Разработка вариантов конфигурации электрической сети

Возможные варианты конфигураций соединения цепей электропередач. Приближенные расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок. Выбор номинального напряжения и числа цепей линий. Электрический расчёт сети в послеаварийном режиме.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 06.08.2013
Размер файла 1,2 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/

8

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

При выборе вариантов необходимо соблюдать два условия: сеть должна иметь по возможности меньшую длину; для каждого потребителя в зависимости от его категории должна быть обеспечена соответствующая степень надёжности.

В соответствии с ПУЭ [5] нагрузки 1-й и 2-й категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического восстановления питания. Допускается питание потребителей 2-й категории от одного источника при соответствующем технико-экономическом обосновании. Для электроприёмников 3-й категории достаточно питания по одной линии, питающейся от одного источника или, в виде отпайки, от проходящей вблизи линии. В качестве критерия сопоставления вариантов сети на данном этапе проектирования рекомендуется использовать суммарную длину линий. Длины высоковольтных (одноцепных) линий увеличиваем на 20% из-за вероятного отклонения трассы линии электропередачи от длины прямой линии по причине изменения рельефа местности. Длины двухцепных линий при этом умножаются на 1,4 - во столько раз дороже двухцепная линия по сравнению с одноцепной.

Этот критерий основывается на предположении, что все варианты схемы имеют один класс номинального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках, причём использованы одинаковые типы опор, конструкции фаз и т.д.

Конфигурация вариантов сети приведена на рисунке 1.1.

На основе выше изложенного принимаем для дальнейших расчётов варианты 1 и 2. Оба варианта имеют наименьшую протяженность сети ЛЭП, удовлетворяют требованиям по числу присоединений к категориям потребителей, имеют кольцевые схемы.

Рисунок 1.1- Варианты конфигурации сетей

2. Приближенные расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

Рассчитаем нагрузки потребителей:

S = P+jQ,

где Q = P*tgц,

где Р - активная мощность потребителей, МВт;

tgц=0,672 - коэффициент реактивной мощности потребителей, определяемый на основании cosц=0,83.

Для ПС2:

Q = 14*0,672 = 9,4 МВ*Ар

S = 14+j9,4 MB*А

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.1

Таблица 2.1 Значения нагрузок потребителей

Потребители

Катего-рия

Тнб

сosц

Р, МВт

Q, МВАр

S, MB*A

S?, МВ*А

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

ВН

CH

НН

1

Балансирующий узел

2

III

5100

0,83

14

9,4

16,86

16,87

3

I

5100

10

15

6,72

10,08

12,05

18,07

30,12

4

II

5200

12

11

8,06

7,39

14,46

13,25

27,71

5

II

5200

17

11,42

20,48

20,48

Для определения номинальных напряжений и сечений проводов для выбранных конфигураций сети необходимо рассчитать потоки мощности в ветвях схемы. На первом этапе проектирования эту задачу приходится решать приближённо. В качестве приближённого метода применим метод контурных уравнений, т.е. метод, с помощью которого расчёт потокораспределения ведётся в два этапа, когда на первом этапе выполняется расчёт без учёта потерь мощности и потерь напряжения, а на втором - расчеты уточняют с учётом потерь. Здесь используются результаты, полученные на первом этапе электрического расчёта. Чтобы создать предпосылки для возможности применения этого метода, прибегаем к допущениям:

- номинальные напряжения линий одинаковы;

- сечения проводов линий одинаковы, следовательно, их сопротивления пропорциональны их длинам, проводимости линий не учитываются;

- потери мощности в трансформаторах не учитываются.

- Расчет приближенного потокораспределения для варианта №1

При одном источнике питания мощности на головных участках рассчитываем по выражению:

где ln и l? длины противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

Распределение мощностей на остальных участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1- Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности для варианта №1

Расчет приближенного потокораспределения для варианта №2

Расчет приближенного потокораспределения для варианта №2 производим аналогично варианту №1.

