48712
Электрический расчет основных режимов работы сети
Курсовая
Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы
Схема выбирается по экономическому расчету, который содержит: расчет наиболее экономичного строительства, расчет передачи энергии как от РЭС, так и от подстанций к друг другу. Из четырех вариантов схем, будет выбрана одна – наиболее экономичная. Для которой будет выполнен, электрический расчет основных режимов работы сети.
Русский
2013-12-26
2.08 MB
33 чел.
Данный курсовой проект содержит 3 графика, 9 рисунков, 13 таблиц. В проекте будет выбрана схема распределения электроэнергии от РЭС до пяти подстанций. Эта схема выбирается по экономическому расчету, который содержит: расчет наиболее экономичного строительства, расчет передачи энергии как от РЭС, так и от подстанций к друг другу. Из четырех вариантов схем, будет выбрана одна наиболее экономичная. Для которой будет выполнен, электрический расчет основных режимов работы сети.
[1] Аннотация [2] Содержание [3] Введение [4] 1. Предварительный (приближенный) расчёт электрической сети [5] 1.1 Расчет баланса активной и реактивной мощности [6] в электрической сети [6.1] 1.1.1 Расчет баланса активной мощности электрической сети [6.2] 1.1.2 Расчет баланса реактивной мощности электрической сети [7] 1.2 Выбор номинального напряжения схем вариантов электрической сети [7.1] 1.2.1 Выбор категории электрической цепи [7.2] 1.2.2 Составление схем вариантов проектируемой сети [7.3] 1.2.3 Расчет ориентировочного напряжения схем вариантов электрической сети [8] 1.3 Расчет сечений проводов ЛЭП электрической сети [8.1] 1.3.1 Проверка проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелом аварийном режиме [8.2] 1.3.2 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и аварийном режимах [9] 1.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на потребительских подстанциях [10] 2. Технико-экономическое обоснование вариантов схемы электроснабжения [11] 3. Электрические расчеты основных режимов работы выбранного варианта сети. [12] 4. Проверочный баланс активной и реактивной мощности в сети [13] 5. Вывод [14] Список используемой литературы |
Электроэнергетическая система представляет собой совокупность электрических станций, электрических и тепловых сетей и узлов потребления, объединенных процессом производства, передачи и распределения электроэнергии и связанных общим оперативным и хозяйственным управлением.
РЭС представляет собой производственное объединение нескольких разнородных энергетических предприятий по эксплуатации электрических сетей, ремонтных баз, заводов энергетического профиля, проектно-конструкторских организаций, подстанций. Часть электрической системы, состоящую из генераторов, распределительных устройств электростанций, электрической сети (линии электропередач и подстанции) и приемников электроэнергии называют электроэнергетической системой.
Главным потребителем электроэнергии является промышленность. За последние 10 лет в структуре энергобмена страны более чем в два раза увеличилась доля электроэнергии, потребляемой на потенциально-бытовые нужды.
Структура и характеристика потребителей определяют условия построения схемы их электроснабжения, а в ряде случаев могут предъявляться специфические требования и существенно влиять на режимы работы системы в целом. Так для особо ответственных потребителей может появиться необходимость сооружения небольших электростанций для обеспечения надежности электроснабжения.
По заданным Pmax и соsφ определяем Qmax и Smax по формулам:
Q = P·tgφ (1)
S = P/cosφ (2)
Полученные значения заносим в таблицу 1.
Таблица 1
Исходные данные к проекту
№ п/ст |
Р, МВт |
Q, Мвар |
S, МВА |
cosφ |
tgφ |
1 |
41 |
22,14 |
46,591 |
0,88 |
0,54 |
2 |
35 |
17,85 |
39,326 |
0,89 |
0,51 |
3 |
25 |
13,5 |
28,409 |
0,88 |
0,54 |
4 |
13 |
7,41 |
14,943 |
0,87 |
0,57 |
5 |
10 |
4,8 |
11,111 |
0,9 |
0,48 |
Σ |
Расчет баланса активной мощности электрической сети рассчитываем по формуле:
Рсист = Рнагр + ∆Рсети + ∆Рсн, (3)
где Рсист - активная мощность системы, требуемая для работы проектируемой сети;
Рнагр - суммарная мощность потребителей;
∆Рсети - суммарные потери активной мощности в элементах сети,
∆Рсн - расход активной мощности на собственные нужды электростанции.
Рнагр = Р1 + Р2 + Р3 + Р4 + Р5 = 124 МВт;
∆Рсети = ∆Рлэп + ∆Ртр (4)
где ∆Рлэп - потери активной мощности в ЛЭП;
∆Ртр - потери активной мощности в трансформаторах.
Принимаем:
∆Рсети = 0,05·Рнагр = 0,05·124 = 6,2 МВт, (5)
∆Рсн = 0,04 ·Рнагр = 0,04·124 = 4,96 МВт,
Тогда мощность, требуемая от системы равна:
Рсист = 124 + 6,2 + 4,96 = 135,16 МВт
Расчет баланса реактивной мощности электрической сети рассчитываем по формуле:
Qист = Qнагр + ΔQсети + ΔQсн, (6)
где Qист - реактивная мощность,
Qнагр - суммарная реактивная мощность потребителей (из таблицы 1);
ΔQсети - суммарные потери реактивной мощности в элементах сети;
ΔQсн - расход активной мощности на собственные нужды.
Qист = Qсист + Qку (7)
или Qсист + Qку = Qнагр + ΔQсети + ΔQсн, (8)
где Qку - реактивная мощность компенсирующих устройств;
Qсист - реактивная мощность системы, необходимая для работы всей проектируемой электрической сети, определяемая по формуле:
Qсист = Рсист·tgφсист
tgφсист = tg(arccosφсист) = tg(arccos0,925) = 0,41,
тогда Qсист = 135,16·0,41 = 55,416 Мвар.
Из выражения (8) получаем:
Qку = Qнагр + ΔQсети + ΔQсн - Qсист (9)
Принимаем:
ΔQсн = 0,04·Sнагр = 0,04·140,38 = 5,615 Мвар,
где Sнагр - суммарная нагрузка проектируемой сети (берем из таблицы 1).
ΔQсети = ΔQтр ,
где ΔQтр - потери реактивной мощности в трансформаторах. Принимаем
ΔQтр = 0,1·Sнагр = 0,1·140,38 = 14,038 Мвар.
Полученные значения подставляем в формулу (9) и определяем мощность компенсирующих устройств:
Qку = 65,7 + 14,038 + 5,615 - 55,416 = 29,937 Мвар.
Распределим Qку по потребительским подстанциям из условия:
cosφ1 = cosφ2 = cosφ3 = cosφ4 = cosφ5
Находим средневзвешенный tgφсети :
tgφсети = (Qнагр Qку)/ Pнагр = (65,7-29,937)/124 = 0,288
При этом потери мощности компенсирующего устройства каждой подстанции будет равна:
Qкуi = Pi( tgφi - tgφсети ), (10)
где Pi, tgφi - активная мощность и тангенс угла φ каждой подстанции (берем из таблицы 1).
