СОДЕРЖАНИЕ Введение 3 1 Существующая схема энергорайона 4 1.1 Параметры исходной схемы 4 2 Выбор перспективной структуры схемы сети 15 3 Выбор номинальных напряжений новых линий 16 4 Выбор сечений проводов новых линий 18 5 Выбор трансформаторов новых подстанций 21 6 Выбор схем новых подстанций 22 7 Формирование перспективный схемы электрических сетей 24 8 Расчёт максимального режима перспективной электрической сети 24 9 Расчёт минимального режима 34 10 Расчёт послеаварийного режима 37 11 Анализ режимов перспективной электрической сети 40 11.1 Выявление перегруженных элементов существующей сети 40 11.2 Регулирование напряжения на подстанции 42 11.3 Оценка экономичности режимов 47 Заключение 49 Список используемых источников 50 ВВЕДЕНИЕ Выполнение курсовой работы по дисциплине «Электрические системы и сети» призвано способствовать углублению, обобщению и закреплению знаний, полученных студентами по данному и смежным курсам, а также привитию навыков самостоятельной творческой работы, ведения инженерных расчетов. В данной учебной работе решаются вопросы развития электрических сетей района электроэнергетической системы (ЭЭС). Необходимость развития электрических сетей ЭЭС определяется ростом электрических нагрузок в существующих центрах потребления, а также появлением дополнительных центров потребления, для электроснабжения которых требуется проектирование и сооружение новых подстанций и линий. В результате работы должен быть разработан вариант развития сети, обеспечивающий необходимую надежность снабжения потребителей электроэнергией требуемого качества, удобство и безопасность эксплуатации, гибкость схемы, возможность дальнейшего развития. В курсовой работе должны быть решены следующие задачи: 1. Расчет и анализ максимального режима существующей электрической сети с перспективными нагрузками. 2. Разработка варианта развития электрической сети. При этом необходимо выполнить выбор: - схемы присоединения новых подстанций (выбор структуры новой сети); - номинальных напряжений новых линий; - марок и сечений проводов новых линий; - трансформаторов новых подстанций; - схем новых подстанций; 3. Расчеты характерных режимов электрической сети разработанного варианта. 4. Анализ режимов сети. Мероприятия по их улучшению. 3 1 СУЩЕСТВУЮЩАЯ СХЕМА ЭНЕРГОРАЙОНА 1.1 Параметры исходной схемы В соответствии с заданным вариантом существующая схема электрической сети с параметрами элементов представлена на рисунке 1. Рисунок 1 - Схема существующей электрической сети Карта-схема электрической сети новыми центрами потребления и дополнительной связью с ЭЭС показана на рисунке 2. Рисунок 2 - Карта-схема электрической сети с новыми центрами потребления 4 Данные о потребителях электроэнергии в новых узлах приведены в таблице 1.1. Таблица 1.1 - Данные о новых присоединениях Пункты Данные Г Е Максимальная нагрузка Pмакс, МВт 50 30 Коэффициент мощности нагрузки, cosφ 0,89 0,91 Номинальное напряжение нагрузки, кВ 10 10 Продолжительность использования максимальной нагрузки, Тмакс, ч 50 60 Наименьшая нагрузка Pмин в % от Pмакс 5500 6000 Переток мощности из соседней ЭЭС, МВт, МВар Р𝐶 = 40; 𝑄𝐶 = 15 В существующих узлах наименьшая нагрузка составляет 50 – 60% от наибольшей. Расчетные данные для линий приведены в таблице 1.2. Таблица 1.2 - Параметры линий электропередачи Длина 𝑏0 , 𝑟0 , 𝑥0 , Число 𝑈ном , 𝑙, ЛЭП Марка провода цепей Ом/км Ом/км мкСм/км кВ км ЦП-Б Л-1 100 1 220 АС-400 0,073 0,42 2,701 А-Б Л-2 80 1 220 АС-300 0,096 0,429 2,645 ЦП-А Л-3 40 2 220 АС-240 0,118 0,435 2,604 Б-В Л-4 20 1 110 АС-240 0,118 0,405 2,808 А-Д Л-5 60 2 110 АС-240 0,118 0,405 2,808 А-В Л-6 40 1 110 АС-150 0,204 0,42 2,707 В-Д Л-7 35 1 110 АС-120 0,244 0,427 2,658 Для линии Л-1: 5 𝑟0 ∙ 𝑙 0,073 ∙ 100 = = 7,3 Ом; 𝑛 1 𝑥0 ∙ 𝑙 0,42 ∙ 100 𝑋= = = 42 Ом; 𝑛 1 𝑅= 𝐵 = 𝑏0 ∙ 𝑙 ∙ 𝑛 = 2,701 ∙ 100 ∙ 1 = 270,1 мкСм; 2 𝑄зар = 𝑈ном ∙ 𝐵 = 2202 ∙ 270,1 = 13,07 Мвар. Для линии Л-2: 𝑟0 ∙ 𝑙 0,096 ∙ 80 = = 7,68 Ом; 𝑛 1 𝑥0 ∙ 𝑙 0,429 ∙ 80 𝑋= = = 34,32 Ом; 𝑛 1 𝑅= 𝐵 = 𝑏0 ∙ 𝑙 ∙ 𝑛 = 2,645 ∙ 80 ∙ 1 = 211,6 мкСм; 2 𝑄зар = 𝑈ном ∙ 𝐵 = 2202 ∙ 211,6 = 10,24 Мвар. Для линии Л-3: 𝑟0 ∙ 𝑙 0,118 ∙ 40 = = 2,36 Ом; 𝑛 2 𝑥0 ∙ 𝑙 0,435 ∙ 40 𝑋= = = 8,7 Ом; 𝑛 2 𝑅= 𝐵 = 𝑏0 ∙ 𝑙 ∙ 𝑛 = 2,604 ∙ 40 ∙ 2 = 208,32 мкСм; 2 𝑄зар = 𝑈ном ∙ 𝐵 = 2202 ∙ 208,32 = 10,08Мвар. Для линии Л-4: 𝑟0 ∙ 𝑙 0,118 ∙ 20 = = 2,36 Ом; 𝑛 1 𝑥0 ∙ 𝑙 0,405 ∙ 20 𝑋= = = 8,1 Ом; 𝑛 1 𝑅= 𝐵 = 𝑏0 ∙ 𝑙 ∙ 𝑛 = 2,808 ∙ 20 ∙ 1 = 56,16 мкСм; 2 𝑄зар = 𝑈ном ∙ 𝐵 = 1102 ∙ 56,16 = 0,68 Мвар. Для линии Л-5: 𝑟0 ∙ 𝑙 0,118 ∙ 60 = = 3,54 Ом; 𝑛 2 𝑥0 ∙ 𝑙 0,405 ∙ 60 𝑋= = = 12,15 Ом; 𝑛 2 𝑅= 𝐵 = 𝑏0 ∙ 𝑙 ∙ 𝑛 = 2,808 ∙ 60 ∙ 2 = 336,96 мкСм; 6 2 𝑄зар = 𝑈ном ∙ 𝐵 = 1102 ∙ 336,96 = 4,08 Мвар. Для линии Л-6: 𝑟0 ∙ 𝑙 0,204 ∙ 40 = = 8,16 Ом; 𝑛 1 𝑥0 ∙ 𝑙 0,42 ∙ 40 𝑋= = = 16,8 Ом; 𝑛 1 𝑅= 𝐵 = 𝑏0 ∙ 𝑙 ∙ 𝑛 = 2,707 ∙ 40 ∙ 1 = 108,28 мкСм; 2 𝑄зар = 𝑈ном ∙ 𝐵 = 1102 ∙ 108,28 = 1,31 Мвар. Для линии Л-7: 𝑟0 ∙ 𝑙 0,244 ∙ 35 = = 8,54 Ом; 𝑛 1 𝑥0 ∙ 𝑙 0,42 ∙ 35 𝑋= = = 14,95 Ом; 𝑛 1 𝑅= 𝐵 = 𝑏0 ∙ 𝑙 ∙ 𝑛 = 2,658 ∙ 35 ∙ 1 = 93,03 мкСм; 2 𝑄зар = 𝑈ном ∙ 𝐵 = 1102 ∙ 93,03 = 1,13 Мвар. Параметры схем замещения линий представлены в таблице 1.3. Таблица 1.3 - Параметры схем замещения линии Номера линий 𝑅, Ом 𝑋, Ом 𝐵, мкСм Л-1 7,30 42,00 270,10 Л-2 7,68 34,32 211,60 Л-3 2,36 8,70 208,32 Л-4 2,36 8,10 56,16 Л-5 3,54 12,15 336,96 Л-6 8,16 16,80 108,28 Л-7 8,54 14,95 93,03 для трансформаторов Расчетные данные приведены в таблице 1.4. Двухобмоточные трансформаторы АТДЦТН-63/220/110 – (ПСБ) Активное сопротивление: 7 и автотрансформаторов 2 ∆𝑃кз ∙ 𝑈𝐵ном 215 ∙ 2302 −3 −3 𝑅𝑇 = ∙ 10 = 10 = 1,433 Ом; 2 𝑛 ∙ 𝑆ном 2 ∙ 632 Реактивное сопротивление: 2 𝑈𝑘 % ∙ 𝑈𝐵ном 11 ∙ 2302 𝑋𝑇 = = = 46,18 Ом; 𝑛 ∙ 𝑆ном ∙ 100 2 ∙ 63 ∙ 100 Величина потерь реактивной мощности в стали: ∆𝑄𝑥𝑥 = 𝐼𝑥𝑥 ∙ 𝑆ном 63 = 0,5 ∙ = 0,315 Мвар; 100 100 Активная проводимость: ∆𝑃𝑥𝑥 ∙ 10−3 45 ∙ 10−3 𝐺𝑇 = ∙𝑛 = ∙ 2 = 1,7 мкСм; 2 2302 𝑈𝐵ном Реактивная проводимость: 𝐵𝑇 = ∆𝑄𝑥𝑥 0,315 ∙𝑛 = ∙ 2 = 37,81 мкСм; 2 2302 𝑈𝐵ном Коэффициент трансформации: КТ = 𝑈Нном 115 = = 0,526. 