Особенности развития электрических сетей района энергосистемы. Анализ технико-экономического расчета первого и второго вариантов развития сети, их схемы. Характеристика и основные признаки статической устойчивости. Расчет послеаварийного режима сети.
По этому для поддержания напряжения применяется один из методов регулирования напряжения, метод регулирования напряжения трансформаторами с РПН, осуществляется изменением коэффициента трансформации путем переключения ответвлений обмоток, то есть ступенчато. Зная потоки мощности по линиям, их данные, учитывая, что все линии двухцепные, выбираем номинальное напряжение ЛЭП по /1/, /2/ (таблица 8). Расчетный ток в линии В-Д: Расчетный ток в линии Б-М: Для рассматриваемого варианта расчетные токи в линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 9. Расчетный ток в линии Г-М: Расчетной ток в линии М-Б: Расчетной ток в линии В-Д: Расчетной ток в линии Д-Б: Зная потоки мощности по линиям, длины линий, выбираем номинальные напряжения ЛЭП /2/. Анализ результатов расчета показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяет сделать предварительное заключение о работоспособности выбранного второго варианта развития электрической сети.Данная работа была выполнена из двух частей, из основной части, которая содержит два вопроса, и специальной. В связи с появлением новых узлов нагрузок возникла необходимость выполнить проект развития электрических сетей района энергосистемы. При сравнении было отдано предпочтение для дальнейшего рассмотрения второму варианту с приведенными затратами З=76904,16 тыс. руб. В специальной части был рассмотрен вопрос максимально допустимого перетока мощности по статической устойчивости и по токовой загрузке ВЛ в зависимости от климатических условий, а именно от температуры воздуха.Таблица.
Введение
электрический сеть район энергосистема
Электрификация, являющаяся стержнем строительства экономики общества, играет важную роль в развитии всех отраслей народного хозяйства, в осуществлении всего современного технического прогресса. Основой электрификации является развитие электроэнергетики страны. Развитие народного хозяйства и требования научно-технической революции диктуют необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создание экономичных, надежных систем энергоснабжения промышленных предприятий, автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами.
Энергетическое хозяйство нашей страны велико, но и спрос на электроэнергию постоянно растет. И поэтому повсеместно на огромной территории нашей страны идет энергетическое строительство.
Развитие электроэнергетических систем, вызываемое ростом электропотребления, осуществляется путем сооружения электрических станций, линий электропередачи, и понижающих подстанций. Потребность в их сооружении выявляется и обосновывается при проектировании развития электроэнергетических систем. При выборе наилучшего варианта развития учитываются критериальные свойства электроэнергетических систем - надежность и качество электроэнергии. Выдача мощности строящихся крупных электростанций предусматривается, как правило, по воздушным линиям электропередачи напряжением 330, 500 и 750 КВ, в связи с чем удельный вес этих линий в общем объеме электросетевого строительства постоянно увеличивается. Наряду с этим продолжается строительство воздушной линии электропередачи 220 КВ и ниже, служащих для распределения электрической энергии. Строятся сверхдальние электропередачи 1150 КВ переменного тока и 1500 КВ постоянного тока.
В современных условиях широкого внедрения электрической энергии во все отрасли промышленности, обеспечивающего непрерывный технический прогресс, важно уметь правильно выполнить монтаж электрооборудования станций, подстанций и линий электропередачи, уметь правильно эксплуатировать электроустановки. Решение практических задач электроснабжения требует знание передовых методов организации и проведения работ, правил техники безопасности и пользования специальным инструментом и приспособлениями.
Улучшение качества электроэнергии у потребителей, то есть поддержание напряжения на требуемом уровне, является важной народнохозяйственной задачей. По этому для поддержания напряжения применяется один из методов регулирования напряжения, метод регулирования напряжения трансформаторами с РПН, осуществляется изменением коэффициента трансформации путем переключения ответвлений обмоток, то есть ступенчато.
1.Развитие электрической сети энергорайона
1.1 Выбор схемы соединения линий электрической сети
Выбор схемы электрической сети производится одновременно с выбором напряжения и заключается в определении размещения подстанций, связей между ними, предварительной разработке принципиальных схем подстанций, определении числа и мощности трансформаторов на подстанциях и сечений проводов линий электропередачи. Выбор схемы производится на перспективу 5-10 лет.
