Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

«Дальневосточный государственный технический рыбохозяйственный университет»

Кафедра электроэнергетики и электротехники

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине: Электроэнергетические системы и сети

Тема: Проектирование электроэнергетической системы

Выполнил: Якубовский А.С.

Владивосток - 2022 г.



Введение

Современные энергетические системы состоят из сотен, связанных между собой элементов, влияющих друг на друга. Однако проектирование всей системы от электростанций до потребителей с учетом особенностей элементов с одновременным решением множества вопросов (выбора ступеней напряжения, схем станций, релейной защиты и автоматики, регулирования режимов работы системы, перенапряжений) нереально. Поэтому общую глобальную задачу необходимо разбить на задачи локальные, которые сводятся к проектированию отдельных элементов системы: станций и подстанций; частей электрических сетей в зависимости от их назначения (районных, промышленных, городских, сельских); релейной защиты и системной автоматики и т. д. Однако проектирование должно проводиться с учетом основных условий совместной работы элементов, влияющих на данную проектируемую часть системы.

Задание на курсовую работу

Проектируемая электроэнергетическая система представлена существующей районной подстанцией - узел 1, и тремя развивающимися узлами нагрузки - узел 2, 3, 4, с расчетными мощностями P2, P3, P4.

Балансов активной и реактивной мощности электроэнергетической системы высокого уровня известно, что в период максимальной нагрузки мощность, передаваемая через районную подстанцию к узлам нагрузки 2, 3 и 4, ограничена величиной P1 + jQ1.

Система является дефицитной по активной мощности (Р1 < Р2 + Р3 + Р4), поэтому в узле 2, где имеются мощные потребители тепловой энергии, планируется строительство ТЭЦ, от шин генераторного напряжения которой будет получать питание нагрузка узла 2, а избыточная мощность ТЭЦ через шины высокого напряжения может передаваться в систему.

Данные для 33 варианта:

Р1 = 50 МВт - активная мощность, передаваемая через районную подстанцию;

Р2 = 40 МВт - активная мощность нагрузок в узле 2;

Р3 = 30 МВт - активная мощность нагрузок в узле 3;

Р4 = 50 МВт - активная мощность нагрузок в узле 4;

Q1 = 25 Мвар - реактивная мощность, передаваемая через районную подстанцию;

1 см = 15 км - масштаб;

Uном = 110 кВ - номинальные напряжения на шипах РП (узел I);

кВ - уровень напряжения в период наибольшей нагрузки;

Рсн% = 10% - процент мощности собственных нужд ТЭЦ;

tg?cн = 1 - коэффициент реактивной мощности нагрузки;

tg?2 = 0,7 - коэффициент реактивной мощности нагрузки в узлах 2;

tg?3 = 0,8 - коэффициент реактивной мощности нагрузки в узлах 3;

tg?4 = 0,9 - коэффициент реактивной мощности нагрузки в узлах 4;

Тмах = 5500 ч - продолжительность использования наибольшей нагрузки в узлах 2, 3 и 4.

Рисунок 1 - Схема расположения узлов источников питания и нагрузок



1. Баланс активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ

Баланс активной мощности, составляемый в энергосистеме для режима максимальной нагрузки, представляет собой равенство генерируемой и потребляемой мощностей в электрической системе:

- коэффициент разновременности максимумов активной нагрузки; - мощность собственных нужд ТЭЦ. - - суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах, ориентировочно составляют 5…10% от суммарной потребляемой активной мощности в системе;

Из уравнения баланса определяем мощность PТЭЦ:

МВт

Выбираем номинальную мощность генераторов МВт в количестве 4 шт.



Табл. 1

Тип генератора	Частота вращения, об/млн	Sном, MB*А	Рном, МВт	Uном, кВ
Т-20	3000	25	20	10.5	0,8

После выбора количества и мощности генераторов определяется суммарная установленная мощность ТЭЦ:

МВт

МВт

Где

Мощность, выдаваемая станцией в систему:

МВт

2. Особенности схемы и напряжения электрической сети

Электрическая сеть должна обеспечивать надежное электроснабжение потребителей и требовать для своего развития наименьшие затраты материальных ресурсов. С этих позиций и следует в первую очередь намечать схему проектируемой электрической сети, а именно: наметить для заданного взаимного расположения узлов электрической сети возможные к сооружению линии электропередачи; принять к рассмотрению 3-4 варианта схем и проанализировать их с позиций надежности и экономичности; связь ТЭЦ с подстанцией энергосистемы должна обеспечиваться при отказе любой линии электропередачи; выбрать для дальнейшего расчета окончательный вариант электрической сети.