Проверка

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2- Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности для варианта №2

3. Выбор номинального напряжения и числа цепей линий

Номинальное напряжение - это основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость.

Выбранное напряжение должно соответствовать принятой систем номинальных напряжений в энергосистеме региона. Предварительный выбор номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам [1, c. 45-46] или по эмпирическим формулам [4, с. 260]:

Формула Стилла:

Формула Илларионова:

Формула Залеского:

где l и Р -- длина линии, км, и мощность на одну цепь линии. МВт

Во всех случаях независимыми переменными при выборе номинальных напряжений являются длины линий и протекающие по ним активные мощности, которые были определены на этапе предварительного потокораспределения.

Произведём расчёт напряжений по экономически зонам и эмпирическим формулам для участка 1-2 варианта №1:

Линия 1-2 одноцепная, длиной 39,6 км, передаваемая активная мощность Р=38,113 МВт. На пересечении координат осей искомая точка попадает в зону U=110 кВ. Предварительно для данной линии принимаем напряжение 110 кВ.

Формула Стилла:

Формула Илларионова:

Формула Залеского:

Окончательно принимаем на участке сети 1-2 варианта №1 номинальное напряжение 110 кВ.

Аналогично производим расчет для остальных участков сети. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1

Таблица 3.1 - Предварительный выбор номинального напряжения линий электропередачи

Номер

Линии по схеме

Длина линии, км

Передаваемая Активная мощность, МВт

Расчётное номинальное напряжение, кВ

Принятое номинальное напряжение, кВ

по экономическим зонам

По эмпирическим формулам

Стилла

Илларионова

Залесского

Вариант 1

12

39,6

38,113

110

110,59

113,06

86,1

110

23

38,28

24,1

110

89,35

92,53

68,16

110

34

33

0,887

35

29,81

18,78

12,85

110

45

39,6

23,887

110

89,13

92,33

68,14

110

51

35,64

40,887

110

113,98

115,33

88,03

110

Вариант 2

12

39,6

14

110

70,46

72,32

52,17

110

13

64,68

29,16

110

100,03

103,43

80,21

110

34

33

4,16

35

43,30

40,28

27,82

110

45

39,6

18,84

110

80,14

82,95

60,52

110

51

35,64

38,84

110

111,24

112,94

85,80

110

На участке 5-1 первого варианта принимаем линию двухцепной с номинальным напряжением 110 кВ.

На остальных участках сети принимаем одноцепные линии электропередач с номинальным напряжением 110 кВ.

4. Выбор сечения проводов и при необходимости ориентировочной мощности компенсирующих устройств. Уточнение конфигурации сети

Провода воздушных линий системообразующей сети выбираются по экономическим соображениям и проверяются по допустимому току нагрева в послеаварийных режимах, а также по условиям короны для линий 110 кВ и выше. Эти критерии являются независимыми друг от друга, и выбранное сечение провода должно удовлетворять каждому из них. Результаты расчётов можно представлять в виде таблицы 4.1. Эти расчёты выполняются для каждого из рассматриваемых вариантов.

Сечения проводов определяем по экономической плотности тока по формуле:

где:

I-ток в проводнике при нормальной работе сети, А;

Jэ- экономическая плотность тока, определяемая в зависимости от материала токоведущего проводника, конструкции линии и времени использования максимальной нагрузки, А/мм2.

Согласно заданию, время использования максимальной нагрузки Тmax=5100 ч для ПС2 и ПСЗ, и Тmах=5200 ч для ПС4 и ПС5.

Так как значения Тmах различны для потребителей, то для замкнутой сети находим Тср:

Для варианта № 1:

Для варианта № 2:

По параметру Тср и табл. 5.1 [1] принимаем расчётное значение экономической плотности тока равное 1 А/мм2.