Qку1 = 41·(0,54 - 0,288) = 41·0,252 = 10,332 Мвар,
Qку2 = 35·(0,51 - 0,288) = 35·0,222 = 7,77 Мвар,
Qку3 = 25·(0,54 - 0,288) = 25·0,252 = 6,3 Мвар,
Qку4 = 13·(0,57 - 0,288) = 13·0,282 = 3,666 Мвар,
Qку5 = 10·(0,48 - 0,288) = 10·0,192 = 1,92 Мвар,
При этом реактивную мощность потребителей электроэнергии каждой подстанции определяем следующим образом:
Qi = Qiз - Qкуi; tgφi = Qi / Pi , (11)
Q1 = 22,14 - 10,332 = 11,808 Мвар; tgφ1 = 0,288; соsφ1 = 0,961;
Q2 = 17,85 - 7,77 = 10,08 Мвар; tgφ2 = 0,288; соsφ2 = 0,961;
Q3 = 13,5 - 6,3 = 7,2 Мвар; tgφ3 = 0,288; соsφ3 = 0,961;
Q4 = 7,41 - 3,666 = 3,744 Мвар; tgφ4 = 0,288; соsφ4 = 0,961;
Q5 = 4,8 - 1,92 = 2,88 Мвар; tgφ5 = 0,288; соsφ5 = 0,961;
Результаты расчетов баланса активной и реактивной мощности в электрической сети сводим в таблицу 2.
Таблица 2
Баланс активной и реактивной мощности
N п/ст |
Qз, Мвар |
Qк, Мвар |
Q, Мвар |
P, МВт |
S, MBA |
1 |
22,14 |
10,332 |
11,808 |
41 |
42,666 |
2 |
17,85 |
7,77 |
10,08 |
35 |
36,423 |
3 |
13,5 |
6,38 |
7,2 |
25 |
26,016 |
4 |
7,41 |
3,666 |
3,744 |
13 |
13,528 |
5 |
4,8 |
1,92 |
2,88 |
10 |
10,524 |
Σ |
129,151 |
Для электроснабжения заданного района принимаем воздушные линии электропередач с унифицированными опорами. Провода - голые, сталеалюминевые (марка АС).
Для электроснабжения потребителей первой категории применяем двухцепные ЛЭП, а для второй категории - одноцепные. В замкнутых системах сети все линии выполняются одноцепными.
По заданному расположению легочника питания и потребителей электроэнергии составляем схемы вариантов электрической сети. Находим расстояние между районами электрической станцией (РЭС) и подстанциями, и между подстанциями.
Находим расстояние между РЭС и подстанцией в зависимости от предложенных вариантов.
Вариант 1
Расстояние между РЭС и всеми подстанциями:
L01 = 61 км, L02 = 22 км,
L03 = 40 км,
L04 = 51 км,
L05 = 44 км
Вариант 2
Расстояние между РЭС и подстанциями 3,5 и между подстанциями 1-2, 2-4, 4-3, 1-5
L03 = 40 км,
L05 = 44 км,
L12 = 65 км,
L24 = 40 км,
L43 = 33 км,
L15 = 36 км
Вариант3
Расстояние между РЭС и всеми подстанциями и между подстанциями 2-4, 1-5
L01 = 61 км,
L02 = 22 км,
L03 = 40 км,
L04 = 51 км,
L05 = 44 км,
L24 = 40 км,
L15 = 36 км
Вариант 4
Расстояние между РЭС и подстанциями 2,3,5 и между подстанциями 1-2, 2-4, 4-3, 1-5
L02 = 22 км,
L03 = 40 км,
L05 = 44 км,
L12 = 65 км,
L24 = 40 км,
L43 = 33 км,
L15 = 36 км
Для расчета ориентировочного напряжения схем вариантов электрической сети находим активную мощность в ЛЭП считая, что рассматриваемая электрическая сеть однородна. Выбор номинального напряжения для схем каждого варианта производим по наибольшему значению ориентированного напряжения, при этом ограничиваемся двумя ближайшими стандартными значениями.
Вариант 1
Находим активную мощность на всех участках ЛЭП:
P01 = P1 = 41 МВт; P02 = P2 = 35 МВт; P03 = P3 = 25 МВт;
P04 = P4 = 13 МВт; P05 = P5 = 10 МВт;
Ориентировочное напряжение определяется по формуле (12):
(12)
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной электрической сети, равным 110 кВ.
Вариант 2
Составляем уравнение для нахождения активной мощности на участках 0-5 и 0-3
P03 = 64,535 МВт
P05 = 59,616 МВт
Проведем проверку:
P03 + P05 = P1 + P2 + P3 + P4 + P5
64,535 + 59,616 = 124
124,1512 = 124
Неизвестные мощности по участкам ЛЭП выражаются через известные мощности нагрузок и контурные мощности:
P43 = - P03 + P3 = 25 - P03
P43 = 25 - 59,616 = - 34,616 МВт
P42 = - P43 - P4 = P03 38
P42 = 59,616 - 38 = 21,616 МВт
P21 = P42 - P2 = P03 - 73
P21 = 59,616 - 73 = -13,384 МВт
P51 = - P21 + P1 = 114 - P03
P51 = 114 - 59,616 = 54,384 МВт
Определяем ориентировочные напряжения для схем данного варианта.
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной электрической сети, равным 110 и 220 кВ.
Вариант 3
P03 = P3 = 25 МВт
Составляем уравнение для нахождения активной мощности на участках 0-4, 0-2, 0-1 и 0-5
P04 = 13,947 МВт
P02 = 34,053 МВт
P05 = 24,617 МВт
P01 = 26,383 МВт
Проведем проверку:
P01 + P02 + P04 + P05 = P1 + P2 + P4 + P5
26,383 + 34,053 + 13,947 + 24,617 = 41 + 35 + 13 + 10
99 = 99
Неизвестные мощности по участкам ЛЭП выражаются через известные мощности нагрузок и контурные мощности:
P42 = P04 - P4 = 13,947 13 = 0,947 МВт
P51 = P05 P5 = 24,617 10 = 14,617 МВт
Определяем ориентировочные напряжения для схем данного варианта.
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной электрической сети, равным 110 кВ
Вариант 4
Находим активную мощность на участках ЛЭП методом контурных уравнений.
Составим уравнения для контуров: 0-5-1-2-0 и 0-2-4-3-0
P05·L05 + P51·L51 - P21·L21 - P02·L02 = 0 (13)
P02·L02 - P42·L42 + P43·L43 - P03·L03 = 0 (14)
Неизвестные мощности по участкам ЛЭП выражаются через известные мощности нагрузок и контурные мощности:
P51 = P05 - P5 = P05 - 10
P21 = - P51 + P1 = 51 - P05
P43 = P3 - P03 = 25 - P03
P42 = - P43 - P4 = - 38 + P03
P02 = P21 - P42 = 51 - P05 + 38 - P03 = 89 - P05 - P03
Подставим эти выражения в (13) и (14):
P05·44 + (P05 10)·36 (51 - P05)·65 (89 - P05 - P03)·22 = 0
44P05 + 36P05 360 3315 + 65P05 1958 + 22P05 + 22P03 = 0
167P05 + 22P03 = 5633 (13)
(89 - P05 - P03)·22 (-38 + P03)·40 + (25 - P03)·33 - P03·40 = 0
1958 - 22P03 - 22P05 + 1520 - 40P03 + 825 - 33P03 - 40P03 = 0
-135P03 - 22P05 = - 4303 (14)
Решая совместно уравнения (13) и (14) получим:
P05 = 30,179 МВт
P03 = 26,959 МВт
Найдем оставшуюся мощность:
P02 = 89 - P05 - P03 = 31,862 МВт
P51 = P05 10 = 30,179 10 = 20,179 МВт
P21 = 51 - P05 = 51 - 30,179 = 20,821 МВт
P43 = 25 - P03 = 25 - 26,959 = -1,959 МВт
P42 = - 38 + P03 = 26,959 38 = 11,041 МВт
Определяем ориентировочные напряжения для схем данного варианта.