Выбираем наиболее экономичный и практичный вариант для дальнейшего рассмотрения. При определении напряжения электрической сети следует сначала оцепить напряжения отдельных линий, а затем приравнять напряжение всей сети.

Рисунок 2 - Варианты развития электрической сети

Длины линий на рисунке 2:

·

·

·

·

·

·

Длина линий на рисунке:

· 2а: ;

· 2в: ;

· 2с: ;

· 2d: - не подходит из-за большой длины.

Количество разъединителей на рисунке:

· 2а: ;

· 2в: - не подходит из-за большого количества разъединителей;

· 2с: .

Следовательно самые экономичные схемы а и с. Рассматривать будем рисунок 2а.

Рисунок 3 - Рассматриваемая схема соединения линий

Длины линий на рисунке 2 с четом масштаба:

Номинальное напряжение линии электропередачи определяется активной мощностью Р, МВт, передаваемой по линии, и расстоянием L, км, на которое эта мощность передается. Рассчитать номинальное напряжение линии можно, пользуясь различными эмпирическими формулами. Формула Стилла приемлема для линий длиной до 250 км и передаваемых мощностей до 60 МВт.



,

Для большинства мощностей, передаваемых на расстояние до 1000 км, используется формула Залесского

,

Удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений (35... 1150 кВ) дает формула Илларионова

,

Для того чтобы воспользоваться одной из формул для выбора напряжения необходимо знать потоки мощности в линиях. Расчет предварительного (без учета потерь) распределения мощностей в разомкнутых сетях определяется по первому закону Кирхгофа.

Для определения предварительного распределения мощностей в замкнутой сети эта сеть разрезается по источнику питания (узлу 1) и представляется сетью с двухсторонним питанием. На рисунке 4 показана сеть с двусторонним питанием трех нагрузок Ртец.с., Р3 и Р4.

Мощность ТЭЦ представлена отрицательной нагрузкой.

Направления мощностей Pij линиях задаются произвольно. Если при расчете некоторая мощность Pij будет иметь отрицательный знак, то эта мощность течет в направлении, противоположном выбранному.



Рисунок 4

Поскольку сечения линий еще не выбраны, распределение мощностей определяется по длинам линий. Мощности, протекающие по головным участкам сети, определяется по следующим выражениям:

МВт

МВт

Проверка правильности решения:

МВт

МВт

Для проверки составим уравнения с другими узлами:



МВт

МВт

Рисунок 5 - Потоки активных мощностей

Номинальное напряжение линии электропередачи определяется активной мощностью, передаваемой по линии и расстоянием, на которое эта мощность передается.

Так как общая длина линии и передаваемые мощности не превышают 250 км и 60 МВт, то используем формулу Стилла.

Полученные напряжения округляем до ближайшей большей стандартной величины, для ЛЭП4-3 = 20 кВ, для остальных 110 кВ, однако в замкнутой сети для всех ЛЭП, применяется одно наибольшее номинальное напряжение, поэтому принимаем для всех ЛЭП.

Номиналы напряжений взяты с ГОСТ Р 57382-2017.



3. Баланс реактивной мощности, выбор мощности и размещение компенсирующих устройств

Баланс реактивной мощности, составляемый для режима наибольшей нагрузки, представляет собой равенство генерируемой и потребляемой мощностей электрической системы:

электроэнергетический генератор мощность компенсирующий

где - коэффициент разновременности максимумов реактивной нагрузки;

- реактивная мощность, передаваемая через районную подстанцию;

и - потери мощности в линиях и трансформаторах; и - реактивная мощность ТЭЦ и ее собственных нужд; - зарядная мощность линий электропередачи;

- требуемая суммарная мощность компенсирующих устройств.

