Электрические системы и сети (151143)

Посмотреть архив целиком

1 Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств


Составим и рассчитаем баланс активной мощности:



-активная мощность ТЭЦ

- активная мощность энергосистемы

- потери активной мощности в линиях и трансформаторах

Расчет суммарной активной мощности:



Потери активной мощности в линиях и трансформаторах принимаем в размере от 2% от суммарной активной мощности i-го потребителя:



Находим активную мощность, которую необходимо потребить у РПП:






Составим и рассчитаем баланс реактивной мощности:



реактивная мощность ТЭЦ

- реактивная мощность энергосистемы

потери реактивной мощности в линиях и реактивная мощность, генерируемая воздушными линиями; в предварительных расчетах принимаем их равными друг другу

- потери реактивной мощности в трансформаторах

Определяем реактивную мощность первого потребителя:



Аналогично производим расчеты потребляемой реактивной мощности для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Определяем полную мощность каждого потребителя:



Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Полная мощность всех потребителей:



Определяем потери реактивной мощности в трансформаторах.

Потери реактивной мощности в трансформаторах потребителей принимаем равными 10% от полной мощности:

Определяем потребляемую реактивную мощность:



Далее определяем реактивную мощность, получаемую от системы:







Сравнив реактивную мощность, получаемую от системы, с потребляемой, приходим к выводу, что имеется дефицит реактивной мощности, и необходима установка компенсирующих устройств (БСК). Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств:



Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств для каждого потребителя:



Для первого потребителя:



Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Принимаем к установке компенсирующие устройства с единичной мощностью 0,4 Мвар. Определяем количество компенсирующих устройств для первого потребителя:



Произведем уточненный расчет необходимой мощности компенсирующего устройства для первой подстанции:



Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Определим уточненную мощность компенсирующих устройств:





Проверяем баланс, исходя из условия:





0,033<0,2 значит будем считать, что баланс сошелся

Определим реактивную мощность, потребляемую на подстанциях потребителей после компенсации:


Для первого потребителя:



Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.


Таблица 1 – Расчет баланса и выбор компенсирующих устройств

потреб

Pi, МВт

tg

Qi, МВAp

, MBAp

ni,

шт

, MBAp

, МВАр

1

4,6

0,512

2,357

1,716

4

1,6

0,757

2

12

0672

8,064

5,871

15

6

2,064

3

21,1

0,936

19,754

14,382

36

14,4

5,354

4

26,4

0,963

25,446

18,526

46

18,4

7,046

5

17,6

0,991

17,439

12,697

32

12,8

4,639

6

26,2

0,963

25,253

18,386

46

18,4

6,853






2 Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта


Длины участков:

РПП-4=52 км; РПП-6=18 км; РПП-ТЭЦ=19 км; РПП-3=55 км;

ТЭЦ-6=16 км; ТЭЦ-1=17 км; ТЭЦ-4=46 км; 6-5=80 км; 6-1=20 км;

5-1=68 км; 5-2=116 км; 2-3=42 км; 2-4=56 км; 4-3=28 км.

Рисунок 1. Взаимное расположение источников и потребителей

Составление вариантов конфигурации сети.


Вариант 1. Радиально-магистральная сеть

Вариант 1 представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам. Все линии двухцепные.

Определяем общую длину линий:

Общая длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:


Вариант 2. Комбинированная сеть


Вариант 2 представляет собой комбинированную сеть, в ней потребители 4,2,3 и РПП объединены в кольцевую сеть, а также в кольцевую сеть объединены потребители 1,5,6 и ТЭЦ.

Общая длина линий:

Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:





Вариант 3. Комбинированная сеть


Вариант 3 представляет собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,3,2 объединены в кольцевую сеть, а также в кольцевую сеть объединены потребители 6,1 включающие в себя РПП и ТЭЦ.

Общая длина линий:

Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:


Вариант 4. Комбинированная сеть

Вариант 4 представляет собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,6,1 объединены в кольцевую сеть связывающую их с ТЭЦ и РПП.

Общая длина линий:

Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:


Вариант 5. Кольцевая сеть


Вариант 5 представляет собой кольцевую сеть, связывающую всех потребителей с ТЭЦ и РПП.



Существенный недостаток этого варианта – большая протяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возникающем после отключения одного из головных участков, общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой.

Варианты 2,3,4 относятся к одному принципу конфигурации сети. В них часть потребителей питается по кольцевой сети, часть – по радиально-магистральной. Среди вариантов этой группы сеть с наименьшей протяженностью линий является сеть, представленная вариантом 4.

Варианты 1 и 5 аналогов не имеют, сравнивать их не с чем, поэтому оставляем оба варианта для дальнейшего рассмотрения.

Таким образом, предварительный расчет и технико-экономическое сравнение будем проводить для вариантов 1, 4 и 5.






3 Приблизительный приближенный расчет трех отобранных вариантов


Расчетная схема варианта 1.


Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 3-2 равен мощности потребителя 2, то есть:



Поток мощности на участке 4-3 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 3:




Поток мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 2, а также наносим на расчетную схему.

Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке 1-2:






Принимаем ближайшее наибольшее стандартное значение 110 кВ.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 2.


Таблица 2 – Выбор номинального напряжения на участках цепи для варианта 1.

Участок

L, км

Pi, MBт

Qi, MBAp


UНОМ, кВ

3-2

42

12

2,064

48,305

110

4-3

28

33,1

7,418

76,941

110

РПП-4

52

59,5

14,464

103,338

110

1-5

68

17,6

4,639

58,575

110

6-1

20

22,2

5,396

63,215

110

РПП-6

18

48,4

12,249

87,344

110

ТЭЦ-РПП

19

-22

-7,985

62,798

110


Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов.

Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле:




ток наибольших (максимальных) нагрузок на каждом участке

полная мощность каждого участка

величина номинального напряжения учатка

Ток на участке 1-2:

Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.

Определяем расчетную токовую нагрузку линии.



- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 кВ принимается равным 1,05;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в максимум энергосистемы, для

принимаем 1,3.

Расчетная токовая нагрузка участка цепи:

Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.

Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду, и будут использоваться двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Расчетная токовая нагрузка участка не должна превышать токовую нагрузку выбираемого сечения. Выбранные таким образом сечения заносим в таблицу 3, в эту же таблицу заносим допустимую токовую нагрузку для данного сечения.






Таблица 3 – Сечения и марки проводов

Участок

Imax, A

Ip, A

Iпав, А

Сеч, мм2

Iдоп., А

Марка провода

3-2

31,992

43,669

63,984

70

265

АС-70/11

4-3

89,125

121,656

178,25

95

330

АС-95/16

РПП-4

160,885

219,608

321,77

150

450

АС-150/24

1-5

47,822

65,277

95,644

70

265

АС-70/11

6-1

60,026

81,935

120,052

70

265

АС-70/11

РПП-6

131,177

179,057

262,354

120

390

АС-120/19

ТЭЦ-РПП

61,492

83,937

122,984

70

265

АС-70/11


Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети.



Погонные активные и индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам и для удобства заносим их в таблицу 4.

=15% для 35-110 кВ в нормальном режиме;

=20% для 35-110 кВ в аварийном режиме.

Если потери напряжения в сети будут больше допустимых значений, то нужно предусмотреть дополнительные устройства регулирования напряжения или рассмотреть другой вариант сети.

Определяем активное и индуктивное сопротивления участка 1-2:

Определяем потерю напряжения на участке 1-2:

Определяем потерю мощности на участке 1-2:



Аналогичные расчеты проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 4.


Таблица 4 – Параметры линий

Участок

L, км

r0,Ом/км

R, Ом

x0, Ом/км

Х, Ом

ΔU, %

ΔP,МВт

3-2

42

0,422

8,862

0,444

9,324

1,037

0,118

4-3

28

0,301

4,214

0,434

6,076

1,525

0,439

РПП-4

52

0,204

5,304

0,42

10,92

3,378

1,692

1-5

68

0,422

14,348

0,444

15,096

2,666

0,428

6-1

20

0,422

4,22

0,444

4,44

0,972

0,198

РПП-6

18

0,244

2,196

0,427

3,843

1,267

0,501

ТЭЦ-РПП

19

0,422

4,009

0,444

4,218

1,007

0,198


Потеря напряжения в радиально-магистральной сети считается от источника до самого удалённого потребителя:




Для расчета берём участки, у которого самая большая потеря напряжения.



Потери напряжения при аварийном режиме меньше допустимых (20%).


Расчетная схема варианта 5.


Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:







Поток мощности на участке ТЭЦ-6 определяем по первому закону Кирхгофа:



Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 5, а также наносим на расчетную схему.

Выполним проверку посредством баланса мощностей.

Рассчитаем поток мощности, протекающей через участок В-4:






Поток мощности, рассчитанный таким образом, практически совпадает с потоком мощности этого же участка, рассчитанным по первому закону Кирхгофа.

Балансы активной и реактивной мощностей:





Будем считать, что баланс по обеим мощностям сошелся (табл.1).

Целесообразную величину напряжения определяем по участку В-4:



Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 кВ.

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично нахождению в радиально-магистральной схеме.

Как видно из расчетов, для всех проводов выполняется условие: , то есть они проходят по нагреву.





Таблица 5 – Параметры линий в нормальном режиме

Участок

P, МВт

Q, Мвар

сеч, мм2

r0, Ом/км

x0, Ом/км

L, км

R, Ом

X, Ом

ΔU, %

ΔP, МВт

А-ТЭЦ

30,854

5,223

240

0,118

0,435

19

2,242

8,265

0,232

0,045

ТЭЦ-6

52,854

13,208

240

0,118

0,435

16

1,888

6,96

0,396

0,116

6-1

26,654

6,355

240

0,118

0,435

20

2,36

8,7

0,244

0,037

1-5

22,054

5,598

240

0,118

0,435

68

8,024

29,58

0,708

0,086

5-2

4,454

0,959

240

0,118

0,435

116

13,688

50,46

0,226

0,006

2-3

7,546

1,105

240

0,118

0,435

42

4,956

18,27

0,155

0,006

3-4

28,646

6,459

240

0,118

0,435

28

3,304

12,18

0,358

0,059

4-В

55,046

13,505

185

0,159

0,413

52

6,136

22,62

1,329

0,407


Участок

Iпав, A

Iдоп., А

Марка провода

А-ТЭЦ

82,22

605

АС-240/32

ТЭЦ-6

143,14

605

АС-240/32

6-1

71,994

605

АС-240/32

1-5

59,782

605

АС-240/32

5-2

11,971

605

АС-240/32

2-3

20,037

605

АС-240/32

3-4

77,154

605

АС-240/32

4-В

148,917

605

АС-240/32










Самым тяжелым считается аварийный режим. За аварию примем выход из строя участка В-4. Тогда сеть превращается в радиально-магистральную.