Исходные данные
— Масштаб: в 1 клетке -8км;
— Коэффициент мощности наподстанции «А»: 0,9д о.е.;
— Напряжение на шинахподстанции «А», кВ: Umax=117 кВ, Uавар=109 кВ;
— Число часовиспользования максимальной нагрузки Тmax= 4500 ч. ;
— Максимальная нагрузка наподстанциях: Pmax,1= 17 МВт, Pmax,2= 23 МВт, Pmax,3=30МВт, Pmax,4= 27 МВт; Pmax,5=20МВт
— Коэффициенты мощностинагрузки на подстанциях имеют следующие значения: cos φ1= 0,79; cos φ2=0,8; cos φ3= 0,81; cos φ4= 0,81; cos φ5= 0,8.
Выбираем следующие схемы(рис. 1, 2)
/>/>
1. Выбор рациональнойсхемы
Выбор рациональной схемысети производится на основе технико-экономического составления ряда еевариантов. Сопоставляемые варианты обязательно должны отвечать условиямтехнической осуществимости каждого из них по параметрам основногоэлектрооборудования, а также быть равноценными по надежности электроснабженияпотребителей, относящихся ко второй категории.
Основное назначениеэлектрических сетей состоит в обеспечении надежного электроснабженияпотребителей энергосистемы электроэнергией надлежащего качества. Оно должноосуществляться при соблюдении требований к технико-экономическим показателямсети, т.е. при экономически оправданных и по возможности минимальных затратах.
2.Выбор номинальногонапряжения электрической сети
Предварительный выборноминального напряжения Uн линий производят совместно с разработкой схем сети,т.к. они взаимно дополняют друг друга. Все элементы электрической сети, а такжеэлектроприемники выполняются на определенное номинальное напряжения и могутработать при значениях напряжения, отличающихся от номинального лишь снекоторыми допусками. Все элементы сети обладают определенными сопротивлениями,поэтому токи в них вызывают изменение напряжения, в результате комплексныезначения напряжения во всех узлах сети получаются различными.
Величина Uн зависит отпередаваемой мощности. Напряжение, для выбранного варианта конфигурацииэлектрической сети предварительно определим по формуле Г.А. Илларионова:
Uном=/>(1)
где L — длина линии, км; P- передаваемая мощность на одну цепь, МВт.
В отличие от другихэкспериментальных выражений приведенная формула дает удовлетворительныерезультаты для всей шкалы номинальных напряжений переменного тока в диапазоне от35 до 1150 кВ.
Для определения напряжениянеобходимо сначала определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности:/>км; />км; />км; />км;/>км; />км
Рассчитаем перетокиактивных мощностей без учета потерь мощности.
Представим простейшийзамкнутый контур в виде линии с двухсторонним питанием (рис.3) и определимсоответствующие мощности. Задаем направление мощности. Если при расчетеполучается отрицательное значение мощности, то меняется направление мощности.
Рассмотрим одноцепнуюлинию А-1-2-А
/>
/>
По первому закону Кирхгофаопределим распределение мощности />:
/>
Рассмотрим двухцепныелинии
/>
/>
/>
Теперь мы можем определитьноминальные напряжения для каждой линии по формуле (1):
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Исходя из полученных результатов,видно, что схема 1 электрической сети будет выполняться на напряжение />
Для определения напряжениянеобходимо сначала определить длину линии и соответствующие передаваемыемощности: />км;/>км; />км;/>км; />км; />км
Рассчитаем перетокиактивных мощностей без учета потерь мощности:
Рассмотрим одноцепнуюлинию А-3-4-А
/>
/>
По первому закону Кирхгофаопределим распределение мощности />:
/>
Определим мощности,передаваемые по двухцепным линиям:
/>
/>
Определяем номинальноенапряжение сети:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Исходя из полученныхрезультатов, видно, что схема 2 электрической сети будет выполняться нанапряжение />
3. Баланс активной иреактивной мощности в электрической сети
Основной целью составлениябаланса мощности является обеспечение работы электрической системы сдопустимыми параметрами во всех режимах в течение года. Баланс составляетсяотдельно для активной и реактивной мощности. Следует отметить, что реактивная мощностьнагрузки электрической системы в большей мере, чем активная, определяетсяпотерями сети. Чем ближе к месту потребления реактивной мощностиустанавливаются компенсирующие устройства, тем меньше значения передаваемой поэлементам сети реактивной мощности и тем выше уровень напряжения в сети. Всеэто приводит к уменьшению потерь реактивной мощности в сети и к снижениюсуммарной установленной мощности компенсирующих устройств.
