МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ «Дальневосточный государственный технический рыбохозяйственный университет» Кафедра «Электроэнергетика и автоматика» КУРСОВАЯ РАБОТА По дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» Специальность: Электроэнергетика и электротехника на тему: "Проектирование электроэнергетической системы 220/110 кВ" Выполнил студент группы: Энб-324 __________________ (Подпись) Проверил __________________ Гудков П.А. (Подпись) (ФИО) к.т.н., доцент: Матафонова Е.П. (ФИО) _______________________________ зачтено/не зачтено г. Владивосток 2021 1 Содержание Введение ................................................................................................................................................................ 3 Задание на курсовую работу.............................................................................................................................. 4 2. Особенности схемы и напряжения электрической сети. ..................................................................... 6 3. Баланс реактивной мощности, выбор мощности и размещение компенсирующих устройств. .. 8 4. Выбор и проверка сечений проводов линий электропередач ............................................................. 9 5. Выбор схемы выдачи мощности и трансформаторов ТЭЦ............................................................... 12 6. Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки. ....................................................... 12 7. Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к стороне ВН ............................................................ 13 8. Расчет установившегося режима электрической сети. ...................................................................... 16 9. Регулирование напряжения. ................................................................................................................... 20 Заключение ......................................................................................................................................................... 23 2 Введение Современные энергетические системы состоят из сотен, связанных между собой элементов, влияющих друг на друга. Однако проектирование всей системы от электростанций до потребителей с учетом особенностей элементов с одновременным решением множества вопросов (выбора ступеней напряжения, схем станций, релейной защиты и автоматики, регулирования режимов работы системы, перенапряжений) нереально. Поэтому общую глобальную задачу необходимо разбить на задачи локальные, которые сводятся к проектированию отдельных элементов системы: станций и подстанций; частей электрических сетей в зависимости от их назначения (районных, промышленных, городских, сельских); релейной защиты и системной автоматики и т. д. Однако проектирование должно проводиться с учетом основных условий совместной работы элементов, влияющих на данную проектируемую часть системы. 3 Задание на курсовую работу Проектируемая электроэнергетическая система представлена существующей районной подстанцией – узел 1, и тремя развивающимися узлами нагрузки – узел 2, 3, 4, с расчетными мощностями P2, P3, P4. Балансов активной и реактивной мощности электроэнергетической системы высокого уровня известно, что в период максимальной нагрузки мощность, передаваемая через районную подстанцию к узлам нагрузки 2, 3 и 4, ограничена величиной P1 + jQ1. Система является дефицитной по активной мощности (Р1 < Р2 + Р3 + Р4), поэтому в узле 2, где имеются мощные потребители тепловой энергии, планируется строительство ТЭЦ, от шин