Анализ и регулирование режимов районных электрических сетей

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Технико-экономическое сравнение вариантов

Сравнение вариантов электроснабжения локального потребителя в пункте 6 осуществляется путем сравнения экономической эффективности капитальных вложений, показателем которой является минимум функции приведенных дисконтных затрат, которые определяются следующим образом:

В первом из сравниваемых вариантов электроснабжение локального потребителя осуществляется по двум параллельным линиям 110 кВ, присоединенных к шинам 110 кВ районной подстанции 5. Во втором варианте - по двум линиям 35 кВ, присоединенным к обмотке СН трехобмоточных трансформаторов, установленных на районной подстанции 5. Схемы сравниваемых вариантов приведены на рис. 1.1.

В таблице 1.1 приведены стоимость оборудования, издержки по его обслуживанию и эксплуатации, а также значение приведенных дисконтных затрат для каждой из сравниваемых схем.

Таблица 1.1

К дальнейшему рассмотрению принимаем вариант с ВЛ 110 кВ как более перспективный.

2. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов на подстанциях

Заданные суммарные мощности потребителей рассчитывают в режиме максимальных нагрузок для каждой конкретной подстанции

Определим суммарную мощность потребителей в пункте 1.

Аналогичным образом определяем суммарную мощность потребителей остальных пунктов. Результаты расчетов сведем в таблицу 2.1:

Таблица 2.1

Предположим, что в каждом локальном районе электроснабжения имеются потребители I - й и II - й категориии к установке на всех понизительних подстанциях принимаем по два трансформатора. Мощность каждого из трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении одного из них другой мог передать заданную мощность без нарушений требований ПТЭ к своей перегрузочной способности. Согласно ПТЭ можно допускать перегрузку трансформатора до 40% в послеаварийном режиме работы на время максимумов суточной продолжительностью не более 6 - ти ч. в течении не более 5-ти суток.

Расчетная номинальная мощность понизительного трансформатора

Таблиця 2.2

Во всех случаях на понизительных подстанциях устанавливают по два трансформатора одинаковой номинальной мощности со встроенными устройствами регулирования напряжения под нагрузкой.

3. Выбор сечений проводов и расчет L-схемы сети

Условно предположим, что рассматриваемая сеть является электрически однородной. Это предположение позволяет выполнить ориентировочный расчет схемы сети по длинам участков. Расчет проведем по заданным нагрузкам пунктов. Потерями в проводимостях и сопротивлениях схемы замещения сети в данном случае можно пренебречь, так как их влияние на выбор сечения проводов участков сети незначительно. Схема для расчета сети по длинам участков приведена на рис. 3.1.

Рис. 3.1

Согласно принятым обозначениям составляем систему контурных уравнений:

Решением этой системы уравнений будут следующие значения:

С учетом найденных контурных мощностей рассчитанная L-схема сети примет вид, показанный на рис. 3.2.

Рис. 3.2

Для определения сечения проводов необходимо рассчитать токовую нагрузку. Используем коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии и коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии . Сравнив полученное значение токовой нагрузки с предельно допустимой, которая равна для АС-70/11 - 55 А, АС-120/19 - 180 А, АС-240/32 - 370 А, выбираем сечение провода.

Согласно справочной литературе для участка 0-3 принимаем провод марки АС-240/32, а также участок следует выполнить в двухцепном исполнении. Результаты расчетов для других ветвей приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Выбранные сечения ветвей следует проверить по допустимому отклонению напряжения, при котором еще можно поддерживать желаемый уровень напряжения на шинах НН подстанции, а также по допустимому току нагрева. Проверка выполняется для одного из самых тяжелых режимов работы сети. В нашем случае это авария на одном из головных участков схемы (БП-2). Результат расчета послеаварийной схемы приведен на рис. 3.3.

Рис. 3.3

Проверку на допустимое отклонение напряжения проведем для пункта 4, который является точкой потокораздела.

Определим диапазон регулирования трансформаторов, установленных на подстанции 4. Желаемый уровень напряжения на шинах НН - 10,5 кВ. Потери напряжения в обмотках трансформаторов:

Диапазон регулирования:

Как видим, действительный уровень напряжения в пункте 4 попадает в диапазон регулирования. Теперь проведем проверку по допустимому току нагрева. По потокораспределению послеаварийной схемы рассчитаем токи участков, которые необходимо сравнить с длительными допустимыми токами.

