Зарядные мощности линий (участка i-j) в нормальном режиме

QСij=UН2bij, (3.1)

где bij - емкостная проводимость участка сети, найденная в пп. 1.6.1.5.

Расчеты зарядных мощностей в нормальном режиме для смешанного варианта сети сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Расчеты зарядных мощностей

Участок	Число цепей	bij, мкСм	Норм. режим	Послеав. режим
			Qc ij, Мвар	Qc ij, Мвар
1	2	3	4	5
0-2	2	544.968	12.262	6,131
0-4	2	672.127	15.123	7.561
4-3	2	254.318	5.722	2.861
0-1	2	399.643	8.992	4.496
1-5	1	272,484	6,131	6,131
Итого:	48.23

• Таким образом, суммарная зарядная мощность ЛЭП составляет =48.23 Мвар
• 3.3 Выбор режима нейтрали сети
• Сети с напряжением 110 кВ и выше относятся к сетям с большими токами замыкания на землю и в соответствии с ПУЭ эксплуатируются в режиме с глухозаземленной нейтралью. Сети 110-150 кВ могут эксплуатироваться в режиме эффективно заземленной нейтрали, когда в электрически связанной сети часть нейтралей обмоток силовых трансформаторов подключенных к этой сети разземляется по условию снижения токов однофазного короткого замыкания на землю.
• 3.4 Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме
• Расчетная нагрузка i-подстанции будет определяться следующим образом:
• Sрi = Pрi + jQрi; (3.2)
• Ррi=Рi +ДPпi+ ДPхх пi; (3.3)
• Qрi= Qi+Qпi +Qхх пi -Qci, (3.4)
• где P i - активная нагрузка i-ой подстанции;
• ДPпi, ДPхх пi - активные потери в меди и стали трансформаторов i- ой подстанции,;
• Qпi - потери реактивной мощности в меди трансформаторов i-ой подстанции;
• Потери реактивной мощности в меди трансформаторов 1-ой подстанции;
• Qп1 = , (3.5)
• Qп1 =
• Потери в стали (холостого хода) в трансформаторах первой подстанции
• , (3.6)
• Половина суммы зарядных мощностей линий соединенных с первой подстанцией
• Qc1= (3.7)

Qc1=

Рр1=17 +0,056672 + 0,042=17.099 МВт;

Qр1= 7.236 +1.173 +0,256 -7.561=1.104 Мвар

Расчетные нагрузки для остальных узлов определяем аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2- Расчетные нагрузки (нормальный режим максимальных нагрузок)

№ п/с	Рi , МВт	Qi, Мвар	Qci, Мвар	Pхх пi, МВт	Pпi, МВт	Qххпi, Мвар	Qпi, Мвар	Ppi, МВт	Qpi, Мвар	Spi, МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	17	7,236	7,561	0,042	0,056672	0,256	1,173	17,099	1.104	17.134
2	29	12,356	6.131	0,070	0,070355	0,448	1,63	29,14	8.303	30.3
3	13	5,541	2.861	0,042	0,033156	0,256	0,687	13,075	3.622	13.568
4	24	10,229	10.423	0,042	0.112996	0,256	2,34	24.155	2.402	24.274
5	31	13,201	3.065	0,035	0,160758	0,244	3,725	31,196	14.085	34.228
Итого				0,231	0.434	1,44	9,555
Всего				0.665	10,995

В режиме минимальных нагрузок значения Рi Qi определяются в соответствии с суточными графиками нагрузок. Так для рассматриваемого примера значение мощности минимальной ступени в относительных единицах (рисунок 1.1) составляет 0,1. Поэтому в этом режиме

Р1 = 17*0,1=1,7 МВт,

Q1 = 7,236*0,1 = 0,7236 Мвар,

Расчеты по определению расчетных нагрузок в режиме минимальных нагрузок сведены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Расчетные нагрузки (нормальный режим минимальных нагрузок)

№ п/с	Рi , Мвт	Qi, Мвар	Qci, квар	Pхх пi, кВт	Pпi, кВт	Qххпi, квар	Qпi, квар	Ppi, Мвт	Qpi, Мвар	Spi, МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	1,7	0,724	7,561	0,042	0,567	0,256	0,012	2,309	-6.57	6.964
2	2,9	0,236	6.131	0,070	0,704	0,448	0,016	3,674	-4.431	5.756
3	1,3	0,554	2.861	0,042	0,332	0,256	0,0069	1,674	-2.044	2.641
4	2,4	1,023	10.423	0,042	1.13	0,256	0,023	3,572	-9.12	9.795
5	3,1	1,32	3.065	0,035	1.608	0,244	0,037	4,743	-1.484	4.969