В процессе эксплуатации составлениебаланса мощности приходится выполнять систематически в целях выяснения условийработы электрической системы и ее отдельных частей с учетом фактическогоналичия оборудования, его текущего состояния и роста нагрузок.
Согласно формуле
/>(2)
определим наибольшуюсуммарную активную мощность, потребляемую в проектируемой сети, где
К-коэффициент наибольшейнагрузки п/ст, равный от 0,95 до 0,96;
∆Pc – суммарныепотери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки п/ст, принимается равным0,05
/>.
Для дальнейших расчетовопределим наибольшую реактивную нагрузку i-го узла /> [Мвар] и наибольшую полнуюнагрузку i-го узла />[МВ·А]:
/>,(3)
/>,(4)
где Рнб,i – максимальнаяактивная нагрузка i- ого узла.
Для 1-ой подстанции:
/>
Для 2-ой подстанции:
/>
Для 3-ей подстанции:
/>
Для 4-ой подстанции:
/>
Для 5-ой подстанции:
/>
Для 1-ой подстанции:
/>
Для 2-ой подстанции:
/>
Для 3-ей подстанции:
/>
Для 4-ой подстанции:
/>
Для 5-ой подстанции:
/>
Потребителями реактивноймощности в энергосистеме являются электроприемники промышленных предприятий,электрифицированный железнодорожный и городской транспорт, маломощнаядвигательная нагрузка населенных мест, в последнее время широкое применениебытовых приборов и люминесцентных светильников привело существенному увеличениюреактивной мощности. Значительная реактивная мощность теряется при ее передачи.Наибольшие потери имеют место в трансформаторах. Для оценки потерь реактивноймощности в трансформаторах воспользуемся формулой (5):
/>(5)
Так как мы рассматриваемэлектрическую сеть 110/10 кВ, то /> примем равным 1, выбираем изтаблицы 4.9 [1] в соответствии с данными нашей сети.
/>.
Суммарную наибольшуюреактивную мощность, потребляемую с шин электростанции или районной подстанции,являющихся источниками питания для проектируемой сети определим по формуле:
/>(6)
Для воздушных линий 110 кВв первом приближении допускается принимать равными потери и генерацииреактивной мощности в линиях, т.е. />0.
Отсюда:
/>
4. Выбор типа, мощности иместа установки компенсирующих устройств
В электрических сетяхустанавливают так называемые компенсирующие устройства. Компенсирующимиустройствами называют установки, предназначенные для компенсации емкостей илииндуктивной составляющей переменного тока. Условно их разделяют на:
а) устройства длякомпенсации реактивной мощности, потребляемой нагрузками и в элементах сети,-синхронные двигатели и поперечно включаемые батареи конденсаторов
б) устройства длякомпенсации реактивных параметров линии – продольно включаемые батареиконденсаторов, поперечно включаемые реакторы.
Компенсирующие устройства,кроме генерации реактивной мощности, потребляют некоторую активную мощность.При расчете рабочего режима мы эти величины не будем учитывать, так как ониоказывают сравнительно малое влияние на параметры режима.
Итак, полученное значениесуммарной потребляемой реактивной мощности /> сравниваем с указанным на проектзначением реактивной мощности />, которую экономическицелесообразно получать из системы в проектируемую сеть.