генераторного напряжения которой будет получать питание нагрузка узла 2, а избыточная мощность ТЭЦ через шины высокого напряжения может передаваться в систему. Данные для 4-го варианта: Р1 = 60 МВт; Р2 = 45 МВт; Р3 = 30 МВт; Р4 = 35 МВт; Q1 = 40 Мвар; 1 см = 20 км; ΔР∑ = 20 МВт; Uном = 110/220 кВ; Рсн = 10%; tgϕном = 0,75; tgϕcн = 1; tgϕ2 = 0,7; tgϕ3 = 0,8; tgϕ4 = 0,9; Тмах = 5500 ч. Рис.1 Схема расположения узлов источников питания и нагрузок: 1 4 3 2 4 1. Баланс активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ. Баланс активной мощности, составляемый в энергосистеме для режима максимальной нагрузки, представляет собой равенство генерируемой и потребляемой мощностей в электрической системе: kp (P2 + P3 + P4) + ΔP∑ + Pсн = PТЭЦ + P1 где kp - 0,9 - коэффициент разновременности максимумов активной нагрузки; ΔP∑ - ориентировочно составляет 10% от суммарной потребляемой активной мощности в системе; Pсн = 0,1 х PТЭЦ. Из уравнения баланса определяем мощность PТЭЦ: kp (P2 + P3 + P4) + ΔP∑ + Pсн = PТЭЦ + P1 0,9 х (45 + 30 + 35) + 20 + (0,1 х PТЭЦ) = PТЭЦ + 60 140 + (0,1 х PТЭЦ) = PТЭЦ + 60 140 - 60 = PТЭЦ - (0,1 х PТЭЦ) 80 = 0,9 х PТЭЦ PТЭЦ = 88,8 МВт. Выбираем номинальную мощность генераторов и их количество: Pном = 2 х 63 = 126 МВт. (Т-32 – 3 шт.) Определяем суммарную установленную мощность ТЭЦ: PТЭЦ i = ∑Pном i; PТЭЦ i = 96 МВт; QТЭЦ i = ∑Pном i х tgϕном i; QТЭЦ i = 96 х 0,75 = 72 Мвар. Мощность, выдаваемая станцией в систему: PТЭЦ С = РТЭЦ i - Рсн - Р2 = 96 - 12,6 - 45 = 53,4 МВт где Pсн = PТЭЦ i х 0,1 = 96 х 0,1 = 9,6 МВт QТЭЦ С = QТЭЦ i - Qсн - Q2 = 72 – 9,6 - 21 = 60,9 Мвар где Qсн = Pсн х tgϕcн = 9,6 х 1 = 12,6 Мвар где Q2 = P2 х tgϕ2 = 45 х 0,7 = 21 Мвар SТЭЦ С = √PТЭЦ С2 + QТЭЦ С2 = √53,42 + 60,92 = 103,2 МВ х А 5 2. Особенности схемы и напряжения электрической сети. Электрическая сеть должна обеспечивать надежное электроснабжение потребителей и требовать для своего развития наименьшие затраты материальных ресурсов. С этих позиций и следует в первую очередь намечать схему проектируемой электрической сети, а именно: наметить для заданного взаимного расположения узлов электрической сети возможные к сооружению линии электропередачи; принять к рассмотрению 3-4 варианта схем и проанализировать их с позиций надежности и экономичности; связь ТЭЦ с подстанцией энергосистемы должна обеспечиваться при отказе любой линии электропередачи; выбрать для дальнейшего расчета окончательный вариант электрической сети. a) б) в) Вариант схемы В – магистрально-кольцевая, имеет на одну линию больше, количество выключателей соответственно больше, проектирование такой схемы дороже. Вариант схемы Б – кольцевая с транзитным узлом, имеет столько же линий и выключателей, как и вариант В. Но менее практична, поскольку если отключатся обе параллельные линии, транзитный узел останется без питания. Выбираем наиболее экономичный и практичный вариант для дальнейшего рассмотрения, вариант А. При определении напряжения электрической сети следует сначала оцепить напряжения отдельных линий, а затем приравнять напряжение всей сети. 1 1 см = 20 км 4 3 L1-3 = 75 км L3-4 = 75 км L2-4 = 105 км L1-4 = 60 км 2 6 Для того чтоб воспользоваться этой формулой выбора напряжения, необходимо знать потоки мощности в линиях. Расчет предварительного распределения мощностей в разомкнутых сетях определяется по первому закона Кирхгофа. Для определения предварительного распределения мощностей в замкнутой сети, эта сеть разрезается по источнику питания и представляется сетью с двусторонним питанием трех нагрузок: PТЭЦ, Р3 и Р4. Р1-3 75 км 1 Р3-2 Р2-4 75 км 3 