1-5.
Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42252=21,944 Ом, ХЛ=Х0l=0,44452=23,088 Ом.
Р= 9 МВт, Q= 3,854097 Мвар.
2,6044358 кВ.
0,173836 МВт.
0,264253 МВт.
Результаты расчетов для варианта 2
|
Участок |
РЭС-1 |
РЭС-3 |
1-2 |
1-4 |
1-5 |
|
|
Uном, кВ |
220 |
110 |
110 |
110 |
110 |
|
|
I, А |
129,8945 |
59,95132 |
82,78992 |
45,6772 |
25,69342 |
|
|
Jэк, А/мм2 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
|
|
Fрасч, мм2 |
162,3682 |
74,93915 |
103,4874 |
57,09649 |
32,11678 |
|
|
Fст, мм2 |
240 |
70 |
95 |
70 |
70 |
|
|
Марка провода |
АС-240/32 |
АС-70/11 |
АС-95/16 |
АС-70/11 |
АС-70/11 |
|
|
Iдл.доп, А |
605 |
265 |
330 |
365 |
265 |
|
|
l, км |
44 |
74 |
38 |
46 |
52 |
|
|
R0, Ом/км |
0,121 |
0,422 |
0,301 |
0,422 |
0,422 |
|
|
Х0, Ом/км |
0,435 |
0,435 |
0,434 |
0,444 |
0,444 |
|
|
Rл, Ом |
2,662 |
15,614 |
5,719 |
9,706 |
10,972 |
|
|
Хл, Ом |
9,57 |
16,095 |
8,246 |
10,212 |
11,544 |
|
|
Р, МВт |
91 |
21 |
29 |
16 |
9 |
|
|
Q, Мвар |
38,9692 |
8,992893 |
12,41876 |
6,851728 |
3,854097 |
|
|
2,79626 |
4,296678 |
2,438692 |
2,047871 |
1,302179 |
||
|
0,538978 |
0,673431 |
0,470388 |
0,243008 |
0,086918 |
Проверка варианта 3
Полные мощности, протекающие в линиях:
Њрэс-3= Њ3= 21 + j 8,992893
Њ1-5= Њ5= 9 + j 3,854097
S1= Њ1-5 + Њн1= 46 + j 19,69872
Њрэс-3=
Њ1-5=
S1=
Рассекаем кольцо рэс-1-4-2 в точке рэс.
Распределение мощности:
Проверка правильности нахождения полной мощности на участке рэс-3:
Проверка показала правильность расчета распределения мощности.
Полные мощности, протекающие в линиях:
= ; Sрэс-1= 60,4189 МВА,
= ; S5-1= 10,37853 МВА,
= ; S3-5= 7,026823 МВА,
= ; Sрэс-3= 38,57402 МВА,
Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110 кВ.
Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:
Рассмотрим участки рэс-3; 1-5
А,
А,
Определяем расчётное сечение провода воздушной линии.
Сечения проводов:
74,93915 мм2, выбираем провод АС-70/11,
32,11678 мм2, выбираем провод АС-70/11,
При обрыве одной линии:
А,
А,
Рассмотрим кольцо:
А,
А,
А,
А,
Сечения проводов:
396,3963 мм2,
68,09142 мм2,
46,10157 мм2,
253,0764 мм2,
При U=110 по jэк не должно превышать 300мм^2 поэтому принимаем U=220
А,
А,
А,
А,
Сечения проводов:
198,1981 мм2, АС-240/32
34,04571 мм2, АС-240/32
23,05079 мм2, АС-240/32
126,5382 мм2, АС-240/32
Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в аварийном режиме.
Обрыв участка рэс-2
Распределение мощности:
(29 + j12,41876) МВА,
(29 + j12,41876)+(16 + j6,8517279)=(45 + j19,27048 МВА,
(45 + j19,27048)+(46 + j19,69872)=(91 + j38,9692 ) МВА,
Мощности, протекающие в линиях:
31,5472 МВА,
48,95254 МВА,
98,99292 МВА.
Ток в линиях в аварийном режиме:
82,78992 А,
128,4671 A,
259,789 А,
Обрыв участка рэс-1:
Схема принимает вид:
Распределение мощности:
(46 + j19,69872) МВА,
(46 + j19,69872)+(16 + j6,8517279)=(62 + j26,55045 ) МВА
(62 + j26,55045)+(29 + j12,41875)=(91 + j38,9692 ) МВА,
Мощности, протекающие в линиях:
50,04038 МВА,
67,44573 МВА,
98,99292 МВА.
Ток в линиях в аварийном режиме:
131,3219 А,
176,9991 A,
259,789 А,
Из двух аварийных режимов выбираем максимальные токи в ветвях:
Imax 1-5= 51,38684 А, провод АС-70/11 Iдоп=265 А,
Imax рэс-3= 119,9026 А, провод АС-70/11 Iдоп=265 А.
Imax 4-1= 131,3219 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax 2-4= 176,9991 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax рэс-2= 259,789 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax рэс-1= 259,789 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.
Падение напряжения в нормальном режиме.
Участок РЭС-1
Провод АС-240/32, l=44 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12144= 5,324 Ом, ХЛ=Х0l= 0,43544= 19,14 Ом.
Р= 55,54054 МВт, Q= 23,78429 Мвар.
3,413314 кВ.
0,401549 МВт.
Участок рэс-2.