/>,(7)
где /> - коэффициент мощностина подстанции “А”.
/>
/>
При /> в проектируемой сетидолжны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которыхопределяется по формуле (8).
/> (8)
/>
Определим мощностьконденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции поформулам (9) и (10).
Так как проектируется сеть110/10кВ то базовый экономический коэффициент реактивной мощности />, а />, т.е. />
/>(9)
/>
/>
/>
/>
/>
Таблица 1№ узла Количество КУ Тип КУ 1 4 УКЛ – 10,5 – 2250 У3 2 4 УКЛ – 10,5 – 2700 УЗ 3 4 УКЛ – 10,5 – 3150 УЗ 4 4 УКЛ – 10,5 – 3150 У3 5 4 УКЛ – 10,5 – 2250 У3
Для 1-го узла: />
Для 2-го узла: />
Для 3-го узла: />
Для 4-го узла: />
Для 5-го узла: />
Определим реактивнуюмощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:
/>,(11)
где Qk,i – мощностьконденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции,Мвар.
/>
/>
/>
/>
/>
Полная мощность в узлах сучетом компенсирующих устройств:
/>,(12)
где Qi – реактивнаямощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств,Мвар.
/>
/>
/>
/>
/>
5. Выбор силовыхтрансформаторов понизительных подстанций
Количество трансформатороввыбирается с учетом категорий потребителей по степени надежности. Так как поусловию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1-ойкатегории и />,то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.
В соответствии ссуществующей практикой проектирования мощность трансформаторов на понижающихподстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки впослеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. По [3, табл. 5.18] выбираемсоответствующие типы трансформатора. Полная мощность ПС № 1 />, поэтому на ПС № 1необходимо установить два трансформатора мощностью />.
Результаты выборатрансформаторов приведены в таблице 2.
Таблица 2№ узла Полная мощность в узле, МВ·А Тип трансформатора 1 17,7
/> 2 24
/> 3 31,7
/> 4 28,1
/> 5 20,8
/>
Данные трехфазныхдвухобмоточных трансформаторов 110 кВ приведены в таблице 6.9 [1]. Запишемданные наших трансформаторов в таблицу 3.
Таблица 3
/>
/>
/> 16 25 Пределы регулирования
/>
/>
/> 115 115
/> 10,5 10,5
/> 10,5 10,5
/> 85 120
/> 19 27
/> 0,7 0,7
/> 4,38 2,54
/> 86,7 55,9
/> 112 175
6. Выбор сеченияпроводников воздушных линий электропередач
Существует несколькоспособов для выбора сечения проводников воздушных линий электропередач:
По условиям экономичности
По допустимым потерямнапряжения
По условиям нагрева
Определим распределениеполной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.
Схема 1
Рассмотрим линию сдвухсторонним питанием (А-1-2-А)
/>
/>
По первому закону Кирхгофаопределим переток мощности />:
/>
Рассмотрим двухцепныелинии
/>
/>
/>
Схема 2.
Рассмотрим линию сдвухсторонним питанием (А-5-4-А)
/>
/>
По первому закону Кирхгофаопределим переток мощности />:
/>
Рассмотрим двухцепныелинии
/>
/>
/>
Расчетную токовую нагрузкулинии определим по выражению:
/>,(13)
где αi – коэффициент,учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации лини, для линий 110 –220кВ принимается равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этогокоэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки;
/> - коэффициент, учитывающий числочасов использования максимальной нагрузки линии Тмахс. Выбирается по [ табл. 3.табл.3,13]./>;
Iнб – ток линии на пятыйгод ее эксплуатации в нормальном режиме, определяемый для линии питающей и распределительнойсети из расчета режима соответствующего максимальной нагрузки энергосистемы.