105 км 2 PТЭЦ С = -56,4 МВт Р3 = 30 МВт Р4-1 60 км 1 4 Р4 = 35 МВт Мощность ТЭЦ представлена с отрицательной нагрузкой. Направления мощностей на линиях задаются произвольно. Если при расчете некоторая мощность будет иметь отрицательный знак, то эта мощность течет в направлении, противоположном выбранному. Поскольку сечения линий еще не выбраны, распределение мощностей определяется по длинам линий. Мощности, протекающие по головным участкам сети, определяются по следующим выражениям: P1-2 = [-PТЭЦ С х (L2-3 + L3-4 + L4-1) + P3 x (L3-4 + L4-1) + P4 x L4-1)]/L∑ = = [-56,4 х (105 + 60 + 75) + 30 х (60 + 75) + 35 х 75]/315 = -19,2 МВт P4-1 = [P4 х (L3-4 + L2-3 + L1-2) + P3 x (L2-3 + L1-2) - PТЭЦ С x L1-2)]/L∑ = = [35 х (60 + 105 + 75) + 30 x (105 + 75) - 56,4 x 75)]/315 = 32,8 МВт Проверка правильности вычислений: P1-2 + P4-1 = P3 + P4 - PТЭЦ С = -19,2 + 32,8 = 13,6 = 40 + 35 - 56,4 Мощности P2-3 и P3-4 рассчитываются по закону Кирхгофа: P2-3 = P1-2 - PТЭЦ С = -19,2 - (-56,4) = 37,2 МВт P3-4 = P4-1 - Р4 = 32,8 - 35 = 2,8 МВт Потоки активных мощностей распределятся: -19,2 МВт 75 км 1 PТЭЦ С = -56,4 МВт 37,2 МВт 2,8 МВт 32,8 МВт 75 км 3 105 км 2 60 км 7 Р3 = 30 МВт 4 Р4 = 35 МВт 1 Номинальное напряжение линии электропередачи определяется активной мощностью, передаваемой по линии и расстоянием, на которое эта мощность передается. Удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений дает формула Иллариона: U1-2 = 1000/[√500/L1-2 + 2500/P1-2] = 1000/[√500/75 + 2500/19,2] = 85,5 кВ U2-3 = 1000/[√500/L2-3 + 2500/P2-3] = 1000/[√500/105 + 2500/37,2] = 108 кВ U3-4 = 1000/[√500/L3-4 + 2500/P3-4] = 1000/[√500/60 + 2500/2,8] = 33,3 кВ U4-1 = 1000/[√500/L4-1 + 2500/P4-1] = 1000/[√500/75 + 2500/32,8] = 101 кВ Полученные напряжения округляем до ближайшей большей стандартной величины, для ЛЭП3-4 и ЛЭП1-2 = 110 кВ, для остальных 220 кВ, однако в замкнутой сети для всех ЛЭП, применяется одно наибольшее номинальное напряжение, поэтому принимаем для всех ЛЭП Uном = 220 кВ. 3. Баланс реактивной мощности, выбор мощности и размещение компенсирующих устройств. Баланс реактивной мощности, составляемый для режима наибольшей нагрузки, представляет собой равенство генерируемой и потребляемой мощностей электрической системы: kQ x (Q2 + Q3 + Q4) + ΔQл + Qсн + ΔQТ = QТЭЦ У + Qку + Q1 + Qс где kQ = 0,9 – коэффициент разновременности максимумов реактивной нагрузки; Q1 – реактивная мощность, передаваемая через районную подстанцию; ΔQл и ΔQТ – потери мощности в линиях и трансформаторах; QТЭЦ У и Qсн – реактивная мощность ТЭЦ и ее собственных нужд; Qс – зарядная мощность линий электропередачи; Qку – требуемая суммарная мощность компенсирующих устройств. В предварительных расчетах принимаем: ΔQТ = 0,1 х (S3 + S4 + SТЭЦ С) = 0,1 х (89,6 + 53,8 + 103,2) = 24,6 Мвар где S3 = √P32 + Q32 = √302 + 562 = 89,6 МВ х А где S4 = √P42 + Q42 = √402 + 362 = 53,8 МВ х А Qc = U2 x 2,6 х 10-6 х L∑ = 2202 х 2,6 х 10-6 х 720 = 90,6 Мвар ΔQл = 20 х 10-3 х L∑ = 20 х 10-3 х 720 = 14,4 Мвар 8 Из уравнения определяем баланс реактивной мощности: kQ x (Q2 + Q3 + Q4) + ΔQл + Qсн + ΔQТ = QТЭЦ У + Qку + Q1 + Qс 0,9 x (21 + 56 + 36) + 14,4 + 90,6 + 24,6 = 113 + Qку + 15 + 90,6 113 = 105,6 + Qку Qку = 113 - 105,6 = 7,4 Мвар Распределение мощности Qку между узлами 3 и 4 выполняется по равенству коэффициентной реактивной мощности в этих узлах. В узле 2 компенсирующее устройство не устанавливаем, поскольку в этом узле находится ТЭЦ, генераторы которой являются мощным источником реактивной энергии. Искомые величины компенсирующих устройств в узлах составят: Qку3 = P3 x (tgϕ3 - tgϕном) = 30 х (0,8 - 0,75) = 3,5 Мвар Qку4 = P4 x (tgϕ4 - tgϕном) = 40 х (0,9 - 0,75) = 6 Мвар После определения мощностей Qку, расчетные нагрузки в узлах составят: PP = P; QP = Q - Qку; SP = √PP2 + QP2 PP3 = 30 МВт QP3 = Q3 - Qку3 = 56 - 3,5 = 52,5 Мвар SP3 = √PP32 + QP32 = √302 + 52,52 = 87,5 МВ х А PP4 = 35 МВт QP4 = Q4 - Qку4 = 36 - 6 = 30 Мвар SP4 = √PP42 + QP42 = √402 + 302 = 50 МВ х А 4. Выбор и проверка сечений проводов линий электропередач Для выбора сечений проводов воздушных линий электропередачи, необходимо знать полные мощности, протекающие по линиям. Предварительное распределение реактивных мощностей в линиях электрической сети определяется так же, как и активных мощностей: Q1-2 = [-QТЭЦ С х (L2-3 + L3-4 + L4-1) + Q3 x (L3-4 + L4-1) + Q4 x L4-1)]/L∑ = = [-60,9 х (160 + 160 + 160) + 56 х (160 + 160) + 36 х 160]/720 = -7,7 Мвар Q4-1 = [Q4 х (L3-4 + L2-3 + L1-2) + Q3 x (L2-3 + L1-2) - QТЭЦ С x L1-2)]/L∑ = = [36 х (160 + 160 + 240) + 56 x (160 + 240) - 60,9 x 240)]/720 = 38,8 Мвар 9 Проверка правильности вычислений: Q1-2 + Q4-1 = Q3 + Q4 - QТЭЦ С = -7,7 + 38,8 = 31,1 = 56 + 36 - 60,9 Мощности Q2-3 и Q3-4 рассчитываются по закону Кирхгофа: Q2-3 = Q1-2 - QТЭЦ С = -7,7 - (-60,9) = 53,2 Мвар Q3-4 = Q4-1 - Q4 = 38,8 - 36 = 2,8 Мвар Рис. 5 Распределение потоков реактивной мощности -7,7 Мвар 53,2 Мвар 2,8 Мвар 160 км 160 км 2 240 км 1 3 38,8 Мвар 160 км 4 QТЭЦ С = -60,9 Мвар Q4 = 36 Мвар Q3 = 56 Мвар Находим полную мощность, протекающую между узлами: S1-2 = √P1-22 + Q1-22 = √15,62 + 7,72 = 17,3 МВ х А S2-3 = √P2-32 + Q2-32 = √67,92 + 53,22 = 86,2 МВ х А S3-4 = √P3-42 + Q3-42 = √2,22 + 2,82 = 3,5 МВ х А S4-1 = √P4-12 + Q4-12 = √42,22 + 38,82 = 57,3 МВ х А Для принятого номинального напряжения сети Uном = 220 кВ, ток в линии составит: I1-2 = S1-2 x 103/√3 x 220 = 17,3 х 103/1,73 х 220 = 45,5 А I2-3 = S2-3 x 103/√3 x 220 = 86,2 х 103/1,73 х 220 = 226,4 А I3-4 = S3-4 x 103/√3 x 220 = 3,5 х 103/1,73 х 220 = 9,19 А I4-1 = S4-1 x 103/√3 x 220 = 57,3 х 103/1,73 х 220 = 150,5 А Сечение проводов воздушных линий электропередачи выбираются по экономической плотности тока jэ. Значение jэ зависит от продолжительности наибольшей нагрузки. jэ = 0,1 А/мм2, при Тмах ˃ 5000ч Сечение провода, соответствующее экономической плотности тока: qЭ1-2 = I1-2/jэ = 45,5/1= 45,5 мм2 qЭ2-3 = I2-3/jэ = 226,4/1= 226,4 мм2 qЭ3-4 = I3-4/jэ = 9,19/1= 9,19 мм2 qЭ1-2 = I4-1/jэ = 150,5/1= 150,5 мм2 10 1 В соответствии с ПУЭ, минимальные сечения проводов по условию ограничения потерь на корону составляют 70 и 240 мм2 для линий напряжением 110 и 220 кВ соответственно. Поскольку рассчитанные сечения получились больше стандартных рекомендуемых сечений проводов, выбираем провода по максимальному из всех рассчитанных, округлив до ближайшего стандартного сечения. Принимаем сечение 240 мм2 для всех ЛЭП нашей системы. Выбранные сечения проводов должны быть проведены по допустимому длительному току Iдоп в послеаварийном режиме работы электрической сети, под которым подразумевается отключение любой линии. Iдоп = 610 А, при сечении 240 мм2. Проверку по нагреву линий замкнутой сети, содержащей в одном из узлов ТЭЦ, выполняем поочередным отключением каждой линии этой сети: 1 4 3 2 Рис. 6 Система и линии Отключение линии 1-2: По линии 2-3 протекает мощность, выдаваемая ТЭЦ Р2-3 = PТЭЦ + Р2-3; Токи этой линии будут: I2-3I = I2-3 + I3-4 + I4-1 = 226,4 + 9,19 + 150,5 = 404,9 < 610 А По линии 1-4 протекает мощность, равная разности между мощностью ТЭЦ и мощностью потребителя 4. Р1-4 = PТЭЦ - Р4; Токи этой линии будут: I1-4I = I1-4 + I3-4 + I2-3 = 150,5 + 9,19 + 