Провод АС-240/32, l=70 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12170=8,47 Ом, ХЛ=Х0l=0,43570=30,45 Ом.
Р=МВт, Q=Мвар.;
3,466919 кВ.
0,260392 МВт.
Участок 1-4.
Провод АС-240/32, l=46 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12146= 5,566 Ом, ХЛ=Х0l=0,43546= 20,01 Ом.
Р= 9,54054 МВт, Q= 4,085572 Мвар.
0,612977 кВ.
0,012387 МВт.
Участок 2-4.
Провод АС-240/32, l=62 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12162=7,502 Ом, ХЛ=Х0l=0,43562=26,97 Ом.
Р= 6,45946 МВт, Q= 2,766156 Мвар.
0,559373 кВ.
0,007653 МВт.
Участок рэс-3.
Провод АС-70/11, l=74 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42274=15,614 Ом, ХЛ=Х0l=0,44474=16,428 Ом.
Р= 21 МВт, Q= 8,992893 Мвар.
4,323902 кВ.
0,673431 МВт;
Участок 1-5.
Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42252=10,972 Ом, ХЛ=Х0l=0,44452=11,544 Ом.
Р= 9 МВт, Q= 3,854097 Мвар.
1,302179 кВ.
0,086918 МВт;
Падение напряжения в аварийном режиме.
Послеаварийный режим будет характеризоваться обрывом одного из проводов.
Рассмотрим кольцо рэс-1-4-2,
Обрыв участка рэс-2
Њ4-2= 29 + j12,41876 МВА Њ4-2= 31,5472 МВА
Њ1-4= 45 + j19,27048 МВА Њ1-4= 48,95254 МВА
Њрэс-1= 91 + j38,9692 МВА Њрэс-1= 98,99292 МВА
Участок рэс-1
RЛ=5,324 Ом, ХЛ=19,14 Ом
Р=91 МВт, Q=38,9692 Мвар.
5,592521 кВ.
Участок 1-4.
RЛ=5,566 Ом, ХЛ=20,01 Ом
Р=45 МВт, Q=19,27048 Мвар.
2,891238 кВ.
Участок 4-2.
RЛ=7,502 Ом, ХЛ=26,97 Ом
Р=29 МВт, Q=12,41876 Мвар.
2,511327 кВ.
Обрыв участка рэс-1
Њ4-1= 46 + j19,69872 МВА Њ4-1= 50,04038 МВА
Њ2-4= 62 + j26,55045 МВА Њ2-4= 67,44573 МВА
Њрэс-2= 91 + j38,9692 МВА Њрэс-2= 98,99292 МВА
Участок рэс-2
RЛ=8,47 Ом, ХЛ=30,45 Ом
Р=91 МВт, Q=38,9692 Мвар.
8,897192 кВ.
Участок 2-4.
RЛ=7,502 Ом, ХЛ=26,97 Ом
Р=62 МВт, Q=26,55045 Мвар.
5,369043 кВ.
Участок 4-1.
RЛ=5,566 Ом, ХЛ=20,01 Ом
Р=46 МВт, Q=19,69872 Мвар.
2,955488 кВ.
Рассмотрим участки РЭС-3 и 5-1 в послеаварийном режиме:
Участок рэс-3.
Провод АС-70/11, l=74 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42274=31,228 Ом, ХЛ=Х0l=0,44474=32,856 Ом.
Р= 21 МВт, Q= 8,992893 Мвар.
8,647804 кВ.
Участок 1-5.
Провод АС-70/11 l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42252=21,944 Ом, ХЛ=Х0l=0,44452=23,088 Ом.
Р= 9 МВт, Q= 3,854097 Мвар.
2,604358 кВ.
Результаты расчетов для варианта 1:
|
Участок |
РЭС-1 |
РЭС-3 |
1-5 |
1-4 |
2-4 |
РЭС-2 |
|
|
Uном, кВ |
220 |
110 |
110 |
220 |
220 |
220 |
|
|
I, А |
158,5585 |
59,95132 |
25,69342 |
27,23657 |
18,44063 |
101,2305 |
|
|
Jэк, А/мм2 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
|
|
Fрасч, мм2 |
198,1981 |
74,93915 |
51,38684 |
68,09142 |
23,05079 |
126,5382 |
|
|
Fст, мм2 |
240 |
70 |
70 |
240 |
240 |
240 |
|
|
Марка провода |
АС-240/32 |
АС-70/11 |
АС-70/11 |
АС-240/32 |
АС-240/32 |
АС-240/32 |
|
|
Iдл.доп, А |
605 |
265 |
265 |
605 |
605 |
605 |
|
|
l, км |
44 |
74 |
52 |
46 |
62 |
70 |
|
|
R0, Ом/км |
0,121 |
0,422 |
0,422 |
0,121 |
0,121 |
0,121 |
|
|
Х0, Ом/км |
0,435 |
0,444 |
0,444 |
0,435 |
0,435 |
0,435 |
|
|
Rл, Ом |
5,324 |
15,614 |
10,972 |
5,566 |
7,502 |
8,47 |
|
|
Хл, Ом |
19,14 |
16,428 |
11,544 |
20,01 |
26,97 |
30,45 |
|
|
Р, МВт |
55,54054 |
21 |
9 |
9,54054 |
6,45946 |
35,45946 |
|
|
Q, Мвар |
23,78429 |
8,992893 |
3,854097 |
4,085572 |
2,766156 |
15,18491 |
|
|
3,413314 |
4,323902 |
1,302179 |
0,612977 |
0,559373 |
3,466919 |
||
|
0,401549 |
0,673431 |
0,086918 |
0,012387 |
0,007653 |
0,260392 |
Проверка варианта 6
Полные мощности, протекающие в линиях:
Њ1-5= Њ5= 9 + j 3,854097
S1= Њ1-5 + Њн1= 46 + j 19,69872
Њ1-5=
S1=
Рассекаем кольцо рэс-2-4-1-3 в точке рэс.
