Линия электропередачи напряжением 500 кВ

метки: Электропередача, Расчет, Мощность, Линия, Нагрузка, Напряжение, Данные, Промежуточный

Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11.

Произведём расчёт линии Л — 2.

Р _л2 = P_сис — ДР_К2 /2 = 436,5 — 3,04/2 = 435 МВт

Q _л2 = Q_сис + U₂ ²

• Y₂ /2 = -100 + 500² ·1,543·10^-3 /2 = 92,9 МВАр

ДР _л2 = = 9,6 МВт

ДQ _л2 = 90,5 МВAp

P _сис = Р_л2 — ДР_л2 = 435 — 9,6 = 425,4 МВт

Q _сис = Q_л2 — ДQ_л2 = 92,9 — 90,5 = 2,4 МВАр

U _сис = = 491,1 кВ

Q” _сис = Q_сис + U_сис ²

• Y₂ /2 = 2,4 + 491,1² ·1,543·10^-3 /2 = 187 МВAp

сosц _сис = cos(arctg) = 0,91

Произведём проверку режима:

1) U _ННдоп ^min = 10,45кВ <U_НН = 10,5 кВ < U_ННдоп ^max =11,55кВ

2) U _СН = 226,4? U_СНдоп ^max = 253 кВ

3) U _Гдоп ^min =14,96 кВ < U_г = 15,56 кВ < U_Гдоп ^max =16,54 кВ

4) cosц _гном = 0,91 > cosц_гном = 0,85

Рассчитанные основные рабочие режимы электропередачи требуют установки УПК 40%, двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11, трех групп реакторов 3•РОДЦ — 60 в начале линии 1, одной группы реакторов 3•РОДЦ — 60 в конце линии 1 и двух групп реакторов 3•РОДЦ — 60 в начале линии 2.

2.4.4 Расчёт режима синхронизации на шинах промежуточной подстанции

В этом случае линия головного участка электропередачи включена со стороны станции и отключена со стороны промежуточной подстанции. При этом приемная подстанция питается от приемной системы по второму участку электропередачи. Напряжение на шинах подстанции определяется обычным путем, исходя из того, что синхронизация осуществляется в режиме максимальных нагрузок.

Рассчитаем участок электропередачи система — промежуточная подстанция.

Параметры схемы замещения:

ЛЭП 2: R ₂ = 12,155 Ом; Х₂ = 114,31 Ом;

Y ₂ = 1,153·10^-3 См ДР_К2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Изоляция высоковольтных линий электропередач

1. Выбор изоляции воздушной линии электропередачи 1.1 Изолирующая подвеска проводов При разработке изолирующей подвески в первую очередь необходимо ... подвеса провода выбрана правильно. 2. Определение параметров расчетной схемы 2.1 Определение параметров воздушной линии электропередачи Для проведения дальнейших расчетов необходимо рассчитать следующие параметры ВЛ: индуктивности, емкости, волновое ...

Трансформатор ПС: Х _t2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Х_tн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

Примем Р ₃ = 1,05·Р_ПС = 546 МВт; Q₃ = 0

U _сис = 510 кВ

Р” _л2 = P₃ — ДР_К2 /2 = 546 — 3,04/2 = 544,5 МВт

Q” _л2 = U₂ ²

• Y₂ /2 = 500² ·1,543·10^-3 /2 = 208,6 МВАр

Определим значение реактивной мощности, при которой напряжение U ₂ не будет превышать 500 кВ.

Q” _л2 =-13,3 МВАр

Устанавливаем в конце второй линии группу реакторов 3·РОДЦ-60

Q _p = 180·(U_сис /525)² = 180·(510/525)² = 169,8 МВАр

Q” _л2 = Q”_л2 — Q_p = 208,6 — 169,8 = 38,7 МВАр

ДР” _л2 = = 13,9 МВт

ДQ” _л2 = 130.9 МВAp

Р _л2 = Р”_л2 — ДР”_л2 = 544.5 — 13,9 = 530,6 МВт

Q _л2 = Q”_л2 — ДQ”_л2 = 38,7 — 130,9 = -92,2 МВАр

U ₂ = = 488,3 кВ

Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.