В нормальном режиме работысети наибольший ток в одноцепной линии равен :
/>(14)
В двухцепной линии:
/>(15)
Схема 2.
Тогда расчетная токоваянагрузка линии А – 1 в нормальном режиме:
/>
/>
В линии А – 3:
/>
В линии A – 2:
/>
В линии А – 4:
/>
В линии А – 5:
/>
В линии 5 – 4:
/>
Исходя из напряжения,расчетной токовой нагрузки, района по гололеду, материала опор и количествацепей в линии по [табл. 7.8, 1] выбираются сечения сталеалюминевых проводов.Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминевого провода равно 120 мм2.Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2 согласно [ табл. 9.5, 1]экономически не выгодно и не целесообразно. Так для линии А – 1 выбираем АС –120;
Для А – 2: АС – 120
Для А – 3: АС – 120
Для А – 4: АС – 120
Для А – 5: АС – 120
Для 4 – 5: АС – 120
Проверка выбранных сеченийпо допустимому нагреву осуществляется по формуле: />(16) где /> - наибольший ток в послеаварийномрежиме, А; /> -допустимый ток по нагреву, А [3, табл. 3.15].
Превышение температурыпроводника над температурой окружающей среды зависит от количества выделяемогов нем тепла, следовательно от квадрата длительного прохождения по нему тока, атакже от условий его охлаждения. Работа проводов и кабелей по условиям ихнагрева считается допустимой, если при заданной величине тока температурапроводника не превышает допустимого значения. Ток допустимый из формулы (16)зависит от удельной электрической проводимости материала и диаметра проводника.В практических расчетах сетей обычно пользуются годовыми таблицами длительнодопустимых токов нагрузки на провода и кабели из различных материалов и приразличных условиях прокладки. Таким образом, условие проверки выбранногосечения по нагреву записывается в виде формулы (16).
Наибольшая токоваянагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепилинии.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Аварийные токи:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
По [3, табл. 3.15].определяемдопустимые токи по нагреву и все полученные результаты запишем в таблицу 4.
Таблица 4Линия А – 1 А – 2 A – 3 А – 4 А-5 4-5
/> 48,7 66,1 87,3 86,2 48,2 8,81
F=/> 54,1 73,4 97 95,7 53,5 9,78
/> 97,5 132,26 179,7 269,49 269,49 114,6
/> 390 390 390 390 390 390 Марка провода АС 120/19 АС 120/19 АС 120/19 АС 120/19 АС 120/19 АС 120/19
При сравнении наибольшеготока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагревувыполняется неравенства (17) и, следовательно, выбранные провода удовлетворяютусловию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.
Схема1
Рассмотрим линию сдвухсторонним питанием (А-1-2-А)
/>
/>
По первому закону Кирхгофаопределим переток мощности />:
/>
Рассмотрим двухцепныелинии
/>
/>
/>
В нормальном режиме работысети наибольший ток в одноцепной линии равен:
/>(14)
В двухцепной линии:
/>(15)
Тогда расчетная токоваянагрузка линии А – 3 в нормальном режиме:
/>
/>
В линии А – 5:
/>
В линии А – 4:
/>
В линии А – 1:
/>
В линии А – 2:
/>
/>
Исходя из напряжения,расчетной токовой нагрузки, района по гололеду, материала опор и количествацепей в линии по [табл. 7.8, 1] выбираются сечения сталеалюминевых проводов.Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминевого провода равно 120 мм2.Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2 согласно [ табл. 9.5, 1]экономически не выгодно и не целесообразно. Так для линии А – 1 выбираем АС –120;
Для А – 2: АС – 120;
Для 2 – 1: АС – 120;
Для А – 3: АС – 120;
Для А – 4: АС – 120;
Для А – 5: АС – 120.
Наибольшая токоваянагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепилинии.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Аварийные токи:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
По [табл. 7.12, 1]определяем допустимые токи по нагреву и все полученные результаты запишем втаблицу 4.