Результаты расчета сведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Таким образом, выбранные нами сечения по L-схеме соответсвуют и по напряжению и по допустимому току нагрева.

4. Определение потокораспределения в Z-схеме сети

Расчет параметров ЛЭП

Для одноцепных ЛЭП 110 кВ принимают горизонтальное расположение проводов на опорах с расстоянием между фазами D = 4000 мм.

Среднегеометрическое расстояние между проводами определяется

Определим погонное индуктивное сопротивление фазы линии электропередачи для сечений проводо 70, 120 и 240 мм²:

Для ЛЭП 110 кВ потерями на корону пренебрегаем. Тогда рассчитаем погонные индуктивные проводимости:

Расчетные параметры элементов схемы замещения ЛЭП приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Расчет параметров трансформаторов

Расчет параметров (на фазу) одного трансформатора производится по следующим соотношениям:

Параметры трансформатора типа ТДТН-25 000/110:

Параметры трансформатора типа ТДТН-16 000/110:

Параметры трансформатора типа ТДН-16 000/110:

Параметры трансформатора типа ТМН-6300/110:

Расчет Z-схемы сети

Расчет Z-схемы сети проведем по расчетным нагрузкам. Для этого определим коэффициенты загрузки трансформаторов.

Произведем расчет потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях трансформаторов:

Сведем в таблицу расчет последующих параметров

Таблица 4.2

Методом контурных уравнений проведем расчет в послеаварийной схеме сети с учетом найденных параметров элементов схем замещения ЛЭП и трансформаторов, потери в которых были учтены в расчетых нагрузках пунктов сети. Результат такого расчета приведен на рис. 4.1. Потокораспределение в этой схеме не должно сильно отличаться от потокораспределения в послеаварийной L-схеме.

Рис. 4.1

5. Расчет режима работы сети при максимальных нагрузках

Расчет режима работы сети осуществляют итерационным методом. Результатом расчета являются: потокораспределение на участках замкнутой схемы сети, напряжение пунктов схемы и суммарные потери мощности схемы.

В связи с этим в расчетах используются приведенные нагрузки пунктов, полные сопротивления участков и проводимости пунктов, которые состоят из проводимостей трансформаторов, установленных в рассматриваемом пункте, и полных проводимостей ЛЭП, которые разносятся согласно П-образной схеме замещения. Итак, полная схема замещения сети представлена на рис. 5.1.

Рис. 5.1

Схема для определения основного потокораспределения в режиме максимальных нагрузок приведена на рис. 5.2.

Рис. 5.2

Составляем систему уравнений для определения мощности

Решением этой системы будет:

Основное потокораспределение показано в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Первая итерация расчета

По основному потокораспределению находим потери мощности.

Таблица 5.2

Результирующие потокораспределение для 1-ой итерации расчета находят путем наложения потокораспределения от дополнительных нагрузок (рис. 5.3) на основное потокораспределение.

Рис. 5.3

Рис. 5.4

Составляем таблицу для определения значений уровней напряжения в каждом пункте сети.

Таблица 5.3

Вторая итерация расчета

На второй итерации расчета проводятся аналогические вычисления как и на первой. Отличием является тот факт, что потери мощности на участках схемы определеются по среднелинейному напряжению найденному на 1 итерации, а потери в проводимостях пунктов - по их напряжению.

Результаты расчета параметров схемы замещения сети на второй итерации сведем в таблицу 5.4.

Таблица 5.4

Результирующие потокораспределение для 2-ой итерации расчета находят путем наложения потокораспределения от дополнительных нагрузок (рис. 5.5) на основное потокораспределение.

Рис. 5.5

Составляем таблицу для определения значений уровней напряжения в каждом пункте сети:

электроснабжение трансформатор подстанция сечение

Таблица 5.5

В конце расчета вычислим потери мощности в сети:

Литература

Методические указания к выполнению дипломного проекта район
ной электрической сети / Сост. В.Н. Сулейманов, В.Я. Синельников. - Киев: КПИ,

Методические указания к выполнению курсового проекта «Проектирование и расчет режимов крупных электрических систем». / Сост. В.Н. Сулейманов. - Киев: КЯИ, 1980. - 42 с.

Размещено на Allbest.ru