Расчеты по определению расчетных нагрузок в послеаварийном режиме сведены в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Расчетные нагрузки (послеаварийный режим)

№ п/с	Рi , Мвт	Qi, Мвар	Qci, квар	Pхх пi, кВт	Pпi, кВт	Qххпi, квар	Qпi, квар	Ppi, Мвт	Qpi, Мвар	Spi, МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	17	7,236	3,781	0,042	0,13961	0,256	1,173	17,182	4.855	17.862
2	29	12,356	0	0,070	0,000381	0,448	1,63	29,07	14,434	32,457
3	13	5,541	0	0,042	0,04604	0,256	0,687	13,088	6,484	14,606
4	24	10,229	3,117	0,042	1,017	0,256	2,34	25,059	9.708	26.874
5	31	13,201	1,584	0,035	0,506085	0,244	3,725	31,541	15.566	35.173

Расчетная схема сети для рассматриваемого примера приведена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Расчетная схема сети

3.5 Расчет режимов сети

3.5.1 Электрический расчет радиального участка сети

Рисунок 3.2 -Радиальный участок сети

1) Режим максимальных нагрузок

Расчет режимов радиальных и магистральных участков сети производиться методом последовательных приближений в два этапа.

На первом этапе определяются мощности в конце и в начале каждого участка путем последовательного перехода от участка к участку в направлении от конца сети к ее началу с учетом потерь мощности, которые вычисляются из условия, что напряжения во всех узлах равны номинальному напряжению сети.

1-й этап

Принимается U2 =Uн = 150 кВ

Мощность в конце участка 0-2

Потери мощности на участке 0-2



Мощность в начале участка 0-2

На втором этапе расчета по найденным потокам мощности в начале каждой ветви определяются потери напряжения в этих ветвях и напряжения в конце каждой ветви при последовательном переходе от узла к узлу в направлении от питающего пункта до конце участка сети.

2-ой этап

Определение напряжения в узле 2

По заданию U0=1.1*Uн = 1,1*150=165 кВ

,

Уточнение потери мощности

Потери мощности на участке 0-2

Мощность в начале участка 0-2

3.5.2 Электрический расчет магистрального участка сети

Рисунок 3.3 - Магистральный участок сети

1) Режим максимальных нагрузок

1-й этап

Принимается U3 = U4 =Uн = 150 кВ

Мощность в конце участка 4-3

Потери мощности на участке 4-3

Мощность в начале участка 4-3



Мощность в конце участка 0-4

Потери мощности на участке 0-4

Мощность в начале участка 0-4

2-ой этап

Определение напряжения в узле 4

По заданию U0=1.1*Uн = 1,1*150=165 кВ

,

Определение напряжения в узле 3

Уточнение потери мощности

Потери мощности на участке 4-3

Мощность в начале участка 4-3

Мощность в конце участка 0-4

Потери мощности на участке 0-4



Мощность в начале участка 0-4

Аналогичным образом введется расчет для режима минимальных и послеаварийных нагрузок.

Для разомкнутых сетей в качестве послеаварийных режимов рассматриваются режимы отключения одной цепи всех двухцепных участков. Поэтому в расчете послеаварийного режима следует учитывать увеличение активных и реактивных сопротивлений схем замещения всех двухцепных ЛЭП вдвое.

Результаты расчетов сводятся в таблицы 3.5 и 3.6.

Таблица 3.5 - Расчетные величины напряжений на стороне ВН подстанций

№ п/с	Uвн, кВ в режимах:
	Макс. нагрузок	Мин. нагрузок	ПАР
1	160.063	157.914	154.077
2	161.38	157.835	156.519
3	159.065	158.997	149.774
4	159.925	158.923	151.568
5	150.06	157.544	143.685

Таблица 3.6 - Расчетные потери мощности в ЛЭП

Участок	ДP, МВт	ДQ, Мвар
	Макс	Мин	ПАР	Макс	Мин	ПАР
0-2	0.458	0.017	1.038	0.808	0.03	1.83
0-4	0.894	0.097	2.176	1.576	0.17	3.836
4-3	0.044	0.001675	0.106	0.078	0.002952	0.187
0-1	1.032	0.044	6.259	1.819	0.077	11.035
1-5	1.352	0.026	-	2.385	0.046	-
Итого:	3.78	0.186	9.579	6.666	0.326	16.888

Таким образом, суммарные потери активной и реактивной мощности в сети в режиме максимальных нагрузок составляют: ДP=3.78 МВт; ДQ=6.666 Мвар.