226,4 = 404,9 < 610 А Отключение линии 2-3: По линии 1-2 протекает мощность ТЭЦ. Р1-2 = PТЭЦ; Токи этой линии будут: I1-2I = I1-2 + I4-1 + I3-4 = 45,5 + 150,5 + 9,19 = 205,19 < 610 А По линии 3-4 протекает мощность потребителя 3. Р3-4 = Р3; Токи этой линии будут: I3-4I = I3-4 + I4-1 + I1-2 = 9,19 + 150,5 + 45,5 = 205,19 < 610 А 11 Отключение линии 3-4: По линии 1-4 протекает мощность потребителя 4. Р1-4 = Р4; Токи этой линии будут: I1-4I = I1-4 + I1-2 + I2-3 = 150,5 + 45,5 + 226,4 = 422,4 < 610 А По линии 2-3 протекает мощность потребителя 3. Р2-3 = Р3; Токи этой линии будут: I2-3I = I2-3 + I4-1 + I1-2 = 226,4 + 150,5 + 45,5 = 422,4 < 610 А Отключение линии 1-4: По линии 3-4 протекает мощность потребителя 4. Р3-4 = Р4; Токи этой линии будут: I3-4I = I1-2 + I2-3 + I3-4 = 45,5 + 226,4 + 9,19 = 281,1 < 610 А По линии 1-2 протекает мощность, равная разности между мощностью ТЭЦ и мощностью потребителя 4. Р1-2 = PТЭЦ - Р4; Токи этой линии будут: I1-2I = I1-2 + I2-3 + I3-4 = 45,5 + 226,4 + 9,19 = 281,1 < 610 А 5. Выбор схемы выдачи мощности и трансформаторов ТЭЦ. Схему выдачи мощности генераторами ТЭЦ строим по принципу схемы с генераторным распределительным устройством (ГРУ). От шин ГРУ получают питание потребители на напряжении 10 кВ и потребители собственных нужд через трансформаторы собственных нужд ТСН напряжением 10/6 кВ. В схеме ТЭЦ с ГРУ связь с системой осуществляется через два трансформатора связи Т. Выбор мощности трансформаторов производят с учетом графика нагрузки ТЭЦ и возможного отказа одного из генераторов: Sном ≥ SТЭЦ С/2 = 103,2/2 = 51,6 МВ х А (ТРДН-63000/220) Полученное значение мощности округляем до ближайшей большей номинальной мощности трансформатора Sт = 63 МВ х А. 6. Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки. На подстанциях, от которых получают питание потребители 1-й и 2-й категорий, устанавливаются два трансформатора. Мощность трансформаторов на подстанции выбирается с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме, по формуле: Для узла 3: Sном3 = Sp3/kn = 87,5/1,5 = 58,3 МВ х А. Для узла 4: Sном4 = Sp4/kn = 50/1,5 = 33,3 МВ х А. 12 Полученные значения мощности округляем до ближайшей большей номинальной мощности трансформаторов: Sном, Т-3 = 63 МВ х А (ТРДН-63000/220); Sном, Т-4 = 63 МА х А (ТРДН-40000/220). Поскольку схема нашей сети кольцевая, то и принимаем схемы подстанций в узлах 3 и 4 транзитные. СВ 110 Т-2 Т-1 СВ 6 2 секция 1 секция АВР Рис. 6 Типовая схема подстанции 7. Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к стороне ВН В соответствии с заданием нагрузки узлов заданы на стороне низкого напряжения 10 кВ. приведение нагрузок к стороне высокого напряжения выполняется для последующего упрощения расчетной схемы установившегося режима электрической сети. Ниже на рисунках показаны участки схемы замещения электрической сети: две линии W1 и W2 подходят к некоторому углу i. Нагрузка на стороне НН составляет: SP = PP + jQ Рис. 7 Участок схемы эл. сети, и его схема замещения W1 W2 j Z1 Z2 Z1 i Z2 i j(QC1/Z) T j(QC2/Z) ΔSxx ZT SВН = PВН + jQВН SP = PP + jQ SP = PP + jQ 13 ВН Нагрузка узла i приведена к стороне ВН, определяется по следующим выражениям: PiВ = PРi + ΔPT; QiВ = QРi + ΔQT - (QC1 - QC2)/2. где ΔPT и ΔQT – потери активной и реактивной мощности трансформаторов; QC1/2 и QC2/2 – половины зарядных мощностей линии W1 и W2. Потери мощности в трансформаторах вычисляются по выражениям: ΔPT = n x ΔPxx + (1/n) x ΔPкз х SP2/Sном2; ΔQT = n x ΔIxx x (ST ном/100) + (1/n) х Икз х Sp2/100 x Sном. Для узла 2: ΔPT2 = 2 х 70 + (1/2) х 265 х (1032002/630002) = 0,49 МВт; ΔQT2 = 2 х 0,5 х (63000/100) + (1/2) х 11,5 х (1032002/100 х 63000) = 10,3 Мвар. Для узла 3: ΔPT3 = 2 х 70 + (1/2) х 265 х (875002/630002) = 0,39 МВт; ΔQT3 = 2 х 0,5 х (63000/100) + (1/2) х 11,5 х (875002/100 х 63000) = 7,6 Мвар. Для узла 4: ΔPT4 = 2 х 50 + (1/2) х 170 х (500002/400002) = 0,14 МВт; ΔQT4 = 2 х 0,6 х (40000/100) + (1/2) х 11,5 х (500002/100 х 40000) = 4 Мвар. Зарядная мощность линии: Qc = m x Uном2 х b0 х L где m – количество цепей линии; b0 – удельная проводимость линии; L – длина линии; Uном – номинальное напряжение сети. Для ЛЭП1-2: QС1-2 = 1 x 2202 х 2,6 х 10-6 х 240 = 30 Мвар; Для ЛЭП2-3: QС2-3 = 1 x 2202 х 2,6 х 10-6 х 160 = 20 Мвар; 14 Для ЛЭП3-4: QС3-4 = 1 x 2202 х 2,6 х 10-6 х 160 = 20 Мвар; Для ЛЭП1-4: QС1-4 = 1 x 2202 х 2,6 х 10-6 х 160 = 20 Мвар. Находим нагрузки узлов, приведенных к стороне ВН. Для узла 3: Р3В = РР3 + PТ3 = 30 + 0,39 = 30,4 МВт; Q3В = QР3 + QТ3 = 52,5 + 7,6 = 60,1 МВт; Для узла 4: Р4В = РР4 + PТ4 = 40 + 0,14 = 40,1 МВт; Q4В = QР4 + QТ4 = 30 + 4 = 34 МВт; Рис. 8 Эквивалентная схема ТЭЦ: W1 Z1 W2 2 Z2 2 P2B + jQ2B PТЭЦ С + jQТЭЦ С PСН + jQСН P2 + jQ2 PТЭЦ У + jQТЭЦ У Через трансформаторы протекает мощность: PТЭЦ С = РТЭЦ У - РСН - Р2 QТЭЦ С = QТЭЦ У - QСН - Q2 Приведение мощности PТЭЦ С + jQТЭЦ С к стороне ВН выполняется так же, как и для подстанций, но с учетом направления мощности: P2B = PТЭЦ С - ΔPT2 = 83,4 - 0,49 = 82,9 МВт Q2B = QТЭЦ С - ΔQT2 + (QС1-2 + QС2-3)/2 = 60,9 - 10,3 + (30 + 20)/2 = 25,6 Мвар 15 После приведения мощностей узлов к стороне ВН схемы замещения этих узлов сводятся к более простому виду: Узел 1: S1 = P1 + jQ1 = 30 + j15 МВ х А Узел 2: S2В = P2В + jQ2В = 82,9 + j25,6 МВ х А Узел 3: S3B = P3B + jQ3B = 30,4 + j60,1 МВ х А Узел 4: S4B = P4B + jQ4B = 40,1 + j34 МВ х А 8. Расчет установившегося режима электрической сети. При выполнении расчета заданными считаются: - уровень напряжения на шинах районной подстанции (в узле 1) в период наибольшей нагрузки: Uмах = 1,05 х Uном = 1,05 х 220 = 231 кВ; - приведенные к стороне ВН мощности нагрузок в узлах PВ + jQВ - мощность ТЭЦ на стороне ВН P2В + jQ2В; - параметры линий электропередачи, которые определяются по погонным сопротивлениям r0 и х0, и проводимости b0 и длинам линий L: R = r0 x L; X = х0 x L; Qc = Uном2 х b0 х L Находим параметры для ЛЭП1-2: R1-2 = 0,12 х 240 = 28,8 Ом Х1-2 = 0,44 х 240 = 105,6 Ом Z1-2 = 28,8 - j105,6 Ом Для ЛЭП2-3: R2-3 = 0,12 х 160 = 19,2 Ом Х2-3 = 0,44 х 160 = 70,4 Ом Z2-3 = 19,2 - j70,4 Ом Для ЛЭП3-4: R3-4 = 0,12 х 160 = 19,2 Ом Х3-4 = 0,44 х 160 = 70,4 Ом Z3-4 = 19,2 - j70,4 Ом 16 Для ЛЭП1-4: R1-4 = 0,12 х 160 = 19,2 Ом Х1-4 = 0,44 х 160 = 70,4 Ом Z1-4 = 19,2 - j70,4 Ом Для расчета установившегося режима составляется схема замещения электрической сети с мощностями узлов, приведенными к стороне ВН. Рис. 9 Схема замещения замкнутой эл. сети: Z1-2 1 Z2-3 Z3-4 3 2 Z1-4 1 4 QС1-2/2 QС1-4/2 S2B = -82,9 + j25,6 S4B = 40,1 + j34 S3B = 70,4 + j60,1 При расчете замкнутой сети сначала определяется предварительное (без потерь) распределение мощностей: S1-2 = [(-S2В х Z2-1) + (S3B x Z3-1) + (S4B x Z1-4)]/Z∑ = [(-82,9 + j25,6) х (829,4 - j3041,2) + (70,4 + j60,1) х (48 - j176) + (40,1 + j34) х (19,2 - j70,1)]/86,4 - j316,8 = -12,5 + j34,5 S1-4 = [(S4B x Z1-4) + (S3B x Z3-1) - (S2В х Z2-1)]/Z∑ = [(40,1 + j34) х (19,2 - j70,1) + (70,4 + j60,1) х (48 - j176) - (-82,9 + j25,6) х (829,4 - j3041,2)]/86,4 - j316,8 = 40,1 + j103 Для проверки правильности расчетов, проверим условие: S1-2 + S1-4 = -S2 + S2 + S4 S1-2 + S1-4 = 27,6 + j68,5 -S2 + S3 + S4 = (-82,9 + j25,6) + (70,4 + j60,1) + (40,1 + j34) = 