Проверка по условию короны:

где:

Upaб - рабочее напряжение;

Uкр - критическое напряжение короны;

m0 - коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных проводов m0=0,85;

mn - коэффициент, учитывающий состояние погоды, mп = 1 при сухой и ясной погоде;

д - коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление и температуру воздуха, д=1;

r - радиус провода, см;

D - расстояние между осями проводов воздушной линии, см. Согласно стр.46 [1] предварительно для расчётов среднее расстояние между проводами D может быть принято равным 400 см. В качестве материала для проводов воздушных линий используем сталеалюминевые провода марки АС диаметром не менее 11,3 мм (по условию образования короны). Наименьшее сечение провода должно удовлетворять условию: . Если критическое напряжение получается меньше рабочего (номинального), следует принимать меры для повышения критического напряжения, т.е. взять большее сечение.

Таблица 4.1 - Выбор сечений проводов воздушных линий

Номер

линии

Расчётная мощность, MB*A

Расчётное сечение провода по экономическим условиям, мм2

Проверка по условиям короны, кВ

Проверка по допустимому току нагрева, А

Принятое сечение и марка провода

Вариант 1

1-2

45,91476435

241

199,5

605

АС-240/32

2-3

29,05178798

152,5

154

450

АС-150/24

3-4

1,068636982

5,6

111

265

АС-70/11

4-5

28,77608182

151

154

450

АС-150/24

5-1

49,25797061ч2

129,3

139

2х390

2хАС-120/19

Вариант 2

1-2

16,8629772

88,5

124

330

АС-95/16

1-3

35,13105818

184,4

178

510

АС-185/29

3-4

5,010633593

26,3

111

265

АС-70/11

4-5

22,69681143

119,1

139

390

АС-120/19

5-1

45,69945471

239,9

199,5

605

АС-240/32

Для проверки выбранных сечений по нагреву в замкнутой сети находим потокораспределение в различных послеаварийных режимах и соответствующие токи. Результаты расчета сводим в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Результаты расчёта послеаварийного режима

Номер ветви

Ток, А, при отключении сети

Наибольшее значение тока, А

Вариант 1

1-2

2-3

3-4

4-5

5-1

1-2

0

88,508

246,598

392,024

499,526

499,526

2-3

88,508

0

158,09

303,516

411,018

411,018

3-4

246,598

158,09

0

145,426

252,928

252,928

4-5

392,024

303,516

145,426

0

107,502

392,024

5-1

499,526

411,018

252,928

107,502

0

499,526

Вариант 2риант 2

1-2

1-3

3-4

4-5

5-1

1-2

0

88,508

88,508

88,508

88,508

88,508

1-3

184,390

0

158,09

303,516

411,018

411,018

3-4

26,299

158,09

0

145,426

252,928

252,928

4-5

119,12

303,516

145,426

0

107,502

303,516

5-1

239,86

411,018

252,928

107,502

0

411,018

На всех участках сети ток в послеаварийном режиме не превышает допустимый ток по нагреву для выбранных проводов. Конфигурация сети для вариантов 1 и 2 остается такой же, как и в начале расчётов.

Согласно нормам технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше.

5. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

На подстанциях, питающих потребителей I и II категории, для бесперебойности электроснабжения число трансформаторов должно быть не меньше двух. Мощность трансформаторов рекомендуется выбирать на условия всей нагрузки потребителей при выходе из строя одного трансформатора и с учётом допустимой перегрузки до 40%:

Мощность однотрансформаторной подстанции определяется максимальной загрузкой трансформатора в нормальном режиме (до 100%).

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах:

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере подстанции 5.