Распределение мощности:
Проверка правильности нахождения полной мощности на участке рэс-3:
Проверка показала правильность расчета распределения мощности.
Полные мощности, протекающие в линиях:
= ; Sрэс-2= 63,6841801 МВА,
= ; S2-4= 32,1369849 МВА,
= ; S4-1= 14,7316358 МВА,
= ; S1-3= 35,3087428 МВА,
= ; S3-рэс= 58,1532634 МВА,
Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110 кВ.
Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:
Рассмотрим участки 1-5
А,
Сечения проводов:
32,11678 мм2, выбираем провод АС-70/11,
При обрыве одной линии:
А,
Рассмотрим кольцо:
А,
А,
А,
А,
А,
Сечения проводов:
417,819074 мм2,
210,844283 мм2,
96,6512943 мм2,
231,653547 мм2,
381,531844 мм2,
При U=110 по jэк не должно превышать 300мм^2 поэтому принимаем U=220
А,
А,
А,
А,
А,
Сечения проводов:
208,909537 мм2, выбираем провод АС-240/32,
105,422141 мм2, выбираем провод АС-240/32,
48,3256472 мм2, выбираем провод АС-240/32,
115,826774 мм2, выбираем провод АС-240/32,
190,765922 мм2, выбираем провод АС-240/32,
Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в аварийном режиме.
Обрыв участка рэс-2:
Распределение мощности:
(29 + j12,41876) МВА,
(29 + j12,41876)+(16 + j6,8517279)=(45 + j19,27048 ) МВА,
(45 + j19,27048)+(46 + j19,69872)=(91 + j38,9692 ) МВА,
(91 + j38.9692)+(21 + j8,99289)=(112 + j47,9621 ) МВА,
Мощности, протекающие в линиях:
31,5472 МВА,
48,95254 МВА,
98,99292 МВА,
121,837443 МВА.
Ток в линиях в аварийном режиме:
82,78992 А,
128,4671 A,
259,789 А,
319,740367 A.
Обрыв участка рэс-3:
Схема принимает вид:
Распределение мощности:
(21 + j8,992893) МВА,
(21 + j8,992893)+(46 + j19,69872)=(67 + j28,69161) МВА,
(67 + j28,69161)+(16 + j6,851727)=(83 + j35,54334) МВА,
(83 + j35,54334)+(29 + j12,41875)=(112 + j47,9621) МВА,
Мощности, протекающие в линиях:
22,8445207 МВА,
72,884899 МВА,
90,2902483 МВА,
121,837443 МВА,
Ток в линиях в аварийном режиме:
59,9513189 А,
191.273255 A,
236.95045 A,
319.740367 А.
Из двух аварийных режимов выбираем максимальные токи в ветвях:
Imax 1-5= 51,38684 А, провод АС-70/11 Iдоп=265 А,
Imax рэс-3= 319,740367 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax 4-1= 191,273255 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax 3-1= 259,789048 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax 2-4= 236,950451 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax рэс-2= 319,740367 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.
Падение напряжения в нормальном режиме.
Участок РЭС-2
Провод АС-240/32, l=70 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12170= 8,47 Ом, ХЛ=Х0l= 0,43570= 30,45 Ом.
Р= 58,542168 МВт, Q= 25,06969 Мвар.
5,723746 кВ.
0,70974309 МВт.
Участок 2-4
Провод АС-240/32 l=62 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12162=7,502 Ом, ХЛ=Х0l=0,43562=26,97 Ом,
Р=МВт, Q=Мвар.;
2,55827731 кВ.
0,1600818 МВт.
Участок 4-1
Провод АС-240/32, l=46 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12146= 5,566 Ом, ХЛ=Х0l=0,43546= 20,01 Ом.
Р= 13,542168 МВт, Q= 5,799205 Мвар
0,87008091 кВ
0,024957 МВт
Участок 1-3.
Провод АС-240/32, l=80 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12180=9,68 Ом, ХЛ=Х0l=0,43580=34,8 Ом.
Р= 32,457832 МВт, Q= 13,8995128 Мвар.
3,6267948 кВ.
0,24934146 МВт.
Участок рэс-3.
Провод АС-240/32, l=74 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ= R0l= 0,12174=8,954 Ом, ХЛ= Х0l= 0,43574=32,19 Ом,
Р= 53,457832 МВт, Q= 22,8924058 Мвар,
5.52530896 кВ,
0,62563338 МВт;
Участок 1-5.
Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42252=10,972 Ом, ХЛ=Х0l=0,44452=11,544 Ом.
Р= 9 МВт, Q= 3,85409698 Мвар,
1,302179 кВ.
0,086918 МВт;
Падение напряжения в аварийном режиме.
Послеаварийный режим будет характеризоваться обрывом одного из проводов.
