Электрический расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети 3 страница

Таблица 1.12 – Уточненные электрические расчеты

^*Примечание: напряжение на стороне ВН дано для п/ст-1, т.к. направление мощности в после аварийном режиме изменилось.

1 – нормальный режим наибольших нагрузок;

2 – нормальный режим наименьших нагрузок;

3 – наиболее тяжелый послеаварийный режим при наибольших нагрузках.

Общая потеря напряжения от РПП до наиболее удаленной подстанции в нормальном режиме наибольших нагрузок составит:

,,

или, в процентах:

В нормальном режиме наименьших нагрузок или в процентах

В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима принимаем режим, возникающий после отключения одной из цепей линии РПП–п/ст2. При этом сопротивление линии и, соответственно, потеря напряжения на линии возрастут вдвое. Определим общую потерю напряжения в этом режиме:

,,

или, в процентах:

Так как на подстанциях установлены трансформаторы с устройствами регулирования под напряжением, которые могут регулировать напряжение в пределах от минус 16% до плюс 16% от номинального, в ходе проведенных нами расчетов, при выбранных по экономической плотности тока сечениях, потеря напряжения в сети в нормальном режиме наибольших и наименьших нагрузок, а также послеаварийном режиме при наибольших нагрузках, не превысит допустимых значений. Следовательно, сечения проводов линий выбраны верно.

1.4.3 Оценка достаточности диапазона регулирования напряжения трансформаторами с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой

Оценим достаточность диапазона регулирования напряжения трансформаторами с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой.

Приведенное напряжение к обмотке низшей ступени трансформатора рассчитаем по следующей формуле:

, (1.59)

где - высшее напряжение i -ой подстанции (линии) в кВ, по таблице 1.12;

и - соответственно действительная и мнимая части комплексного числа расчетной полной потребляемой мощности, i -ой подстанции в МВА, по таблице 1.11;

и - активное и реактивное сопротивление трансформатора в Ом, вычисленные по выражениям 1.46 и 1.47.

Подставляя соответствующие значения для первой подстанции, получим:

Для остальных подстанций расчет произведем аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 1.13.

Номер ответвления трансформатора определим по выражению:

, (1.60)

где и - соответственно высшая и низшая ступень напряжения трансформатора в кВ,,;

- коэффициент, в режиме наибольших нагрузок, режиме наименьших -, в послеаварийном режиме при наибольших нагрузках.

- низшее напряжение на подстанции в кВ,;

- диапазон изменения одной ступени устройства регулирования напряжения под нагрузкой трансформатора, равное 0,01д78%.

Подставляя соответствующие значения для первой подстанции, получим:

округляя до ближайшего меньшего.

Для остальных подстанций расчет произведем аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 1.13.

Коэффициент трансформации трансформатора вычислим по формуле:

, (1.61)

Для второй подстанции он составит, для остальных подстанций расчет аналогичен. Результаты представлены в таблице 1.13.

Напряжение на низшей ступени трансформатора определим по формуле:

(1.62)

Для второй подстанции, для остальных подстанций расчет аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицу 1.13.

Таблица 1.13 – Достаточность диапазона регулирования напряжения

1 – нормальный режим наибольших нагрузок;

2 – нормальный режим наименьших нагрузок;

3 – наиболее тяжелый послеаварийный режим при наибольших нагрузках.

Таким образом, по таблице 1.13 напряжение на шинах потребителя в соответствии с [5], не опускается ниже номинального.

1.4.4 Уточнение баланса мощностей

После уточненных расчетов уточним баланс по активной и реактивной мощностям, а также уточним размещение компенсирующих установок.

Суммарная мощность на головном участке сети (ВЛ соединяющая РПП и вторую подстанцию) составит:

Располагаемая реактивная мощность системы рассчитанная по формуле 1.15 составляет 22,152 Мвар. Дефицит реактивной мощности в сети составит:

В п.1.1 были выбраны компенсирующие конденсаторные установки ККУ-10-2.

Зная дефицит реактивной мощности системы и мощность ККУ-10-2, определим по формуле 1.17 количество установок на всю электрическую сеть, округленное до ближайшего целого:

Уточним количество компенсирующих установок для каждой подстанции имея в виду, что суммарная мощность компенсирующих установок должна быть не менее дефицита реактивной мощности. Расчетное количество выбранных ККУ для каждой подстанции определено по формуле 1.18. В формуле были вычислены по выражению 1.19.