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной электрической сети, равным 110 кВ
Сечение проводов ЛЭП рассчитываем по методу экономической плотности тока:
(15)
где Ij - ток, текущий по проводу в режиме максимальной нагрузки, А;
n - число цепей ЛЭП;
Рi - активная мощность, передаваемая по ЛЭП в максимальном режиме, кВт;
UH - номинальное напряжение сети, кВ;
cosφ - коэффициент мощности нагрузки в ЛЭП, cosφ = 0,961 для всех ЛЭП схем вариантов сети;
jЭК - экономическая плотность тока, А/мм2
Для выбора jЭК строим годовой график нагрузки по продолжительности. Суточный график нагрузки для химической промышленности берем из /3/
Рис. 1 Суточный график нагрузки химической промышленности
Высчитываем годовой расход электроэнергии АГ химической промышленности по формуле:
(16)
где Рi - ступень суточного графика в о.е.;
ti -длительность ступени суточного графика нагрузки, ч.
АГ = 365·(0,954·1+0,9·3+0,95·4+1·2+0,95·1+0,9·3+0,95·1+1·2+0,9·2+0,85·2+0,9·3) = 8122
Находим время использования максимальной нагрузки Тm по формуле:
Тm = АГ/Pm (17)
где Pm - максимальное значение мощности нагрузки суточного графика в относительных единицах, Pm = 1
Тm = 8122/1 = 8122 ч
Исходя из суточного графика нагрузки, строим годовой график нагрузки. Построение графика начинаем с максимального значения мощности взятого из суточного графика. Длительность этой нагрузки за год находим следующим образом:
ΔTГ = ΔTсут·365
где ΔTсут - общая длительность рассматриваемой нагрузки за сутки
365 - количество дней в году
Например, ΔTГ(100%) = ΔTсут(100%)·365, ΔTГ(100%) = 4·365 = 1460 ч
Полученное значение откладываем на графике (см. рисунок 2)
Рис. 2. Годовой график нагрузки
Для остальных значений мощностей расчет производим аналогично.
Рассчитываем сечение проводов для всех вариантов проектируемой электрической сети по формуле (15). Результаты расчетов и выбора проводов ЛЭП заносим в таблицу 3.
Например: мм2;
I = 112·1 = 112A; Fcт принимаем 120 мм2
Таблица 3
Вариант электрической сети |
Участок электрической сети |
Р, МВт |
I, A |
Fрасч, мм2 |
Fст, мм2 |
n |
1 |
0-1 0-2 0-3 0-4 0-5 |
41 35 25 13 10 |
112 94,6 68,3 35,3 27,3 |
112 94,6 68,3 35,5 27,3 |
120 95 70 70 70 |
2 2 2 2 2 |
2 UH = 220кВ |
0-5 5-1 1-2 2-4 4-3 3-0 |
59,6 54,4 13,4 21,6 34,6 64,5 |
162,8 148,6 36,6 59 94,5 176,1 |
162,8 148,6 36,6 59 94,5 176,1 |
240 240 240 240 240 240 |
1 1 1 1 1 1 |
3 |
0-1 0-2 0-3 0-4 0-5 1-5 2-4 |
26,4 34,1 25 13,9 24,6 14,6 0,95 |
144,2 186,2 68,3 76 134,4 79,8 5,2 |
144,2 186,2 68,3 76 134,4 79,8 5,2 |
150 185 70 70 150 95 70 |
1 1 2 1 1 1 1 |
4 |
0-5 5-1 1-2 2-4 4-3 3-0 0-2 |
30,2 20,2 20,8 11 2 27 31,9 |
164,9 110,3 113,6 60,1 10,9 147,5 174,2 |
164,9 110,3 113,6 60,1 10,9 147,5 174,2 |
150 120 120 70 70 150 185 |
1 1 1 1 1 1 1 |
При расчете варианта 2 на Uном = 110 кВ получили Fрасч > 240 мм2 т.е. площадь сечения провода превышает стандартные значения. Следовательно, вариант 2 будем продолжать рассчитывать только на номинальное напряжение 220 кВ.
Наиболее тяжелый аварийный режим для электрической сети наступает при обрыве ЛЭП головных участков и при обрыве одной цепи двух цепной линии, например для схем варианта:
- 1 отключение цепи на каждой радиальной ЛЭП
- 2 отключение участков 0-5, 0-3
- 3 отключение участков 0-1, 0-2, 0-4, 0-5; одной цепи 0-3
- 4 отключение участков 0-2, 0-3, 0-5
Условия проверки: Iдоп ≥ Iав max,
где Iдоп допустимый ток, протекающий по проводу и не вызывающий нагрев, А;
Iав max максимальный ток аварийного режима, А;
В первом варианте Iав будет в два раза больше, чем в нормальном режиме, т.к. обрывается только одна из двух цепей.
Вариант 2
Отключение 0-5:
P51 = -P5 = 10 МВт
P21 = P1 - P51 = P1 + P5 = 51 МВт
P42 = P2 + P21 = P1 + P2 + P5 = 86 МВт
P43 = -P42 - P4 = -P1 - P2 - P4 - P5 = -99 МВт
P03 = P3 - P43 = -P1 - P2 - P3 - P4 - P5 = -124 МВт
Отключение 0-3:
P43 = P3 = 25 МВт
P42 = -P4 - P43 = -P4 - P3 = -38 МВт
P21 = P42 - P2 = -P4 - P3 - P2 = -73 МВт
P51 = P21 - P1 = -P4 - P3 - P2 - P1 = -114 МВт
P05 = -P4 - P3 - P2 - P1 - P5 = -124 МВт
Вариант 3
Отключение 0-1:
P03 = P3 = 25 МВт
МВт
МВт
P51 = P1 = 41 МВт
P05 = P5 + P51 = P5 + P1 = 51 МВт
Отключение 0-5:
P03, P04 и P02 определяются также как и при отключении 0-5
P51 = -P5 = -10 МВт
P01 = P1 - P51 = P5 + P1 = 51 МВт
Отключение 0-2:
P03 = P3 = 25 МВт
МВт
МВт
P42 = P2 = 35 МВт
P04 = P42 + P4 = P2 + P4 = 48 МВт
Отключение 0-4:
P03, P05 и P01 определяются также как и при отключении 0-2
P42 = -P4 = -13 МВт
P02 = P2 - P42 = P2 + P4 = 48 МВт
Вариант 4
Отключение 0-2:
Мы получаем схему аналогичную варианту 2 в нормальном режиме, где:
P03 = 64,535 МВт; P05 = 59,616 МВт; P43 = 34,616 МВт; P42 = 21,616 МВт
P21 = 13,384 МВт; P51 = 54,384 МВт
Отключение 0-3:
P43 = P3 = 25 МВт
P42 = -P43 - P4 = -P3 - P4 = 38 МВт
P51 = -P5 + P05 = -10 + 33,335 = 23,335 МВт
P21 = P1 - P51 = 41 23,335 = 17,665 МВт
Отключение 0-5:
P51 = -P5 = -10 МВт
P21 = P1 - P51 = P1 + P5 = 51 МВт
P43 = P3 - P03 = 25 - 43,733 = -18,733 МВт
P42 = -P4 - P43 = -13 + 18,733 = 5,733 МВт
Из найденных мощностей выбираем наибольшие и заносим в таблицу 4.