Определим подключённую в момент максимума мощность:

Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки до 40%:

Принимаем по таблице 2.2[1] два трансформатора типа ТДН-2500/110.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах:

Аналогично произведём выбор трансформаторов для остальных подстанций. Результаты расчёта сведём в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Выбор числа и мощности трансформаторов

Номер подстанции

Суммарная подключенная в момент максимума мощность, МВ*А

Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки, МВ*А

Число выбранных трансформаторов

Номинальная мощность каждого из выбранных трансформантов

Загрузка каждого из трансформаторов

В нормальном режиме, %

В аварийном режиме, %

2

16,863

16,863

1

25

67,452

-

3

18,072

12,9

2

16

56,475

112,95

4

27,711

19,79

2

25

55,422

110,844

5

20,482

14,63

2

16

40,964

128,0125

Таблица 5.2 - Параметры трансформаторов

Тип и мощность, МВ*А

Uном обмоток, кВ

Uк,%

ДPк,кВт

ДPх,

кВт

Iх,A

ВН

СН

НН

В-С

В-Н

С-Н

ТРДН - 25000/110

115

-

10,5

10,5

120

27

0,7

ТДН - 16000/110

115

-

11

10,5

85

19

0,7

ТДТН - 25000/110

115

11

6,6

10,5

17,5

6,5

140

31

0,7

ТДН - 16000/110

115

-

11

10,5

85

19

0,7

6. Технико-экономическое сравнение вариантов

При технико-экономическом сравнении 2-х вариантов допускается пользоваться упрошенными методами расчётов, а именно: не учитывать потери мощности в трансформаторах и линиях при определении распределении мощности в сети; находить распределение мощности в замкнутых сетях не по сопротивлениям линий, а по их длинам; не учитывать влияния зарядной мощности линий; определять потери напряжения по номинальному напряжению.

Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции, не дают полного представления об экономичности т к не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может быть только учёт затрат всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Приведенные затраты могут быть определены но формуле:

где:

- нормативный коэффициент эффективности капиталовложения;

K - капитальные затраты на сооружение электрической сети;

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП:

где:

К0 - стоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины.

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 гола для двух вариантов. Результаты сводим в таблицу 6.1

Таблица 6.1 - Стоимость линий

Номер ветвей схемы

Длина линии, км

Марка и сечение провода, количество ветвей

Удельная стоимость тыс. руб./км

Полная стоимость лини тыс. руб.

Вариант 1

1-2

39,6

АС-240/32

14

554,4

2-3

38,28

АС-150/24

11,7

447,876

3-4

33

АС-70/11

12

396

4-5

39,6

АС-150/24

11,7

463,32

5-1

35,64

АС-120/19

18,1

645,084

Итого

2506,68

Вариант 2

1-2

39,6

АС-95/16

12

475,2

1-3

64,68

АС-185/29

12,9

834,372

3-4

33

АС-70/11

12

396

4-5

39,6

АС-120/19

11,4

451,44

5-1

35,64

АС-240/32

14

498,96

Итого

2655,972

Капитальные затраты на сооружение подстанции:

где:

- стоимость трансформаторов, тыс. руб.;

- стоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.;

- постоянная часть затрат по подстанциям, тыс. руб.

Эти данные приводятся в таблицах [1]. Результаты расчетов стоимости подстанций для двух вариантов сводим в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Стоимость подстанций

Номер узла

Стоимость трансформаторов, тыс. руб.

Постоянная часть затрат, тыс. руб.

Стоимость распределительных устройств, тыс. руб.

Полная стоимость подстанции, тыс. руб.

2

84

210

120

414

3

2х63

210

120

456

4

2х91

250

120

552

5

2х63

210

120

456

Итого

1878

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:

Годовые эксплуатационные расходы:

где:

+ - отчисления на амортизацию и обслуживание, %;

- для силового оборудования;

- для воздушных ЛЭП

ДW - потери энергии в трансформаторах и линиях. МВт*ч;

в - стоимость 1 кВт*ч потерянной энергии, руб/кВт*ч;

для силового оборудования в = 1,75*10-2 руб/кВт*ч, для ЛЭП в = 2,23*10-2 руб/кВт*ч.

Потери энергии в трансформаторах:

где:

и - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

- наибольшая нагрузка трансформатора, МВ*А;

- номинальная мощность трансформатора, МВ*А;

- продолжительность работы трансформатора,

- продолжность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности наибольшей нагрузки по формуле:

.