𝑈Вном 230 ТРДН-40/110– (ПСД) Активное сопротивление: 𝑅𝑇 = 2 ∆𝑃кз ∙ 𝑈𝐵ном 172 ∙ 1152 −3 −3 ∙ 10 = 10 = 0,711 Ом; 2 𝑛 ∙ 𝑆ном 2 ∙ 402 Реактивное сопротивление: 2 𝑈𝑘 % ∙ 𝑈𝐵ном 10,5 ∙ 1152 𝑋𝑇 = = = 17,36 Ом; 𝑛 ∙ 𝑆ном ∙ 100 2 ∙ 40 ∙ 100 Величина потерь реактивной мощности в стали: ∆𝑄𝑥𝑥 = 𝐼𝑥𝑥 ∙ 𝑆ном 40 = 0,65 ∙ = 0,26 Мвар; 100 100 Активная проводимость: ∆𝑃𝑥𝑥 ∙ 10−3 36 ∙ 10−3 𝐺𝑇 = ∙𝑛 = ∙ 2 = 5,44 мкСм; 2 1152 𝑈𝐵ном Реактивная проводимость: 8 𝐵𝑇 = ∆𝑄𝑥𝑥 0,26 ∙𝑛 = ∙ 2 = 39,32 мкСм; 2 1152 𝑈𝐵ном Коэффициент трансформации: 𝑈Нном 10,5 = = 0,091. 𝑈Вном 115 КТ = Трансформатор с расщеплённой обмоткой ТРДЦН – 63/110 – (ПСВ) Активное сопротивление: 2 ∆𝑅кз 𝑈Вном 310 ∙ 1152 −3 −3 𝑅В = 10 = 10 = 0,32 Ом; 2 𝑛 ∙ 𝑆ном 2 ∙ 802 𝑅Н1 = 𝑅Н2 = 2𝑅В = 0,641; Реактивное сопротивление обмоток: 𝑋В = 0 Ом; 2 𝑈𝑘 % ∙ 𝑈𝐵ном 10,5 ∙ 1152 𝑋Н1 = 𝑋Н2 = 2 =2 = 17,358 𝑛 ∙ 𝑆ном ∙ 100 2 ∙ 80 ∙ 100 Величина потерь реактивной мощности: ∆𝑄𝑥𝑥 = 𝐼𝑥𝑥 ∙ 𝑆ном 80 = 0,6 ∙ = 0,48 Мвар; 100 100 Активная проводимость: 𝐺𝑇 = ∆𝑃𝑥𝑥 ∙ 10−3 70 ∙ 10−3 ∙ 𝑛 = ∙ 2 = 10,59 мкСм; 2 1152 𝑈𝐵ном Реактивная проводимость: 𝐵𝑇 = ∆𝑄𝑥𝑥 0,48 ∙ 𝑛 = ∙ 2 = 72,59 мкСм; 2 1152 𝑈𝐵ном Коэффициент трансформации: КТ ВС = 𝑈Сном 10,5 = = 0,091 𝑈Вном 115 Автотрансформаторы АТДЦТН - 200/220/110 (ПСA) Соотношение мощностей обмоток 𝑎 = 1; 𝑚 = 0,5; 9 Активное сопротивление: 𝑅В = 𝑅общ 0,284 = = 0,142 Ом; 2 (1 − а) (1 − 1)2 1+𝑎+ 1+1+ 𝑚 0,5 𝑅В 0,142 = = 0,142 Ом; 𝑎 1 𝑅В 0,142 𝑅Н = = = 0,284 Ом; 𝑚 0,5 𝑅𝐶 = где 2 𝑈𝐵ном 2302 −3 𝑅общ = ∆𝑃кз ∙ 10 = 430 = 0,284 Ом 2 𝑛 ∙ 𝑆ном 2 ∙ 2002 Реактивное сопротивление обмоток: 2 (11 + 32 − 20) (𝑈𝑘ВС + 𝑈𝑘ВН − 𝑈𝑘СН ) 𝑈𝐵ном 2302 𝑋В = ∙ = ∙ 2 𝑛 ∙ 100 ∙ 𝑆ном 2 2 ∙ 100 ∙ 200 = 15,21 Ом; 2 (11 − 32 + 20) (𝑈𝑘ВС + 𝑈𝑘СН − 𝑈𝑘ВН ) 𝑈𝐵ном 2302 𝑋С = ∙ = ∙ 2 𝑛 ∙ 100 ∙ 𝑆ном 2 2 ∙ 100 ∙ 200 = 0 Ом; 2 (−11 + 32 + 20) (𝑈𝑘СН + 𝑈𝑘ВН − 𝑈𝑘ВС ) 𝑈𝐵ном 2302 𝑋Н = ∙ = ∙ 2 𝑛 ∙ 100 ∙ 𝑆ном 2 2 ∙ 100 ∙ 200 = 27,11 Ом; Величина потерь реактивной мощности: ∆𝑄𝑥𝑥 = 𝐼𝑥𝑥 ∙ 𝑆ном 200 = 0,5 ∙ = 1 Мвар; 100 100 Активная проводимость: 𝐺𝑇 = ∆𝑃𝑥𝑥 ∙ 10−3 124 ∙ 10−3 ∙ 𝑛 = ∙ 2 = 4,72 мкСм; 2 2302 𝑈𝐵ном Реактивная проводимость: 𝐵𝑇 = ∆𝑄𝑥𝑥 1 ∙ 𝑛 = ∙ 2 = 37,81 мкСм; 2 2302 𝑈𝐵ном Коэффициент трансформации: 10 КТ ВС = 𝑈Сном 121 = = 0,526; 𝑈Вном 230 КТ ВН = 𝑈Нном 11 = = 0,048. 𝑈Вном 230 Таблица 1.4 - Параметры трансформатора Место устано вки ПС А ПС Б Тип АТДТЦН200/220/110 АТДЦТН – 63/220/110 Sном Кол МВ -во А Uном, кВ ВН СН НН 200 2 230 121 11 63 2 230 121 12,5 ПС В ТРДЦН – 80/110 80 2 115 - ПС Д ТРДН-40/110 40 2 115 - 10,5 10,5 10,5 10,5 Uк, % В-Н С-Н ΔPк ΔPxх з кВт кВт Ixx, % 11 32 20 430 125 0,5 11 35 21,9 215 45 0,5 10,5 - 310 70 0,6 10,5 - 172 36 0,6 5 ВС - Параметры схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов с учётом их количества на ПС приведена в таблице 1.5. Таблица 1.5 - Параметры схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов Наименования ∆𝑃𝑥𝑥 , п/ст МВт А 0,125 Б 0,045 В 0,07 Д 0,036 В ∆𝑄𝑥𝑥 , 𝑅1 , 𝑋1 , 𝑅2 , 𝑋2 , 𝑅3 , 𝑋3 , 𝐺𝑇 , В𝑇 , МВар Ом Ом Ом Ом Ом Ом мкСм мкСм 1,000 0,142 15,21 0,142 -0,661 0,284 27,11 4,73 37,81 0,315 1,433 46,18 0,000 0,00 1,70 11,91 0,48 0,32 0 0,641 17,36 10,59 72,59 0,260 0,711 17,36 0,000 0,00 5,44 39,32 соответствии с приведёнными схемами замещения элементов составляются полная схема замещения существующей электрической сети. Для компьютерных расчётов используется так называемая расчётная схема, которая получается из полной схемы замещения учтём упрощения, например, за счёт объединения последовательных и параллельных элементов. Кроме того, необходимо объединять (складывать) нагрузки, присоединённые к одним и тем же узлам, в расчётной схеме выполняется нумерация узлов. 11 Расчётная схема рассматриваемой электрической сети приведена на рисунке 4. Параметры узлов и ветвей расчётной схемы сети приводятся в таблице 1.6. Рисунок 4 - Расчётная схема существующее электрической сети Таблица 1.6 - Параметры узлов и ветвей расчётной схемы сети Узлы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Мощность узлов нагрузки Pнаг, Qнаг, МВт Мвар 0 0 0 0 45 22,9 0 0 0 0 35 16,8 35 16,8 0 0 0 0 40 35,2 0 0 50 44 30 30,6 Ветви Сопротивление ветвей R, Ом X, Ом 1-2 2-3 1-4 2-4 4-5 5-6 5-7 3-8 7-8 7-9 8-9 9-10 8-11 11-12 11-13 7,3 1,433 2,36 7,68 0,142 0,284 0,142 2,36 8,16 3,54 8,54 0,711 0,32 0,641 0,641 42 46,18 8,7 34,32 15,21 27,11 0 8,1 16,8 12,15 14,95 17,36 0 17,358 17,358 12 Проводимость Коэффициент ветвей трансформации КТ/В G, B, мкСм мкСм 270,1 1,7 11,91 0,526 208,32 211,6 4,73 37,81 1 0,048 0,526 56,16 108,28 336,96 93,03 5,44 39,32 0,091 10,59 72,59 1 0,091 0,091 Информация об узлах расчётной схемы в соответствии с требованиями программы RastrWin приведена в таблице 1.7. Таблица 1.7 Данные об узлах в программе RastrWin В данном случае в качестве балансирующего узла (БУ) принят узел №1. Информация о ветвях расчётной схемы в соответствии с требованиями программы RastrWin приведены в таблице 1.8. Таблица 1.8 Данные о ветвях в программе RastrWin В максимальном режиме для трансформаторов и автотрансформаторов приняты значения коэффициентов трансформации, соответствующие номинальным напряжениям обмоток (КТ/В определяются как отношения низких или средних напряжений к высшим). 