Рассмотрим кольцо рэс-2-4-1-3,
Обрыв участка рэс-3
Њ1-3= 21 + j8,992893 МВА Њ1-3= 22,8445207 МВА
Њ4-1= 67 + j28,69161 МВА Њ4-1= 72,8848992 МВА
Њ2-4= 83 + j35,54334 МВА Њ4-1= 90,2902483 МВА
Њрэс-2= 112 + j47,9621 МВА Њрэс-2= 121,837443 МВА
Участок рэс-2
RЛ=8,47 Ом, ХЛ=30,45 Ом,
Р=112 МВт, Q=47,9620958 Мвар,
10,9503901 кВ,
Участок 2-4
RЛ=7,502 Ом, ХЛ=26,97 Ом,
Р=83 МВт, Q=35,5433388 Мвар,
7.187590223 кВ,
Участок 4-1
RЛ=5,566 Ом, ХЛ=20,01 Ом,
Р=67 МВт, Q=28,69161 Мвар,
4,304732 кВ,
Участок 1-3
RЛ=9,68Ом, ХЛ=34,8 Ом,
Р=21 МВт, Q=8,99289 Мвар,
2,34651216 кВ,
Обрыв участка рэс-1
Њ4-2= 29 + j12,41876 МВА Њ4-2= 31,5471652 МВА
Њ1-4= 45 + j19,27048 МВА Њ1-4= 48,9525443 МВА
Њ3-1= 91 + j38,9692 МВА Њ3-1= 98,9929228 МВА
Њрэс-3= 112 + j47,9621 МВА Њрэс-2= 121,837443 МВА
Участок рэс-3
RЛ=7,502 Ом, ХЛ=26,97 Ом,
Р=112 МВт, Q=47,9620958 Мвар,
9,69891693 кВ,
Участок 3-1
RЛ=9,68 Ом, ХЛ=34,8 Ом,
Р=91 МВт, Q=38,969202 Мвар,
10.16821936 кВ.
Участок 1-4
RЛ=5,566 Ом, ХЛ=20,01 Ом,
Р=45 МВт, Q=19,27048 Мвар,
2,891238 кВ.
Участок 4-2
RЛ=7,502 Ом, ХЛ=26,97 Ом, Р=29 МВт, Q=12,41875695 Мвар,
2,511326704 кВ.
Рассмотрим участок 5-1 в послеаварийном режиме:
Участок 5-1
Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42252=21,944 Ом, ХЛ=Х0l=0,44452=23,088 Ом.
Р= 9 МВт, Q= 3,854097 Мвар.
2,604358 кВ.
Результаты расчетов для варианта 1:
|
Участок |
РЭС-2 |
2-4 |
4-1 |
1-3 |
1-5 |
РЭС-3 |
|
|
Uном, кВ |
220 |
220 |
220 |
220 |
110 |
220 |
|
|
I, А |
167,1276 |
84,33771 |
38,66051 |
92,66141 |
25,69342 |
152,612738 |
|
|
Jэк, А/мм2 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
|
|
Fрасч, мм2 |
208,9095 |
105,4221 |
48,3256 |
115,82677 |
32,116778 |
190,76592 |
|
|
Fст, мм2 |
240 |
240 |
240 |
240 |
70 |
240 |
|
|
Марка провода |
АС-240/32 |
АС-240/32 |
АС-240/32 |
АС-240/32 |
АС-70/11 |
АС-240/32 |
|
|
Iдл.доп, А |
605 |
605 |
605 |
605 |
265 |
605 |
|
|
l, км |
70 |
62 |
46 |
80 |
52 |
74 |
|
|
R0, Ом/км |
0,121 |
0,121 |
0,121 |
0,121 |
0,422 |
0,121 |
|
|
Х0, Ом/км |
0,435 |
0,435 |
0,435 |
0,435 |
0,444 |
0,435 |
|
|
Rл, Ом |
8,47 |
7,502 |
5,566 |
9,68 |
10,972 |
8,954 |
|
|
Хл, Ом |
30,45 |
26,97 |
20,01 |
34,8 |
11,544 |
32,19 |
|
|
Р, МВт |
58,542 |
29,542 |
13,5421 |
32,4578 |
9 |
53,4578 |
|
|
Q, Мвар |
25,069 |
12,6509 |
5,7992 |
13,8995 |
3,854 |
22,8924 |
|
|
5,7237 |
2,55827 |
0,87008 |
3,626794 |
1,302179 |
5,525308 |
||
|
0,7097 |
0,16008 |
0,024957 |
0,249341 |
0,086918 |
0,625633 |
3. Технико-экономическое сравнение вариантов
На третьем этапе наиболее рациональные варианты схем и номинального напряжения сети подвергаются технико-экономическому сравнению по приведённым затратам, Каждый из этих вариантов разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов и т. п.
В данном курсовом проекте не производится выбор определённых типов выключателей 35-220 кВ. При оценке стоимости ячеек выключателей руководствовались следующими соображениями: обычно на подстанциях с малым числом выключателей (ТО и менее) не рекомендуется установка воздушных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается равным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей, комплектов отделитёлей и короткозамыкателей подстанции проектируемой сети определяется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.
Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надёжность электроснабжения, необходимую для потребителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трёх и более трансформаторов не рассматривается.
Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальных режимов работы и отключений одного из них.
Так как в данном проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номинальных мощностей производится приближённо в нормальных режимах работы нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номинальной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% выше номинальной.
Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций:
где: Smах - максимальная нагрузка подстанции.
При определении технико-экономических показателей стоимость электрооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии - на основании расчетов и задания на проект.