Потеря энергии в линии:

где:

- номинальное напряжение, кВ;

- активная сопротивление линии, Ом, состоящее из активного сопротивления на единицу длины, Ом/км и длины линии, км.

Для замкнутой сети:

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

Приведённые затраты:

Так как вариант 2 более дешёвый по сравнению с вариантом 1, то при дальнейших расчётах используем вариант 2.

7. Электрические расчёты характерных режимов сети: наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелого послеаварийного режима

Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, а также расчёт напряжений на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах.

Составляют схему замещения электрической сети (линии замещаются П-образной, трансформаторы - Г- образной) и определяют её параметры:

Для линии:

; ; ; ,

где:

- удельная активное и реактивное сопротивления, Ом/км;

- удельная реактивная (емкостная) проводимость, См/км;

- длина линии, км.

Удельные параметры ЛЭП r0, х0 и b0 определяют по таблицам.

Для участка сети 1-2, длинной 30 км, выполненного проводом АС-95/16:

активное сопротивление:

;

реактивное сопротивление:

;

ёмкостная проводимость:

;

зарядная мощность, подключенная на концах участка:

Таблица 7.1 - Параметры ЛЭП

Учас-ток сети

Длина линии, км

Марка и сечение провода

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0, Cм/км

R, Ом

X, Ом

B*10-6,

См

Qb подключенная к концам участка, МВ*Ар

1-2

39,6

АС-95/16

0,301

0,434

2,61

11,92

17,19

103,356

0,625

1-3

64,68

АС-185/29

0,159

0,413

2,75

10,28

26,71

177,87

1,08

3-4

33

АС-70/11

0,422

0,444

2,55

13,93

14,65

84,15

0,509

4-5

39,6

АС-120/19

0,244

0,427

2,66

9,66

16,91

105,336

0,637

5-1

35,64

АС-240/32

0,118

0,405

2,81

4,21

14,43

100,148

0,605

;

- потери короткого замыкания, кВт;

- номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ;

- номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

- напряжение короткого замыкания, %.

В расчётах электрических сетей 2-х обмоточные трансформаторы при Uвн.ном ? 220 кВ представляются упрощённой схемой замещения, где вместо ветви намагничивания учитываются в виде дополнительной нагрузки потери холостого хода ?Рх+j?Qх:

.

Для подстанции 2:

Результаты расчётов сводят в таблицу 7.2

Таблица 7.2 - Параметры трансформаторов

Номер подстанции

Тип и мощность, МВ*А

Расчётные данные

ДPх, мВт

ДQх, мВ*Aр

Rт, Ом

Хт, Ом

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

2

ТРДН - 25000/110

2,54

55,9

0,027

0,175

3

2хТДН - 16000/110

2,2

43,4

0,038

0,224

4

2хТДТН - 25000/110

0,75

0,75

0,75

28,45

0

17,85

0,062

0,35

5

2хТДН - 16000/110

2,2

43,4

0,038

0,224

Для данных трансформаторов предел регулирования напряжения ±9 х 1,78%.

7.1 Электрический расчёт сети в режиме наибольших нагрузок

Нагрузки электрической сети обычно задаются на шинах вторичного напряжения районных или потребительских подстанций. Нагрузка сети высшего напряжения больше заданной нагрузки на величину потерь мощности в трансформаторах. Кроме того, необходимо учитывать зарядную мощность линии, которая обычно приводит к уменьшению реактивной нагрузки сети. Приводят нагрузки к сети ВН:

Рвн+jQвн=(Рн+?Pх+ ·

Rт) + j(Qн+?Qх+ ·Хт - ? Qb),

где:

Рн, Qн - активная и реактивная мощности нагрузок, заданных на стороне вторичного напряжения подстанций;

Rт, Хт - суммарные активные и реактивные сопротивления трансформаторов данной подстанции;

?Qb - суммарная зарядная мощность линий, приложенная в точке подключения данной нагрузки (подстанции).