Таблица 4Линия А – 5 А – 4 A – 3 А – 2 А-1 1-2
/> 57,3 77,4 87,3 46,01 68,6 19,8
F=/> 63,6 86 97 51,2 76,2 22
/> 114,6 154,86 174,7 229,8 229,8 132,2
/> 390 390 390 390 390 390 Марка провода АС 120/19 АС 120/19 АС 120/19 АС 120/19 АС 120/19 АС 120/19
При сравнении наибольшеготока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагревувыполняется неравенства (17) и, следовательно, выбранные провода удовлетворяютусловию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.
7. Выбор схемэлектрических подстанций
Выбор тех или иных схемподстанций зависит от конструктивного выполнения линий и подстанций,протяженности линии и передаваемой по ним мощности нагрузки, характера питаемыхпо сети потребителей и требований, предъявляемых ими в отношении надежностиэлектроснабжения. Электрические подстанции являются одним из наиболее массовыхэлементов энергосистем; их часто значительно больше числа электростанций.Отсюда следует необходимость упрощения главных схем и удешевления,соответствующих РУ подстанций. Подстанции делятся на тупиковые, ответвительныеи узловые.
Тупиковые станции этостанции, питаемые по одной или двум радиальным линиям. Ответвительные станцииэто станции, присоединяемые к одной или двум проходящим линиям на ответвлениях.Проходные станции это станции, присоединяемые к сети путем захода одной линии сдвусторонним питанием. Узловые станции это станции, присоединяемые к сети неменее чем по трем питающим линиям.
Основные требования кглавным схемам электрических соединений:
— Схема должнаобеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном,ремонтном, послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки сучетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;
— Схема должнаобеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном,ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением длярассматриваемого участка сети;
— Схема должна быть повозможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствамиавтоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации безвмешательства персонала;
— Схема должна допускатьпоэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительныхработ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;
— Число одновременносрабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более 2 приповреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.
Схема 1
Для ПС №1 и №2 выбираеммостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со сторонытрансформаторов по [4, рис. 3.6]:
/>
Рис. 8
Для ПС №3, 4, 5выбираемдва блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии по [4,рис. 3.5]:
/>
Рис. 9
Для питающей подстанции Авыбираем схему на рис. 10 – две рабочие и обходная система шин по [4, рис. 3.10]:
/>
Рис. 10
Схема 2
Для ПС №1, 2, 3выбираем схемуна рис. 9 – два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со сторонылинии по [4, рис. 3.5]:
Для ПС №4 и №5 выбираемсхему на рис. 8 – мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкойсо стороны трансформаторов по [4, рис. 3.6]:
Для питающей подстанции Авыбираем схему на рис. 10 – две рабочие и обходная система шин по [4, рис. 3.10]
8.Технико-экономическийрасчет
Определим суммарныекапиталовложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи.
Вариант 1.
/> тыс. руб.
Вариант 2.
/> тыс. руб.
Расчет суммарных годовыхпотерь электроэнергии.
Потери эл. эн. втрансформаторах определяются по формуле:
/>,
где t – время наибольшихпотерь по формуле:
/>.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Потери электрическоймощности в линиях электропередач.
/>
Вариант 1.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Вариант 2.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Стоимость электроэнергиисоставляет />
/>
Вариант 1.
/> тыс. руб
Вариант 2.
/>тыс. руб
Капитальные вложения встроительство распределительных устройств 110/10 кВ.
Таблица 5. Стоимостьтрансформаторов.Мощность, МВА Стоимость 1шт., Количество шт., Итого, тыс. руб. 16000 14000 2 28000 25000 19000 8 152000
/>
Таблица 6. Стоимость КУ свыключателямиМарка, Стоимость, тыс. руб., Количество шт., Итого, тыс. руб. УКЛ-10,5-2250У3 500 8 4000 УКЛ-10,5-2700У3 680 4 2720 УКЛ-10,5-3150У3 720 8 5280
/>
Стоимость оборудованияподстанций 110/10 кВ.