При сравнении вариантов по приведённым затратам в общем случае учитываются стоимости линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной потребителям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии и (или) трансформаторы,
Все указанные технико-экономические показатели определяются лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим допускается не учитывать заработную плату эксплутационного персонала, принимая её примерно одинаковой во всех вариантах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с одинаковым размещением КУ т учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по условию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.
После определения приведённых затрат сравниваемых вариантов производится окончательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.
Вариант 1
1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме
2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.
|
ТИП |
Uном, кВ |
Потери, кВт |
Цена |
||||
|
ВН |
СН |
НН |
ХХ |
КЗ |
тыс. руб |
||
|
АТДЦТН-63000/220/110 |
230 |
121 |
11 |
45 |
* |
201 |
|
|
ТРДН 25000/110 |
115 |
- |
10,5 |
27 |
120 |
84 |
|
|
ТРДН 40000/220 |
115 |
- |
11 |
50 |
170 |
169 |
|
|
ТДН-16000/110 |
115 |
- |
11 |
19 |
85 |
63 |
|
|
ТРДН 40000/220 |
115 |
- |
11 |
50 |
170 |
169 |
А - автотрансформатор
Т - трансформатор напряжения трехфазный
Р - расщепленная обмотка низшего напряжения
Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла
Н - регулировка напряжения под нагрузкой
* - потери короткого замыкания для данного АТ:
Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:
п/ст 1: тыс. руб.
п/ст 2: тыс. руб.
п/ст 3: тыс. руб.
п/ст 4: тыс. руб.
п/ст 5: тыс. руб.
тыс.руб
Каталожные данные на трансформаторы и автотрансформаторы взяты из справочника для курсового и дипломного проектирования Б.Н. Неклепаева, И.П. Крючкова.
Электрическая часть станций и подстанций, стр. 156.
Для п/ст 1:
Рхх=45 кВт,
Рк=215 кВт,
Рст1=nРхх=245=90 кВт,
Рм1=43,87895 кВт,
Для п/ст 2:
Рхх=27 кВт,
Рк=120 кВт,
Рст2=nРхх=227=54 кВт,
Рм2=95,54165 кВт.
Для п/ст 3:
Рхх=50 кВт,
Рк=170 кВт,
Рст3=nРхх=250=100 кВт,
Рм3=27,72446кВт.
Для п/ст 4:
Рхх=19 кВт,
Рк=85 кВт,
Рст4= nРхх=219=38 кВт,
Рм4=50,2938 кВт,
Для п/ст 5:
Рхх=50 кВт,
Рк=170 кВт,
Рст4= nРхх=250=100 кВт,
Рм4=5,092247 кВт,
Ртр=90+43,87+54+95,54+100+27,72+38+50,29+100+5,09=604,531113 кВт.
Выбор линии ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -I по условию задания на проектирование. Выбираем стальные опоры - двух- и одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ
Кл. = Кл.уд•lл. , тыс. руб.
Участок РЭС-3: Uном=220кВ, l=74км, АС-240;стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
КРЭС-3=21•74=1554 тыс. руб.
Участок 3-5: Uном=220 кВ, l=56 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
К3-5=21•56=1176 тыс. руб.
Участок 5-1: Uном=220 кВ, l=52 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
К5-1=21•52=1092 тыс. руб.
Участок 1-РЭС: Uном=220 кВ, l=44 км,АС-300;стальные одноцепные опоры К=21,6тыс. руб./км:
К1-РЭС=21,6•44=950,4 тыс. руб.
Участок 1-2: Uном=110 кВ, l=38 км, АС-95; стальные одноцепные опоры К=22,6 тыс. руб./км:
К1-2=22,6•38=858,8 тыс. руб.
Участок 1-4: Uном=110 кВ, l=46 км, АС-70; стальные одноцепные опоры К=21,6 тыс. руб./км:
К1-4=21,6•46=993,6 тыс. руб.
тыс. руб
Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:
тыс. руб
Стоимость вырубки просеки равен: 1.5 тыс./км. Тогда:
тыс. руб
Общая стоимость воздушных линий составляет:
тыс. руб
Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение.
На п/ст.1,3,5 устанавливаются ОРУ-220 кВ и ОРУ-110 кВ, на п/ст 2,4 - ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток до ЗО кА. При Uном =110 кВ стоимость одной ячейки с выключателем составляет 35 тыс.руб., при Uном = 220 кВ - 90 тыс. руб Общёе количество выключателей составляет n = 11шт на 220 кВ, 13 шт. на 110 кВ
тыс. руб.
Капитальные затраты подстанций:
тыс. руб.
Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.
Для П/СТ с ВН - 110 кВ. т.е. П/СТ - 2,4 постоянная часть затрат составляет 210 тыс.руб. на каждую П/СТ
тыс. руб.
Для п/ст 1,5,3 с ВН - 220 кВ постоянная часть затрат составляет 520 тыс. руб.
тыс. руб.
Поправочный коэффициент сооружения ПС для Сибири 1,2 тыс. руб.:
Капитальные вложения составляют:
К1=Ктр+КВЛ+Кп/ст+КОРУ=1372+8383,08+2817+1445=13576,08 тыс. руб.
Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.
а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по[4]табл. 14 Приложения, где % издержек для ВЛ-110 кВ, ВЛ-220 кВ на стальных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:
тыс,руб.