Для подстанции 2:

Результаты расчетов сводят в таблицу 7.1.1

Таблица 7.1.1 - Расчётные нагрузки подстанций

Номер

подстанции

Pн + jQн, МВ*А

?Pх + j?Qх, МВ*А

?Pт + j?Qт, МВ*А

?Qb, МВ*Ар

Pвн + jQвн, МВ*А

2

14+j9,4

0,027+j0,175

0,054+j1,2

0,625

14,081+j11,4

3

10+j6,72

15+j10,08

0,038+j0,224

0,051+j1,07

1,589

25,089+j19,683

4

23+j15,45

12+j8,06

11+j7,39

0,062+j0,35

0,043+j1,65

0,012+j0

0,011+j0,237

1,146

23,128+j18,833

Производят расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым методом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности сначала рассчитывают без учёта потерь мощности.

Находим распределение мощностей на головных участках кольца по известному выражению:

,

где: и - полные сопротивления противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

Распределение потоков мощности на остальных участках находят по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1

Корректируем найденное потокораспределение с учётом потерь мощности.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приводят на рисунке в пояснительной записке.

Рисунок 7.1.1 - Потокораспределение на участках сети в режиме наибольших нагрузок

Таблица 7.1.2 - Распределение мощности на участках сети с учётом потерь мощности

Участок сети

Мощность в начале линии, МВ*А

Потери мощности в линии, МВ*А

Мощность в конце линии, МВ*А

1-2

14,099+j11,426

0,018+j0,026

14,081+j11,4

1-3

30,567+j26,132

1,182+j3,072

29,385+j23,06

3-4

4,296+j3,377

0,034+j0,036

4,262+j3,341

4-5

19,342+j16,325

0,476+j0,833

18,866+j15,492

5-1

37,238+j33,287

0,788+j2,7

36,45+j30,587

Результаты электрического расчёта режима наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.

7.2 Электрический расчёт сети в режиме наименьших нагрузок

Мощность потребителей в режиме наименьших нагрузок в общем определяется по графикам нагрузок. Иногда эта мощность задаётся в процентах от наибольшей мощности нагрузок. Этот процент зависит от характера потребителей и рода нагрузки. Согласно заданию: Pнм = 0,5Pнб.

Таблица 7.2.1 - Расчётные нагрузки подстанций

Номер под-станции

Pн + jQн, МВ*А

?Pх + j?Qх, МВ*А

?Pт + j?Qт, МВ*А

?Qb, МВ*Ар

Pвн + jQвн, МВ*А

2

7+j4,7

0,027+j0,175

0,014+j0,3

0,625

7,041+j5,8

3

5+j3,36

7,5+j5,04

0,038+j0,224

0,013+j0,263

1,589

12,551+j10,476

4

11,5+j7,725

6+j4,03

5,5+j3,695

0,062+j0,35

0,011+j0,413

0,003+j0

0,002+j0,059

1,146

11,578+j9,693

5

8,5+j5,71

0,038+j0,224

0,017+j0,344

1,242

8,555+j7,52

Находим распределение мощностей на головных участках кольца по известному выражению:

Проверка:

Распределение потоков мощности на остальных участках находят по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1

Корректируем найденное потокораспределение с учётом потерь мощности.

Таблица 7.2.2 - Распределение мощности на участках сети с учётом потерь мощности

Участок сети

Мощность в начале линии, МВ*А

Потери мощности в линии, МВ*А

Мощность в конце линии, МВ*А

1-2

7,123+j5,918

0,082+j0,118

7,041+j5,8

1-3

14,998+j12,921

0,308+j0,8

14,69+j12,121

3-4

2,139+j1,645

0,008+j0,009

2,131+j1,636

4-5

9,57+j8,272

0,123+j0,215

9,447+j8,057

5-1

18,326+j16,481

0,201+j0,689

18,125+j15,792

Рисунок 7.1.1 - Потоктокораспределение на участках сети в режиме наименьших нагрузок

7.3 Электрический расчёт сети в nослеаварийном режиме

Наиболее тяжёлый случай аварии происходит при обрыве линии на головном участке 1-3. Поэтому рассмотрим аварийный случай при обрыве одноцепной линии на участке 1-3.