27,6 + j68,5 Условие выполняется, следовательно, расчет мощностей участков выполнен правильно. Мощности отдельных участков выполняем по первому закону Кирхгофа: S2-3 = S1-2 - S2 = (-12,5 + j34,5) - (-82,9 + j25,6) = 70,4 - j8,9 S3-4 = S1-4 - S4 = (40,1 + j103) - (40,1 + j34) = 0 - j69 17 Рис. 10 Схема замещения магистральной сети S1-2 S2-3 1 S3-4 3 2 S2B = -82,9 + j25,6 S1-4 S3B = 70,4 + j60,1 4 S4B = 40,1 + j34 В результате расчета предварительного распределения мощностей определяется узел потокораздела. Таким узлом может быть один из нагрузочных узлов (узел 3 или узел 4), если к нему мощности притекают с разных сторон, или узел с ТЭЦ, если от этого узла мощности растекаются в разные стороны. По узлу потокораздела схема разрезается на два магистральных участка 1-2-3 и 1-4-3 Мощность в конце ЛЭП1-2: S1-2К = S1-2 = -12,5 + j34,5 ΔР1-2 = (S1-2К)2 x R1-2/Uном2 = (12,52 + 34,52) х 28,8/2202 = 0,8 МВт ΔQ1-2 = (S1-2К)2 x X1-2/Uном2 = (12,52 + 34,52) х 105,6/2202 = 2,9 Мвар Мощность в начале линии составит: S1-2Н = S1-2К + ΔS1-2 = (12,5 + j34,5) + (0,8 + j2,9) = 13,3 + j37,4 МВ х А Мощность в конце ЛЭП2-3: S2-3К = S2-3 = 70,4 - j8,9 ΔР2-3 = (S2-3К)2 x R2-3/Uном2 = (70,42 + j8,92) х 19,2/2202 = 2 МВт ΔQ2-3 = (S2-3К)2 x X2-3/Uном2 = (70,42 + j8,92) х 70,4/2202 = 7,3 Мвар Мощность в начале линии составит: S2-3Н = S2-3К + ΔS2-3 = (70,4 + j8,9) + (2 + j7,3) = 72,4 + j16,2 МВ х А Мощность в конце ЛЭП3-4: S3-4К = S3-4 = 0 - j69 ΔР3-4 = (S3-4К)2 x R3-4/Uном2 = (02 + j692) х 19,2/2202 = 1,8 МВт ΔQ3-4 = (S3-4К)2 x X3-4/Uном2 = (02 + j692) х 70,4/2202 = 6,9 Мвар Мощность в начале линии составит: S3-4Н = S3-4К + ΔS3-4 = (0 + j69) + (1,8 + j6,9) = 1,8 + j75,9 МВ х А 18 1 Мощность в конце ЛЭП1-4: S1-4К = S1-4 = 40,1 + j103 ΔР1-4 = (S1-4К)2 x R1-4/Uном2 = (40,12 + j1032) х 19,2/2202 = 4,8 МВт ΔQ1-4 = (S1-4К)2 x X1-4/Uном2 = (40,12 + j1032) х 70,4/2202 = 17,7 Мвар Мощность в начале линии составит: S1-4Н = S1-4К + ΔS1-4 = (40,1 + j103) + (4,8 + j17,7) = 44,9 + j120,7 МВ х А Мощность, требуемая от источника узла 1, определяется по первому закону Кирхгофа: S1 = S1-2Н - jQС1-2/2 = 13,3 + j37,4 - j30/2 = 13,3 + j22,4 МВ х А Мощность от источника 2 в ЛЭП2-3: S2 = S2-3Н - jQС2-3/2 = 72,4 + j16,2 - j20/2 = 72,4 + j6,2 МВ х А Мощность от источника 3 в ЛЭП3-4: S3 = S3-4Н - jQС3-4/2 = 1,8 + j75,9 - j20/2 = 1,8 + j65,9 МВ х А Мощность от источника 4 в ЛЭП1-4: S4 = S1-4Н - jQС1-4/2 = 44,9 + j120,7 - j20/2 = 44,9 + j110,7 МВ х А На втором этапе расчета определяем напряжения в узлах сети. Напряжение в центре питания (на узловой подстанции, узел 1 и на шинах ТЭЦ) в режиме наибольшей нагрузки составляет Umax = 231 кВ. ΔU1-2 = ΔU1-2 + jδU1-2 = [(P1-2Н х R1-2 + Q1-2Н х Х1-2) + j(P1-2Н х Х1-2 + Q1-2Н х R1-2)]/Umax = = [(13,3 х 28,8 + 37,4 х 105,6) + j(13,3 х 105,6 + 37,4 х 28,8)]/231 = 18,7 + j10,7 кВ Модуль напряжения в узле 2 составит: U2 = √(Umax - ΔU1-2)2 + jδU1-2 = √(231 - 18,7)2 +10,7 = 212,3 кВ Напряжение в узле 2 при учете только продольной составляющей падения напряжения составит: U2 = Umax - ΔU1-2 = 231 - 18,7 = 212,3 кВ Видно, что влияние поперечной составляющей падения напряжения в сети 220 кВ незначительно (212,3 = 212,3). В дальнейшем при расчете напряжений с целью 19 упрощения будем учитывать только продольные составляющие падения напряжения, называемую потерей напряжения. В ЛЭП2-3: ΔU2-3 = (P2-3Н х R2-3 + Q2-3Н х X2-3)]/Umax = (72,4 х 19,2 + 16,2 х 70,4)/231 = 10,9 кВ U2 = Umax - ΔU2-3 = 231 - 10,9 = 220,1 кВ В ЛЭП3-4: ΔU3-4 = (P3-4Н х R3-4 + Q3-4Н х X3-4)]/Umax = (1,8 х 19,2 + 75,9 х 70,4)/231 = 23,2 кВ U3 = Umax - ΔU3-4 = 231 - 