б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов: процент издержек для ОРУ и трансформаторов
для U = 220 кВ - 8,4%, до 150 кВ - 9,4% Следовательно:
тыс. руб
тыс. руб.
в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов эл. сети.
тыс. руб.
Определяем годовые потери электроэнергии в сети:
час.
- суммарные потери активной мощности в сети
- суммарные потери в линии.
суммарные потери в трансформаторах.
а) Потери активной мощности в линиях сети для варианта:
Мвт
б) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта:
1624,896+604,5311 = 2229,42688 кВт
Годовые потери электроэнергии в сети:
2229,4268*3195,788= 7124776,03 кВт/ч
Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 4.
коп = 142,4955 тыс. руб.
Определяем суммарные ежегодные издержки варианта.
тыс. руб.
Определяем полные приведённые затраты варианта.
тыс. руб
где рн = 0,12 1/год - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.
Вариант 3
1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме
2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.
|
ТИП |
Uном, кВ |
Потери, кВт |
Цена |
||||
|
ВН |
СН |
НН |
ХХ |
КЗ |
тыс. руб |
||
|
АТДЦТН-63000/220/110 |
230 |
121 |
11 |
45 |
* |
201 |
|
|
ТДТН-25000/220 |
115 |
- |
10,5 |
50 |
135 |
148 |
|
|
ТДН -16000/110 |
115 |
- |
11 |
19 |
85 |
63 |
|
|
ТДТН-25000/220 |
115 |
- |
10,5 |
50 |
135 |
148 |
|
|
ТДН-10000/110 |
115 |
- |
11 |
14 |
60 |
54 |
* - потери короткого замыкания для данного АТ:
Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:
п/ст 1: тыс. руб.
п/ст 2: тыс. руб.
п/ст 3: тыс. руб.
п/ст 4: тыс. руб.
п/ст 5: тыс. руб.
тыс.руб
Для п/ст 1:
Рхх=45 кВт,
Рк=215 кВт,
Рст1=nРхх=245=90 кВт,
Рм1=43,87895 кВт,
Для п/ст 2:
Рхх=50 кВт,
Рк=135 кВт,
Рст2=nРхх=250=100 кВт,
Рм2=107,4844 кВт.
Для п/ст 3:
Рхх=19 кВт,
Рк=85 кВт,
Рст3=nРхх=219=38 кВт,
Рм3=86,63893 кВт.
Для п/ст 4:
Рхх=50 кВт,
Рк=135 кВт,
Рст4= nРхх=250=100 кВт,
Рм4=32,71819 кВт,
Для п/ст 5:
Рхх=14 кВт,
Рк=60 кВт,
Рст4= nРхх=228=28 кВт,
Рм4=28,75622 кВт,
Ртр=90+43,878+100+107,48+38+86,63+100+32,718+28,75=655,476649 кВт.
Выбор линии ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -I по условию задания на проектирование. Выбираем стальные опоры - двух- и одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ
Кл. = Кл.уд•lл. , тыс. руб.
Участок РЭС-2: Uном=220кВ, l=70км, АС-240;стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
КРЭС-2=21•70=1470 тыс. руб.
Участок 2-4: Uном=220 кВ, l=62 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
К2-4=21•62=1302 тыс. руб.
Участок 4-1: Uном=220 кВ, l=46 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
К4-1=21•46=966 тыс. руб.
Участок 1-РЭС: Uном=220 кВ, l=44 км,АС-240;стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
К1-РЭС=21•44=924 тыс. руб.
Участок 1-5: Uном=110 кВ, l=52 км, АС-70; стальные двухцепные опоры К=21,6 тыс. руб./км:
К1-5=21,6•52=1123,2 тыс. руб.
Участок РЭС-3: Uном=110 кВ, l=74 км, АС-70; стальные двухцепные опоры К=21,6 тыс.руб./км:
КРЭС-3=21,6•74=1598,4 тыс. руб.
тыс. руб
Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:
тыс. руб
Стоимость вырубки просеки равен: 1.5 тыс./км. Тогда:
тыс. руб
Общая стоимость воздушных линий составляет:
тыс. руб
Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение.
На п/ст.1,2,4 устанавливаются ОРУ-220 кВ и ОРУ-110 кВ, на п/ст 3,5 - ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток до ЗО кА. При Uном =110 кВ стоимость одной ячейки с выключателем составляет 35 тыс.руб., при Uном = 220 кВ - 90 тыс. руб Общёе количество выключателей составляет n = 11шт на 220 кВ, 13 шт. на 110 кВ.
тыс. руб.
Капитальные затраты подстанций:
тыс. руб.
Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.
Для П/СТ с ВН - 110 кВ. т.е. П/СТ - 3,5 постоянная часть затрат составляет 210 тыс.руб. на каждую П/СТ
тыс. руб.
Для п/ст 1,2,4 с ВН - 220 кВ постоянная часть затрат составляет 520 тыс. руб.
тыс. руб.
Поправочный коэффициент сооружения ПС для Сибири 1,2 тыс. руб.:
Капитальные вложения составляют:
К1=Ктр+КВЛ+Кп/ст+КОРУ=1228+9382,32+1445+2376=14431,32 тыс. руб.
Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.
а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по[4]табл. 14 Приложения, где % издержек для ВЛ-110 кВ, ВЛ-220 кВ на стальных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:
тыс,руб.
б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов: процент издержек для ОРУ и трансформаторов
для U = 220 кВ - 8,4%, до 150 кВ - 9,4% Следовательно:
тыс. руб
тыс. руб.
