Задание на курсовое проектирование района электрических сетей

Расчёт потерь электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах представлены в виде таблици 7.1 Таблица 7.1 — Потери электроэнергии в ЛЭП Наименование параметра

Ед. изм. Л А-13Л 13−14Л 13−15Л 14−15Л 15−16Поток в линииP[МВт]123,5225,881,513,775,14Q[Мвар]41,647,533,70,728,7Номинальное напряжение передачи, Uномк

В220 110 110 110 110

Коэффициент мощности, о.е.0,3910,2650,4320,2500,455Активное сопротивление передачи, Ом3,588,542,2316,371,66Реактивное сопротивление передачи, Ом12,4311,897,7322,85,75Мощность активных нагрузочных потерь, МВт0,961,901,631,861,10Мощность реактивных нагрузочных потерь, Мвар2,781,360,471,330,32Число часов использования максимума нагрузки, Тнбч45 005 300 610 058 002 432

Объёмы электроэнергии, передаваемые через линию, МВт· ч55 584 013 674 049 711 978 114 449 408

Коэффициент формы графика электропередачи, о.е.1,091,081,101,091,07Нагрузочные потери электроэнергии в проводах ВЛ, МВт· ч5006,25 350,461390,1665,853 292,83Итого по всему району

МВт· ч15 705,26Таблица 7.3 — Потери электроэнергии в трансформаторах Наименование параметра

Ед. изм. ПС-13ПС-14ПС-15ПС-16Потери мощности холостого хода, МВт0,0650,0210,0360,021Потери энергии в магнитной системе трансформаторов, МВт· ч1138,8367,92 630,72367,92Активные нагрузочные потери трансформаторной группы, МВт0,1730,0320,0690,078Число часов использования максимума нагрузки, Тнбч5 300 550 048 005 000

Время наибольших потерь, ч3746,793 979,43195,93 410,9Нагрузочные потери электроэнергии, МВт· ч648,20 127,34220,51 266,10Потери электроэнергии на годовом интервале, МВт· ч1 787 495,26851,23 634,02Итого по всему району

МВт· ч3767,518. Порядок построения векторной диаграммы токов и напряжений

Построим вектор напряжения конца ВЛ, совместив его с горизонтальной осью действительных чисел прямоугольной системы координат; построим вектор тока нагрузки ВЛ; разложим вектор рабочего тока на активную и реактивную составляющую; нанесём вектор тока поперечной компенсации и построим вектор рабочего тока с учетом поперечного ИРМ; для линий 110 кВ и выше построим вектор зарядного тока в конце ВЛ; построим вектор тока в конце схемы замещения ВЛ с сосредоточенными параметрами; построим вектор падения напряжения на активном сопротивлении схемы замещения; построим вектор падения напряжения на реактивном сопротивлении схемы замещения ВЛ; достроим вектор падения напряжения на УПК; построим вектор падения напряжения на продольной части схемы замещения ВЛ; построим вектор напряжения в начале ВЛ; определим зарядный ток в начале линии; построим вектор тока, поступающего в линию от ЦП. Векторную диаграмму режима холостого хода ВЛ строим без учета УПК. На чертеже векторные диаграммы располагаем таким образом, чтобы обеспечить удобство анализа особенностей векторных диаграмм каждого из режимов. Масштабы построения токов и напряжений делаем разными.

9. Расчет диапазонов изменения напряжений на шинах подстанций сетевого района и выбор уставок устройств регулирования напряжения на двухобмоточном трансформаторе

С учетом особенностей применяемых методов расчета и объема принятых допущений выполнение данного пункта задания включает следующие этапы:

Наименование этапа

КомментарийРасчет режима наименьших нагрузок сети

Выполняется аналогично ранее выполненному уточняющему расчету режима сети, Расчеты падений напряжения на ЛЭП и определение приведенных напряжений в узлах схемы замещения распределительной сети