Р _ат = Р_л2 — ДР_К2 /2 = 530,6 — 3,04/2 = 529 МВт

Q _ат = Q_л2 + U₂ ²

• Y₂ /2 = -92,2 + 488,3² ·1,543·10^-3 /2 = 91,8 МВАр

Q _ат = Q_ат — = 54,8 МВАр

U ₂ = = 482,5 кВ

U _сн = U₂ ·230/500 = 222 кВ

Р _н = 10 МВт

Р _атс = Р_ат — Р_н = 529 — 10 = 519 МВт

Q _атс = Р_атс

• tgц_пс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp

Q _нн = Q_ат — Q_атс = 54,8 — 151,4 = -96,6 МВAp

Q _нн = Q_нн — (Q_нн / U₂ )²

• X_tн2 = -98,9 МВAp

U _нн = (U₂ — Q_нн ·X_tн2 /U₂ )·(10.5/500) = 10,46 кВ

Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленных ранее.

U _нн = 10,46 < U^max _ск = 11,55 кВ.

Следовательно, режим допустим.

Теперь рассчитаем первый участок электропередачи.

Вторая цепь линии Л-1 отключена, на ГЭС в работе 1 генератор и 1 блочный трансформатор.

Для синхронизации необходимо чтобы напряжения на отключённом конце головного участка и на шинах промежуточной подстанции были равны.

U ₂ = 488,3 кВ

U ₂ = U₁ /cos(в₀ •L) = 525/ cos(1,111•10-³ •510) = 622,25 кВ

Тяговая трансформаторная подстанция

... - трансформаторные подстанции. Электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электрической энергии, называется электрической подстанцией. Линией электропередачи ( ... энергии, генераторов и трансформаторов называют то напряжение, при котором обеспечивается их нормальная и бесперебойная ... роль котла выполняет атомный реактор. Теплота, выделяющаяся в реакторе при делении ядер урана ...

Для уменьшения напряжения на открытом конце головного участка ставим реакторы в конце головной линии.

Определим необходимое количество этих реакторов:

U ₁ = 525 кВ

Z _c = Ом

в = Im= 1,111·10 ^-3 рад/км

А = cos(в·L ₁ ) = 0,844

А _э = 525/488,3 = 1,075

В = Z _c ·sin(в·L₁ ) = 150.45

Y _ртреб = (А_э — А)/В = 1,538·10^-3 См

Y _р = 180/525² = 6,531·10^-4 См

N = Y _ртреб / Y_р = 2,35

Т. о. устанавливаем две группы реакторов 3•РОДЦ — 60.

Тогда

U _2XX = = 504.7 кВ

Что неравно напряжению на шинах промежуточной подстанции, питающейся от системы, поэтому уменьшим напряжение в начале линии за счет регулирования возбуждения генератора станции.

U _2XX = = 490 кВ

Что равно напряжению на шинах промежуточной подстанции.

Определим возможность существования такого режима для генератора.

ЛЭП 1: R ₁ = 15,49 Ом; Х₁ = 149,665Ом;

Y ₁ = 2,111·10^-3 См ДР_К1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

Трансформатор ГЭС: Х _t1 = 89,5 Ом

Q _p = 180·(U_2ХХ /525)² = 180·(490/525)² = 147,9 МВАр

Q” _л1 =2·Q_p — U_2ХХ ²

• Y₁ /2 =2·147,9 — 490² ·2,111·10^-3 /2 = 56,7 МВАр

Q _л1 =Q”_л1 + (Q”_л1 /U_2XX )²

• X₁ = 58.9 МВAp

U ₁ = 510 кВ

Q _л1 = Q_л1 — U₁ ²

• Y₁ /2 =58,9 — 510² ·2,111·10^-3 /2 = -215,6 МВАр

Для уменьшения U _г ставим в начале головной линии группу реакторов 3•РОДЦ — 60.

Q _л1 = Q_л1 + Q_p = -215,6 + 147,9 = -67,7 МВАр

U _г = = 15,132 кВ

Q _г =Q_л1 + (Q_л1 /U₁ )²

• X_t1 = -66,3 МВAp

---

I _г = = -2,53 А

I _гном = = 9,531 А

I _г = 2,53 кА < I_{г ном} = 9,531 кА

Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Х _с = (j·Y₁ /2)^-1 = -j947.4 Ом

Х _р = j·525² /Q_р = j1864 Ом

Z ₁ = R₁ + jX₁ + Х_с

• Х_р /( Х_с + Х_р ) = 15.49 — j1777 Ом

Z _внеш = Z₁

• Х_с /( Z₁ + Х_с ) = 1,87 — j618 Ом

X _d = j·1.31·500² /306 = 1070 Ом

Z _вн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.