в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов эл. сети.
тыс. руб.
Определяем годовые потери электроэнергии в сети:
час.
- суммарные потери активной мощности в сети
- суммарные потери в линии.
суммарные потери в трансформаторах.
а) Потери активной мощности в линиях сети для варианта:
Мвт
б) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта:
1442,33+655,47664 = 2097,806938 кВт
Годовые потери электроэнергии в сети:
2097,806938*3195,788= 670446,576 кВт/ч
Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 4.
коп = 134,0829 тыс. руб.
Определяем суммарные ежегодные издержки варианта.
тыс. руб.
Определяем полные приведённые затраты варианта.
тыс. руб
где рн = 0,12 1/год - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.
Сводная таблица технико-экономического сравнения вариантов 1 и 3.
|
Технико-эконом. показатели |
В-1 |
В-3 |
|
|
8383,08 |
9382,32 |
||
|
1445 |
1445 |
||
|
604,5311 |
655,4766 |
||
|
2817 |
2673 |
||
|
13576,08 |
144431,32 |
||
|
234,7262 |
262,7049 |
||
|
125,93 |
125,93 |
||
|
118,188 |
105,492 |
||
|
142,4955 |
134,0829 |
||
|
621,33976 |
628,20989 |
||
|
2250,4693 |
2359,9682 |
Выбираем вариант №1
4. Уточненный баланс реактивной мощности
Уточняется баланс реактивной мощности, при необходимости заново выбирается мощность КУ по подстанциям. В отличие от предварительного выбора КУ, здесь следует вычислить генерацию реактивной мощности линиями электропередачи и потери её в линиях, точнее рассчитать потери реактивной мощности в трансформаторах.
+QС+Qку=+QЛ+QТР
Определим потери Р и Q в линиях и трансформаторах.
На подстанции 1 установлено два авторансформатора АТДЦТН-63000/220/110.
Sном=63 МВА, UВН=230 кВ, UСН=121 кВ, UНН=11 кВ,
Рхх=45 кВт, uкВН-СН=11%, uкСН-НН=21,9%, uкВН-НН=35,7%,
Iх=0,5%.
Рст1=90 кВт, Qст1=630 квар;
Рм1=43,8789 кВт,
10826,578 квар
=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=90+43,8789+j 630+j 10826,578=133,87896 + j11456,578 кВА.
На подстанции 2 установлено два трансформатора ТРДН-25000/110.
Sном=25 МВА, UВН=115 кВ, UНН=10,5 кВ,
Рхх=27 кВт, Рк=120 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст2=54 кВт, Qст2=350 квар.
Рм2=95,54165 кВт, Qм2==2089,974 квар.
=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=54+95,5416+j 350+j 2089,974=149,54165+j 2439,9736 кВА.
На подстанции 3 установлено два трансформатора ТРДН-40000/220.
Sном= 40 МВА, UВН=230 кВ, UНН=11 кВ,
Рхх=50 кВт, Рк=170 кВт, uкВН-НН=12%, Iх=0,9%.
Рст3=100 кВт, Qст3=720 квар.
Рм3=27,72445 кВт, Qм3==782,8082 квар.
=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=100+27,72445+j 720+j 782,8082= 127,72445+j 1502,808186 кВА.
На подстанции 4 установлено два трансформатора ТДН-16000/110.
Sном=16 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,
Рхх=19 кВт, Рк=85 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст4=38 кВт, Qст4=224 квар.
Рм4=50,293798 кВт, Qм4==994,0421 квар.
=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=38+50,2937+j 224+j 994,0421=88,29379+j 994,0421 кВА.
На подстанции 5 установлено два трансформатора ТРДН-40000/220.
Sном= 40 МВА, UВН=230 кВ, UНН=11 кВ,
Рхх=50 кВт, Рк=170 кВт, uкВН-НН=12%, Iх=0,9%.
Рст5=100 кВт, Qст5=720 квар.
Рм5=5,092247 кВт, Qм5==143,7811 квар.
=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=100+5,092247+j 720+j 143,7811= 105,09224+j 863,7810954 кВА.
Участок РЭС-1
Провод АС-300, l=44 км, RЛ=4,224 Ом, ХЛ=18,876 Ом, В0=2,64510-6 См/км.
РРЭС-1=0,6297644 МВт.
QЛ РЭС-1===3,1032575 Мвар.
QС РЭС-1=В0ln=22022,64510-644=5,632792 Мвар.
Участок РЭС-3.
Провод АС-240, l=74 км, RЛ=8,954 Ом, ХЛ=32,19 Ом, В0=2,60410-6 См/км.
РРЭС-3=0,25176273 МВт.
QЛ РЭС-3===0,90509742 Мвар.
QС РЭС-3=В0ln=22022,60410-674=9,3264864 Мвар.
Участок 1-5.
Провод АС-240, l=52 км, RЛ=6,292Ом, ХЛ=22,62 Ом, В0=2,60410-6 См/км.
Р1-5=0,00235373 МВт.
QЛ 1-5===0,00846177 Мвар
QС 1-5=В0ln=22022,60410-652=6,5537472 Мвар
Участок 5-3.
Провод АС-240, l=56 км, RЛ=6,776 Ом, ХЛ=24,36 Ом, В0=2,60410-6 См/км.
Р5-3=0,02761897 МВт.
QЛ 5-3===0,09929134 Мвар.