13 В базисном узле задали напряжение 241 кВ. По исходной информации об узлах и ветвях по программе RastrWin на ПК выполнен расчет нормального максимального режима существующей электрической сети. Результаты расчета приводятся в таблице 1.9. Произведен анализ результатов расчета максимального режима существующей электрической сети. Анализ показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величины потерь мощности позволяют сделать заключение о работоспособности существующей электрической сети с перспективными нагрузками. Таблица 1.9 - Результата расчёта нормального максимального режима сети в RastrWin 14 Произведен анализ результатов расчета максимального режима существующей электрической сети. Анализ показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величины потерь мощности позволяют сделать заключение о работоспособности существующей электрической сети с перспективными нагрузками. 2 Выбор перспективной структурной схемы сети Выбор схемы соединения новых линий заключается в выборе конфигурации разбираемой сети, что определяет схемы присоединения новых узлов к существующей сети. При выборе конфигурации сети рекомендуется руководствоваться следующей сети: a) Передачи электроэнергии должна осуществляться по возможности кратчайшим путём; b) Схема должна обеспечивать необходимую надёжность электроснабжения в соответствии с категорией потребителей; c) При этом по возможности следует выбирать наиболее простые типы схем. Учитывая изложенное и то, что в составе новых есть потребители 1 и 2 категории, выбираем конфигурацию сети, приведённую на рисунке 5. Новые разомкнутые линии – двухцепные. 15 Рисунок 5 - Карта-схема напряжения новых линий 3 Выбор номинальных напряжений новых линий Номинальное напряжение линии (𝑈ном ) электрической сети зависит от величины активной мощности, передаваемой по одной цепи и длины. Выбор 𝑈ном определятся главным образом экономическими факторами. Поэтому в общем случае для выбора напряжения необходимо произвести техноэкономическое сравнение вариантов сети при различных напряжениях. Однако, на практике выбор напряжения может быть произведён по данным полученным на основе опыта проектирования электрических сетей (таблица 3.1). Таблица 3.1 - Данные линии по напряжению 𝑈ном , кВ 35 110 220 330 Максимальная передаваемая мощность на одну цепь, МВт 5-10 25-50 100-200 300-400 16 Предельная длина, км 10-30 50-150 150-250 200-300 Можно также пользоваться соответствующими кривыми [1], которые определяют границы равноэкономичности применения разных 𝑈ном . Кольцевые участки цепи проектируются, как правило, на одном номинальном напряжение. При этом необходимо потокораспределение определяется приближенно. Приближённый расчёт потокораспределения выполняется при следующих допущениях: a) не учитываются потери мощности в элементах сети и зарядные мощности линий; b) потокораспределение в замкнутых сетях определяется по длинам линий; c) непрямолинейность трасс учитывается коэффициентом непрямолинейности, равным 1,1. Потокораспределение в разомкнутой сети находят с помощью уравнений первого закона Кирхгофа (для мощностей), начиная с более удалённого участка и переход от узла к узлу. Потокораспределение по новым линиям: ЛЭП А-Е:𝑆А−Е = 𝑆Е = (30 + 𝑗13,8) МВт. Для определения потокораспределения в кольце ЦП-Г-А приближённо прижимаем равенство напряжений в точках питания ЦП и А. Выполняем расчёт потокораспределения относительно этих точек питания в соответствующих линиях с двухсторонним питанием: Кольцо ЦП-Г-А: 𝑆ЦП−Г = 𝑆Г 𝑙Г−А (50 + 𝑗25,5) ∙ 22,1 = = 18,89 + 𝑗9,63 𝑙ЦП−Г + 𝑙Г−А 36,4 + 22,1 𝑆Г−А = (50 + 𝑗25,5) − (18,89 + 𝑗9,63) = 31,11 + 𝑗15,87 17 Зная потоки мощности по линиям, длины линий, выбираем номинальное напряжение ЛЭП (таблица 3.2). Таблица 3.2 - Номинальные напряжения новых линий Линия электропередачи Номинальное напряжение 𝑈ном , кВ А-К 110 ЦП-Г 220 Г-А 220 4 Выбор сечений проводов новых линий В настоящие время при проектировании ВЛ напряжение до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированной экономической плотности тока [2]. Процедура выбора сводится к следующему: определяется так называемый расчётный ток линии 𝐼𝑝 = 1,05 ∙ 𝐼5 ∙ 𝛼 𝑇 , где (5) 𝐼5 -ток линии на пятый год эксплуатации; 𝛼 𝑇 -коэффициент, учитывающий 𝑇𝑚𝑎𝑥 и попадание новых нагрузок в максимум энергосистемы (для рассматриваемых условий 𝛼 𝑇 = 1); 𝐼5 = где 𝑆 √3 ∙ 𝑈ном ∙ 𝑛 , (6) 𝑆 = √𝑃2 + 𝑄 2 - мощность по линии в режиме максимальных нагрузок, МВА; n – количество цепей линии; определяется так называемое экономическое сечение линии 𝐹эк = 18 𝐼р , 𝑗эк (7) где 𝑗эк – экономическая (нормированная) плотность тока, А/мм2 (для рассматриваемых условиях по [1] можно принимать 𝑗эк = 0,8); по справочникам [1,2] выбирают ближайшее стандартное сечение. Для ЛЭП А-Е: 𝑆 = √302 + 13,82 = 33,02 МВА; 𝐼5 = 33,02 ∙ 106 √3 ∙ 110 ∙ 103 ∙ 2 = 86,66 𝐴; 𝐼𝑝 = 1,05 ∙ 86,66 ∙ 1 = 90,99 𝐴; 𝐹эк = 90,99 = 113,74 А/мм2 . 0,8 Для ЛЭП ЦП-Г: 𝑆 = √18,892 + 9,632 = 21,2 МВА; 𝐼5 = 21,2 ∙ 106 √3 ∙ 220 ∙ 103 ∙ 1 = 55,64 𝐴; 𝐼𝑝 = 1,05 ∙ 55,64 ∙ 1 = 58,42 𝐴; 𝐹эк = 58,42 = 73,03 А/мм2 0,8 Для ЛЭП Г-Е 𝑆 = √31,112 + 15,872 = 34,91 МВА; 𝐼5 = 34,91 ∙ 106 √3 ∙ 220 ∙ 103 ∙ 1 = 91,62 𝐴; 𝐼𝑝 = 1,05 ∙ 91,62 ∙ 1 = 96,2 𝐴; 𝐹эк = 96,2 = 120,26 А/мм2 0,8 Для рассматриваемого варианта расчётные токи в линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 4.1. 