Таблица 4
Результаты расчетов проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелый аварийный режим
Вариант электрической сети |
Участок электрической сети |
Рав, МВт |
Fст, мм2 |
Iдоп, A |
Iав, A |
Fприн, мм2 |
1 |
0-1 0-2 0-3 0-4 0-5 |
41 35 25 13 10 |
120 95 70 70 70 |
390 330 265 265 265 |
224 189,2 136,6 70,6 54,6 |
120 95 70 70 70 |
2 |
0-5 5-1 1-2 2-4 4-3 3-0 |
124 114 73 86 99 124 |
240 240 240 240 240 240 |
605 605 605 605 605 605 |
338,6 311,3 199,4 234,9 270,4 338,6 |
240 240 240 240 240 240 |
3 |
0-1 0-2 0-3 0-4 0-5 1-5 2-4 |
51 48 25 48 51 41 35 |
150 185 70 70 150 95 70 |
450 510 265 265 450 330 265 |
278,5 262,2 136,6 262,2 278,5 223,9 191,2 |
150 185 70 70 150 95 70 |
4 |
0-5 5-1 1-2 2-4 4-3 3-0 0-2 |
59,6 54,4 51 38 34 64,5 52,7 |
150 120 120 70 70 150 185 |
450 390 390 265 265 450 510 |
325,5 297,1 278,5 207,5 185,7 352,3 287,8 |
150 120 120 70 70 150 185 |
По результатам расчетов составляем таблицу характеристики проводов ЛЭП (таблица 5)
; ; ,
где R0, x0 активное и индуктивное сопротивление провода на 1км ЛЭП;
b0 емкостная проводимость 1 км ЛЭП;
n число цепей ЛЭП.
Таблица 5
Вариант эл. сети |
Участок эл. сети |
Марка провода |
R0, Ом/км |
x0, Ом/км |
b0·10-6, См/км |
l, км |
n |
R, Ом |
x, Ом |
b·10-6, См |
1 |
0-1 0-2 0-3 0-4 0-5 |
АС-120 АС-95 АС-70 АС-70 АС-70 |
0,249 0,306 0,428 0,428 0,428 |
0,427 0,434 0,444 0,444 0,444 |
2,66 2,61 2,55 2,55 2,55 |
61 22 40 51 44 |
2 2 2 2 2 |
7,59 3,37 8,56 10,91 9,42 |
13,02 4,77 8,88 11,32 9,77 |
324,5 114,8 204 260,1 224,4 |
2 |
0-5 5-1 1-2 2-4 4-3 3-0 |
АС-240 АС-240 АС-240 АС-240 АС-240 АС-240 |
0,122 0,122 0,122 0,122 0,122 0,122 |
0,435 0,435 0,435 0,435 0,435 0,435 |
2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 |
44 36 65 40 33 40 |
1 1 1 1 1 1 |
5,37 4,39 7,93 4,88 4,03 4,88 |
19,14 15,66 28,28 17,4 14,36 17,4 |
114,4 93,6 169 104 85,8 104 |
3 |
0-1 0-2 0-3 0-4 0-5 1-5 2-4 |
АС-150 АС-185 АС-70 АС-70 АС-150 АС-95 АС-70 |
0,198 0,162 0,428 0,428 0,198 0,306 0,428 |
0,420 0,413 0,444 0,444 0,420 0,434 0,444 |
2,70 2,75 2,55 2,55 2,70 2,61 2,55 |
61 22 40 51 44 36 40 |
1 1 2 1 1 1 1 |
12,08 3,56 8,56 21,83 8,71 11,02 17,12 |
25,62 9,09 8,88 22,64 18,48 15,62 17,76 |
164,7 60,5 204 130,1 118,8 94 102 |
4 |
0-5 5-1 1-2 2-4 4-3 3-0 0-2 |
АС-150 АС-120 АС-120 АС-70 АС-70 АС-150 АС-185 |
0,198 0,249 0,249 0,428 0,428 0,198 0,162 |
0,420 0,427 0,427 0,444 0,444 0,420 0,413 |
2,70 2,66 2,66 2,55 2,55 2,70 2,75 |
44 36 65 40 33 40 22 |
1 1 1 1 1 1 1 |
8,71 8,96 16,19 17,12 14,12 7,92 3,56 |
18,48 15,37 27,76 17,76 14,65 16,8 9,09 |
118,8 95,8 172,9 102 84,2 108 60,5 |
Допустимая потеря напряжения в электрической сети всегда должна быть наибольшей потери напряжения или равна ей, т.е. должно выполняться следующее условие: ΔUдоп ≥ ΔU
Произведем проверку электрической сети по потере напряжения до наиболее удаленной от РЭС подстанции в нормальном и аварийном режимах.
Проверку выполняем, учитывая только продольную составляющую вектора падения напряжения:
, (18)
где Рi , Qi - активная и реактивная мощности, текущие соответственно по активному (Ri) и реактивному (Xi) сопротивлениям;
ΔUдоп - допустимая величина падения напряжения
(ΔUдоп.н.р. = (15÷20%)·UH; ΔUдоп.ав.р. = (20÷25%)·UH)
ΔUi - потеря напряжения на i-ом участке.
Все схемы вариантов проектируемой сети выполнены на Uном = 110кВ. Для них ΔUдоп.н.р. = (15÷20%)·110 = 16,5 ÷ 22 кВ, ΔUдоп.ав.р. = (20÷25%)·110 = =22 ÷ 27,5 кВ.
А вариант 2 на Uном = 220кВ.
ΔUдоп.н.р. = (15÷20%)·220 = 33 ÷ 44 кВ, ΔUдоп.ав.р. = (20÷25%)·220 = 44 ÷ 55 кВ.
Вариант 1
Запишем полную мощность каждой подстанции, используя значения таблицы 2:
S01 = 41 j11,808 MBA; S02 = 35 j10,08 MBA; S03 = 25 j7,2 MBA;
S04 = 13 j3,744 MBA; S05 = 10 j2,88 MBA
Произведем проверку данного варианта схемы проектируемой сети в нормальном режиме по формуле (18):
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
Рассмотрим аварийный режим (обрыв одной из двух цепей ЛЭП). Так как сеть радиальная, то обрыв одной цепи приведет к увеличению падения напряжения в два раза.
ΔU01ав = 2·ΔU01 = 2·4,227 = 8,454 кВ
ΔU02ав = 2·ΔU02 = 2·1,509 = 3,018 кВ
ΔU03ав = 2·ΔU03 = 2·2,527 = 5,054 кВ
ΔU04ав = 2·ΔU04 = 2·1,675 = 3,350 кВ
ΔU05ав = 2·ΔU05 = 2·1,148 = 2,296 кВ
Аналогично произведем проверку сети по напряжению для последующих трех схем вариантов.
Вариант 2
S03 = 64,535 j18,586 MBA; S05 = 59,616 j17,169 MBA;
S43 = 34,616 j9,969 MBA; S42 = 21,616 j6,225 MBA;
S21 = 13,384 j3,855 MBA; S51 = 54,384 j15,663 MBA.
Наиболее удаленной может оказаться точка потокораздела 3 и точка 5. Для этих точек определим потерю напряжения в нормальном и аварийном режимах.
Нормальный режим:
кВ
кВ
Аварийный режим (разрыв 0-5):
где S51 = 10 - j2,88 МВА; S21 = 51 j14,69 МВА; S42 = 86 j24,77 МВА;
S43 = 99 j28,51 МВА; S03 = 124 j35,71 МВА;
Аварийный режим (разрыв 0-3):
где S51 = 114 j32,83 МВА; S21 = 73 j21,02 МВА;
S42 = 38 j10,94 МВА; S43 = 25 j7,2 МВА;
S05 = 124 j35,71 МВА;
Вариант 3
S01 = 26,383 j7,598 MBA; S02 = 34,053 j9,807 MBA;
S03 = 25 j7,2 MBA; S04 = 13,947 j4,017 MBA;
S05 = 24,617 j7,09 MBA; S42 = 0,947 j0,273 MBA;
S51 = 14,617 j4,21 MBA;
Наиболее удаленной может оказаться точка потокораздела 1 и точка 5. Для этих точек определим потерю напряжения в нормальном и аварийном режимах.