В предварительных расчетах принимаем:

ДQТ = 0,1 х (S3 + S4 + SТЭЦ С) = 0,1 х (24 + 13 + 70) = 10,7 Мвар

где S3 = vP32 + Q32 = v402 + 322 = 51,2 МВ х А

где S4 = vP42 + Q42 = v302 + 272 = 40,3 МВ х А

Qc = U2 x 2,6 х 10-6 х L? = 1102 х 2,6 х 10-6 х 315 = 9,9 Мвар

ДQл = 20 х 10-3 х L? = 20 х 10-3 х 315 = 6,3 Мвар

Из уравнения определяем баланс реактивной мощности: 0,9 x (21 + 32 + 27) + 6,3 + 9,6 + 10,7 = 72 + Qку + 15 + 9,9

98,6 = 96,9 + Qку

Qку = 98,6 - 96,9 = 1,7 Мвар

Распределение мощности Qку между узлами 3 и 4 выполняется по равенству коэффициентной реактивной мощности в этих узлах. В узле 2 компенсирующее устройство не устанавливаем, поскольку в этом узле находится ТЭЦ, генераторы которой являются мощным источником реактивной энергии. Искомые величины компенсирующих устройств в узлах составят:

Qку3 = P3 x (0,8 - 0,75) = 40 х (0,8 - 0,75) = 2 Мвар

Qку4 = P4 x (0,9 - 0,75) = 30 х (0,9 - 0,75) = 4,5 Мвар

После определения мощностей Qку, расчетные нагрузки в узлах составят:

PP = P; QP = Q - Qку; SP = vPP2 + QP2

PP3 = 40 МВт

QP3 = Q3 - Qку3 = 32 - 2 = 30 Мвар

SP3 = vP 2 + Q 2 = v402 + 302 = 50 МВ х А PP4 = 30 МВт

QP4 = Q4 - Qку4 = 27 - 4,5 = 22,5 Мвар

SP4 = vP 2 + Q 2 = v302 + 22,52 = 37,5 МВ х А

4. Выбор и проверка сечений проводов линий электропередач

Для выбора сечений проводов воздушных линий электропередачи, необходимо знать полные мощности, протекающие по линиям. Предварительное распределение реактивных мощностей в линиях электрической сети определяется так же, как и активных мощностей:

Q1-2 = [-QТЭЦ С х (L2-3 + L3-4 + L4-1) + Q3 x (L3-4 + L4-1) + Q4 x L4-1)]/L? = [-41,4 х (105 + 60 + 75) + 32 х (60 + 75) + 27 х 75]/315 = -10,7 Мвар Q4-1 = [Q4 х (L3-4 + L2-3 + L1-2) + Q3 x (L2-3 + L1-2) - QТЭЦ С x L1-2)]/L? = [27 х (60 + 105 + 75) + 32 x (105 + 75) - 41,4 x 75)]/315 = 28,3 Мвар



Проверка правильности вычислений:

Q1-2 + Q4-1 = Q3 + Q4 - QТЭЦ С = -10,7 + 28,3 = 18,3 = 32 + 27 - 41,4

Мощности Q2-3 и Q3-4 рассчитываются по закону Кирхгофа: Q2-3 = Q1-2 - QТЭЦ С = -10,7 - (-41,4) = 30,7 Мвар

Q3-4 = Q4-1 - Q4 = 28,3 - 27 = 1,3 Мвар

Рисунок 6

Находим полную мощность, протекающую между узлами:

S1-2 = vP1-22 + Q1-22 = v19,22 + 10,72 = 21,9 МВ х А

S2-3 = vP2-32 + Q2-32 = v37,22 + 30,72 = 48,2 МВ х А

S3-4 = vP3-42 + Q3-42 = v2,82 + 1,32 = 3,1 МВ х А

S4-1 = vP4-12 + Q4-12 = v32,82 + 28,32 = 43,3 МВ х А

Для принятого номинального напряжения сети Uном = 110 кВ, ток в линии составит:

I1-2 = S1-2 x 103/v3 x 110 = 21,9 х 103/1,73 х 110 = 115 А I2-3 = S2-3 x 103/v3 x 110 = 48,2 х 103/1,73 х 110 = 253,2 А I3-4 = S3-4 x 103/v3 x 110 = 3,1 х 103/1,73 х 110 = 16,3 А I4-1 = S4-1 x 103/v3 x 110 = 43,3 х 103/1,73 х 110 = 227,5 А

Сечение проводов воздушных линий электропередачи выбираются по экономической плотности тока jэ. Значение jэ зависит от продолжительности наибольшей нагрузки.

jэ = 0,1 А/мм2, при Тмах ? 5000ч

Сечение провода, соответствующее экономической плотности тока:

qЭ1-2 = I1-2/jэ = 115/1= 115 мм2

qЭ2-3 = I2-3/jэ = 253,3/1= 253,3 мм2

qЭ3-4 = I3-4/jэ = 16,3/1= 16,3 мм2 qЭ1-2 = I4-1/jэ = 227,5/1= 227,5 мм2

В соответствии с ПУЭ, минимальные сечения проводов по условию ограничения потерь на корону составляют 70 и 240 мм2 для линий напряжением 110 и 220 кВ соответственно. Поскольку рассчитанные сечения получились больше стандартных рекомендуемых сечений проводов, выбираем провода по максимальному из всех рассчитанных, округлив до ближайшего стандартного сечения. Принимаем сечение 300 мм2 для всех ЛЭП нашей системы.