19 Таблица 4.1 - Токи в линиях в режиме максимальных нагрузок Линия электропередачи Расчётный ток, А А-E 113,74 ЦП-Г 73,07 Г-А 120,26 Выбранные по экономической плотности тока сечения проводов новых линий приведены в таблице 4.2. Таблица 4.2 - Сечения новых линий Линия электропередачи Марка и сечение проводов А-E АС-120 ЦП-Г АС-70 Г-А АС-120 Проверка сечений проводов по условиям короны. Для линий 110 кВ выбранные сечения «проходят» по условиям короны, т.к. они больше минимально допустимых по короне (АС-70), а для линий 220 кВ по условиям короны требуется увеличить сечение до минимально допустимого АС-240. Проверка сечений проводов по нагреву (по допустимой токовой нагрузке). Провода линий не должны нагреваться до недопустимой температуры в послеаварийных режимах, когда на отдельных участках линий ток может быть значительно больше, чем в нормальном режиме. Поэтому проверка выбранных сечений проводов по условиям нагрева обязательна. Условие проверки 𝐼𝑝.𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝐼доп , где (8) 𝐼𝑝.𝑚𝑎𝑥 – максимальный рабочий ток линии в наиболее тяжёлом послеаварийном режиме (например, отключение одной цепи двухцепной линии, отключение одного из головных участков линии с двухсторонним питанием); 𝐼доп – допустимый ток для соответствующего сечения [2]. Если выбранное сечение не удовлетворяет данному условию, то необходимо выбрать большее. 20 Следует отметить, что при проверке проводов по длительно допустимой токовой нагрузки в кольцевых сетях послеаварийные режимы необходимо создавать за счёт поочерёдного отключения головных участков. Сравнение для ЛЭП А-Е 𝐼А−Е (ПАР) = 𝑆К ∙ 106 √3 ∙ 103 ∙ 110 = √302 + 13,82 ) ∙ 106 √3 ∙ 103 ∙ 110 = 173,32 А 173,32 ≤ 390 Сравнение для ЛЭП ЦП-Г (режим при отключении ЛЭП Г-А): 𝐼ЦП−Г (ПАР) = 𝑆Г ∙ 106 √3 ∙ 103 ∙ 110 = √502 + 25,52 ∙ 106 √3 ∙ 103 ∙ 20 = 147,3 А 147,3 ≤ 610 Т.к. условие 𝐼𝑝.𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝐼доп выполняется, сечение проводов в обоих вариантах подобранно правильно. Расчётные данные для новых ЛЭП с выбранными проводами приведены в таблице 4.3. Таблица 4.3 - Расчётные данные для новых ЛЭП ЛЭП Длина l, км А-Е 32,2 ЦП36,4 Г Г-А 22,1 Число цепей 2 1 U, кВ 𝑟0 Ом/км 𝑥0 Ом/км 110 220 Марка провода АС-120 АС-240 0,244 0,118 0,427 0,435 2,658 2,604 1 220 АС-240 0,118 0,435 2,604 𝑏0 ∙ 10−6 См/км 5 Выбор трансформаторов новых подстанций В общем случае количество трансформаторов автотрансформаторов) на подстанции определяется составом потребителей, мощностью их нагрузки, количеством необходимых номинальных напряжений. Однако, как правило, в обычных условиях на подстанциях предусматривается установка двух трансформаторов (автотрансформаторов). Причём целесообразно по возможности устанавливать трёхфазные трансформаторы. Мощность каждого трансформатора подстанциях выбирается следующим образом. 21 на двухтрансформаторных Определяют где 𝑆тр = (0,65 ÷ 0,7)𝑆ПС , 𝑆тр - мощность одного трансформатора; 𝑆ПС – максимальная мощность, проходящая через оба трансформатора. Затем выбирают ближайшее большее стандартное значение номинальной мощности трансформатор с учётом требуемых номинальных напряжений. При этом полагается, что при аварийном входе одного трансформатора, оставшийся будет обеспечивать нормальную нагрузку подстанции с учётом допустимой нагрузки [1]. На п/ст Е предусматривается установка двух трансформаторов. Мощность каждого из них: 𝑆тр = (0,65 ÷ 0,7)𝑆К = (21,46 ÷ 23,11) МВА. Выбираем трансформатор ТДТН-25/110. На п/ст Г предусматривается установка двух автотрансформаторов. Мощность каждого из них: 𝑆тр = (0,65 ÷ 0,7)𝑆Д = (36,48 ÷ 39,29) МВА Выбираем трансформатор АТДЦТН-63/220/110. Параметры выбранных трансформаторов и автотрансформаторов, взятые из справочника [2], приведены в таблице 5.1. Таблица 5.1 - Параметры новых трансформаторов и автотрансформаторов Место устано вки Тип п/ст Е п/ст Г ТДТН-25/110 АТДЦТН – 63/220/110 Sном Кол МВ -во А ВН 25 63 115 230 2 2 Uном, кВ СН НН 38,5 121 11 11 В-С Uк, % В-Н С-Н 10,5 11 17 35,7 6 21,9 ΔPк ΔPx з х кВт кВ т 140 31 215 45 Ixx, % 0,7 0,5 6 Выбор схем новых подстанций В данном курсовом проекте выбор схем ПС осуществляется без подробного обоснования лишь с учётом общих рекомендаций. 22 Схемы электрических соединений подстанций выбирают в зависимости от их назначений. По способу присоединения к линиям электропередачи различают тупиковые, ответвительные (отпаечные) и транзитные подстанции. Подавляющее большинство подстанций сооружается с двумя трансформаторами (рисунок 6). Присоединение двухтрансформаторной тупиковой подстанции возможно по схеме мостика (рисунок 6, ф, б) или квадрата (рисунок 6, в) при напряжении 330 кВ и выше, а иногда 220 кВ. Для транзитных подстанций применяются более дешёвые комбинированные (рисунок 6, г) и упрощённые схемы (рисунок 6, д), использующие короткозамыкатели и отделители (для новых подстанций не рекомендуется). Для узловых подстанций применяют, например, схему с двумя несекциониррованными системами сборных шин (рисунок 6, е). Выбор схемы необходимо начинать с наиболее простого вида. При этом следует учитывать число присоединений, требования надёжности электроснабжения потребителей, возможность пропуска через подстанцию перетоков мощности по магистральным линиям, перспективы роста нагрузок. Схемы подстанций должны предусматривать возможность их постепенного расширения. Конструктивное исполнение распределительных устройств определяется выбранными схемами подстанций и основной сети системы. Тип коммутационного оборудования в данном проекте выбирается упрощённо по величине номинального напряжения. Рисунок 6 - Типовые схемы соединения подстанций 23 С учётом приведённых соображений и руководствуясь указаниями, приведённые в методических и справочных источниках [1,2], выбираем следующие схемы для новых подстанций: п/ст Г – схема мостика с выключателями; п/ст Е – схема мостика с выключателями. 