Топология электрических сетей развивается в соответствии с географическими условиями, распределением нагрузок и размещением энергоисточников. Многообразие и несхожесть этих условий приводят к большому количеству конфигураций и схем электрической сети, обладающих различными свойствами и технико-экономическими показателями.
Таким образом, для развития электрических сетей рассматриваем два варианта топологии электрических сетей представленные на рисунках 4 и 7.
Далее осуществим экономическую оценку составленных вариантов, для чего выполним технико-экономический расчет каждого варианта.
1.2 Технический расчет существующей сети
Рисунок 1. Карта-схема существующей сети
Рисунок 2. Схема существующей электрической сети
Рисунок 3. Схема замещения существующей сети.
1.2.1 Определение параметров схем замещений ЛЭП
Параметры линий, состоящих из n цепей, определяются по формулам:
где r0, х0 - погонные активное и реактивное сопротивления соответственно, Ом/км;
b0 - погонная емкостная проводимость, МКСМ/км;
l - длина линии электропередачи, км;
n - число цепей.
Таблица 1. Расчетные данные по линиям электропередач
ЛЭП Длина l, км Число цепей Uном, КВ Марка провода r0, Ом/км x0, Ом/км b0•10 - 6, См/км
ЦП-Б Л1 100 1 220 АС-240 0.12 0.435 2.6
ЦП-Г Л2 80 1 220 АС-500 0.06 0.413 2.74
ЦП-А Л3 60 2 220 АС-240 0.12 0.435 2.6
3-2 Л4 50 1 220 АС-240 0.12 0.435 2.6
2-5 Л5 60 1 220 АС-240 0.12 0.435 2.6
7-10 Л6 40 1 110 АС-185 0.162 0.413 2.75
9-10 Л7 35 1 110 АС-70 0.428 0.444 2.55
Таблица 2. Параметры схем замещения линии
Номера линий R, Ом X, Ом B, МКСМ
Л-1 12 40.5 260
Л-2 4.8 33.04 219.2
Л-3 3.6 13.05 312
Л-4 6 21.75 130
Л-5 7.2 26.1 156
Л-6 6.48 16.52 110
Л-7 14.98 15.54 89.25
1.2.2 Определение параметров схем замещений трансформаторов и автотрансформаторов
Параметры трансформаторов и автотрансформаторов, взятые из справочника [2], приведены в табл.3
Таблица 3. Параметры трансформаторов и автотрансформаторов
Место установки Тип Sном, МВА Колво Uном, КВ Uk, % ?PКЗ КВТ ?PXХ, КВТ Ixx, %
В С Н В-С В-Н С-Н п/ст А АТДТЦН-200/220/110 200 2 230 121 11 11 32 20 430 125 0.5 п/ст Б АТДЦТН-125/220/110 125 2 230 121 6.6 11 31 19 290 85 0.5 п/ст В ТДЦТН - 80/110 80 2 115 38.5 11 11 18.5 7 390 82 0.6 п/ст Г ТРДЦН - 40/220 40 2 230 - 11/11 - 12 - 170 50 0.9
Таблица 4. Параметры схем замещений трансформаторов и автотрансформаторов
Из полной схемы замещения получена расчетная схема путем упрощения за счет объединения последовательных элементов: обмоток ВН и СН всех автотрансформаторов. Кроме того, необходимо объединять (складывать) нагрузки, присоединенные к одним и тем же узлам.
Таблица 5 Параметры узлов и ветвей расчетной схемы сети
Узлы Мощность узлов нагрузки Ветви Сопротивления ветвей Проводимость ветвей Коэффициент трансформации Кт
Рнаг, МВТ Qнаг, Мвар R, Ом Х, Ом G, МКСМ В, МКСМ
1 0 0 1-2 12 40.5 -260
2 45 23.05 1-3 4.8 33.04 -219.2
3 0 0 2-3 6 21.75 -130
4 20 23.38 3-4 2.81 79.35 3.2 17.03 0.043
5 0 0 1-5 3.6 13.05 -312
6 0 0 2-5 7.2 26.1 -156
7 0 0 5-6 0.284 15.21 2.36 25 1
8 70 33.9 6-7 0.284 0 0.526
9 0 0 6-8 0.569 27.06 0.043
10 0 0 7-10 6.48 16.52 -110
11 0 0 2-9 0.982 23.276 1.606 11.8 0.526
12 50 44.09 9-10 14.98 15.54 89.25
13 30 30.6 10-11 0.369 9.299 6.2 36.3 1
11-12 0.369 0 0.335
11-13 0.369 5.99 0.096
В узле 10 имеется генерация активной мощности 40 МВТ и реактивной мощности 20 Мвар.