23,2 = 207,8 кВ В ЛЭП1-4: ΔU1-4 = (P1-4Н х R1-4 + Q1-4Н х X1-4)]/Umax = (44,9 х 19,2 + 120,7 х 70,4)/231 = 40,5 кВ U4 = Umax - ΔU3-4 = 231 - 40,5 = 190,5 кВ Ограничимся в расчетах одной итерацией. Некоторое отличие напряжений узлов 3 и 4 вычисленных для левых и правых частей схем можно объяснить пренебрежением поперечной составляющей падения напряжения и ограничением расчетов одной итерацией. В дальнейших расчетах будем полгать, что напряжение в узле 3 составляет 207,8 кВ и напряжение в узле 4 составляет 190,5 кВ. 9. Регулирование напряжения. Расчет напряжения на вторичной обмотке трансформатора рассмотрим на примере узла 3. Рис. 10 Схема замещения с РПН: U3 ZT/2 kT U3 ’ U3’’ SH3 2ΔSX3 Потеря напряжения в двух трансформаторах узла 3 составит: ΔUТ3 = (P3Н х RТ + Q3Н x XТ)/2 = (70,4 х 3,5 + 60,1 х 0,15)/2 = 127,7 кВ где RТ = (ΔPКЗ х UВН2 х 103)/Sном2 = (265 х 2302 х 103)/630002 = 3,5 Ом где ХТ = (ИК% х UВН2 х 103)/Sном2 = (11,5 х 2302 х 103)/630002 = 0,15 Ом 20 Напряжение на вторичной обмотке трансформатора приведенное к первичной: U3’ = U3 - ΔUТ3 = 207,8 - 127,2 = 80,6 кВ Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов при номинальном коэффициенте трансформации: U3’’ = U3’ х Uн ном/kT = 80,6 х 11/231 = 3,8 кВ Для узла 4: ΔUТ4 = (P4Н х RТ + Q4Н x XТ)/2 = (40,1 х 5,6 + 34 х 0,3)/2 = 117,3 кВ где RТ = (ΔPКЗ х UВН2 х 103)/Sном2 = (170 х 2302 х 103)/400002 = 5,6 Ом где ХТ = (ИК% х UВН2 х 103)/Sном2 = (11,5 х 2302 х 103)/400002 = 0,3 Ом Напряжение на вторичной обмотке трансформатора приведенное к первичной: U4’ = U4 - ΔUТ4 = 190,5 - 117,3 = 73,2 кВ Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов при номинальном коэффициенте трансформации: U4’’ = U4’ х Uн ном/kT = 73,2 х 11/231 = 3,4 кВ Условие U3’’ ≥ 10,5 кВ и U4’’ ≥ 10,5 при номинальных коэффициентах трансформации не выполняется, тогда необходимо РПН трансформаторов перевести с нулевого ответвления на требуемое ответвление UОТВ.Т обеспечив на вторичной обмотке трансформатора напряжение не ниже 10,5 кВ. Напряжение требуемого регулировочного ответвления для узла 4: UОТВ.Т4 = (U4’ х Uнн)/U4’’ = (73,2 х 11)/3,4 = 236,8 кВ Полученное напряжение требуемого регулировочного ответвления округляем до ближайшего i-го стандартного значения: UОТВ.i = 230 - (1 x 1,5 х 230)/100 = 226,5 кВ Ui.РЕГ = (U4’ х Uнн)/UОТВ.i = (73,2 х 11)/226,5 = 3,5 кВ Требование U3’’ ≥ 10,5 кВ и U4’’ ≥ 10,5 выполняется. 21 Подстанция №4 Подстанция №3 ТРДН-40000/220 ТРДН-40000/220 ТРДН-63000/220 ТРДН-63000/220 ЛЭП 1-3: АС 240/32 ЛЭП 4-2: АС 240/32 ЛЭП 3-4: АС 240/32 ТЭЦ Т-32 Т-32 Т-32 РЭС ТРДН-63000/220 ЛЭП 1-2: АС 240/32 Рис. 11 Главная кольцевая схема. 22 ТРДН-63000/220 Т-32 Заключение Изучение дисциплины «Электроэнергетические системы и сети» предусматривает выполнение курсового проекта, задачами которого являются: овладение методами и алгоритмами проектирования электрических сетей, основами расчета установившихся режимов, регулирования напряжения. Формирование профессиональных навыков по проектированию электрических сетей. В результате выполнения курсового проекта студент должен знать: цели, задачи, принципы и общий алгоритм проектирования электрических сетей; технико-экономические основы проектирования электрических сетей; критерии выбора оптимального варианта электрической сети; методы и алгоритмы проектирования электрических сетей; порядок выбора схем построения электрической сети; методы расчета режимов электрических сетей; методы и способы регулирования напряжения в электрической сети. 23 Список литературы «Электроэнергетические системы и сети» - Матафонова Е.П. 2017 Владивосток 24