7 Формирование перспективный схемы электрических сетей Выбранное оборудование новых элементов позволило сформатировать перспективную схему электрической сети, которая приведена на рисунок 7. Рисунок 7 - Перспективная схема электрической сети 8 Расчёт максимального режима перспективной электрической сети Схема замещения сети разработанного варианта развития изображена на рисунке 8. С целью упрощения не показаны проводимости с линий, незагруженные обмотки трансформаторов. Проводимости трансформаторов отражены в виде шунтов на землю. При вводе исходной информации можно 24 вводить проводимости этих шунтов в качестве проводимостей соответствующих ветвей или в виде дополнительных нагрузок соответствующих узлов, равных потерям активной и реактивной мощности холостого хода трансформаторов ∆𝑃𝑥𝑥 , ∆𝑃𝑥𝑥 соответственно. Параметры схем замещения элементов сети определяются в соответствии с приведёнными выше указаниями. Расчёт параметров схем замещения новых линий: Для линии А-Е: 𝑟0 ∙ 𝑙 0,244 ∙ 32,2 = = 3,92 Ом; 𝑛 2 𝑥0 ∙ 𝑙 0,427 ∙ 32,2 𝑋= = = 6,87 Ом; 𝑛 2 𝑅= 𝐵 = 𝑏0 ∙ 𝑙 ∙ 𝑛 = 2,658 ∙ 32,2 ∙ 2 = 171,1 мкСм; 2 𝑄зар = 𝑈ном ∙ 𝐵 = 1102 ∙ 171,1 = 2,07 Мвар. Для линии ЦП-Г: 𝑟0 ∙ 𝑙 0,118 ∙ 36,4 = = 4,29 Ом; 𝑛 1 𝑥0 ∙ 𝑙 0,435 ∙ 36,4 𝑋= = = 15,83 Ом; 𝑛 1 𝑅= 𝐵 = 𝑏0 ∙ 𝑙 ∙ 𝑛 = 2,604 ∙ 36,4 ∙ 1 = 94,78 мкСм; 2 𝑄зар = 𝑈ном ∙ 𝐵 = 2202 ∙ 94,78 = 4,58 Мвар. Для линии Г-А: 𝑟0 ∙ 𝑙 0,118 ∙ 22,1 = = 2,607 Ом; 𝑛 1 𝑥0 ∙ 𝑙 0,435 ∙ 22,1 𝑋= = = 9,61 Ом; 𝑛 1 𝑅= 𝐵 = 𝑏0 ∙ 𝑙 ∙ 𝑛 = 2,604 ∙ 22,1 ∙ 1 = 57,5 мкСм; 2 𝑄зар = 𝑈ном ∙ 𝐵 = 2202 ∙ 57,5 = 2,78 Мвар. В таблице 8.1 приведены параметры схем замещения всех линий с учётом количества цепей. 25 Таблица 8.1 - Параметры схем замещения линий с учётом новых присоединений Номера линий 𝑅, Ом 𝑋, Ом 𝐵, мкСм Л-1 7,30 42,00 270,10 Л-2 7,68 34,32 211,60 Л-3 2,36 8,70 208,32 Л-4 2,36 8,10 56,16 Л-5 3,54 12,15 336,96 Л-6 8,16 16,80 108,28 Л-7 8,54 14,95 93,03 Л-8 4,29 15,83 94,78 Л-9 2,607 9,61 57,5 Л-10 3,92 6,87 171,1 Рисунок 8 - Схема замещения перспективной электрической сети Определение параметров схем замещения новых трансформаторов ТДТН– 25/110 – (ПСЕ) Активное сопротивление: 26 2 ∆𝑃кз ∙ 𝑈𝐵ном 140 ∙ 1152 −3 −3 𝑅𝑇 = ∙ 10 = 10 = 1,48 Ом; 2 𝑛 ∙ 𝑆ном 2 ∙ 252 Реактивное сопротивление: 2 𝑈𝑘 % ∙ 𝑈𝐵ном 10,5 ∙ 1152 𝑋𝑇 = = = 27,77 Ом; 𝑛 ∙ 𝑆ном ∙ 100 2 ∙ 25 ∙ 100 Величина потерь реактивной мощности в стали: ∆𝑄𝑥𝑥 = 𝐼𝑥𝑥 ∙ 𝑆ном 25 = 0,7 ∙ = 0,175 Мвар; 100 100 Активная проводимость: ∆𝑃𝑥𝑥 ∙ 10−3 31 ∙ 10−3 𝐺𝑇 = ∙𝑛 = ∙ 2 = 4,68мкСм; 2 1152 𝑈𝐵ном Реактивная проводимость: 𝐵𝑇 = ∆𝑄𝑥𝑥 0,175 ∙𝑛 = ∙ 2 = 26,46 мкСм; 2 1152 𝑈𝐵ном Коэффициент трансформации: КТ = 𝑈Нном 11 = = 0,095 𝑈Вном 115 АТДЦТН– 63/220/110 – (ПСГ) Активное сопротивление: 𝑅𝑇 = 2 ∆𝑃кз ∙ 𝑈𝐵ном 215 ∙ 2302 −3 −3 ∙ 10 = 10 = 1,43 Ом; 2 𝑛 ∙ 𝑆ном 2 ∙ 632 Реактивное сопротивление: 2 𝑈𝑘 % ∙ 𝑈𝐵ном 11 ∙ 2302 𝑋𝑇 = = = 46,18 Ом; 𝑛 ∙ 𝑆ном ∙ 100 2 ∙ 63 ∙ 100 Величина потерь реактивной мощности в стали: ∆𝑄𝑥𝑥 = 𝐼𝑥𝑥 ∙ 𝑆ном 63 = 0,5 ∙ = 0,315 Мвар; 100 100 Активная проводимость: ∆𝑃𝑥𝑥 ∙ 10−3 45 ∙ 10−3 𝐺𝑇 = ∙𝑛 = ∙ 2 = 1,7мкСм; 2 2302 𝑈𝐵ном Реактивная проводимость: 27 𝐵𝑇 = ∆𝑄𝑥𝑥 0,315 ∙𝑛 = ∙ 2 = 11,9 мкСм; 2 2302 𝑈𝐵ном Коэффициент трансформации: КТ = 𝑈Нном 121 = = 0,526 𝑈Вном 230 В таблице 8.2 приведены параметры схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов с учётом их количества на подстанциях. Таблица 8.2 - Параметры схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов с учётом новых присоединений Наименования п/ст ∆𝑃𝑥𝑥 , МВт ∆𝑄𝑥𝑥 , МВар 𝑅1 , Ом 𝑋1 , Ом 𝑋3 , Ом 𝐺𝑇 , мкСм В𝑇 , мкСм А Б В Д Е Г 0,125 0,045 0,07 0,036 0,031 0,045 1,000 0,315 0,48 0,260 0,175 0,315 0,142 1,433 0,32 0,711 1,48 1,43 15,21 0,142 -0,661 0,284 27,11 46,18 0,000 0,00 0 0,641 17,36 17,36 0,000 0,00 27,77 46,18 - 4,73 1,70 10,59 5,44 4,68 1,7 37,81 11,91 72,59 39,32 26,46 11,9 𝑅2 , Ом 𝑋2 , Ом 𝑅3 , Ом Для компьютерного расчёта используется так называемая расчётная схема, которая получается путем упрощения полной схемы замещения, в частности за счёт объединения последовательных элементов: обмоток ВН и СН автотрансформаторов, когда не используется обмотка НН. Кроме того, необходимо объединять (складывать) нагрузки, присоединённые к одним и тем же узла. Параметры узлов и ветвей расчётной схемы сети приводятся в таблице 8.3. Информация об узлах расчётной схемы в соответствии с требованиями программы RastrWin приведена в таблице 8.4. 