Информация об узлах расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 6.
Таблица 6. Информация об узлах расчетной схемы из программы RASTR
Потокораспределение по новым линиям: ЛЭП В-Д: SB-Д=SД=18 j13.5 МВА;
ЛЭП Б-М: SБ-М=SM=24 j16.75 МВА;
Зная потоки мощности по линиям, их данные, учитывая, что все линии двухцепные, выбираем номинальное напряжение ЛЭП по /1/, /2/ (таблица 8).
Таблица 8. Номинальное напряжение ЛЭП
Линия электропередачи В-Д Б-М
Номинальное напряжение Uном, КВ 110 220
1.3.2 Определение сечений проводов новых линий электропередачи
Район по гололеду рассматриваемой электрической сети II. Опоры линии электропередачи В-Д выбираются железобетонные, а опоры линии Б-М - металлические.
Расчетная токовая нагрузка для новых линий определяется по выражению:
где - максимальная мощность, протекающая по линиям в условиях нормальной работы, КВА;
?i - коэффициент увеличения тока при эксплуатации (1.05);
n - количество цепей линий электропередачи.
Расчетный ток в линии В-Д:
Расчетный ток в линии Б-М:
Для рассматриваемого варианта расчетные токи в линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 9.
Таблица 9. Расчетные токи в линиях
Линия электропередачи В-Д Б-М
Расчетный ток, А 62,1 40,3
Сечения проводов новых линий выбираются по экономическим токовым интервалам.
Выбор осуществляется в соответствии с методическими указаниями /3/, по таблице 3 /1/ зависимости от номинального напряжения, расчетного тока, района по гололеду, материала и ценности опор.
В таблице 10 приведены выбранные сечения.
Таблица 10. Выбранные сечения ЛЭП
Линия электропередачи В-Д Б-М
Марка и сечение проводов АС-70 АС-240
Проверка сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.
При выходе из строя одной цепи по оставшейся должна передаваться прежняя мощность, т.е. ток линии увеличивается в два раза по сравнению с нормальным режимом.
Ірм=2Ір.
ЛЭП В-Д: Ірм=2•62,1=124,2 А Для провода АС-70 допустимый ток Ідоп=265 А Ідоп> Ірм, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.
ЛЭП Б-М: Ірм=2•40,3=80,6 А Для провода АС-240 допустимый ток Ідоп=610 А Ідоп> Ірм, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.
Расчетные данные по линиям электропередачи с выбранными проводами приведены в таблице 11. Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.
Таблица 11. Расчетные данные по линиям электропередачи
ЛЭП Длина l, км Число цепей Uном, КВ Марка провода r0, Ом/км x0, Ом/км b0•10 - 6, См/км
В-Д 64 2 110 АС-70 0.428 0.444 2.55
Б-М 66 2 220 АС-240 0.120 0.435 2.60
1.3.3 Выбор трансформаторов новых подстанций
На подстанции Д предусмотрена установка двух трансформаторов.
Мощность каждого из них: Stp=(0,65-0,7)SД=(0,65-0,7) =(0.65-0.7) 18/0.8=(14.625-15.75) МВА
Выбираем трансформаторы ТДН - 16/110
На подстанцию М предусматривается установка двух трансформаторов.
Мощность каждого из них: Stp=(0,65-0,7)SM=(0,65-0,7) =(0.65-0.7) 24/0.82=(19.045-20.51) МВА
Выбираем трансформаторы ТДТН - 25/220
Параметры выбранных трансформаторов, взятые из справочника /4/, приведены в таблице 12.