Вариант1.
Таблица 7.Наименование РУ Стоимость тыс. руб., Постоянная часть затрат, тыс. руб., Номер узла, Всего, тыс. руб., РУ-110 кВ. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. 9063 11970 3,4,5 63099 РУ-110 кВ. Мостик с выключателем в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии. 11150 11970 1,2 35090 РУ-110 кВ. Две системы шин с обходной 38800 25000 А 63800
/>
Вариант 2.
Таблица 8.Наименование РУ Стоимость тыс. руб., Постоянная часть затрат, тыс. руб., Номер узла, Всего, тыс. руб., РУ-110 кВ. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. 9063 11970 1,2,3 63099 РУ-110 кВ. Мостик с выключателем в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии. 11150 11970 4,5 35090 РУ-110 кВ. Две системы шин с обходной 38800 25000 А 63800
/>
Капиталовложения встроительство распределительной электрической сети 110/10.
/>
Вариант 1.
/>
Вариант 2.
/>
Объем реализованнойпродукции.
/>
Издержки на амортизацию,ремонт и обслуживание оборудования.
/>
/>
/>
/>
Суммарные издержки.
/>
/>
/>
Прибыль.
/>
/>
/>
Налог на прибыль.Принимаем 20%.
/>
/>
/>
Рентабельность сети.
/>
/>
/>
Расчет срока окупаемости.
Величина кредита:
К=548549тыс.руб
Численность персонала N=30человек.
Средняя зарплата ЗП=15000тыс.руб.
Покупной тариф наэлектроэнергию Тпокуп=163 коп./кВт ч.
Число часов работы сети внормальном режиме за год Туст=4500 ч.
РЭС получает определенноеколичество эл. эн. по цене:
/>
/>
Отчисления в фонд оплатытруда и на социальные нужды.
/>
/>
Отчисления на амортизацию
/>
Затраты наэксплуатационные расходы на ЛЭП и силовое оборудование.
/>
/>
/>
/>
Итого:
/>
Тариф на электроэнергиюдля потребителей.
ТРЕАЛ=2,20 руб./кВт ч
Реализованная энергия.
/>
Прочие расходы.
/>
/>
Налоги (относимые нафинансовые результаты).
А) На содержание жилогофонда.
/>
/>
Б) Налог на имущество.
/>
/>
Налоги ( относимые насебестоимость за год)
А) Транспортный налог.
/>
/>
Балансовая прибыль.
/>
/>
Налогообладаемая прибыль.
/>
/>
/>
/>
Налог на прибыль.
/>
/>
Чистая прибыль.
/>
/>
Определение срокаокупаемости проекта.
Таблица 9.Год Ежегодная чистая прибыль, тыс.руб. Выплата процентов за кредит, тыс. руб. Остаток непогашенного долга, тыс. руб. 1 169605,15 548549+54854,9 433798,7 2 169605,15 433798,7+43379,8 307573,4 3 169605,15 307573,4+30757,3 168925,6 4 169605,15 168925,6+16892,56 16213 5 169605,15 16213+1621,3 -151770,8
Срок окупаемостипредприятия составляет 5лет.
Полученный срок являетсяприемлемым, т.к. соответствует нормативным значениям для данного типасооружений.
9. Расчет режимов сети
Максимальный режим
Определение расчетнойнагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах
Расчетная нагрузка ПСопределяется по формуле [1]:
/>,(35)
где /> - нагрузка i-ой ПС;
/> — потери полной мощности втрансформаторе;
/> — реактивные мощности,генерируемые в начале линии da и конце линии ab.
Емкостные мощности линий /> определяютсяпо номинальным напряжениям [1]:
/>,(36)
/>,(37)
где /> - емкостныепроводимости линий.