28 Таблица 8.3 Параметры узлов и ветвей расчётной схеме сети с учётом новых присоединений Узлы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 Мощность узлов нагрузки Pнаг, Qнаг, МВт Мвар 0 0 0 0 45 22,9 0 0 0 0 35 16,8 35 16,8 0 0 0 0 40 35,2 0 0 50 44 30 30,6 0 0 50 25,5 0 0 30 13,18 Ветви Сопротивление ветвей R, Ом X, Ом 1-2 2-3 1-4 2-4 4-5 5-6 5-7 3-8 7-8 7-9 8-9 9-10 8-11 11-12 11-13 1-14 4-14 14-15 7-16 16-17 7,3 1,433 2,36 7,68 0,142 0,284 0,142 2,36 8,16 3,54 8,54 0,711 0,32 0,641 0,641 4,209 2,607 1,43 3,92 1,48 42 46,18 8,7 34,32 15,21 27,11 0 8,1 16,8 12,15 14,95 17,36 0 17,36 17,36 15,83 9,61 46,18 6,87 27,77 Проводимость Коэффициент ветвей трансформации КТ/В G, B, мкСм мкСм 270,1 1,7 11,91 0,526 208,32 211,6 4,73 37,81 1 0,048 0,526 56,16 108,28 336,96 93,03 5,44 39,32 0,091 10,6 72,6 1 0,091 0,091 94,78 57,5 1,7 11,91 0,526 171,1 4,68 26,46 0,091 Таблица 8.4 - Данные о узлах расчётной схемы в RastrWin 29 В данном случае в качестве балансирующего узла (БУ) принят узел №1. Напряжение в нём задали 241 кВ. Информация о ветвях расчётной схемы в соответствии с требованиями программы RastrWin приведены в таблице 8.5. Таблица 8.5 - Данные о ветвях расчётной схемы в RastrWin В максимальном режиме для трансформаторов и автотрансформаторов приняты значения коэффициентов трансформации, соответствующие номинальным напряжениям обмоток (КТ/В определяются как отношения низких или средних напряжений к высшим). По исходной информации об узлах и ветвях программе RastrWin на ПК выполнен расчёт нормального максимального режима электрической сети. Результаты расчётов проводятся в таблице 8.6. Таблица 8.6 - Результата расчёта нормального максимального режима сети в RastrWin 30 В таблице 8.7 представлены результаты расчета потерь мощности ветвей в максимальном режиме. Произведен предварительный анализ результатов расчета максимального режима. Анализ показал, что уровни напряжений в узлах почти превышают допустимые значения отклонения напряжения. Для его стабилизации необходимо осуществлять регулирование напряжения, например, с помощью компенсирующих устройств, воздействуя на реактивную мощность в сети. 31 Таблица 8.7 - Результаты расчета потерь мощности ветвей в максимальном режиме Анализ режима по балансам мощностей Для успешной работы сети требуется обеспечение балансов активной и реактивной мощностей, т.е. источники питания электрической системы должны обеспечивать при определённом резерве активной и реактивной мощности всех потребителей и компенсацию потерь мощности во всех элементах сети. Активная мощности. В данном проекте предполагается, что источники питания обеспечивают потребности рассматриваемой части системы в активной мощности: Ррасп ≥ РБУ , где (9) Ррасп – располагаемая мощность, которую может обеспечивать система в центре питания (ЦП) рассматриваемой части; РБУ – мощность, потребляемая районом из пункта питания (генерируемая в узле питания БУ). Реактивная мощность. Должно выполняться условие 32 𝑄расп ≥ 𝑄БУ , где (10) 𝑄расп – располагаемая реактивная, которую может быть получена с шин питающей подстанции (может генерироваться БУ); 𝑄БУ – суммарная рассматриваемом реактивная районе мощность, системы потребляемая действительная в мощность генерации в узле питания, т.е. в БУ), 𝑄БУ = ∑ 𝑄Н + ∆𝑄 − ∑ 𝑄ЗАР − 𝑄С , где (11) ∑ 𝑄Н – сумма реактивных нагрузок всех узлов, ∆𝑄 – суммарные потери мощностей всех линий, ∑ 𝑄ЗАР – сумма зарядных мощностей всех линий, 𝑄С – реактивная мощность из соседней системы. Величина 𝑄расп определяется по формуле 𝑄расп = РБУ ∙ 𝑡𝑔𝜑ЦП , (12) Если условие 𝑄расп ≥ 𝑄БУ не выполняется, следует пересмотреть в варианте развития установку компенсирующих устройств (БСК, СК). Требуемая мощность КУ определяется как разность потребляемой и располагаемой реактивной мощности (по балансу реактивной мощности): 𝑄КУ = 𝑄БУ = 𝑄расп . (13) Определяемая таким образом мощность КУ обеспечивает технические условия, а именно, условия регулирования напряжения. Соответствующие 33 устройства называются основными КУ. По найденному значению QКУ необходимо выбрать место установки и конкретные устройства КУ стандартных мощностей. В рассматриваемом примере, активная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Р в БУ и узле 8: Рп = Рген1 + Рген6 = 283,6 + 40 = 323,6 МВт. В соответствии с заданным условием баланс Ррасп ≥ Рп выполняется. Реактивная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Q в БУ №1 и узде 8: 𝑄п = 𝑄ген1 + 𝑄ген6 = 251,9 + 15 = 266,9 Мвар. Максимальная располагаемая реактивная мощность 𝑄расп = Рп ∙ 𝑡𝑔𝜑 = 323,6 ∙ 0,62 = 200,94 Мвар. Условие 𝑄расп ≥ 𝑄БУ выполняется, поэтому установка компенсирующих устройств по балансу реактивной мощности )основных компенсирующих устройств) не требуется. 9 Расчёт минимального режима Минимальный режим электрической сети имеет место при минимальных нагрузках всех подстанций и при нормальной схеме сети. Значения мощностей при это режиме указаны в таблице 9.1. Расчёт данного режима выполняется аналогично максимальному, при этом в исходные данные вносятся следующие изменения: а) активные и реактивные нагрузки всех подстанций уменьшаются в соответствии с заданием варианта; б) при необходимости можно уменьшить значение напряжения в БУ. В данном случае до 227 кВ; в) не учитываются (отключаются) КУ, если они выбраны по условиям максимального режима. 34 Таблица 9.1 - Данные узлов при минимальных нагрузках Узлы Мощность P, МВт Q, Мвар 3 6 22,5 17,5 11,45 8,4 7 17,5 8,4 10 20 17,6 12 25 22 13 15 18 15 25 12,8 17 15 6,9 В таблице 9.2 приведена информация об узлах. Таблица 9.2 - Результат расчёта в RastrWin узлов при минимальном режиме Далее в таблице 9.3 приводятся результаты минимального режима. Таблица 9.3 - Результат расчёта в RastrWin при минимальном режиме 35 Как показывает предварительный анализ результатов, минимальный режим приемлем для сети. По сравнению с максимальным режимом возросли уровни напряжений в узлах, что объясняется главным образом уменьшением падений напряжений в ветвях. Существенно уменьшились суммарные потери мощности в сети (таблица 9.4). 