Разработка вариантов конфигурации электрической сети
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… Читать ещё >
Разработка вариантов конфигурации электрической сети (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
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 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, ч | сosц | Р, МВт | Q, МВАр | S, MB*A | S?, МВ*А | |||||||
ВН | СН | НН | ВН | СН | НН | ВН | CH | НН | ||||||
Балансирующий узел | ||||||||||||||
III | 0,83 | 9,4 | 16,86 | 16,87 | ||||||||||
I | 6,72 | 10,08 | 12,05 | 18,07 | 30,12 | |||||||||
II | 8,06 | 7,39 | 14,46 | 13,25 | 27,71 | |||||||||
II | 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 | ||||||||
39,6 | 38,113 | 110,59 | 113,06 | 86,1 | ||||
38,28 | 24,1 | 89,35 | 92,53 | 68,16 | ||||
0,887 | 29,81 | 18,78 | 12,85 | |||||
39,6 | 23,887 | 89,13 | 92,33 | 68,14 | ||||
35,64 | 40,887 | 113,98 | 115,33 | 88,03 | ||||
Вариант 2 | ||||||||
39,6 | 70,46 | 72,32 | 52,17 | |||||
64,68 | 29,16 | 100,03 | 103,43 | 80,21 | ||||
4,16 | 43,30 | 40,28 | 27,82 | |||||
39,6 | 18,84 | 80,14 | 82,95 | 60,52 | ||||
35,64 | 38,84 | 111,24 | 112,94 | 85,80 | ||||
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 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 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 | 45,91 476 435 | 199,5 | АС-240/32 | |||
2−3 | 29,5 178 798 | 152,5 | АС-150/24 | |||
3−4 | 1,68 636 982 | 5,6 | АС-70/11 | |||
4−5 | 28,77 608 182 | АС-150/24 | ||||
5−1 | 49,25 797 061ч2 | 129,3 | 2х390 | 2хАС-120/19 | ||
Вариант 2 | ||||||
1−2 | 16,8 629 772 | 88,5 | АС-95/16 | |||
1−3 | 35,13 105 818 | 184,4 | АС-185/29 | |||
3−4 | 5,10 633 593 | 26,3 | АС-70/11 | |||
4−5 | 22,69 681 143 | 119,1 | АС-120/19 | |||
5−1 | 45,69 945 471 | 239,9 | 199,5 | 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 | 88,508 | 246,598 | 392,024 | 499,526 | 499,526 | ||
2−3 | 88,508 | 158,09 | 303,516 | 411,018 | 411,018 | ||
3−4 | 246,598 | 158,09 | 145,426 | 252,928 | 252,928 | ||
4−5 | 392,024 | 303,516 | 145,426 | 107,502 | 392,024 | ||
5−1 | 499,526 | 411,018 | 252,928 | 107,502 | 499,526 | ||
Вариант 2риант 2 | |||||||
1−2 | 1−3 | 3−4 | 4−5 | 5−1 | |||
1−2 | 88,508 | 88,508 | 88,508 | 88,508 | 88,508 | ||
1−3 | 184,390 | 158,09 | 303,516 | 411,018 | 411,018 | ||
3−4 | 26,299 | 158,09 | 145,426 | 252,928 | 252,928 | ||
4−5 | 119,12 | 303,516 | 145,426 | 107,502 | 303,516 | ||
5−1 | 239,86 | 411,018 | 252,928 | 107,502 | 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, % | ||||||
16,863 | 16,863 | 67,452 | ; | ||||
18,072 | 12,9 | 56,475 | 112,95 | ||||
27,711 | 19,79 | 55,422 | 110,844 | ||||
20,482 | 14,63 | 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 — 25 000/110 | ; | 10,5 | 10,5 | 0,7 | ||||||
ТДН — 16 000/110 | ; | 10,5 | 0,7 | |||||||
ТДТН — 25 000/110 | 6,6 | 10,5 | 17,5 | 6,5 | 0,7 | |||||
ТДН — 16 000/110 | ; | 10,5 | 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 | 554,4 | ||
2−3 | 38,28 | АС-150/24 | 11,7 | 447,876 | |
3−4 | АС-70/11 | ||||
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 | 475,2 | ||
1−3 | 64,68 | АС-185/29 | 12,9 | 834,372 | |
3−4 | АС-70/11 | ||||
4−5 | 39,6 | АС-120/19 | 11,4 | 451,44 | |
5−1 | 35,64 | АС-240/32 | 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. 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. | |
2х63 | |||||
2х91 | |||||
2х63 | |||||
Итого | |||||
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 — Гобразной) 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 | 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 | |
;
где:
— 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 | |||||
ТРДН — 25 000/110 | 2,54 | 55,9 | 0,027 | 0,175 | ||||||
2хТДН — 16 000/110 | 2,2 | 43,4 | 0,038 | 0,224 | ||||||
2хТДТН — 25 000/110 | 0,75 | 0,75 | 0,75 | 28,45 | 17,85 | 0,062 | 0,35 | |||
2хТДН — 16 000/110 | 2,2 | 43,4 | 0,038 | 0,224 | ||||||
Для данных трансформаторов предел регулирования напряжения ±9×1,78%.
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 | |
14+j9,4 | 0,027+j0,175 | 0,054+j1,2 | 0,625 | 14,081+j11,4 | ||
10+j6,72 15+j10,08 | 0,038+j0,224 | 0,051+j1,07 | 1,589 | 25,089+j19,683 | ||
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 | |
7+j4,7 | 0,027+j0,175 | 0,014+j0,3 | 0,625 | 7,041+j5,8 | ||
5+j3,36 7,5+j5,04 | 0,038+j0,224 | 0,013+j0,263 | 1,589 | 12,551+j10,476 | ||
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 | ||
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 | |
14+j9,4 | 0,027+j0,175 | 0,054+j1,2 | 0,625 | 14,081+j11,4 | ||
10+j6,72 15+j10,08 | 0,038+j0,224 | 0,051+j1,07 | 1,589 | 25,089+j19,683 | ||
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 | ||
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 | |