3.6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

Активное и индуктивное сопротивления продольной ветви схемы замещения первой подстанции:

, (3.8)

(3.9)

Мощность в начале продольной ветви схемы замещения первой подстанции.

, (3.10)

, (3.11)

Значения и определены в примере 3.3, таблица 3.2.

Продольная составляющая падения напряжения в продольной ветви схемы замещения первой подстанции

(3.12)

Напряжение на шинах низшего напряжения первой подстанции, приведенное к стороне ВН

(3.13)

3.7 Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

В качестве желаемых напряжений на стороне НН подстанций принимается:

1,05 Uн =10,5 кВ - для режима максимальных нагрузок

Uж нн = Uн =10 кВ для режима минимальных нагрузок

1,05 Uн - для послеаварийного режима, с допустимостью снижения

напряжения до уровня 0,95 Uн

Для расчета послеаварийного режима принимается снижения напряжения до уровня 0,95 Uн.

Желаемое регулировочное ответвление трансформатора на первой подстанции в режиме максимальных нагрузок.

, (3.14)

Величину ступени регулирования для трансформаторов класса 150 кВ принимаем: =1,5.

Принимаем в качестве действительного регулировочного ответвления трансформаторов на первой подстанции в режиме максимальных нагрузок ближайшее меньшее целое число со знаком по отношении к .

=-2

Для трансформаторов класса 150 кВ значение действительного ответвления должно лежать в диапазоне

,

Условие 3.38 выполняется.

Действительное напряжение на стороне НН первой подстанции в режиме максимальных нагрузок

(3.15)

Аналогично выполняем расчеты для всех подстанций в режиме максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийном режиме. Результаты расчетов сводим в таблицы 3.7, 3.8 и 3.9.

Таблица 3.7 - Выбор регулировочных ответвлений для режима максимальных нагрузок

№ п/с	U, кВ	Rт, Ом	Хт, Ом	Рт, Мвт	Qт, Мвар	ДUт, кВ	кВ	mж,	mд,	Uднн, кВ
1	160.063	4,144	85,814	17,057	8,409	4.95	155.113	-1.218	-2	10,627
2	161.38	1,767	40,957	29.07	13,986	3.868	157.512	-0.206	-1	10,627
3	159.065	4,144	85.814	13,033	6,228	3.699	155.366	-1.111	-2	10.644
4	159.925	4,144	85,814	24.113	12,569	7.369	152.556	-2.297	-3	10,616
5	150.06	3,535	81,913	31,161	16,926	9.974	140.086	-7.558	-8	10,579

Таблица 3.8 - Выбор регулировочных ответвлений для режима минимальных нагрузок

№ п/с	U, кВ	Rт, Ом	Хт, Ом	Рт, Мвт	Qт, Мвар	ДUт, кВ	кВ	mж,	mд,	Uднн, кВ
1	157.914	2.196	45.461	2,267	0,736	0,243	157.671	3.187	3	10.027
2	157.835	0.936	21.697	3,604	0,252	0,056	157.779	3.235	3	10.034
3	158.997	2.196	45.461	1,632	0,561	0,183	158.814	3.694	3	10.1
4	158.923	2.196	45.461	3,53	1,046	0,348	158.575	3.588	3	10.084
5	157.544	1.873	43.395	4,708	1,357	0,43	157.114	2.941	2	10.137

• электрический сеть нагрузка баланс мощность

Таблица 3.9 - Выбор регулировочных ответвлений для послеаварийного режима

№ п/с	U, кВ	Rт, Ом	Хт, Ом	Рт, Мвт	Qт, Мвар	ДUт, кВ	кВ	mж,	mд,	Uднн, кВ
1	154.077	8,288	171,628	17.057	8,409	10.284	143.793	-2.801	-3	10.006
2	156.519	3,534	81,914	29.07	13,986	7.976	148.543	-0.692	-1	10,022
3	149.774	8.288	171.628	13,033	6,228	7.858	141.916	-3.635	-4	10,033
4	151.568	8,288	171,628	24.113	12,569	15.551	136.017	-6.255	-7	10.1

4 Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети

Баланс составляем для расчета максимальных нагрузок.