Выбранные сечения проводов должны быть проведены по допустимому длительному току Iдоп в послеаварийном режиме работы электрической сети, под которым подразумевается отключение любой линии. Iдоп = 690 А, при сечении 300 мм2.

Проверку по нагреву линий замкнутой сети, содержащей в одном из узлов ТЭЦ, выполняем поочередным отключением каждой линии этой сети:

Рисунок 7

Отключение линии 1-2:

По линии 2-3 протекает мощность, выдаваемая ТЭЦ Р2-3 = PТЭЦ + Р2-3; Токи этой линии будут: I2-3I = I2-3 + I3-4 + I4-1 = 198,8 + 36,2 + 177,8 = 412,8 < 610 А

По линии 1-4 протекает мощность, равная разности между мощностью ТЭЦ и мощностью потребителя 4.

Р1-4 = PТЭЦ - Р4;

Токи этой линии будут: I1-4I = I1-4 + I3-4 + I2-3 = 177,8 + 36,2 + 198,8 = 412,8 < 610 А

Отключение линии 2-3:

По линии 1-2 протекает мощность ТЭЦ. Р1-2 = PТЭЦ;

Токи этой линии будут: I1-2I = I1-2 + I4-1 + I3-4 = 46,5 + 177,8 + 36,2 = 260,5 < 610 А

По линии 3-4 протекает мощность потребителя 3.

Р3-4 = Р3;

Токи этой линии будут: I3-4I = I3-4 + I4-1 + I1-2 = 36,2 + 177,8 + 46,5 = 260,5 < 610 А

Отключение линии 3-4:

По линии 1-4 протекает мощность потребителя 4.

Р1-4 = Р4;

Токи этой линии будут: I1-4I = I1-4 + I1-2 + I2-3 = 177,8 + 46,5 + 198,8 = 423,1 < 610 А

По линии 2-3 протекает мощность потребителя 3.

Р2-3 = Р3;

Токи этой линии будут: I2-3I = I2-3 + I4-1 + I1-2 = 198,8 + 177,8 + 46,5 = 423,1 < 610 А

Отключение линии 1-4:

По линии 3-4 протекает мощность потребителя 4.

Р3-4 = Р4;

Токи этой линии будут: I3-4I = I1-2 + I2-3 + I3-4 = 198,8 + 36,2 + 177,8 = 281,5 < 610 А

По линии 1-2 протекает мощность, равная разности между мощностью ТЭЦ и мощностью потребителя 4.

Р1-2 = PТЭЦ - Р4;

Токи этой линии будут: I1-2I = I1-2 + I2-3 + I3-4 = 198,8 + 36,2 + 177,8 = 281,5 < 610 А

5. Выбор схемы выдачи мощности и трансформаторов ТЭЦ

Схему выдачи мощности генераторами ТЭЦ строим по принципу схемы с генераторным распределительным устройством (ГРУ). От шин ГРУ получают питание потребители на напряжении 10 кВ и потребители собственных нужд через трансформаторы собственных нужд ТСН напряжением 10/6 кВ.

В схеме ТЭЦ с ГРУ связь с системой осуществляется через два трансформатора связи Т. Выбор мощности трансформаторов производят с учетом графика нагрузки ТЭЦ и возможного отказа одного из генераторов:

Sном ? SТЭЦ С/3 = 70/3 = 23,3 МВ х А (ТРДН-25000/110)

Полученное значение мощности округляем до ближайшей большей номинальной мощности трансформатора Sт = 25 МВ х А.

6. Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки

На подстанциях, от которых получают питание потребители 1-й и 2-й категорий, устанавливаются два трансформатора. Мощность трансформаторов на подстанции выбирается с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме, по формуле:

Для узла 3:

Sном3 = Sp3/kn = 50/1,5 = 33,3 МВ х А.