Т.к. X _d = 1070 Ом < X_вн = 1777 Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.

Рис.2.5. Зоны самовозбуждения генератора

2.3.5 Расчёт режима синхронизации на шинах передающей станции

В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны ГЭС.

Рис.2.6. Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах передающей станции

Значения U ₂ , P_C берем из предыдущего режима:

U ₂ =488,3 кВ, P_CИС =529 МВт

U _1хх = U₂ /cos(в₀ •?) = 488,3 /cos(1,111•10-³ •510) = 568,4 кВ.

Необходимо, чтобы U _1хх ? 525 кВ.

Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим там реакторы.

Z _c = Ом

в = Im= 1,111·10 ^-3 рад/км

А = cos(в·L ₁ ) = 0,844

А _э = 488,3 / 525= 0,914

В = Z _c ·sin(в·L₁ ) = 150.45

Y _ртреб = (А_э — А)/В = 4,646·10^-4 См

Y _р = 180/525² = 6,531·10^-4 См

N = Y _ртреб / Y_р = 0,7

Т. о. устанавливаем группу реакторов 3•РОДЦ — 60.

Тогда

U _{1 XX} = = 518,4 кВ

Q _p = 180·(U_1ХХ /525)² = 180·(518,4/525)² = 175,5 МВАр

Q _л1 = U_1ХХ ²

• Y₁ /2 — Q_p =518,4² ·2,111·10^-3 /2 — 175,5 = 108,1 МВАр

Q” _л1 =Q_л1 — (Q_л1 /U_1XX )²

• X₁ = 101,6 МВAp

Q ₂ = Q”_л1 + 488,3²

• Y₁ /2 = 101,6 — 488,3² ·2,111·10^-3 /2 = 353,3 МВАр

P _сис = Р_пс = 529 МВт

Q _сис = 91,8 МВAp

Q _ат = Q₂ + Q_сис =353,3 + 91,8 = 445,1 МВAp

U ₂ = 488,3 — Q_ат ·X_t2 /488,3= 488,3 — 445,1·30,55/488,3 = 459,9 кВ

Установим две группы реакторов 3•РОДЦ — 60

Q _ат = Q₂ + Q_сис — Q_p =353,3 + 91,8 — 2·175,5 = 94,2 МВAp

U ₂ = 488,3 — Q_ат ·X_t2 /488,3= 488,3 — 94,2·30,55/488,3 = 482,3 кВ

U _сн = U₂ ·220/500 = 221,8 кВ

Q _ат = Q_ат — 94,2 — ·30,55= 55,8 МВAp

Р _н = 10 МВт

Р _атс = Р_пс — Р_н = 529 — 10 = 519 МВт

Q _атс = Р_атс

• tgц_пс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp

Q _нн = Q_ат — Q_атс = 55,8 — 151,4 = -95,5 МВAp

Q _нн = Q_нн — (Q_нн / U₂ )²

• X_tн2 = -97,8 МВAp

U _нн = (U₂ — Q_нн ·X_tн2 /U₂ )·(10.5/500) = 10,49 кВ

Необходима установка двух СК типа КСВБ0-50-11.

Таким образом для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.

Таблица 2.1.

	Начало линии1	Конец линии1	ПС	Начало линии2	Конец линии2
Режим НБ	3x3xРОДЦ-60/500		2 х КСВБ0-50-11	2 x3xРОДЦ-60/500
Режим НМ	2 x3xРОДЦ-60/500	1 x3xРОДЦ-60/500	2 х КСВБ0-50-11	2 x3xРОДЦ-60/500
Режим ПАВ			2 х КСВБ0-50-11
Синхронизация на шинах ПС	1 x3xРОДЦ-60/500		2 х КСВБ0-50-11	2 x3xРОДЦ-60/500	2 x3xРОДЦ-60/500
Синхронизация на шинах ГЭС	1 x3xРОДЦ-60/500	2 x3xРОДЦ-60/500	2 х КСВБ0-50-11

Выводы: спроектирована электропередача от строящейся ГЭС, мощностью 1020 МВт в энергосистему, имеющую оперативный резерв 320 МВт, с промежуточной подстанцией, мощностью 520 МВт. Было выбрано два варианта электропередачи, удовлетворяющих условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей промежуточной подстанции, а так же приемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС. Для этих двух вариантов выбрали номинальные напряжения и сечения проводов участков электропередачи, схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции. Затем из двух вариантов выбрали первый. Критерием определения рационального варианта является минимум приведенных затрат (З ₁ = 4800 тыс. руб. З₂ = 6139 тыс. руб.).