Рассчитанные значения количества конденсаторных установок для каждой подстанции умножаются на коэффициент, определяемый как частное от деления количества конденсаторных установок на всю сеть к суммарному количеству конденсаторов для потребителей сети по выражению 1.20:

Умножая на коэффициент и округляя результат до ближайшего целого, получаем окончательно количество компенсирующих установок для первой подстанции равное 5, второй – 2, третьей –5, четвертой – 7, пятой – 4, шестой – 5.

Значения компенсируемой реактивной мощности на каждой подстанции определяется суммарной реактивной мощностью всех ККУ, устанавливаемых на подстанциях по окончательному расчету и равно соответственно для первой подстанции 2,5, второй – 1, третьей – 2,5, четвертой – 3,5, пятой – 2, шестой – 2,5 Мвар.

Общая сумма ККУ по уточненному расчету равна 28 штук и общая сумма мощности 14 Мвар, что совпадает с расчетом для всей электрической сети.

Полная мощность электрической сети определяется выражением:

. (1.63)

где - расчетная полная мощность i- ой подстанции в МВА по таблице 1.11.

Таким образом, в результате уточнения расчетов баланса активной и реактивной мощностей для проектируемой электрической сети были определены значения активных и реактивных мощностей для всей сети и для каждой подстанции. Расчеты показали, что электрическая система имеет дефицит располагаемой реактивной мощности, который предложено компенсировать на каждой подстанции установкой соответствующего количества компенсирующих конденсаторных установок типа ККУ-10-2, с номинальным напряжением и мощностью.

Результаты уточненного расчета баланса мощностей по каждой подстанции и целиком по всей сети сведены в таблицу 1.14.

Таблица 1.14 – Уточненные результаты расчета баланса мощностей

По таблицам 1.11, 1.12, 1.13 и 1.14 составим однолинейную схему сетевого района, представленную на рисунке 1.11.

Список использованных источников

1 Бургсдорф В.В. Сооружение и эксплоатация линий электропередачи в сильно гололедных районах. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1947. – 195 с.

2 Муретов Н.С. Гололедные образования на воздушных линиях связи и электропередачи. – Л.: Гидрометеоиздат, 1945.

3 Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.

4 Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Проектирование электрических сетей и систем. – Минск.: Высшая школа, 1988. – 308 с.

5 Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учебное пособие для студентов электроэнергет. спец. вузов, 2-е изд., перераб. и доп. / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. – М.: Высшая школа, 1990. – 383 с.

6 Правила устройства электроустановок (ПУЭ)/ Главгосэнергонадзор РФ. – Санкт-Петербург.: Издательство ДЕАН, 1999. – 926 с.

7 Хусаинов И. М. Примеры расчетов электрических сетей: Учебное пособие. – Саратов: Саратов. гос. техн. ун-т, 1998. – 96 с.

8 РОКОТЯН ачи. – 2-е изд., перераб. и доп. – Л.: Энергия, Ленингр. отд-ние, 1979. – 312 с.

9 ГОСТ 13109-87 «Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения»

10 Боровиков В. А. и др. Электрические сети энергетических систем. Учебник для техникумов. Изд. 3-е, переработанное. Л., «Энергия», 1977. – 392 с.

11 Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 3. Кн. 1. Производство, передача и распределение электрической энергии. /Под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова, П. Г. Грудинского, Л. А. Жукова и др. – 6-е изд. испр. и доп. – М.: Энергоиздат, 1982.

12 Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т. / Под общ. ред. А. А. Федорова. Т. 2. Электрооборудование. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 650 c.

13 ГОСТ 27514-87. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением выше 1 кВ. М.: Изд-во стандартов, 1989. 4 с.

14 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 608 с.

15 Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учеб. для вузов по спец. «Электроснабжение». – 3-е изд., переаб. и доп. – М.: Высш. шк., 1991. – 496 с.

16 Раевский А.Н. К вопросу о повторяемости гололеда. – Метеорология и гидрология № 1. –Л.: Гидрометеоиздат, 1953.

17 Труды ГГО. Выпуск № 3. – Л.: Гидрометеоиздат, 1947.

18 Драневич Е.П. Гололед и изморозь. –Л.: Гидрометеоиздат, 1971.

19 Заморский А.Д. Морось и гололед при значительных морозах. – Метеорология и гидрология № 4. – Л.: Гидрометеоиздат, 1953.