36 Таблица 9.4 - Данные ветвей в RastrWin при минимальном режиме 10 Расчёт послеаварийного режима Послеаварийный режим электрической сети имеет место при максимальных нагрузках всех подстанций и при отключении каких-либо элементов сети. Целесообразно из множества возможных послеаварийных режимов рассматривать наиболее тяжелый. В данном случае в качестве послеаварийного режима выбран режим максимальных нагрузок при отключенной линии Л-3. Для расчета этого режима внесены следующие изменения в исходные данные по сравнению с максимальным режимом: в массиве ветвей исключена ветвь 1-4. Результаты расчета послеаварийного режима приводятся в таблице 10.2. В таблице 10.1.1 приведена информация об узлах. 37 Таблица 10.1.1 - Результат расчёта в RastrWin узлов при аварийном режиме Предварительный анализ результатов расчёта послеаварийного режима показывает, что этот режим не приемлем для сети и необходимо установить КУ в узле 12 или 13 для регуляции напряжения. В данном случае установим генерацию реактивной мощности в узле 12, результаты узлов представлены на рисунке 10.1.2. Таблица 10.1.2 - Результат расчёта в RastrWin узлов при аварийном режиме и генерации реактивной мощности в узле 12 38 Таблица 10.2 - Результат расчёта в RastrWin при послеаварийном режиме В таблице 10.2 представлены потери мощности в ветвях. 39 Таблица 10.2 - Данные ветвей в RastrWin при послеаварийном режиме 11 Анализ режимов перспективной электрической сети. Значения параметров основных режимов работы сети, полученные в результате выполненных расчётов, позволяют осуществлять необходимый анализ: установить допустимость предполагаемых режимов для элементов сети, для потребителей; оценить режимы с точки зрения обеспечения требуемого качества электроэнергии. Это в свою очередь даёт возможность при необходимости выработать меры по изменению режимов с целью получения желаемых параметров, например, по требованию улучшения качества электроэнергии. В курсовом проекте ограничиваются рассмотрением лишь некоторых вопросов. 11.1 Выявление перегруженных элементов существующей сети Линия. Для каждой существующей линии необходимо проверить условие 40 2𝐼Э ≥ 𝐼𝑚𝑎𝑥 , где (14) 𝐼Э – ток, соответствующий экономический плотности тока; 𝐼𝑚𝑎𝑥 - ток в максимальном режиме. 𝐼Э ≥ 𝑗ЭК ∙ 𝐹, где (15) 𝐹 – сечение провода линии, мм2 ; 𝑗ЭК – экономическая плотность тока (для рассматриваемого случая можно брать 𝑗ЭК = 1 А мм2 ). Если это условие нарушается, то необходимо предусмотреть мероприятия по усилению сети. Наиболее целесообразными из них являются: добавление второй цепи линии, замена существующей линии другой следующего класс номинального напряжения. В курсовом проекте эти вопросы детально не рассматриваются. Данные для проверки условия перегрузки линий приведены в таблице 11.1. Таблица 11.1 - Данные для проверки условия перегрузки линий Место установки 𝐼Э 𝐼𝑚𝑎𝑥 Л-1 Л-2 Л-3 Л-4 Л-5 Л-6 Л-7 400 178 300 74 480 543 240 213 240 315 150 228 120 44 Эти данные показывают, что для всех линий условие 2𝐼Э ≥ 𝐼𝑚𝑎𝑥 выполняется, поэтому усиление сети не требуется. Трансформаторы. Для каждого из трансформаторов существующей сети необходимо проверит условие 41 𝑆НОМ ≥ 0,65𝑆ПС , где (16) 𝑆НОМ – номинальная мощность одного трансформатора; 𝑆ПС - мощность, проходящая через оба трансформатора в максимальном режиме. Если это условие нарушается, то необходимо предусмотреть замену трансформатора. Замена осуществляется на трансформаторы, следующие по шкале номинальной мощности. При этом следует учитывать, что фундаменты существующих трансформаторов позволяют это сделать, если не было подобной замены раньше. Данные для проверки условия перегрузки трансформаторов приведены в таблице 11.2 Таблица 11.2 - Данные для проверки условия перегрузки трансформаторов Место установки п/ст А п/ст Б п/ст В п/ст Д 𝑆НОМ , МВА РПС , МВт 𝑄ПС , МВар 𝑆ПС , МВА 200 63 63 40 70 45 80 40 33,6 22,9 74,6 45,2 77,64 50,5 109,3 60,35 Анализ показал, что в максимальном режиме сети существующие трансформаторы и автотрансформаторы не перегружается, кроме трансформатора на п/ст В – ТРДЦН 63/110. Заменим его на ТРДЦН 80/110. 11.2 Регулирование напряжения на подстанции Анализ уровней напряжений на шинах низкого напряжения подстанций показал, что в некоторых случаях требуется осуществить выбор необходимых ответвлений трансформаторов (необходимых коэффициентов трансформации) для того, чтобы оценить возможность регулирования напряжения на шинах низкого напряжения подстанций с целью приближения их к желаемым значениям. 42 В соответствии с требованиями ПУЭ для обеспечения встречного регулирования на шинах НН подстанций должны поддерживаться следующие уровни напряжения (это желаемые напряжения): не ниже 1,05𝑈ном -в максимальном режиме; 𝑈ном -в минимальном режиме; не ниже 𝑈ном -в послеаварийном режиме, Где 𝑈ном – номинальное напряжение сети, которая питается от данной подстанции. Обеспечить необходимые уровни напряжения можно путём изменения коэффициентов трансформации. Для этого надо осуществить выбор ответвлений трансформатора в каждом режиме. Требуемое напряжение ответвления на обмотке ВН понижающего трансформатор может быть определено по формуле 𝑈отв = 𝑈в′ где 𝑈Нном , 𝑈жел.Н (17) 𝑈Нном – номинальное напряжение обмотки НН; 𝑈жел.Н – желаемое напряжение на обмотке НН; 𝑈в′ - напряжение на шинах НН, приведённое к высшему. Это напряжение в точке, примыкающей к обмотке ВН идеального трансформатора схемы замещения. После расчёта величины 𝑈отв выбирают ближайшее стандартное значение 𝑈отв.ст 2. Затем проверяют фактические напряжения 𝑈факт.Н на обмотках НН всех новых подстанций для каждого расчётного режима: 43 𝑈факт.Н = 𝑈В′ 𝑈НН , 𝑈отв.