Для выбранной электропередачи рассчитали основные режимы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Так же рассчитали режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции. В результате расчета режимов получили, что для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.

3.1. Анализ исходных данных

3.1.1 Характеристика электрифицируемого района

Сеть будем проектировать в Западной Сибири. Данному региону соответствует I район по гололёду и II по ветру. Регион находится в умеренном климатическом поясе. Среднегодовое количество осадков от 400 до 1000 мм. Максимальная температура воздуха +43°С, минимальная -37°С. В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение, металлургия и металлообработка, легкая, химическая, строительных материалов и пищевая промышленности.

3.1.2 Характеристика потребителей

В соответствии с заданием на проектирование развития сети районная электрическая сеть будет обеспечивать шесть пунктов потребителей электроэнергии, которые характеризуются следующими данными:

— в пункте 1 содержится 50% потребителей — I категории, 30% — II категории, 20% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 79 МВт;

• в пункте 2 содержится 70% потребителей — I категории, 20% — II категории, 10% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 33 МВт;
• в пункте 3 содержится 40% потребителей — I категории, 30% — II категории, 30% — III категории.

Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 20 МВт;

• в пункте 4 содержится 20% потребителей — I категории, 20% — II категории, 60% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 7 МВт;
• в пункте 5 содержится 10% потребителей — I категории, 40% — II категории, 750% — III категории.

Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 11 МВт;

• в пункте 6 содержится 25% потребителей — I категории, 25% — II категории, 50% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 25 МВт.

Во всех пунктах находятся промышленные предприятия и коммунальные потребители, часть потребителей каждого из пунктов относится к I категории электроснабжения, для которых перерыв в электроснабжении допускается только на время автоматического восстановления питания, значит электроприемники должны питаться по двухцепным линиям.

Номинальное напряжение вторичных сетей всех пунктов — 10 кВ.

3.1.3 Характеристика источников питания

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/diplomnaya/raschet-liniy-elektroperedach/

Источником питания ИП1 является мощная узловая подстанция. Она имеет следующие классы напряжений :220 кВ, 110 кВ и 35 кВ. Рассматриваемая сеть питается от напряжения класса 110 кВ.

В качестве источника питания ИП2 выступает мощная узловая подстанция 500/110/10 кВ.

3.2 Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

3.2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

Потребная мощность сети равна сумме максимальной зимней нагрузки и потерь мощности, которые составляют примерно 5 % от суммарной максималь-ной зимней нагрузки.

По заданным графикам нагрузки найдем суммарную зимнюю максимальную активную мощность нагрузки путем графического суммирования нагрузки каждого пункта (см. приложение 5).

Наибольшая мощность 139 МВт с 8 до 12 часов.

Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней. Аналогично получим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5).

Наименьшая мощность 30,5 МВт с 20 до 4 часов.

Принимаем график активной мощности источника питания ИП1 равной значению Р _ИП сети до реконструкции, наибольшая мощность ИП1:

Р _ИП1 = 90,6 МВт

Рассчитаем наибольшую активную мощность балансирующего источника питания ИП2(без учета потерь):

Р _ИП2 = Р_?Зmax — Р_ИП1 = 139 — 90,6 = 48,4 МВт

Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом числа суток:

Полученные результаты сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

Годовое потребление электроэнергии

№ пункта	1	2	3	4	5	6
Wзим, МВт	1074	501,6	272	106,4	149,6	340
Wлет, МВт	537,2	250,8	136	523,2	74,8	170
Wгод, МВт	303500	141700	76840	30060	42260	96050

3.2.2 Составление баланса реактивной мощности

Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерь реактивной мощности в трансформаторах, за вычетом зарядной мощности линий.

где — потребная реактивная мощность,

• суммарная реактивная максимальная мощность нагрузки,
• потери реактивной мощности в линиях,
• потери реактивной мощности в трансформаторах,
• зарядные мощности линий.