Для одноцепных линийемкостная проводимость определяется следующим образом:
/>,(38)
где /> - удельная емкостнаяпроводимость линии (выбирается по [1, табл. 7.5], исходя из марки провода);
/> - длина линии.
Определим потери мощностив трансформаторе, согласно [1]:
/>,(39)
/>,(40)
где k – количествоодинаковых трансформаторов ПС;
/> — полная мощность i-ой ПС;
/>, />, />, /> - паспортные данныесоответствующего трансформатора.
Потери полной мощности втрансформаторе:
/>.(41)
Для ПС № 1 (/>):
/>
/>
/>.
Определим расчетнуюнагрузку:
/>
Для ПС № 2 (/>):
/>
/>
/>
Определим расчетнуюнагрузку:
/>Для ПС № ПС№ 3(/>):
/>
/>
/>
Определим расчетнуюнагрузку:
/>Для ПС № 4 (/>):
/>
/>
/>.
Определим расчетнуюнагрузку:
/>
Для ПС № 5 (/>):
/>
/>
/>.
Определим расчетнуюнагрузку:
/>
Расчет перетоков мощностейс учетом потерь в линии
Определим полные сопротивлениялиний [1, табл.7,5].
Таблица 10 Линия Марка провода
/> А – 4 АС – 120/19
/> А – 5 АС – 120/19
/> 5 – 4 АС – 120/19
/>
С помощью выражения:
/>;(42)
определим приближенноепотокораспределение в кольце (без учета потерь мощности):
/>,
/>
/>,
/>
По первому законуКирхгофа:
/>
/>
Нагрузки в узлах равны:
/>,
/>,
/>.
Потери мощности в линии А–4:
/>,
/>
Мощность в начале линии A– 4:
/>
Потери мощности в линии 5– 4:
/>,
/>.
Мощность в начале линии 5– 4:
/>
Потери мощности в линии А-5:
/>,
/>.
Мощность в начале линии А– 5:
/>.
Рассмотрим двухцепныелинии
Определим полныесопротивления линий [1, табл.7,5].
Таблица 11Линия Марка провода
/> А – 1 АС – 120/19
/> А-2 АС – 120/19
/> А-3 АС – 120/19
/>
Нагрузки в узлах равны:
/>,
/>,
/>
Потери мощности в линии А– 1:
/>,
/>.
Мощность в начале линии А– 1:
/>.
Потери мощности в линии А– 2:
/>,
/>.
Мощность в начале линии А– 2:
/>.
Потери мощности в линии А– 3:
/>,
/>.
Мощность в начале линии А– 3:
/>.
Определение значениянапряжения в узловых точках в максимальном режиме
Для ПС № 1:
/>
Для ПС № 2:
/>
Для ПС № 3:
/>
Для ПС № 4:
/>
Для ПС № 5:
/>
Регулирование напряжения вэлектрической сети в максимальном режиме
Напряжение на шинахнизкого напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения длятрансформаторов с нерасщепленными обмотками типа ТДН, ТД, ТДЦ, ТМН /> определяетсяпо формуле:
/>,(43)
где/> — активная и реактивнаямощности нагрузки в рассматриваемом режиме;
/> - активное и реактивноесопротивление трансформаторов, определенных.
На подстанциях 2,3,4,5установлены трансформаторы с расщепленными обмотками, поэтому />определяется по формуле:
/>,(44)
Где
/>,(45)
/>,(46)
/>,(47)
/>,(48)
/>,(49)
/>,(50)
/>=15 из[4],(51)
/>.(52)
Для ПС № 1 (/>):
/>;
/>;
/>;
/>;
/>
Ответвление регулируемойчасти обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения />, может бытьопределено по выражению:
/>,(52)
/>, округляем />.
Действительное напряжениена шинах низшего напряжения подстанций определяется по формуле:
/>,(53)
/>.
Отклонение напряжения наэтих шинах от номинального напряжения (/>):
/>,(54)
/>.