Для узла 4:

Sном4 = Sp4/kn = 37,5/1,5 = 25 МВ х А.

Полученные значения мощности округляем до ближайшей большей номинальной мощности трансформаторов:

Sном, Т-3 = 40 МВ х А (ТРДН-40000/110); Sном, Т-4 = 32 МА х А (ТРДН-32000/110).

Поскольку схема нашей сети кольцевая, то и принимаем схемы подстанций в узлах 3 и 4 транзитные.

Рисунок 8

7. Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к стороне ВН

В соответствии с заданием нагрузки узлов заданы на стороне низкого напряжения 10 кВ. приведение нагрузок к стороне высокого напряжения выполняется для последующего упрощения расчетной схемы установившегося режима электрической сети.

Ниже на рисунках показаны участки схемы замещения электрической сети: две линии W1 и W2 подходят к некоторому углу i. Нагрузка на стороне НН составляет:

SP = PP + jQ

SВН = PВН + jQВН

Рисунок 9

Нагрузка узла i приведена к стороне ВН, определяется по следующим выражениям:

PiВ = PРi + ДPT; QiВ = QРi + ДQT - (QC1 - QC2)/2.

где ДPT и ДQT - потери активной и реактивной мощности трансформаторов; QC1/2 и QC2/2 - половины зарядных мощностей линии W1 и W2.

Потери мощности в трансформаторах вычисляются по выражениям:

ДPT = n x ДPxx + (1/n) x ДPкз х SP2/Sном2;

ДQT = n x ДIxx x (ST ном/100) + (1/n) х Икз х Sp2/100 x Sном.

Для узла 2:

ДPT2 = 3 х 25 + (1/3) х 120 х (700002/250002) = 0,38 МВт;

ДQT2 = 3 х 0,75 х (25000/100) + (1/3) х 10,5 х (700002/100 х 25000) = 7,3 Мвар.

Для узла 3:



ДPT3 = 2 х 40 + (1/2) х 160 х (500002/400002) = 0,20 МВт;

ДQT3 = 2 х 0,7 х (40000/100) + (1/2) х 10,5 х (500002/100 х 40000) = 3,8 Мвар.

Для узла 4:

ДPT4 = 2 х 32 + (1/2) х 145 х (375002/320002) = 0,16 МВт;

ДQT4 = 2 х 0,75 х (32000/100) + (1/2) х 10,5 х (375002/100 х 32000) = 2,7 Мвар.

Зарядная мощность линии:

Qc = m x Uном2 х b0 х L

где m - количество цепей линии; b0 - удельная проводимость линии; L - длина линии; Uном - номинальное напряжение сети.

Для ЛЭП1-2:

QС1-2 = 1 x 1102 х 2,04 х 10-6 х 75 = 1,8 Мвар;

Для ЛЭП2-3:

QС2-3 = 1 x 1102 х 2,04 х 10-6 х 105 = 2,5 Мвар;

Для ЛЭП3-4:

QС3-4 = 1 x 1102 х 2,04 х 10-6 х 65 = 1,6 Мвар;

Для ЛЭП1-4:

QС1-4 = 1 x 1102 х 2,04 х 10-6 х 75 = 1,8 Мвар.

Находим нагрузки узлов, приведенных к стороне ВН. Для узла 3:

Р3В = РР3 + PТ3 = 40 + 0,20 = 40,2 МВт; Q3В = QР3 + QТ3 = 30 + 3,8 = 33,8 МВт;



Для узла 4:

Р4В = РР4 + PТ4 = 30 + 0,16 = 30,16 МВт; Q4В = QР4 + QТ4 = 22,5 + 2,7 = 25,2 МВт;

Рассмотрим эквивалентную схему ТЭЦ:

Рисунок 10

Через трансформаторы протекает мощность:

PТЭЦ С = РТЭЦ У - РСН - Р2

QТЭЦ С = QТЭЦ У - QСН - Q2

Приведение мощности PТЭЦ С + jQТЭЦ С к стороне ВН выполняется так же, как и для подстанций, но с учетом направления мощности:

P2B = PТЭЦ С - ДPT2 = 56,4 - 0,38 = 56,02 МВт

Q2B = QТЭЦ С - ДQT2 + (QС1-2 + QС2-3)/2 = 41,4 - 7,3 + (1,8 + 2,5)/2 = 31,9 Мвар

После приведения мощностей узлов к стороне ВН схемы замещения этих узлов сводятся к более простому виду:

Узел 1: S1 = P1 + jQ1 = 30 + j15 МВ х А Узел 2: S2В = P2В + jQ2В = 56 + j31,9 МВ х А

Узел 3: S3B = P3B + jQ3B = 40,2 + j33,8 МВ х А Узел 4: S4B = P4B + jQ4B = 30,1 + j25,2 МВ х А

8. Расчет установившегося режима электрической сети

При выполнении расчета заданными считаются:

- уровень напряжения на шинах районной подстанции (в узле 1) в период наибольшей нагрузки:

U1 = 1,05 х Uном = 1,05 х 110 = 115,5 кВ;

- приведенные к стороне ВН мощности нагрузок в узлах PВ + jQВ

- мощность ТЭЦ на стороне ВН P2В + jQ2В;

- параметры линий электропередачи, которые определяются по погонным сопротивлениям r0 и х0, и проводимости b0 и длинам линий L:

R = r0 x L; X = х0 x L; Qc = Uном2 х b0 х L

Находим параметры для ЛЭП1-2: R1-2 = 0,1 х 75 = 7,5 Ом

Х1-2 = 0,43 х 75 = 32,2 Ом Z1-2 = 7,5 - j32,2 Ом

Для ЛЭП2-3:

R2-3 = 0,1 х 105 = 10,5 Ом

Х2-3 = 0,43 х 105 = 13,8 Ом Z2-3 = 10,5 - j13,8 Ом

Для ЛЭП3-4: R3-4 = 0,1 х 60 = 6 Ом

Х3-4 = 0,43 х 60 = 25,8 Ом Z3-4 = 6 - j25,8 Ом

Для ЛЭП1-4:

R1-4 = 0,1 х 75 = 7,5 Ом

Х1-4 = 0,43 х 75 = 32,2 Ом Z1-4 = 7,5 - j32,2 Ом

Для расчета установившегося режима составляется схема замещения электрической сети с мощностями узлов, приведенными к стороне ВН. В частности, для замкнутой сети схема замещения:

Рисунок 11

При расчете замкнутой сети сначала определяется предварительное (без потерь) распределение мощностей:

S1-2 = [(-S2В х Z2-1) + (S3B x Z3-1) + (S4B x Z1-4)]/Z? = [(-56 + j31,9) х (56,2 - j241,5) + (40,2 + j33,8) х (13,5 - j58) + (30,1 + j25,2) х (7,5 - j32,2)]/31,5 - j104 = 10,2 + j19

S1-4 = [(S4B x Z1-4) + (S3B x Z3-1) - (S2В х Z2-1)]/Z? = [(30,1 + j25,2) х (7,5 - j32,2) + (40,2 + j33,8) х (13,5 - j58) - (56 + j31,9) х (56,2 - j241,5)]/31,5 - j104 = 4,1 + j8,1

Для проверки правильности расчетов, проверим условие:

S1-2 + S1-4 = -S2 + S2 + S4

S1-2 + S1-4 = 14,3 + j27,1

-S2 + S2 + S4 = (-56 + j31,9) + (40,2 +j33,8) + (30,1 + j25,2) = 14,3 + j27,1

Условие выполняется, следовательно, расчет мощностей участков выполнен правильно. Мощности отдельных участков выполняем по первому закону Кирхгофа:

S2-3 = S1-2 - S2 = (10,2 + j19) - (-56 + j31,9) = 66,2 - j50,9

S3-4 = S1-4 - S4 = (4,1 + j8,1) - (30,1 + j25,2) = -26 - j17,1



Рисунок 12

В результате расчета предварительного распределения мощностей определяется узел потокораздела.

Таким узлом может быть один из нагрузочных узлов (узел 3 или узел 4), если к нему мощности притекают с разных сторон, или узел с ТЭЦ, если от этого узла мощности растекаются в разные стороны.