Нормальный режим:
кВ
кВ
Аварийный режим (разрыв 0-5):
,
где S01 = 51 j14,688 МВА; S51 = 10 j2,88 МВА;
кВ
Аварийный режим (разрыв 0-1):
,
где S05 = 51 j14,688 МВА; S51 = 41 j11,808 МВА;
кВ
Вариант 4
S02 = 31,862 j9,176 MBA; S03 = 26,959 j7,764 MBA;
S05 = 30,179 j8,692 MBA; S51 = 20,179 j5,812 MBA;
S21 = 20,821 j5,996 MBA; S43 = 1,959 j0,564 MBA;
S42 = 11,041 j3,18 MBA;
Наиболее удаленной может оказаться точка потокораздела 3 и точка 5. Для этих точек определим потерю напряжения в нормальном и аварийном режимах.
Нормальный режим:
кВ
кВ
Аварийный режим (разрыв 0-5):
где S02 = 43,733 j12,595 МВА; S21 = 51 j14,69 МВА; S51 = 10 j2,88 МВА;
кВ
Аварийный режим (разрыв 0-3):
где S02 = 52,665 j15,168 МВА; S42 = 38 j10,944 МВА; S43 = 25 j7,2 МВА;
кВ
Таким образом, все схемы вариантов проектируемой сети прошли проверку на потерю напряжения в нормальном и аварийном режимах. Следовательно, будем вести дальнейшие расчеты всех четырех схем.
Выбор числа трансформаторов на подстанции произведем в соответствии с категориями электроприемников.
На всех подстанциях выберем два трансформатора.
Определяем среднеквадратическую мощность по суточному графику электрических нагрузок (см. рисунок 3).
Рис. 3. График загрузки трансформаторов
(19)
Полученное значение наносим на график.
Среднеквадратическую мощность можно принять за ориентационную суммарную номинальную мощность трансформаторов подстанции. Тогда ориентировочная номинальная мощность каждого из трансформаторов будет равна:
Sopi = (Sni·SCK)/n, (20)
где Sni максимальная мощность i-й подстанции, МВА;
SCK - среднеквадратичная мощность графика нагрузки, о. е;
n -число трансформаторов на i-й подстанции.
Значение Sop округляется до ближайшего большего значения по шкале стандартных номинальных мощностей силовых трансформаторов .
Sop1 = (42,666·0,928)/2 = 19,797 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 25 МВА каждый (2х25 МВА);
Sop2 = (36,423·0,928)/2 = 16,9 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 25 МВА каждый (2х25 МВА);
Sop3 = (26,016·0,928)/2 = 12,071 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 16 МВА каждый (2х16 МВА);
Sop4 = (13,528·0,928)/2 = 6,277 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 10 МВА каждый (2х10 МВА);
Sop5 = (10,524·0,928)/2 = 4,883 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 10 МВА каждый (2х10 МВА);
На график (рис. 3) наносим значение суммарных номинальных мощностей трансформаторов каждой подстанции (в процентах от Sni)
(21)
;;;
;.
Проверяем выбранные трансформаторы по допустимой систематической перегрузке.
Трансформаторы на всех подстанциях не испытывают перегрузок в нормальном режиме работы так как SHTΣ > Sn.
Проверим работу трансформаторов в аварийном режиме, при этом учтем, что на двух трансформаторных подстанциях в аварийном режиме работает один трансформатор, а другой отключен все двадцать четыре часа, т.е. hав = 24ч. Определим коэффициент аварийной перегрузки для каждой подстанции по формуле:
;
;;
;;
.
Определим коэффициент аварийной перегрузки при h = 24 ч по /4, 35/:
при t1 = -20°С Кавдоп = 1,6; t2 = -10°C Кавдоп = 1,5; тогда
;
где tЗ - среднегодовая температура периода зимы для Оренбуржья равная 13,4°С.
Для того чтобы трансформаторы выдержали нагрузку в аварийном режиме должно выполняться условие:
Кавi < Kавдоп
Все трансформаторы подстанций, кроме первой не испытывают перегрузки в аварийном режиме, так как Кав2,3,4,5 < Кавдоп
Потребители первой подстанции могут получить в аварийном режиме мощность;
1,534·SНТ1 = 1,534·25 = 38,35 MBA
Недоотпуск мощности составит:
SH1 - 1,534·SHТl = 42,666 - 38,35 = 4,316 MBA или 10,1%
Следовательно первую подстанцию необходимо разгрузить в аварийном режиме на 4 МВА. Потребителей третьей категории отсутствуют, поэтому необходимо поставить трансформаторы большей мощности.
Для каждой подстанции, исходя из расчетных значений выбираем трансформатор /2, 239/ и заносим в таблицу 6 его технические данные.
Таблица 6
Технические данные выбранных трансформаторов для 1,3,4 вариантов
№ |
Sni, МВА |
Число |
Тип |
SНТ, МВА |
UHBH, кВ |
UHНH, кВ |
ΔРХХ, кВт |
ΔРКЗ, кВт |
UК, % |
IХХ, % |
1 |
42,666 |
2 |
ТРДН |
40 |
115 |
10,5 |
36 |
172 |
10,5 |
0,65 |
2 |
36,423 |
2 |
ТРДН |
25 |
115 |
10,5 |
27 |
120 |
10,5 |
0,7 |
3 |
26,016 |
2 |
ТДН |
16 |
115 |
11 |
19 |
85 |
10,5 |
0,7 |
4 |
13,528 |
2 |
ТДН |
10 |
115 |
11 |
14 |
60 |
10,5 |
0,7 |
5 |
10,524 |
2 |
ТДН |
10 |
115 |
11 |
14 |
60 |
10,5 |
0,7 |
Для 2 варианта
№ |
Sni, МВА |
Число |
Тип |
SНТ, МВА |
UHBH, кВ |
UHНH, кВ |
ΔРХХ, кВт |
ΔРКЗ, кВт |
UК, % |
IХХ, % |
1 |
42,666 |
2 |
ТДТН |
25 |
230 |
11 |
50 |
135 |
12,5 |
1,2 |
2 |
36,423 |
2 |
ТДТН |
25 |
230 |
11 |
50 |
135 |
12,5 |
1,2 |
3 |
26,016 |
2 |
ТДТН |
25 |
230 |
11 |
50 |
135 |
12,5 |
1,2 |
4 |
13,528 |
2 |
ТДТН |
25 |
230 |
11 |
50 |
135 |
12,5 |
1,2 |
5 |
10,524 |
2 |
ТДТН |
25 |
230 |
11 |
50 |
135 |
12,5 |
1,2 |
Таким образом силовые трансформаторы подстанций выбраны и проверены на перегрузочную способность в соответствии с ГОСТ 14209-85 и ПУЭ.
Рассчитаем капитальные вложения для каждого варианта по следующей формуле:
К = Кл + Кп/ст + Kпост (22)
где Кл - капитальные вложения на содержание линий, руб;
Кпост - постоянная часть затрат, включая стоимость подготовки и благоустройства территории, подъездных дорог, средств связи, прокладка сетей, освещения, водопровода и т.д.;
Кп/ст - капитальные вложения в подстанцию.
Кл = К0·l (23)
где l - длина линии, км:
К0 - стоимость 1 км линии, справочная величина /3, 326/
Кп/ст = Ктр + Квыкл (24)
где Ктр - капитальные вложения в трансформатор, включающие стоимость и монтаж трансформатора
Квыкл - капитальные вложения в выключатель, включающие стоимость и монтаж выключателя
Ктр = К0·n
где К0 - стоимость одного трансформатора, справочная величина /3, 336/;
n - количество трансформаторов.
Квыкл = К0·n
где К0 - стоимость одного выключателя, справочная величина /4, 234/
n - количество выключателей.
Для технико-экономического расчета составим электрические схемы каждого варианта (см. рис. 4-7).