Таблица 12. Параметры выбранных трансформаторов
Место Установки Тип Sном, МВА Колво Uном, КВ Uk, % ?PКЗ, КВТ ?PXХ, КВТ Ixx, %
В С Н В-С В-Н С-Н п/ст Д ТДН - 16/110 16 2 115 - 6,6 - 10,5 - 85 19 0.7 п/ст М ТДТН- 25/220 25 2 230 38.5 6,6 12.5 20 6.5 220 55 1,1
1.3.4 Выбор схем подстанций
Руководствуясь указаниями, приведенными в методических и справочных источниках /2/, /3/, выбираем следующие схемы подстанций: п/ст Д - мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов;
п/ст М - мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов;
Схема первого варианта развития электрической сети имеет вид, представленный на рисунке 5.
Рисунок 5. Схема первого варианта развития электрической сети
1.3.5 Расчет на ЭВМ максимального режима сети
Схема замещения сети первого варианта развития изображается на рисунке 6. При вводе исходной информации можно вводить проводимости шунтов или дополнительные нагрузки соответствующих узлов, равные потерям активной и реактивной мощности холостого хода трансформатора ?РХХ, ?QХХ соответственно.
Таблица 13. Параметры схем замещения ЛЭП
Номера линий R, Ом X, Ом B, МКСМ
Л-1 12 40.5 260
Л-2 4.8 33.04 219.2
Л-3 3.6 13.05 312
Л-4 6 21.75 130
Л-5 7.2 26.1 156
Л-6 6.48 16.52 110
Л-7 14.98 15.54 89.25
Л-8 13.696 14.208 326.4
Л-9 3.96 14.355 343.2
Рисунок 6. Схема замещения первого варианта развития сети.
Из полной схемы замещения получена расчетная схема путем упрощения за счет объединения последовательных элементов: обмоток ВН и СН всех автотрансформаторов. Кроме того, необходимо объединять (складывать) нагрузки, присоединенные к одним и тем же узлам.
Таблица 15. Параметры узлов и ветвей расчетной схемы сети
Узлы Мощность узлов нагрузки Ветви Сопротивления ветвей Проводимость ветвей Коэффициент трансформации Кт
Рнаг, МВТ Qнаг, Мвар R, Ом Х, Ом G, МКСМ В, МКСМ
1 0 0 1-2 12 40.5 -260
2 45 23.05 1-3 4.8 33.04 -219.2
3 0 0 2-3 6 21.75 -130
4 20 23.38 3-4 2.81 79.35 3.2 17.03 0.043
5 0 0 1-5 3.6 13.05 -312
6 0 0 2-5 7.2 26.1 -156
7 0 0 5-6 0.284 15.21 2.36 25 1
8 70 33.9 6-7 0.284 0 0.526
9 0 0 6-8 0.569 27.06 0.043
10 0 0 7-10 6.48 16.52 -110
11 0 0 2-9 0.982 23.276 1.606 11.8 0.526
12 50 44.09 9-10 14.98 15.54 89.25
13 30 30.6 10-11 0.369 9.299 6.2 36.3 1
14 0 0 11-12 0.369 0 0.335
15 18 13.5 11-13 0.369 5.99 0.096
16 0 0 2-16 3,96 14,355 -343,2
17 0 0 16-17 5,92 136,5 1,04 5,198 1
18 16 11.17 17-19 5,92 0 0,167
19 8 5.58 17-18 5,92 74,06 0,029
10-14 13,69 14,208 -326,4
14-15 2,196 43,39 1,44 8,46 0,06
В узле 10 имеется генерация активной мощности 40 МВТ и реактивной мощности 20 Мвар.
Информация об узлах расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 16.
Таблица 16. Информация об узлах расчетной схемы из программы RASTR
В данном случае в качестве базисного и балансирующего узла (БУ) принят узел №1. Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 17.