20 Кантер Ц.А. Местные условия образования гололеда в Саратовской области. – Сборник работ по синоптике № 2. – Л.: Гидрометеоиздат, 1958.

21 Домилина Л.Е. Влияние возвышенностей Азиатской части СССР на величину гололедно-изморозевых отложений. – Метеорология и гидрология № 8. – М.: Гидрометеоиздат, 1981.

22 Домилина Л.Е. О влиянии рельефа на гололедно-изморозевые отложения. – Метеорология и гидрология № 2. – М.: Гидрометеоиздат, 1981.

23 Инструкция по работе электрических сетей АО Саратовэнерго в условиях погодных аномалий и ликвидации нарушений электроснабжения из-за гололеда, ветра и др. – Саратов.: АО «Саратовэнерго», 1999.

24 Инструкция по работе электрических сетей ОП ПбЭС в условиях гололедно-изморозевых отложений, плавке гололеда на проводах ВЛ. – Саратов.: ОП «ПбЭС», 1999.

Приложения

Приложение А. Номограммы границ экономических интервалов

Определим границы экономических интервалов сечений сталеалюминевых проводов одноцепных и двухцепных линий напряжением 110кВ на железобетонных опорах, во II районе по гололеду по методике, описанной в [7].

Примем в качестве исходных экономические показатели, существовавшие в 1989 году. Стоимость сооружения 1 километра линий на одноцепных и двухцепных железобетонных опорах для ряда сечений взята по таблице 10.15 [14], погонное активное сопротивление по таблице 7.35 [5]. Выбранные данные представлены в таблице А.1.

Таблица А.1 – Стоимость сооружения 1 километра линий на одноцепных и двухцепных железобетонных опорах (с учетом удорожания) и погонное активное сопротивление для ряда сечений

Граница между экономическими интервалами для i-того и (i+1)-го сечений для проводов, расположенных на одноцепных и двухцепных железобетонных опорах, представляет собой прямую, определяемую уравнением:

, (А.1)

где - коэффициент, зависящий от того, между какими сечениями определяется граница,;

- некий параметр, определяемый по выражению:

, (А.2)

здесь - коэффициент эффективности капиталовложений, ();

- отчисления на амортизацию линий в % (по таблице 8-2 [8]);

- стоимость потерь электроэнергии,, равна 0,94 руб., а.

Тогда:

.

Величину коэффициента, определяем по формуле:

, (А.3)

где и - стоимости сооружения 1 километра линий на одноцепных и двухцепных опорах для i-того и (i+1)-го сечения соответственно, (таблица А.1);

и - погонное активное сопротивление 1 километра линий на одноцепных и двухцепных опорах для i-того и (i+1)-го сечения соответственно, (таблица А.1).

Так, например, для проводов марок АС-70/11 и АС-95/16, расположенных на одноцепных опорах, получаем:

Для всех остальных пар смежных сечений расчет производим аналогично, и результаты сведем в таблицу А.2.

Таблица А.2 – Расчет коэффициентов и для одноцепных и двухцепных железобетонных опор соответственно

Для каждой пары сечений из составленной таблицы А.2 находим по формуле А.1 граничные токи, соответствующие полученному раннее значению параметра.

Так, например, для проводов марок АС-120/19 и АС-150/19, расположенных на одноцепных опорах, получаем:

А.

Остальные пары смежных сечений находится аналогично. Результаты расчетов граничных токов сведем в таблицу А.3.

Таблица А.3 – Расчет граничных токов

По полученным данным таблицы А.3 построим номограммы границ экономических интервалов сталеалюминевых проводов одноцепных и двухцепных линиях, напряжением 110 кВ, на железобетонных опорах, расположенных в Поволжье, во II районе по гололеду (рисунок А.1). Для этого по горизонтали прочерчиваем ось параметра, а по вертикали – ось токов. Затем отмечаем точки с координатами (;) и соединяем их с началом координат. Полученные линии представляют собой границы интервалов соответствующих сечений.

а)

б)

Рисунок А.1 – Номограммы границ экономических интервалов: а – номограммы для одноцепных опор; б – номограммы для двухцепных опор.

1Заметим, что, используя вышеприведенные замечания и правила, принципиально можно составить значительно больше вариантов. Но, исключив из них не оптимальные и технически сложно осуществимые, получено шесть вариантов