Для ПС № 2 (/>):
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>
Ответвление регулируемойчасти обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения />:
/>, округляем />.
Действительное напряжениена шинах низшего напряжения подстанций:
/>
Отклонение напряжения наэтих шинах от номинального напряжения:
/>.
Для ПС № 3 (/>):
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>
Ответвление регулируемойчасти обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения />:
/>, округляем />.
Действительное напряжениена шинах низшего напряжения подстанций:
/>.
Отклонение напряжения наэтих шинах от номинального напряжения:
/>.
Для ПС № 4 (/>):
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>
Ответвление регулируемойчасти обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения />:
/>, округляем />.
Действительное напряжениена шинах низшего напряжения подстанций:
/>.
Отклонение напряжения наэтих шинах от номинального напряжения:
/>
Для ПС № 5 (/>):
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>
Ответвление регулируемойчасти обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения />:
/>, округляем />.
Действительное напряжениена шинах низшего напряжения подстанций:
/>.
Отклонение напряжения наэтих шинах от номинального напряжения:
/>
Послеаварийный режим
Особо тяжелыми для работысети могут оказаться так называемые послеаварийные режимы, которые возникаютполе каких-либо отключений, вызванные повреждением оборудования. Рассмотрим послеаварийныережим, возникающий при наибольших нагрузках сети, когда требуется мобилизациявсех имеющихся возможностей.
/>
/>;
/>.
/>,
/>.
/>
/>;
/>.
/>,
/>.
/>,
/>.
/>;
/>.
/>
/>.
/>,
/>.
/>;
/>.
/>
/>.
/>,
/>.
/>;
/>.
/>
/>.
Определение значениянапряжения в узловых точках в послеаварийном режиме
Для ПС № 1:
/>
Для ПС № 2:
/>
Для ПС № 3:
/>
Для ПС № 4:
/>
Для ПС № 5:
/>
Регулирование напряжения вэлектрической сети в послеаварийном режиме
/>
Ответвление регулируемойчасти обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения />:
/>.
Действительное напряжениена шинах низшего напряжения подстанций определяется по формуле:
/>.
Отклонение напряжения наэтих шинах от номинального напряжения (/>):
/>.
Для ПС № 1:
/>
/>, округляем />;
/>;
/>.
Для ПС № 2:
/>
/>, округляем />;
/>;
/>.
Для ПС №3:
/>
/>, округляем />;
/>;
/>.
Для ПС № 4:
/>
/>, округляем />;
/>;
/>.
Для ПС № 5 (/>):
/>
/>, округляем />.
/>.
/>
Список используемойлитературы
1. Солдаткина Л.А. – «Электрические сети и системы»: учебное пособие длявузов. Москва, Энергия, 1978 г.;
2. Крючков И.П. и Неклепаев Б.Н. – «Электрическая часть станций иподстанций», справочник, Москва, Энергия, 1977 г;
3. Мельников Н.А. – «Электрические системы и сети» Учебное пособие длявузов. Издание 2-ое, стереотип, Москва, Энергия, 1975 г;
4. Неклепаев Б.Н. – «Электрическая часть станций и подстанций» Учебник длястудентов, Москва, Энергия, 1976 г;
5. Рокотян С.С. и Шапиро И.М. — «Справочник по проектированию электроэнергетическихсистем» 3-е издание, переработанное и дополненное, Москва, Энергоатомиздат, 1985 г; [1]
6. Идельчик В. И. – «Электроэнергетические системы и сети», Москва,Энергоатомиздат, 1989 г, [2]
7. Файбисович Д. Л. – «Справочник по проектированию электрических сетей»2-е издание, переработанное и дополненное, Москва, ЭНАС, 2007г; [3]
8. Валиуллина Д. М., Козлов В. К. – «Районная электрическая сетьэлектроэнергетической системы. Метод указания», Казань, гос. энерг. ун-т, 2006;[4]