Рассчитаем капитальные вложения для первого варианта, используя приведенные выше формулы.
Кл = Кло1 + Кло2 + Кло3 + Кло4 + Кло5 = 38000·61 + 32000·22 + 25000·40 + +25000·51 + 25000·44 = 6 397 000 руб.
Ктр = Ктр1 + Ктр2 + Ктр3 + Ктр4 + Ктр5 = 2950000·2 + 2600000·2 + 2009000·2 + 250000·4 = 16 118 000 руб.
Квыкл = 8500000·10 = 85 000 000 руб.
Кп/ст = Ктр + Квыкл = 16118000 + 85000000 = 101 118 000 руб.
Кпост = 5·210000 = 1 050 000 руб.
К = Кл + Кп/ст + Кпост = 6397000 + 101118000 + 1050000 = 108565000 руб.
Расчеты для других вариантов аналогичны, полученные результаты сводим в таблицу 7.
Рассчитаем ежегодные эксплутационные расходы для варианта 1 по следующей формуле:
U = Uл + Uп/ст + UΔw, (25)
где Uл - годовые издержки на эксплуатацию линии;
Uп/ст - годовые издержки на эксплуатацию подстанции;
UΔw - издержки, связанные с потерей электроэнергии;
Uл = Uла + Uлр + Uло
Uп/ст = Uп/ста + Uп/стр + Uп/сто
где Uла, Uп/ста - ежегодные амортизационные расходы, идущие на капитальный ремонт и реновацию оборудования ЛЭП и подстанций;
Uлр, Uп/стр - ежегодные издержки идущие на текущий ремонт оборудования ЛЭП и подстанций;
Uло, Uп/сто - ежегодные расходы на обслуживание ЛЭП и подстанции соответственно.
Uла = Lал·Кл = 0,02·6397000 = 127 940 руб.
Uп/ста = Lап/ст·Кп/ст = 0,035·101118000 = 3 539 130 руб.,
где Lал, Lап/ст - норма амортизационных отчислений на выполнения работ связанных с восстановлением и поддержкой в эксплуатационном состоянии оборудование ЛЭП, подстанций, справочная величина /3, 315/;
Кл, Кп/ст - капитальные вложения в ЛЭП и подстанции, берем из формул (23), (24)
Uлр = Lрл·Кл = 0,004·6397000 = 25588 руб,
Uп/стр = Lрп/ст·Кп/ст = 0,029·101118000 = 2 932 422 руб.,
где Lрл, Lрп/ст - - норма амортизационных отчислений на ремонт оборудования ЛЭП и подстанций, справочная величина /3, 315/.
Uло = Lол·Кл = 0,004·6397000 = 25588 руб,
Uп/сто = Lоп/ст·Кп/ст = 0,03·101118000 = 3 033 540 руб.,
где Lол, Lоп/ст - норма амортизационных отчислений на обслуживание ЛЭП, подстанций, справочная величина /3, 315/
Uл = 127940 + 25588 + 25588 = 179116 руб
Uп/ст = 3539130 + 2932422 + 3033540 = 9 505 092 руб
UΔw = β·W, (26)
где β - стоимость 1 кВт/ч электроэнергии β = 2,1 руб/кВт· ч;
ΔW - потери электроэнергии в линии и трансформаторах. Рассчитаем потери мощности в электросети:
ΔW = ΔP·τ, (27)
где τ - время, за которое электроприёмникам необходимо при постоянном Рmax создать те же потери электроэнергии, которые имеют место при работе по реальному графику.
ΔР - потери активной мощности.
,
ч,
ч.
Потери активной мощности найдем как сумму потерь в ЛЭП и трансформаторах. Потери в ЛЭП рассчитаем по формуле:
(28)
МВт
МВт
МВт
МВт
МВт
ΔPЛЭПΣ = 1,142 + 0,369 + 0,479 + 0,165 + 0,086 = 2,241 МВт
Потери активной мощности в трансформаторах определяем по формуле:
, (29)
где ΔРхх - активные потери холостого хода, кВт;
ΔРкз - активные потери короткого замыкания, кВт;
Sном.тр - номинальная мощность, МВА;
n - количество трансформаторов;
S - мощность нагрузки.
Все необходимые значения берем из таблицы 6.
МВт
МВт
МВт
МВт
МВт
ΔPтрΣ = 0,162 + 0,172 + 0,142 + 0,079 + 0,058 = 0,613 МВт
ΔPΣ = ΔPЛЭПΣ + ΔPтрΣ = 2,241 + 0,613 = 2,854 МВт
ΔW = 2,854·7678 = 21913 МВт·ч
UΔW = 2,1·21913 = 46 017 300 руб
U = Uл + Uп/ст + UΔw
U = 179116 + 9505092 + 46017300 = 55 701 508 руб
Определим себестоимость передачи электроэнергии:
С = U/W,
где W - количество передаваемой электроэнергии за год, кВт·ч.
W = Smax·Tmax,
W = 1·8122 = 8122 кВт·ч,
C = 55701508/8122 = 6858 руб/(кВт·ч)
Расчет остальных вариантов аналогичен, полученные значения занесем в таблицу 7.
Определение приведенных затрат:
З = Рн·K + U,
где Рн - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений;
К - капитальные вложения в сеть;
U - ежегодные эксплутационные расходы.
Рн = 1/Тн,
где Тн - нормативный срок окупаемости капиталовложений.
Тн = (7 - 8 лет).
Рн = 1/7 - 1/8 = 0,12 0,15
З = 0,12·108565000 + 55701508 = 68 729 308 руб
Полученные значения заносим в таблицу 7. Расчеты остальных вариантов аналогичен.
Таблицу 7
Сравнение стоимости вариантов сети
Вариант сети |
Кл,млн руб |
Ктр, млн.р |
Квыкл, млн.р |
Кп/ст, млн.р |
Кпост, млн.р |
Кi, млн.р |
Uл, тыс.р |
Uп/ст, млн.р |
UΔW, млн.р |
U, млн.р |
C, Руб_ кВт·ч |
З, млн.р |
1 |
6,397 |
16,12 |
85 |
101,1 |
1,05 |
108,6 |
179,1 |
9,505 |
46,02 |
55,70 |
6858 |
68,73 |
2 |
15,74 |
28,07 |
167 |
195,1 |
1,05 |
211,9 |
440,7 |
18,34 |
38,65 |
55,99 |
6893 |
81,41 |
3 |
8,602 |
16,12 |
85 |
101,1 |
1,05 |
110,8 |
240,9 |
9,505 |
52,86 |
62,61 |
7708 |
75,9 |
4 |
10,21 |
16,12 |
85 |
101,1 |
1,05 |
112,4 |
285,8 |
9,505 |
53,34 |
63,13 |
7772 |
76,61 |
Составляем приведенные затраты четырех вариантов проектируемой электрической сети, выбираем вариант с минимальными затратами это вариант 1
Для этого варианта рассчитаем основные режимы работы.