Таблица 17. Информация о ветвях расчетной схемы из программы RASTR
Ветвь Сопротивление Проводимость Коэффициент трансформации Кт
№нач №кон R, Ом Х, Ом G, МКСМ В, МКСМ
1 2 12 40.5 -260
1 3 4.8 33.04 -219.2
2 3 6 21.75 -130
3 4 2.81 79.35 3.2 17.03 0.043
1 5 3.6 13.05 -312
2 5 7.2 26.1 -156
5 6 0.284 15.21 2.36 25 1
6 7 0.284 0 0.526
6 8 0.569 27.06 0.043
7 10 6.48 16.52 -110
2 9 0.982 23.276 1.606 11.8 0.526
9 10 14.98 15.54 89.25
10 11 0.369 9.299 6.2 36.3 1
11 12 0.369 0 0.335
11 13 0.369 5.99 0.096
2 16 3,96 14,355 -343,2
16 17 5,92 136,5 1,04 5,198 1
17 19 5,92 0 0,167
17 18 5,92 74,06 0,029
10 14 13,69 14,208 -326,4
14 15 2,196 43,39 1,44 8,46 0,06
По исходной информации об узлах и ветвях по программе RASTR на ПК выполнен расчет нормального максимального режима электрической сети. Распечатка результатов расчетов максимального режима работы первого варианта развития приводится в приложении А
1.3.6 Балансы мощности
Выбор основных компенсирующих устройств
Активная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Р в базисном узле №1 и в узле №10: РП=Рген1 Рген10 = 226,5 40,0=266,5 МВТ.
В соответствии с заданным условием баланс Ргс?РП выполняется.
Реактивная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Q в базисном узле №1 и в узле №10: QП=Qген1 Qген10 =125,6 20=145,6 Мвар.
Суммарные переменные потери активной мощности берутся из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»: ??РМАКС=7,335 1,587=8,921 МВТ
Суммарные эксплуатационные издержки по сети: И=И" Зпот=15279,28 36679,36 =51958,64 тыс.руб.
Приведенные народнохозяйственные затраты по первому варианту: З=Ен•К И, где Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.
Подставив численные значения в формулу, получим:
З=0.12•386140 51958,64=98295,44 тыс.руб.
1.4 Технико-экономический расчет второго варианта развития сети
Рисунок 7. Карта-схема второго варианта развития электрических сетей.
1.4.1 Выбор номинального напряжения новых линий
Нагрузка новых подстанций та же, что и в первом варианте.
Потокораспределение по новым линиям: Для определения потокораспределений в кольце Б-Д-В Б-М-Г приближенно принимаем равенство напряжений в точках питания В и Б, Б и Г. Выполняем расчет потокораспределения относительно этих точек питания в соответствующих линиях с двухсторонни питанием.
Зная потоки мощности по линиям, их данные, учитывая, выбираем номинальное напряжение ЛЭП [1], [2]. Выбранные напряжения для новых линий приведены в таблице 19.
Таблица 19. Напряжения новых ЛЭП
Линия ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИГ-ММ-БВ-ДД-Б
Номинальное напряжение Uном, КВ 220 220 110 110
1.4.2 Определение сечений проводов новых линий электропередачи
Район по гололеду рассматриваемой электрической сети II. Опоры линий электропередачи .
Расчетная токовая нагрузка для новых линий.
Расчетный ток в линии Г-М:
Расчетной ток в линии М-Б:
Расчетной ток в линии В-Д:
Расчетной ток в линии Д-Б:
Зная потоки мощности по линиям, длины линий, выбираем номинальные напряжения ЛЭП /2/.
Таблица 20. Выбранные сечения ЛЭП
Линия электропередачи Г-М М-Б В-Д Д-Б
Марка и сечение проводов АС-240 АС-240 АС-70 АС-70
Проверка сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.
При выходе из строя одной из питающей линии по оставшиеся должна передаваться прежняя мощность, т.е. ток будет равен сумме токов питающих линий: Ірм=Ір1 Ip2.
ЛЭП Г-М: ІРМ=ІРГ-М ІРМ-Б=34,2 46,6 = 80,8 А.
Для провода АС-240 допустимый ток
Ідоп=610 А; Ідоп>ІРМ, т.е. данный провод проходит по условию нагрева.
ЛЭП М-Б: ІРМ=ІРМ-Б ІРМ-Б= 34,2 46,6 = 80,8 А.
Для провода АС-240 допустимый ток
Ідоп=610 А; Ідоп>ІРМ, т.е. данный провод проходит по условию нагрева.