ст (18) Если с помощью коэффициентов трансформации не удаётся обеспечить требуемые уровни напряжений, необходимо предусмотреть дополнительные меры: КУ, линейные регулировочные трансформаторы. 𝑈отв.ст можно также определять по выражению 𝑈отв.ст = 𝑈Вном ± где 𝑛∙𝐸 ∙𝑈 , 100 Вном (19) 𝑈Вном – номинальное напряжение обмотки ВН трансформатора; n – номер ответвления; E – цена ступени регулирования % (знак и величина n в этом выражении подбираются в зависимости от значения 𝑈отв ) Например, для трансформаторов 110 кВ количество ступеней и диапазон регулирования определяется 91,78 %. В курсовом проекте допускается выбор ответвлений лишь для новых подстанций. Оценка уровней напряжений на шинах вторичного (низкого) напряжения новых подстанций показывает, что принятые в расчётах коэффициенты трансформации не обеспечивают требуемые уровни напряжения в рассмотренных режимах. Осуществим выбор необходимых ответвлений (коэффициентов трансформации) трансформаторов новых тупиковых Напряжение ответвления подстанций. Подстанция Г. Максимальный режим. трансформаторов определяется по формуле: 44 𝑈отв = 𝑈в′ 𝑈Нном . 𝑈н.ж. (20) Напряжение на шинах НН, приведённое к высшему напряжению 𝑈в′ = 𝑈в − где 𝑃𝑅 + 𝑄𝑋 . 𝑈в (21) 𝑈в – значения напряжения на шинах ВН; P, Q – потоки мощностей в обмотках трансформаторов; R,X – сопротивление схемы замещения трансформаторов. Подставив численные значения, получим: 𝑈в′ = 𝑈в − 𝑃𝑅 + 𝑄𝑋 50 ∙ 1,43 + 29 ∙ 46,18 = 235,52 − = 229,53; 𝑈в 235,52 𝑈отв = 𝑈в′ 𝑈Нном 121 = 229,35 = 241,5кВ. 𝑈н.ж. 115 Выбираем ближайшее стандартное напряжение ответвления 𝑈отв.ст = 230 + 2 ∙ 0,02 ∙ 230 = 239,2 кВ. Фактическое напряжение на обмотках НН 𝑈факт.Н = 229,53 ∙ 121 = 116,1 кВ. 239,2 Минимальный режим. Расчёт выполняется аналогично по данным этого режима: 𝑈в′ = 224,47 − 25 ∙ 1,43 + 14 ∙ 46,18 = 221,4 кВ 224,47 45 121 = 243,5 кВ 110 𝑈отв = 221,4 𝑈отв.ст = 230 + 3 ∙ 0,02 ∙ 115 = 243,8 кВ 121 = 109,88 кВ 243,8 𝑈факт.Н = 221,4 ∙ Послеаварийный режим. 𝑈в′ = 228,38 − 50 ∙ 1,43 + 29 ∙ 46,18 = 222,2 кВ 228,38 121 = 244,4 кВ 110 𝑈отв = 222,2 𝑈отв.ст = 230 + 3 ∙ 0,02 ∙ 230 = 243,8 кВ 𝑈факт.Н = 222,2 ∙ 121 = 110,27 кВ 243,8 Подстанция Е. Максимальный режим. 𝑈в′ = 116,11 − 30 ∙ 1,48 + 17 ∙ 27,77 = 111,66 кВ 116,11 𝑈отв = 111,66 11 = 116,97 кВ 10,5 𝑈отв.ст = 115 + 1 ∙ 0,0178 ∙ 115 = 117,04 кВ 𝑈факт.Н = 111,66 ∙ 11 = 10,49 кВ 117,04 Минимальный режим. Расчёт выполняется аналогично по данным этого режима: 𝑈в′ = 114,68 − 15 ∙ 1,48 + 8 ∙ 27,77 = 112,55 кВ 114,68 𝑈отв = 112,55 11 = 123,8 кВ 10 46 𝑈отв.ст = 115 + 5 ∙ 0,0178 ∙ 115 = 123,19 кВ 𝑈факт.Н = 112,55 ∙ 11 = 10,05 кВ 123,19 Послеаварийный режим. 𝑈в′ = 111,64 − 30 ∙ 1,48 + 17 ∙ 27,77 = 107,01 кВ 111,64 𝑈отв = 107,01 11 = 117,7 кВ 10 𝑈отв.ст = 115 + 1 ∙ 0,0178 ∙ 115 = 117,04 кВ 𝑈факт.Н = 107,01 ∙ 11 = 10,05 кВ 117,04 Результаты расчётов по выбору отпаек трансформаторов сведены в таблице 11.3. Таблица 11.3 - Результаты расчётов по выбору отпаек трансформаторов П/ст Е Г Режим макс. мин. пар. макс. мин. пар. Напряжение до Напряжение регулирования, после кВ регулирования, кВ 10,2 10,49 10,26 10,05 9,77 10,05 120,91 116,1 116,55 109,88 117,05 110, Напряжение Коэффициент ответвления, трансформации кВ 115+1*1,78% 115+5*1,78% 115+1*1,78% 230+2*2% 230+3*2% 230+3*2% 0,087 0,082 0,083 0,5 0,478 0,48 11.3 Оценка экономичности режимов В курсовом проекте оценка экономичности режимов осуществляется упрощённо по величие суммарных потерь активной мощности в сети ∑ ∆Р, %. Эта величина сравнивается с некоторым нормативным значением ∑ ∆Рнорм , %. Величина ∑ ∆Рнорм , %, зависит от конкретных условий: объёма сети, вида сети, характера потребителей и т.п. 47 Для сетей, подобных рассматриваемым в данном курсовом проекте, можно ориентироваться на ∑ ∆Рнорм , % ≈ 2,5%. (22) Если в максимальном режиме ∑ ∆Р, % > ∑ ∆Рнорм , %, то делается вывод о том, что режим недостаточно экономичный и предполагаются мероприятия по уменьшению потерь мощности. Например, установка дополнительных КУ. В рассматриваемом примере суммарные потери активной мощности в % равны ∑ ∆Р ∑ ∆Р′ + ∑ ∆Р𝑋𝑋 7,89 + 0,352 ∑ ∆Р, % = ∙ 100 = ∙ 100 = ∙ 100 = 2,5% РБУ + РС РБУ + РС 283,6 + 40 Здесь значение ∆Р′ взято из таблице 8.7, величина ∑ ∆Р𝑋𝑋 определена по паспортным данным трансформаторов всех подстанций. Видно, что суммарные потери активной мощности в максимальном режиме перспективной электрической сети не превышают усреднённое нормативное значение. Следовательно, необходимо предусматривать радикальных мероприятий по снижению потерь электроэнергии. 48 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В результате курсовой работы был разработан вариант развития сети, обеспечивающий необходимую надежность снабжения потребителей электроэнергией требуемого качества, удобство и безопасность эксплуатации, гибкость схемы, возможность дальнейшего развития. Анализ режимов сети максимального, минимального, послеаварийного показал, что вариант развития сети является приемлемым как с точки зрения энергетики, так и с точки зрения экономики. 49 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Учебно-методическое пособие к курсовому проекту по дисциплине «Проектирование развития электрических сетей» / Сост.: И.Д. Кудинов, Н.А. Ковалева, Г.И. Булочкин. Новочеркасск: НПИ, 2015. – 51 с. 2. Справочник по проектированию электрических систем / под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М.: Энергия, 1977. – 287 с. 3. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2009. – 392 с. 50