Баланс активной мощности.

Рг=Рпотр=Рнагр+Рсн+Рсети,

Рсети= ДPУл + ДPУт

где ДPУл =3.78 -суммарные потери в линиях;

ДPУт=0.665 МВт - суммарные потери в трансформаторах.

Рсети=3.78+0.665=4.445 МВт

Рг=Рпотр=114+5,7+4.445 =124.145 МВт

Баланс реактивных нагрузок.

Qг= Qпотр= Qнагр+Qсн+Qр+Qсети-Qку

Qсети= ДQУл + ДQУт-??Qc

где ДQУл =6.666 Мвар -суммарные потери в линиях.

ДQУт=10,995 Мвар - суммарные потери в трансформаторах;

DQc = 48.23 Мвар - суммарная зарядная мощность ЛЭП.

Qсети=6.666+10,995-48.23= -30.569 Мвар

Qпотр =101,98+6,152+15,314-30.569-53,456=39.421 Мвар

Располагаемая реактивная мощность генераторов энергосистемы

Qг=Рг*tgсист?124.145*0,426? 52.886 Мвар;

Реактивная мощность небаланса

Qнеб? Qпотр - Qг ?39.421-52.886 ? -13.465 Мвар.

Таким образом, предварительно выбранное значение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств оказалось больше чем требуется, на величину 13.465 Мвар. Можно уменьшить мощность компенсирующих устройств или повысить коэффициент мощности энергосистемы до величины

Заключение

В ходе выполнения курсового проекта были разработаны 4 варианта схем электрических сетей. Рассчитаны приближенные потокораспределения и выбраны номинальные напряжения линий сети. По экономической плотности тока рассчитаны сечения и марки проводов для этих сетей, подобраны трансформаторы для узлов подстанций. При выборе наилучшего варианта сети необходимо учитывать не только стоимости линий, но и стоимость оборудований подстанций, для этого были сформированы однолинейные схемы подстанций. В результате технико-экономического расчета приведенные затраты у варианта № 4 оказались меньше поэтому в дальнейшем рассматривается только этот вариант сети.

Для выбранной схемы рассчитываются наиболее характерные режимы работы: наибольших и наименьших нагрузок, а также послеаварийные режимы. Затем оценивается достаточность регулировочного диапазона выбранных трансформаторов для обеспечения встречного регулирования напряжения и проверяется токонесущая способность проводов воздушных линий.

В конце проекта приводятся технические и экономические показатели электрической сети, по которым специалисты могут судить о степени правильности принятия инженерных решений при проектировании объекта.

Список использованных источников

1 Нелюбов В.М.. Электрические сети и системы: Учебное пособие по курсовому проектированию.- Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ, 2007.- 144 с.

2 Неклепаев, Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы-4-е издание / Б.Н. Неклепаев, Н.П. Крючков. -4-е издание. - М.: Энергоатомиздат, 1989.-608с.

3 Правила устройства электроустановок. 6-е ,7-е изд. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2007.-853 с.

4 Идельчик, В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.-М.: Энергоатомиздат, 1989.-522с.

5 Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.-М.: Энергоатомиздат, 1991.-464с.

6 Ополева, Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: Учеб. пособие. - М.: ФОРУМ-ИНФРА-М, 2006. -480 с.

7 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750кВ. СО 153-34.20.122-2006. Открытое акционерное общество «Федеральная сетевая компания единой энергетической системы» Стандарт организации 2006.-60с.

8 СТП 02069024.101-2010. Общие требования и правила оформления выпускных квалификационных работ, курсовых проектов (работ), отчетов по РГР, по УИРС, по производственной практике и рефератов. - Взамен СТП 2069022.101-88, СТП 2069022.102-93, СТП 2069022.103-92, СТП 2069022.105-95, СТП 2069022.108-93; Введен 25.12.2000г. - Оренбург: ОГУ, 2000. - 62 с.

Приложение А

(справочное)

Схемы электрических соединений вариантов сети



Рисунок А.1 - Радиально-магистральный вариант схемы (110 кВ; 150 кВ)



Рисунок А.2 - Смешанный вариант схемы (150 кВ)

Приложение В

(справочное)

Схемы замещения сети

Рисунок В.1 - Схема замещения сети

Размещено на Allbest.ru