Найдем потери реактивной мощности в трансформаторах, которые составляют 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Максимальная полная мощность — в период с 8 до 12 часов:

Найдем суммарную максимальную зимнюю реактивную мощность нагрузки, путем графического суммирования графиков нагрузки каждого пункта (см. приложение 5).

Наибольшая мощность 60,52 Мвар с 8 до 12 часов.

Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней. Аналогично получим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5).

Наименьшая мощность 14,03 Мвар с 20 до 4 часов.

Тогда получим:

Реактивной мощности, вырабатываемой системой, недостаточно для покрытия потребности потребителей, поэтому на всех пунктах необходима установка компенсирующих устройств.

Найдем cosц _{ср. взв}

Таблица 3.2

Расчет желаемой реактивной мощности в пунктах

№ пункта	№1	№2	№3	№4	№5	№6
	0,456	0,484	0,456	0,426	0,484	0,426
	40	33	20	7	11	25
	24,9	10,94	6,06	1,91	3,65	7,133

Подберём необходимое число компенсирующих устройств для каждого пункта. Количество батарей должно быть кратным двум, лучше четырём.

Новое значение реактивной мощности и cosц:

Расчет сведем в таблицу П5.5 (приложение 5).

3.3 Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети

3.3.1 Составление рациональных вариантов схем сети

Составим несколько вариантов схем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий электропередач.

Схема должна быть надежной, гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающих в результате изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях.

Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды.

Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов — линий и подстанций.

Исходя из этих требований рассмотрим два варианта развития сети (рис. см. в приложении 6).

3.3.2 Предварительный выбор напряжения

Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двухцепные (N = 2).

Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий. Выбор будем производить по формуле Илларионова Г. А.:

Произведем выбор напряжения линий для вариантов схем сети. Результат представим в виде таблицы П6.1 (приложение 6).

Таким образом, в данном варианте развития существующие линии сохраняют свой класс напряжения, а вновь сооружаемые имеют 110 кВ.

Для второго варианта линии 1-2, ИП1-2, ИП1-3, 1-4, ИП2-1 такие же как и в первом варианте. Следовательно рассмотрим линии 1-5 и 5-6. (таблица П6.2, приложение 6).

Таким образом, получили, что необходим перевод линии 1-5 с 35 на 110 кВ. Новая линия 5-6 имеет 110 кВ.

3.3.3 Выбор сечений проводов

Критерием для выбора сечений проводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Выбор сечений проводов производится на основе метода экономических токовых интервалов в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, материала и цепности опор.

Район по гололеду: I

Тип опор: ВЛ-110 кВ — железобетонные (Ж/Б), ВЛ-35 кВ — стальные.

Число цепей: N = 2

Находим расчетную токовую нагрузку:

Выбираем сечение провода по таблице 7.8 [2]:

Выбранное сечение провода необходимо проверить по трем условиям:

Произведем выбор проводов для всех линий, а так же проверим их по трем условиям. Результаты сведем в таблицу (см. приложение 7).

Аналогично для второго варианта (см. табл. П7.2, приложение 7).

3.3.4 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов двухтрансформаторных подстанций определяется аварийным режимом трансформатора. Мощность необходимо выбрать такой, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся трансформатор мог обеспечивать, с допустимой аварийной перегрузкой 40% в течение 5 суток длительностью не более 6 часов в сутки, бесперебойное электроснабжение потребителей.

Все подстанции — двухтрансформаторные.

Найдем полную максимальную мощность, протекающую через трансформатор:

Выбираем трансформатор с РПН (регулированием напряжения под нагрузкой).

Сначала на нагрузочную способность проверяем трансформатор с ближайшей меньшей к S _{ТР.РАСЧ.} мощностью.

Найдем эквивалентную начальную нагрузку:

Найдем эквивалентную нагрузку для периода перегрузки.

По таблице 1.36 [3] для данной системы охлаждения при заданной температуре окружающей среды в послеаварийном режиме находим К _2доп , если К_2доп < К₂ , то по нагрузочной способности трансформатор не проходит.

Тогда проверяем по нагрузочной способности трансформатор со следующей по шкале мощностью.

Проверим возможность использования трансформатора ПС1 ТРДН-40000/110, а так же выберем трансформатор ПС6 и ПС5 во 2-м варианте (замена трансформатора 35 кВ на 110 кВ).

Расчет представлен в приложении 8.