По узлу потокораздела схема разрезается на два магистральных участка 1-2-3 и 1-4-3

Мощность в конце ЛЭП1-2:

S1-2К = S1-2 = 10,2 + j19

ДР1-2 = (S1-2К)2 x R1-2/Uном2 = (10,22 + 192) х 7,5/1102 = 0,28 МВт

ДQ1-2 = (S1-2К)2 x X1-2/Uном2 = (10,22 + 192) х 32,2/1102 = 1,23 Мвар

Мощность в начале линии составит:

S1-2Н = S1-2К + ДS1-2 = (10,2 + j19) + (0,28 + j1,23) = 10,4 + j20,2 МВ х А

Мощность в конце ЛЭП2-3:

S2-3К = S2-3 = 66,2 - j50,9

ДР2-3 = (S2-3К)2 x R2-3/Uном2 = (66,22 + j50,92) х 10,5/1102 = 1,55 МВт ДQ2-3 = (S2-3К)2 x X2-3/Uном2 = (66,22 + j50,92) х 13,8/1102 = 2,04 Мвар

Мощность в начале линии составит:

S2-3Н = S2-3К + ДS2-3 = (66,2 + j50,9) + (1,55 + j2,04) = 67,7 + j52,9 МВ х А

Мощность в конце ЛЭП3-4:

S3-4К = S3-4 = -26 - j17,1

ДР3-4 = (S3-4К)2 x R3-4/Uном2 = (-262 + j17,12) х 6/1102 = 0,19 МВт

ДQ3-4 = (S3-4К)2 x X3-4/Uном2 = (-262 + j17,12) х 25,8/1102 = 0,81 Мвар

Мощность в начале линии составит:

S3-4Н = S3-4К + ДS3-4 = (-26 + j17,1) + (0,19 + j0,81) = -25,8 + j17,9 МВ х А

Мощность в конце ЛЭП1-4:

S1-4К = S1-4 = 4,1 + j8,1

ДР1-4 = (S1-4К)2 x R1-4/Uном2 = (4,12 + j8,12) х 7,5/1102 = 0,05 МВт

ДQ1-4 = (S1-4К)2 x X1-4/Uном2 = (4,12 + j8,12) х 32,2/1102 = 0,21 Мвар

Мощность в начале линии составит:

S1-4Н = S1-4К + ДS1-4 = (4,1 + j8,1) + (0,05 + j0,21) = 4,1 + j8,2 МВ х А



Мощность, требуемая от источника узла 1, определяется по первому закону Кирхгофа:

S1 = S1-2Н - jQС1-2/2 = 10,4 + j20,2 - j1,8/2 = 10,4 + j19,3 МВ х А

Мощность от источника 2 в ЛЭП2-3:

S2 = S2-3Н - jQС2-3/2 = 67,7 + j52,9 - j2,5/2 = 67,7 + j51,4 МВ х А

Мощность от источника 3 в ЛЭП3-4:

S3 = S3-4Н - jQС3-4/2 = -25,8 + j17,9 - j1,6/2 = -25,8 + j17,1 МВ х А

Мощность от источника 4 в ЛЭП1-4:

S4 = S1-4Н - jQС1-4/2 = 4,1 + j8,2 - j1,8/2 = 4,1 + j7,3 МВ х А

На втором этапе расчета определяем напряжения в узлах сети. Напряжение в центре питания (на узловой подстанции, узел 1 и на шинах ТЭЦ) в режиме наибольшей нагрузки составляет Umax = 115,5 кВ.

ДU1-2 = ДU1-2 + jдU1-2 = [(P1-2Н х R1-2 + Q1-2Н х Х1-2) + j(P1-2Н х Х1-2 + Q1-2Н х R1-2)]/Umax = [(10,4 х 7,5 + 20,2 х 32,2) + j(10,4 х 32,2 + 20,2 х 7,5)]/115,5 = 6,3 + j4,2 кВ

Модуль напряжения в узле 2 составит:

U2 = ?(Umax - ДU1-2)2 + jдU1-2 = ?(115,5 - 6,3)2 +4,2 = 109,2 кВ



Напряжение в узле 2 при учете только продольной составляющей падения напряжения составит:

U2 = Umax - ДU1-2 = 115,5 - 6,3 = 109,2 кВ

Видно, что влияние поперечной составляющей падения напряжения в сети 110 кВ незначительно (109,2 = 109,2). В дальнейшем при расчете напряжений с целью упрощения будем учитывать только продольные составляющие падения напряжения, называемую потерей напряжения.