Выполняется для режимов наибольших и наименьших нагрузок по данным начала. Расчет падения напряжения на одном из двухобмоточных трансформаторов. Трансформатор выбирается студентом самостоятельно. Расчет производится по данным о нагрузках на входе в схему замещения трансформатора в режимах наибольших и наименьших нагрузок. Выбор уставок РПН. Расчет производится для режимов наибольших и наименьших нагрузок. Расчет уровней напряжения в центре питания А. Как известно, передача электроэнергии по сети сопровождается падением напряжения на участках схемы. Для выбора способов обеспечения требуемых значений напряжения на шинах подстанций необходимо произвести расчет диапазонов изменения напряжений в узлах схемы в режимах максимальных и минимальных нагрузок. При выполнении данного раздела воспользуемся информацией о потокораспределении в схеме в режимах максимальных и минимальной нагрузок, полученной при выполнении соответствующих разделов. Определяем расчётные нагрузки узлов по формуле 6.1 (для режима наименьших нагрузок) Расчётная нагрузка узла № 14 Расчётная нагрузка узла № 16Расчётная нагрузка узла № 13Расчётная нагрузка узла № 15Поток мощности в линии Л А-13,МВА,(9.3)Определяем, (9.5) где, и — реактивные сопротивления соответствующих линий, км, таблица 9.2 Определяем, (9.6) Определяем, (9.7) МВтПроизведем проверку, должно выполняться условие, (9.8) Условие выполняется

Распределение реактивной мощности (без учета потерь мощности при передаче определяется аналогично:

Определяем, (9.9) где, и — активные сопротивления соответствующих линий, км, таблица 9.2 Определяем, (9.10) Определяем ,(9.11)Мвар

Произведем проверку, должно выполняться условие, (9.12)Условие выполняется

Совмещая полученные распределения активной и реактивной мощности, находим окончательное распределение полной мощности в сети, показанное на рисунке 9.

2. Рисунок 9.2- Окончательное распределение полной мощности в сети. Как известно напряжение на конце линии электропередачи не равно напряжению в начале этой линии, часть напряжения неизбежно падает на элементах линии, за счет того, что линия электропередачи имеет активное и реактивное сопротивление. Отсюда следует, что и падение напряжение на элементах линии имеет как активную (продольную, так и реактивную (поперечную)) составляющую. Напряжение на конце линии определяется следующими выражениями,(9.13),(9.14)где — продольная составляющая падения напряжения; - поперечная составляющая падения напряжения;Pн, Qн — активная и реактивная мощность в начале участка схемы замещения;R, X — активное и реактивное сопротивления продольной части схемы замещения. Для участков распределительной сети потоки мощности в режимах наибольших и наименьших нагрузок определены с использованием расчетных нагрузок узлов. В силу того, задание на курсовое проектирование не предусматривает решения нелинейной задачи расчета установившегося режима и вычисления ограничиваются первой итерацией, расчеты падений напряжения в линиях производим с использованием непосредственно результатов расчета потокораспределения, без учета потерь мощности в линиях. Результаты расчетов падения напряжения в линиях в часы наибольших и наименьших нагрузок энергосистемы приведены в таблице 9.

1.Таблица 9.1 — Падения напряжения в линиях в часы наибольших и наименьших нагрузок энергосистемы

Наименование ВЛЛ А-13Л 13−14Л 13−15Л 15−16Л 14−15Активное сопротивление передачи rп ij, Ом3,588,542,231,6616,37Реактивное сопротивление передачи хпij, Ом12,4311,897,735,7522,79Режим наибольших нагрузок:

Активная мощность передачиPнбij, МВт12 930,282,87 512,2Реактивная мощность передачиQнбij, Мвар49,712,131,227,84,4Напряжение в начале линии, кВ230 115 115 115 115

Продольная составляющая падения напряжения, кВ4,693,493,702,472,61Поперечная составляющая падения напряжения, кВ7,754,026,174,153,04Напряжение в конце линии, кВ225,31-j7.75 111,51-j4.2 111,30-j6.17 112,53-j4.15 112,39-j3.04Модуль напряжения в конце линии, кВ225,44 111,58111,47 112,60112,43Режим наименьших нагрузок:

Активная мощность передачиPнмij, МВт68.

2415.

5443.

640.