3.3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

В предыдущих пунктах для двух вариантов схем было выбрано номинальное напряжение линий, сечения проводников и трансформаторы у потребителей. Для дальнейшего выбора одного варианта из двух, необходимо провести их технико-экономический расчёт. Наиболее рациональным будет вариант с минимумом приведенных затрат.

Рассмотрим только вновь сооружаемую часть схемы: ВЛ6, ВЛ7, ПС6, а так же учтем изменения в существующей схеме: ПС1(ОРУ ВН и трансформаторы), ВЛ5 и ПС5 (перевод линии и подстанции с 35 кВ на 110 кВ во втором варианте).

Выполнив расчеты получили:

З ₁ = 0,12·2653 + 222,63 = 541 тыс. руб.

З ₂ = 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.

Подробно результаты расчета представлены в приложении 9.

Оценим разницу в % : |З ₁ — З₂ | / З₁ = (589-541) /541 = 0,089 = 8,9%

Разница в затратах двух вариантов составляет более 5%, значит для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант 1.

3.4 Расчёты параметров основных режимов работы сети

3.4.1 Составление схемы замещения и определение её параметров

Расчётная схема электросети составляется из схем замещения линий электропередачи, трансформаторов, автотрансформаторов, реакторов, батарей конденсаторов.

В подразделе 3.3 выполнено технико-экономическое сравнение выбранных вариантов сети и вариант 1 принят как лучший для дальнейших расчётов.

Дальнейший расчёт ведём для варианта 1.

,где

N-число цепей линии, Ro (Ом/км) -погонное активное сопротивление линии,

Хо (Ом/км) — погонное индуктивное сопротивление линии,

Во (См/км 10 ^-4) — погонная проводимость линии,

L(км)-длина линии

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивление необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.

Рис.3.1 Схема замещения электрической сети

3.4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок

Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения:

1)загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потоком мощности;

2)сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;

3)уровня напряжения в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах; потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь;

— При анализе ожидаемых в перспективе установившихся режимов следует различать расчетные длительные (регулярные) потоки мощности по сети, которые могут иметь место в нормальных режимах работы энергосистем, и расчетные максимальные (нерегулярные) потоки, определяемые случайными отклонениями от нормальных режимов.

На формирование потоков реактивной мощности кроме факторов, определяющих потоки активной мощности, значительное влияние оказывают потери реактивной мощности в сети и зарядная мощность линии. Обычно рассматриваются следующие режимы работы:

1) Режим наибольших нагрузок;

2) Режим наименьших нагрузок;

3) Послеаварийные режимы:

а) Отключение одной цепи наиболее загруженной линии в режиме зимнего максимума

б) Отключение одного из двух трансформаторов (наиболее мощного) в режиме зимнего максимума.

Расчёт режимов электрической сети произведём с помощью ЭВМ программой RUR (ERURrur.exe).

Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе в зимний период.

Исходные данные для расчета рекомендуется подготовить в следующей последовательности:

1. Составить граф электрической сети (рис.3.12).

2. Параметры узлов, параметры ветвей оформить в виде таблиц.

Ввод исходных данных производится следующим образом. Создается единая информационная база данных, где под каждый элемент отводится своя унифицированная форма записи.

Форма записи для узлов:

• Номер узла, код узла (признак задания исходных данных) Uo, P; Q.

Код= | 3, исходные данные (Р,Q);

| 2, введение дополнительного узла, исходные данные (д,Q)

| 1, опорные узлы, исходные данные (U, Р);

| 0, балансирующий узел совмещен с базисным, исходные данные(U,д)

Uо[кВ] — либо номинальное напряжение, либо напряжение, которое будет задаваться.

Р[МВт], Q[Мвар] — активная и реактивная мощность нагрузки или генерации в узлах.

Форма записи для ветвей:

• Номера начала и конца ветви, R, Х [Ом] — соответственно активное и реактивное сопротивление ветви;
• G, В [мкСм] — соответственно действительная и мнимая составляющая поперечной проводимости (для ВЛЭП задается на всю длину), Кт и -модуль и аргумент коэффициента трансформации.

Для линий электропередачи используется II-образная схема замещения, а для трансформаторных ветвей — Г-образная схема замещения.