сеть электропередача конфигурация

Таблица 7.2.1 - Расчётные нагрузки подстанций

Номер под-станции

Pн + jQн, МВ*А

?Pх + j?Qх, МВ*А

?Pт + j?Qт, МВ*А

?Qb, МВ*Ар

Pвн + jQвн, МВ*А

2

14+j9,4

0,027+j0,175

0,054+j1,2

0,625

14,081+j11,4

3

10+j6,72

15+j10,08

0,038+j0,224

0,051+j1,07

1,589

25,089+j19,683

4

23+j15,45

12+j8,06

11+j7,39

0,062+j0,35

0,043+j1,65

0,012+j0

0,011+j0,237

1,146

23,128+j18,833

5

17+j11,42

0,038+j0,224

0,07+j1,376

1,242

17,108+j14,262

Распределение мощности без учёта потерь мощности.

Рассчитаем потокораспределение на участках сети в послеаварийном режиме с учётом потерь мощности:

Результаты расчёта сведём в таблицу 7.3.2

Таблица 7.2.3 - Распределение мощности на участках сети с учётом потерь мощности

Участок сети

Мощность в начале линии, МВ*А

Потери мощности в линии, МВ*А

Мощность в конце линии, МВ*А

1-2

14,099+j11,426

0,018+j0,026

14,081+j11,4

1-3

-

-

-

3-4

26,26+j20,941

1,171+j1,258

25,089+j19,683

4-5

52,598+j45,394

3,21+j5,62

49,388+j39,774

5-1

70,158+j61,206

0,452+j1,55

69,706+j59,656

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Разработка конфигурации сети. Приближённые расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения.

    курсовая работа [295,9 K], добавлен 10.02.2015

  • Выбор силовых трансформаторов подстанции, сечения проводов варианта электрической сети. Схема замещения варианта электрической сети. Расчёт рабочих режимов электрической сети в послеаварийном режиме. Регулирование напряжения сети в нормальном режиме.

    курсовая работа [694,7 K], добавлен 04.10.2015

  • Разработка конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети и параметров цепей линий, числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов.

    курсовая работа [6,1 M], добавлен 06.02.2014

  • Особенности выбора рациональной схемы и номинального напряжения сети. Анализ технико-экономических показателей районной сети. Значение напряжения в узловых точках в максимальном режиме, его регулирование в электрической сети в послеаварийном режиме.

    курсовая работа [568,3 K], добавлен 20.06.2010

  • Комплексный расчет активной и реактивной мощности потребителей сети. Составление вариантов конфигурации сети и ее географическое расположение. Выбор трансформаторов на подстанции потребителей. Уточненный расчет в режиме наибольших и наименьших нагрузок.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 22.01.2016

  • Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.

    контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012

  • Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов. Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития. Экономическое сравнение вариантов электрической сети. Исследование аварийных и послеаварийных режимов электрической сети.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 25.12.2014

  • Определение параметров элементов электрической сети и составление схем замещения, на основе которых ведётся расчёт режимов сети. Расчёт приближенного потокораспределения. Выбор номинального напряжения участков электрической сети. Выбор оборудования.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 14.06.2010

  • Климатическая и географическая характеристика энергорайона. Разработка конкурентоспособных вариантов электрической сети. Расчет упрощенного потокораспределения активной мощности и выбор номинального напряжения. Выбор мощности силовых трансформаторов.

    курсовая работа [300,8 K], добавлен 19.01.2016

  • Разработка конфигураций электрических сетей. Расчет электрической сети схемы. Определение параметров для линии 10 кВ. Расчет мощности и потерь напряжения на участках сети при аварийном режиме. Точка потокораздела при минимальных нагрузках сети.

    курсовая работа [1,0 M], добавлен 14.04.2011

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.