QС 5-3=В0ln=22022,60410-656=7,0578816 Мвар.
Участок 1-2.
Провод АС-95, l=38 км, RЛ=5,719 Ом, ХЛ=8,246 Ом, В0=2,61110-6 См/км.
Р1-2=0,470388 МВт.
QЛ 1-2===0,67823386 Мвар.
QС 1-2=В0ln=11022,61110-6382=2,4010756 Мвар.
Участок 1-4.
Провод АС-70, l=46 км, RЛ=9,706 Ом, ХЛ=10,212 Ом, В0=2,54710-6 См/км. Р1-4=0,2430079 МВт.
QЛ 1-4===0,25567656 Мвар.
QС 1-4=В0ln=11022,54710-6462=2,8353204 Мвар.
Сумарные потери в линиях и трансформаторах:
РТР==133,878+149,541+127,724+88,2937+105,0922=604,5311 кВт=0,6045311 МВт.
РЛ==0,62976+0,25176+0,002353+0,027618+0,47038+0,2430079=1,62489577 МВт.
QТР==11456,57+2439,973+1502,808+1218,04214+
+863,78109=17481,1834 квар= 17,4811834 Мвар.
QЛ==3,10325+0,905097+0,008461+0,09929134+0,678233+0,255676=5,0500185 Мвар.
QС==5,632792+9,326486+6,55374+7,057881+2,401075+2,8353204=33,8073032 Мвар.
Рген=+РТР+РЛ=112+0,60453+1,62489577=114,229427 МВт.
Qген=Ргенtg ген=114,229427 0,645936=73,78492 Мвар.
Qку=+QЛ+QТР-Qген-QС=84+5,05001+17,4811-73,78492-33,8073=-1,061021 Мвар.
Значит устанавливать конденсаторные батареи на ПС не надо.
Мощности каждой подстанции:
=(37+j 27,75) МВА, Sн1=46,25 МВА,
=(29+j 21,75) МВА, Sн2=36,25 МВА,
=(21+j 15,75) МВА, Sн3=26,25 МВА,
=(16+j 12) МВА, Sн4=20 МВА,
=(9+j 6,75) МВА, Sн5=11,25 МВА.
Определим суммарную полную мощность подстанций:
5. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров
Задачей выполнения данного раздела проекта является определение действительного потокораспределения и напряжений на шинах подстанций в основном нормальном режиме работы сети и при отключениях линий и трансформаторов.
Для четкого представления учитываемых параметров линий и трансформаторов и последовательности расчетов составляется схема замещения всей сети, на которой указываются значения параметров сети и режима. Параметры режима наносятся на схему замещения после расчета режима.
Схема замещения сети представлена на рисунке 6.
Расчеты потокораспределения в сети выполняются по комплексным сопротивлениям сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях линий и трансформаторов и генерации реактивной мощности в линиях.
При нагрузках, заданных на шинах вторичного напряжения подстанций, и напряжении, известном на шинах источника питания сети, расчет производится итеративно: потери мощности и потокораспределение - по номинальному напряжению сети, а потери напряжения и уровни напряжения - по потокораспределению с учетом потерь мощности и по заданному для данного режима напряжению на шинах источника питания сети.
Выбор основных расчетных режимов сети определяется необходимостью выявить наибольшие возможные потоки мощности во всех элементах проектируемой сети и определить возможные высшие и низшие рабочие напряжения на приемных подстанциях. В сети с одним источником питания рассматрим нормальный режим наибольших нагрузок, а также наиболее тяжелый режим при аварийном отключении линий или трансформаторов (в период наибольших нагрузок подстанций).
При высших уровнях рабочего напряжения возрастают потери активной мощности и энергии при коронировании проводов и линейной арматуры, а также значительно возрастает генерация мощности линиями, что в периоды малых нагрузок может привести к нежелательным последствиям.
Подобные документы
Генерация и потребление активной и реактивной мощностей. Выбор схемы, номинального напряжения, основного электрооборудования линий и подстанций сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров. Уточненный баланс реактивной мощности.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.03.2014Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в проектируемой сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций проектируемой сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
курсовая работа [6,8 M], добавлен 04.06.2021Проектирование электрических систем. Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 15.12.2014Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощности в проектируемой сети. Выбор схемы номинального напряжения и основного оборудования. Расчет схемы режимных параметров выборной сети. Аварийный режим в период наибольших нагрузок.
курсовая работа [442,9 K], добавлен 26.03.2012Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощности в проектируемой сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного оборудования. Режимные параметры энергетической сети промышленного района. Падение напряжения в трансформаторах.
курсовая работа [431,4 K], добавлен 28.03.2012Расположение пунктов питания и потребления электрической энергии. Потребление активной и баланс реактивной мощности в сети. Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах. Выбор числа и мощности трансформаторов.
курсовая работа [482,0 K], добавлен 12.02.2016Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Распределение мощностей по линиям электропередач сети. Баланс активной и реактивной мощности в сетевом районе. Выбор марки провода и номинальной мощности трансформаторов.
курсовая работа [971,8 K], добавлен 27.12.2013Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети. Расчет основных режимов работы, затрат электрической сети.
дипломная работа [353,6 K], добавлен 18.07.2014Выбор 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 24.01.2016Суть технического и экономического обоснования развития электрических станций, сетей и средств их эксплуатации. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Расчёт режимов работы и параметров сети.
курсовая работа [4,4 M], добавлен 05.06.2012