Проводимости G и В тpaнcфopмaтоpа приводятся к напряжению начала ветви, сопротивления R и Х — к напряжению конца ветви. Началом трансформаторной ветви является низшее напряжение Кт=Ui/Uj. Признак воздушной ЛЭП (ВЛЭП) Кт=0. Для ВЛЭП В<0 — емкостной характер, для трансформатора В>0 — индуктивный характер.

В расчетной схеме узлы нумеруются в произвольной последовательности, начиная с первого. Базисному узлу присваивается наибольший номер.

Результаты расчета и исходные данные для режима наибольших нагрузок приведены в таблицах приложения 10.

Анализ режима наибольших нагрузок: Получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10.5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Выбранные провода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линий представлено в таблице.

Таблица 3.3 Анализ режима наибольших нагрузок

Линия	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7
U, кВ	110	110	110	35	35	110	110
Марка провода	АС-120/19	АС-150/24	АС-70/11	АС-70/11	АС-95/16	АС-95/16	АС-120/19
I доп , А	390	450	265	265	330	330	390
Данные расчета режима на ЭВМ
Р, МВт	55,6	31,4	20,4	7,5	6,9	25,8	51,2
I, А	356	365	108	128	117	142	379

3.4.3 Расчет и анализ режима наименьших нагрузок

Для режима наименьших нагрузок необходимо рассматривать минимальную нагрузку в системе в летний период. Считаем, что в летний период все компенсирующие устройства отключены.

Результаты расчета и исходные данные для режима наименьших нагрузок приведены в в приложении 10.

Анализ режима наименьших нагрузок: Получили в первом, третьем, четвёртом, пятом пунктах напряжение у потребителя больше требуемого ПУЭ U=10кВ, а во втором — меньше требуемого. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Выбранные провода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линий представлено в таблице.

Таблица 3.4

Анализ режима наименьших нагрузок

Линия	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7
U, кВ	110	110	110	35	35	110	110
Марка провода	АС-120/19	АС-150/24	АС-70/11	АС-70/11	АС-95/16	АС-95/16	АС-120/19
I доп , А	390	450	265	265	330	330	390
Данные расчета режима на ЭВМ
Р, МВт	11,3	18,2	2	1,4	2,3	2,5	11,2
I, А	71	104	13	26	41	15	94

3. 4.4 Расчет и анализ послеаварийного режима

а) Пусть произошло отключение одной цепи на наиболее загруженной линии ВЛ ИП1-2. Т.к. ПС2-ответвительная, то произойдёт отключение и одной цепи на линии ВЛ2-1.При этом оба трансформатора подстанции №1 остаются в работе, следовательно, изменятся только параметры линии ВЛ ИП1-2, ВЛ 2-1.

Результаты расчета и исходные данные для послеаварийного р ежима (ЛЭП) приведены в приложении 10.

Анализ: при отключении одной цепи наиболее загруженной линии получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10,5кВ.Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН.

Таблица 3.5

Анализ режима аварийного отключения одной цепи наиболее загруженной линии

Линия	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7
U, кВ	110	110	110	35	35	110	110
Марка провода	АС-120/19	АС-150/24	АС-70/11	АС-70/11	АС-95/16	АС-95/16	АС-120/19
I доп , А	390	450	265	265	330	330	390
Данные расчета режима на ЭВМ
Р, МВт	57,2	20,4	20,4	7,5	6,9	25,8	59,9
I, А	342	229	108	130	119	144	383

Таким образом, при выходе из работы одной цепи, вторая цепь позволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения (хотя и при падении надёжности).

б) Отключение самого мощного трансформатора ТДТН — 63000/110 подстанции №1 в режиме наибольших нагрузок, тогда параметры трансформатора изменятся следующим образом: сопротивления обмоток увеличатся в два раза, а потери холостого хода уменьшатся в два раза:

Результаты расчета и исходные данные для послеаварийного режима (трансформатор) приведены в приложении 10.

Анализ: при отключении одного самого мощного трансформатора ТДТН — 63000/110 подстанции №1 мы получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН.

Таблица 3.6

Анализ режима отключения наиболее мощного трансформатора

Линия	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7
U, кВ	110	110	110	35	35	110	110
Марка провода	АС-120/19	АС-150/24	АС-70/11	АС-70/11	АС-95/16	АС-95/16	АС-120/19
I доп , А	………..

Страницы: | [2] | 3 | 4 | 5 | 6 |