145.4Продолжение таблицы 9.1 123 456

Реактивная мощность передачиQнмij, Мвар16.

455.

820.

315.

71.5Продольная составляющая падения напряжения, кВ1,951,752,211,361,07Поперечная составляющая падения напряжения, кВ3,942,043,322,231,28Напряжение в конце линии, кВ228,05-j3.94 113,25-j2.4 112,79-j3.32 113,64-j2.23 113,93-j1.28Модуль напряжения в конце линии, кВ228,8 113,26112,84 113,66113,949.

2 Расчет падения напряжения на двухобмоточном трансформаторе

Для определения падения напряжения на двухобмоточном трансформаторе пользуемся формулами из п.

9.1, однако Рiн и Qiн определяются из выражений:.(9.13)Результаты расчетов приведены в таблице 9.

2. Таблица 9.2 — Падения напряжения на двухобмоточных трансформаторах

Наименование параметра

ПС-13ПС-16ПС-15ПС-1 412 345

Активное сопротивление трансформатора rп ij, Ом0.532,544,3914,391Реактивное сопротивление трансформатора хпij, Ом48.

6715,8786,7986,79Режим наибольших нагрузок:

Активная мощность нагрузки 10кВ Pнбij, МВт16 251 820

Реактивная мощность нагрузки 10кВ Qнбij, Мвар6,49.257,77,8Активные нагрузочные потери, МВт0,1730,0690,0420,078Реактивные нагрузочные потери, Мвар9,171,5010,5 271,534Продольная составляющая падения напряжения, кВ1,391,836,506,65Поперечная составляющая падения напряжения, кВ3,403,6513,8815,39Приведенное напряжение на шинах 10кВ, кВ225,31-j3.4111,51-j3.65 111,30-j13.9112,53-j15.4Модуль приведенного напряжения на шинах 10кВ, кВ228,61 113,17108,50 108,35 Продолжение таблицы 9.212 345

Режим наименьших нагрузок:

Активная мощность нагрузки 10кВ Pнмij, МВт812 109

Реактивная мощность нагрузки 10кВ Qнмij, Мвар3.

24.44,33,51Активные нагрузочные потери, МВт0,5 790,0090,0160,019Реактивные нагрузочные потери, Мвар3,0120,1820,3460,383Продольная составляющая падения напряжения, кВ0,700,873,632,99Поперечная составляющая падения напряжения, кВ1,701,757,716,93Приведенное напряжение на шинах 10кВ, кВ225,31-j1.7111,51-j1.75 111,30-j7.71 112,53-j6.93Модуль приведенного напряжения на шинах 10кВ, кВ229,31 114,14111,64 112,22Заключение

В данном курсовом проекте были произведены расчеты электрических сетей района. Основные критерии, которым должна соответствовать проектируемая электрическая сеть, — это надежное электроснабжение потребителей качественной электроэнергией в соответствии с ГОСТ Р 54 149−2010. В данном курсовом проекте на основе исходных данных, учитывая взаимное расположение источников питания и пунктов потребления был произведен расчет сети энергоснабжения района. Исходя из оценки распределения сети потоков активной мощности и измеренных длин, осуществлен ориентировочный выбор номинального напряжения. Далее произведен выбор и определено: число трансформаторов и их мощность; распределение потоков активной и реактивной мощности; сечение проводов; потери мощности в нормальном режиме; сечение проводов в аварийном режиме; оценка приемлемости каждого варианта по обеспечению условий встречного регулирования напряжений; схемы электрических соединений потребительских подстанций из числа типовых. К пояснительной записке прилагается чертеж на листе формата А1 всех наиболее важных выше перечисленных пунктов.

Список использованных источников

1. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов — 3-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1987.-648с.: ил.

2. Методическое пособие к выполнению курсового проекта для студентов специальности 100 400 «Электроснабжение промышленных предприятий и городов» заочной формы обучения, 100 400 / НГТУ; Сост.: Е. И. Татаров. Н. Новгород, 2003.-76с.

3. Правила устройства электроустановок: Минэнерго СССР.-6-е изд., перераб. и доп.-М.:

1986. 64