Составляем схему замещения варианта 1 на основе электрической принципиальной схемы. (см. рисунок 5)
Рисунок 8. Схема замещения варианта 1
Рассчитаем режим максимальных, минимальных нагрузок и послеаварийный режим по следующим формулам:
,
,
,
,
,
,
Расчеты сводим в таблицы 8-10
МВар
МВар
МВт
МВар
МВт
МВар
МВА
Таблица 8
Режим максимальных нагрузок
№ п/ст |
РН, МВт |
QН, МВар |
ΔР, МВт |
ΔQ, МВар |
ΔРХХ, МВт |
ΔQХХ, МВар |
РР, МВт |
QР, МВар |
SP, МВА |
1 |
41 |
11,808 |
0,098 |
1,963 |
0,072 |
0,52 |
41,17 |
12,754 |
43,1 |
2 |
35 |
10,08 |
0,127 |
0,695 |
0,054 |
0,35 |
35,181 |
12,521 |
37,343 |
3 |
25 |
7,2 |
0,112 |
1,234 |
0,038 |
0,224 |
25,150 |
8,411 |
26,519 |
4 |
13 |
3,744 |
0,055 |
1,574 |
0,028 |
0,14 |
13,083 |
3,271 |
13,486 |
5 |
10 |
2,88 |
0,033 |
1,358 |
0,028 |
0,14 |
10,061 |
2,244 |
10,308 |
Рассчитаем режим минимальных нагрузок
P1Hmin = 0,4∙P1Hmax
Q1Hmin = 0,4∙Q1Hmax
, , , , ,
,
Таблица 9
Режим минимальных нагрузок
№ п/ст |
РН, МВт |
QН, МВар |
ΔР, МВт |
ΔQ, МВар |
ΔРХХ, МВт |
ΔQХХ, МВар |
РР, МВт |
QР, МВар |
SP, МВА |
1 |
16,4 |
4,723 |
0,0157 |
0,314 |
0,072 |
0,52 |
16,422 |
5,058 |
17,183 |
2 |
14 |
4,032 |
0,0203 |
0,695 |
0,054 |
0,35 |
14,013 |
4,349 |
14,672 |
3 |
10 |
2,88 |
0,0179 |
1,234 |
0,038 |
0,224 |
10,025 |
3,231 |
10,533 |
4 |
5,2 |
1,498 |
0,009 |
1,574 |
0,028 |
0,14 |
5,228 |
1,974 |
5,588 |
5 |
4 |
1,152 |
0,005 |
1,358 |
0,028 |
0,14 |
4,057 |
1,382 |
4,248 |
Таблица 10
Послеаварийный режим
№ п/ст |
РН, МВт |
QН, МВар |
ΔР, МВт |
ΔQ, МВар |
ΔРХХ, МВт |
ΔQХХ, МВар |
РР, МВт |
QР, МВар |
SP, МВА |
1 |
41 |
11,808 |
0,098 |
1,963 |
0,072 |
0,52 |
41,17 |
12,754 |
43,1 |
2 |
35 |
10,08 |
0,127 |
0,695 |
0,054 |
0,35 |
35,181 |
12,521 |
37,343 |
3 |
25 |
7,2 |
0,112 |
1,234 |
0,038 |
0,224 |
25,150 |
8,411 |
26,519 |
4 |
13 |
3,744 |
0,055 |
1,574 |
0,028 |
0,14 |
13,083 |
3,271 |
13,486 |
5 |
10 |
2,88 |
0,033 |
1,358 |
0,028 |
0,14 |
10,061 |
2,244 |
10,308 |
Находим потери мощности на участках сети и величины напряжения на стороне высшего напряжения подстанций.
Режим максимальных нагрузок.
Для подстанции 1:
МВт
МВар
Р01 = РР + ∆Р01 = 41,17 + 1,165 = 42,335 МВт
Q01 = QР + ∆Q01 = 12,754 + 1,998 = 14,752 МВар
кВ
Уточняем потери:
МВт
МВар
Расчет для режима минимальных нагрузок и аварийного режима аналогичен.
Заносим данные в таблицу 11
Таблица 11
№ ЛЭП |
∆Р, МВт |
∆Q, МВар |
UВН, кВ |
||||||
Режимы |
Режимы |
Режимы |
|||||||
max |
min |
авар |
max |
min |
авар |
max |
min |
авар |
|
0-1 |
1,034 |
0,164 |
1,034 |
1,774 |
0,282 |
1,774 |
116,757 |
119,38 |
116,757 |
0-2 |
0,345 |
0,053 |
0,345 |
0,488 |
0,075 |
0,488 |
119,494 |
120,433 |
119,494 |
0-3 |
0,442 |
0,07 |
0,442 |
0,458 |
0,072 |
0,458 |
118,531 |
120,042 |
118,531 |
0-4 |
0,146 |
0,025 |
0,146 |
0,151 |
0,026 |
0,151 |
119,484 |
120,339 |
119,484 |
0-5 |
0,074 |
0,012 |
0,074 |
0,076 |
0,013 |
0,076 |
120,022 |
120,57 |
120,022 |
Определяем величины напряжений на стороне низшего напряжения (НН) подстанций, приведенные к стороне высшего напряжения (ВН).
, (30)
где Uвнi - действительное напряжение на стороне ВН i-ой подстанции, кВ;
ΔUнi - потеря напряжения в трансформаторах i-ой подстанции, кВ.
, (31)
где Pнi, Qнi, - потоки активной и реактивной мощности, протекающие через сопротивления трансформаторов i-ой подстанции со стороны ВН;
rтi, xтi - активное и реактивное сопротивление трансформатора i-ой подстанции.
;
Выберем ответвления на трансформаторах для обеспечения потребителей качественной электроэнергией.
Требуемое напряжение ответвлений ВН трансформаторов подстанций
, (32)
где Uннi - номинальное напряжение обмотки НН трансформаторов i-ой
подстанции (по паспортным данным трансформаторов), кВ;
Uнж - желаемое значение напряжения на стороне НН трансформаторов (для режима максимальных нагрузок и послеаварийного режима принимаем на 5% больше номинального напряжения сети НН, а для режима минимальных нагрузок - равным номинальному напряжению), кВ.
По рассчитанному значению Uотв выбираем ближайшее меньшее стандартное ответвление обмотки ВН трансформаторов Uотвст и для него определяем действительное напряжение Uнд на стороне НН подстанции:
Результаты расчетов максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийного режима сведем в таблицах 12, 13.
Например расчет 1 п/ст:
Ом
Ом
кВ
кВ
Таблица 12
Величины напряжения на стороне низшего напряжения подстанций, приведенные к стороне высшего напряжения
№ п/ст |
Uвн, кВ |
rт, Ом |
xт, Ом |
Р, МВт |
Q, МВар |
ΔU, кВ |
U´вн, кВ |
Режим максимальных нагрузок |
|||||||
1 |
116,757 |
0,711 |
17,358 |
41,17 |
12,754 |
2,147 |
114,610 |
2 |
119,494 |
1,270 |
27,773 |
35,181 |
12,521 |
3,284 |
116,210 |
3 |
118,531 |
2,196 |
43,395 |
25,150 |
8,411 |
3,545 |
114,986 |
4 |
119,484 |
3,968 |
69,431 |
13,083 |
3,271 |
2,335 |
117,149 |
5 |
120,022 |
3,968 |
69,431 |
10,061 |
2,244 |
1,631 |
118,391 |
Режим минимальных нагрузок |
|||||||
1 |
119,38 |
0,711 |
17,358 |
16,422 |
5,058 |
0,833 |
115,924 |
2 |
120,433 |
1,270 |
27,773 |
14,013 |
4,349 |
1,151 |
118,343 |
3 |
120,042 |
2,196 |
43,395 |
10,025 |
3,231 |
1,351 |
117,180 |
4 |
120,339 |
3,968 |
69,431 |
5,228 |
1,974 |
1,311 |
118,173 |
5 |
120,57 |
3,968 |
69,431 |
4,057 |
1,382 |
0,929 |
119,093 |
Послеаварийный режим |
|||||||
1 |
116,757 |
0,711 |
17,358 |
41,17 |
12,754 |
2,147 |
114,610 |
2 |
119,494 |
1,270 |
27,773 |
35,181 |
12,521 |
3,284 |
116,210 |
3 |
118,531 |
2,196 |
43,395 |
25,150 |
8,411 |
3,545 |
114,986 |
4 |
119,484 |
3,968 |
69,431 |
13,083 |
3,271 |
2,335 |
117,149 |
5 |
120,022 |
3,968 |
69,431 |
10,061 |
2,244 |
1,631 |
118,391 |
Режим максимальных нагрузок
Выбор ответвлений на трансформаторах
кВ
Определим действительное напряжение Uнд на стороне НН подстанции.