В ЛЭП2-3:

ДU2-3 = (P2-3Н х R2-3 + Q2-3Н х X2-3)]/Umax = (67,7 х 10,5 + 52,9 х 13,8)/115,5 = 12,4 кВ U2 = Umax - ДU2-3 = 115,5 - 12,4 = 103,1 кВ

В ЛЭП3-4:

ДU3-4 = (P3-4Н х R3-4 + Q3-4Н х X3-4)]/Umax = (-25,8 х 6 + 17,9 х 25,8)/115,5 = 2,6 кВ U3 = Umax - ДU3-4 = 115,5 - 2,6 = 112,9 кВ

В ЛЭП1-4:

ДU1-4 = (P1-4Н х R1-4 + Q1-4Н х X1-4)]/Umax = (4,1 х 7,5 + 7,3 х 32,2)/115,5 = 2,3 кВ U4 = Umax - ДU3-4 = 115,5 - 2,3 = 112,6 кВ

Ограничимся в расчетах одной итерацией. Некоторое отличие напряжений узлов 3 и 4 вычисленных для левых и правых частей схем можно объяснить пренебрежением поперечной составляющей падения напряжения и ограничением расчетов одной итерацией. В дальнейших расчетах будем полгать, что напряжение в узле 3 составляет 112,9 кВ и напряжение в узле 4 составляет 112,6 кВ.

9. Регулирование напряжения

Расчет напряжения на вторичной обмотке трансформатора рассмотрим на примере узла 3, схема замещения:

Рисунок 13

Потеря напряжения в двух трансформаторах узла 3 составит:

ДUТ3 = (P3Н х RТ + Q3Н x XТ)/2 = (40,2 х 1,3 + 33,8 х 0,8)/2 = 39,6 кВ

Где

RТ = (ДPКЗ х UВН2 х 103)/Sном2 = (160 х 1152 х 103)/400002 = 1,3 Ом

Где

ХТ = (ИК% х U 2 х 103)/Sном2 = (10,5 х 1152 х 103)/400002 = 0,8 Ом

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора приведенное к первичной:

U3' = U3 - ДUТ3 = 112,9 - 39,6 = 73,3 кВ

Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов при номинальном коэффициенте трансформации:

U3'' = U ' х Uн ном/kT = 73,3 х 10,5/115 = 6,69 кВ

Для узла 4:

ДUТ4 = (P4Н х RТ + Q4Н x XТ)/2 = (30,1 х 1,8 + 25,2 х 0,1)/2 = 56,6 кВ где RТ = (ДPКЗ х U 2 х 103)/Sном2 = (145 х 1152 х 103)/320002 = 1,8 Ом

Где

ХТ = (ИК% х U 2 х 103)/Sном2 = (10,5 х 1152 х 103)/320002 = 0,1 Ом

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора приведенное к первичной: U4' = U4 - ДUТ4 = 112,6 - 56,6 = 56 кВ

Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов при номинальном коэффициенте трансформации:

U4'= U ' х Uн ном/kT = 56 х 10,5/115 = 5,11 кВ

Условие U3'' ? 10,5 кВ и U4'' ? 10,5 при номинальных коэффициентах трансформации не выполняется, тогда необходимо РПН трансформаторов перевести с нулевого ответвления на требуемое ответвление UОТВ.Т обеспечив на вторичной обмотке трансформатора напряжение не ниже 10,5 кВ.

Напряжение требуемого регулировочного ответвления для узла 4:

UОТВ.Т4 = (U4' х Uнн)/U4'' = (56 х 10,5)/5,11 = 115,06 кВ



Полученное напряжение требуемого регулировочного ответвления округляем до ближайшего i-го стандартного значения:

UОТВ.i = 115 ± (1 x 1,5 х 115)/100 = 113,2 кВ

Ui.РЕГ = (U4' х Uнн)/UОТВ.i = (112,6 х 10,5)/113,2 = 10,6 кВ

Требование U3'' ? 10,5 кВ и U4'' ? 10,5 выполняется.



Заключение

Изучение дисциплины «Электроэнергетические системы и сети» предусматривает выполнение курсового проекта, задачами которого являются: овладение методами и алгоритмами проектирования электрических сетей, основами расчета установившихся режимов, регулирования напряжения. Формирование профессиональных навыков по проектированию электрических сетей. В результате выполнения курсового проекта студент должен знать: цели, задачи, принципы и общий алгоритм проектирования электрических сетей; технико-экономические основы проектирования электрических сетей; критерии выбора оптимального варианта электрической сети; методы и алгоритмы проектирования электрических сетей; порядок выбора схем построения электрической сети; методы расчета режимов электрических сетей; методы и способы регулирования напряжения в электрической сети.



Список литературы

1. «Электроэнергетические системы и сети» - Матафонова Е.П. 2017 Владивосток.

Размещено на Allbest.ru

...