кВ
Таблица 13
№ п/ст |
Режим максимальных нагрузок |
|||
U´вн, кВ |
Uотв, кВ |
Uотвст, кВ |
Uнд, кВ |
|
1 |
114,61 |
114,61 |
112,95 |
10,654 |
2 |
116,21 |
116,21 |
117,5 |
10,385 |
3 |
114,986 |
120,462 |
112,95 |
11,198 |
4 |
117,149 |
122,728 |
117,5 |
10,967 |
5 |
118,391 |
124,029 |
117,5 |
11,083 |
Режим минимальных нагрузок |
||||
1 |
115,924 |
121,72 |
119,09 |
10,221 |
2 |
118,343 |
124,26 |
123,19 |
10,087 |
3 |
117,18 |
128,898 |
127,28 |
10,127 |
4 |
118,173 |
129,99 |
129,33 |
10,051 |
5 |
119,093 |
131,002 |
129,33 |
10,129 |
Послеаварийный режим работы сети |
||||
1 |
114,61 |
114,61 |
112,95 |
10,654 |
2 |
116,21 |
116,21 |
117,5 |
10,385 |
3 |
114,986 |
120,462 |
112,95 |
11,198 |
4 |
117,149 |
122,728 |
117,5 |
10,967 |
5 |
118,391 |
124,029 |
117,5 |
11,083 |
Составим баланс для режима максимальных нагрузок. Баланс активной мощности определяется следующим образом:
Рсист = Рнагр + ∆Рсети + ∆Рсн
Рнагр = Р1 + Р2 + Р3 + Р4 + Р5 = 124 МВт
∆Рсети =∆РХХ + ∆РКЗ + ∆РЛЭП = ∆РЛЭП + ∆Ртр = 2,041+0,645 = 2,686
∆Рсн = 0,04 ·Рнагр = 0,04·124 = 4,96 МВт
Рсист = 124 + 2,686 + 4,96 = 131,646 МВт
Баланс реактивной нагрузки рассчитаем:
Qист = Qсист + Qку
Qист = Qнагр + ∆Qсети + ∆Qсн
Qнагр = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 = МВар
∆Qсети = ∆Qлэп + ∆Qтр = 2,947 + 8,198 = 11,145 МВар
Qист = 35,712 + 11,145 = 46,857 МВар
Qсист = Рr∙tgφ = 131,646∙0,288 = 37,914 МВар
Qку = Qист - Qсист = 46,857 37,914 = 8,943 МВар
Источники реактивной мощности (генераторы РЭС и компенсирующие устройства, выбранные в начале расчета) выдают достаточно реактивной мощности, судя по cosφ = 0,961.
Итак, в данном курсовом проекте было выявлено, что радиальная схема оказалась наиболее выгодной, а значит и удобной из всех предложенных схем и то, что схема на 110 кВ предпочтительнее, чем схема на 220кВ в нашем случае.
1. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: Учебное пособие для студентов вузов/ Под ред. В.М. Блок. - М.: Высш. школа, 1981.- 304 с.
2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети.-М.: Энергоатомиздат. 1989.-592 с.
3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.VI. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.
4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станции и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. М .: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с: ил
А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать | |||
32836. | Современная цивилизация | 18.83 KB | |
civilis гражданский государственный 1 общефилософское значение социальная форма движения материи обеспечивающая её стабильность и способность к саморазвитию путём саморегуляции обмена с окружающей средой человеческая цивилизация в масштабе космического устройства; 2 историософское значение единство исторического процесса и совокупность материальнотехнических и духовных достижений человечества в ходе этого процесса В развитии человеческой цивилизации принято выделять несколько этапов: 1 доиндустриальное общество 2... | |||
32837. | Глобализация и ее роль в жизни общества | 13.86 KB | |
Глобализация и ее роль в жизни общества. С одной стороны глобализация привела к расширению связей между государствами и народами во всех сферах жизнедеятельности яркий пример тому международные экипажи космических кораблей; к формированию целого ряда международных организаций деятельность которых направлена на совместное решение задач и проблем современного человечества среди них ООН целью которой является поддержание и укрепление мира безопасности и развития сотрудничества между государствами в ее составе около 200 государств; ЕЭС... | |||
32838. | Семья как социальный институт | 14.62 KB | |
Коротко говоря жизненный цикл семьи состоит в следующем. Заключение брака служит первой или начальной стадией семьи. Эта фаза продолжается от момента заключения брака до рождения последнего ребенка и называется стадией роста семьи. Вторая стадия начинается с момента рождения последнего ребенка и продолжается до того времени когда из родительской семьи отселяется первый взрослый ребенок обзаведшийся собственной семьей. | |||
32839. | Биоэтика. Истоки и основания | 13.36 KB | |
В медицинской деятельности проблема понимания имеет особое значение. Втретьих понимание необходимо для распространения медицинских знаний развития медицинской культуры общества.Медицинская герменевтика рассматривает три круга проблем: проблема понимания медицинских текстов эта проблема связана с появлением широкого круга научнопопулярной медицинской литературы доступной широкому кругу людей не имеющих медицинского образования; проблема понимания медицинской терминологии связана с быстрым развитием медицинской науки появлением новых... | |||
32840. | Законы диалектики и их методологическое значение для медицинского познания | 17.83 KB | |
диалектика это учение о всеобщих связях и закономерностях развития природы общества и мышления а также основанный на этом учении метод познания. определяет источник развития отвечает на вопрос почему оно происходит.Содержание закона: источник движения и развития мира находится в нем самом в порождаемых им противоречиях. Различие это первый этап развития противоречия это отношение нетождественности объекта самому себе или другому объекту. | |||
32841. | Основные категории диалектики | 16.48 KB | |
Основные категории диалектики. Основные категории диалектики. Философские категории это предельно общие понятия отражающие наиболее существенные закономерные свойства и связи присущие всем явлениям действительности. Категории выступают и как ступени познания мира. | |||
32842. | Человек как единство биологического, психического и социального. Проблема сущности человека | 14.93 KB | |
Проблема сущности человека. Под психическим понимается внутренний мир человека: его сознание и бессознательные процессы характер темперамент переживания эмоции и т. Ни один из этих аспектов в отдельности не раскрывает сущности человека. Понимание сущности человека как биопсихосоциального единства является основным в философии. | |||
32843. | Понятия «человек», «индивид», «личность». Структура личности | 13.83 KB | |
Структура личности. Социализация это процесс играющий огромную роль в жизни как отдельной личности так и общества. Неповторимый способ существования в обществе конкретной личности способность быть самим собой в рамках социальной системы выражается в понятии индивидуальность. Индивидуальность формируется в процессе диалектического взаимодействия: 1 общечеловеческих признаков как природных так и социальных 2 особенных в качестве представителя определенного конкретноисторического этапа развития общества с его специфическими... | |||
32844. | Проблема свободы и ответственности личности. Социальная и профессиональная ответственность врача | 14.39 KB | |
Свобода одна из основных философских категорий характеризующих сущность человеческого бытия в мире. Свобода состоит в возможности личности мыслить и поступать в соответствии со своими представлениями и желаниями а не вследствие внешнего или внутреннего принуждения. Свобода личности может быть рассмотрена в различных аспектах: философском религиозном этическом социальном политическом экономическом. в необходимости всегда присутствует свобода. | |||