ЛЭП В-Д: ІРМ=ІРВ-Д ІРД-Б=33,1 57,9 = 91 А.
Для провода АС-70 допустимый ток
Ідоп=265 А; Ідоп>ІРМ, т.е. данный провод проходит по условию нагрева.
ЛЭП Д-Б: ІРМ=ІРВ-Д ІРД-Б=33,1 57,9 = 91 А.
Для провода АС-150 допустимый ток
Ідоп=265 А; Ідоп>ІРМ, т.е. данный провод проходит по условию нагрева.
Таблица 21. Расчетные данные по линиям электропередачи с выбранными проводами
ЛЭП Длина l, км Число цепей Uном, КВ Марка провода r0, Ом/км x0, Ом/км b0•10 - 6, См/км
Г-М 90 1 220 АС-240 0.120 0.435 2.60
М-Б 66 1 220 АС-240 0.120 0.435 2.60
В-Д 64 1 110 АС-70 0.428 0.444 2.55
Д-Б 56 1 110 АС-70 0.428 0.444 2.55
1.4.3 Выбор трансформаторов новых подстанций
На подстанциях М и К выбираем такие же трансформаторы, как и в первом варианте, т.к. расчетные условия не меняются.
1.4.4 Выбор схем подстанций
Руководствуясь указаниями, приведенными в методических и справочных источниках /1/, /2/, выбираем схемы подстанций: п/ст М и К - такие же как в первом варианте.
Рисунок 8. Схема второго варианта развития электрической сети
1.4.5 Расчет на ЭВМ максимального режима сети
Схема замещения сети второго варианта развития изображена на рисунке 9.
Расчет параметров схем замещений элементов сети приведены в приложении А.
Таблица 22. Параметры схем замещения элементов сети, отсутствующих в первом варианте
Номера линий R, Ом X, Ом B, МКСМ
Л-8 27,392 28,416 163,2
Л-9 23,968 24,864 142,8
Л-10 7,92 28,71 171,6
Л-11 10,8 39,15 234
Параметры схем замещения трансформаторов такие же, как в первом варианте.
Рисунок 9. Схема замещения второго варианта сети.
Расчетная схема второго варианта в незначительной части отличается от схемы первого варианта, поэтому для расчета режима используются ранее подготовленные массивы об узлах и ветвях с коррекцией части данных. При этом в данных по узлам не изменяется информация по узлам.
Данные по ветвям корректируются в соответствии с таблицей 23.
Таблица 23. Информация о ветвях расчетной схемы из программы RASTR
Ветвь Сопротивление Проводимость
№нач №кон R, Ом Х, Ом G, МКСМ В, МКСМ
3 16 10,8 39,15 -234
2 16 7,92 28,71 -171,6
9 14 23,968 24,864 -142,8
10 14 27,392 28,416 -163,2
По скорректированным указанным образом исходным данным выполняется расчет максимального режима второго варианта развития сети. Распечатка результатов расчета максимального режима работы второго варианта развития сети приводится в приложении А.
Анализ результатов расчета показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяет сделать предварительное заключение о работоспособности выбранного второго варианта развития электрической сети.
1.4.6 Балансы мощности
Выбор основных компенсирующих устройств
Активная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Р в базисном узле №1 и в узле №10:
РП=Рген1 Рген10 = 224,1 40 = 264,1 МВТ.
В соответствии с заданным условием баланс Ргс?РП выполняется.
Реактивная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Q в базисном узле №1 и в узле 10: QП=Qген1 Qген10 = 117,7 20 = 137,7 Мвар.
Как следует из табл.25, более выгодным является 2-ой, так как З1>З2. Поэтому к исполнению принимается 2-ой вариант развития сети, для которого выполняются дальнейшие расчеты.
1.6 Расчеты на ЭВМ минимального и послеаварийного режимов электрической сети первого варианта
Минимальный режим
Для расчета этого режима в исходные данные вносятся следующие изменения в соответствии с методически указаниями: изменяем напряжение базисного узла на 5%, уменьшаем значения нагрузок в узлах (новые нагрузки в соответствии с заданием, все остальные на 50%).
Информация по вносимым изменениям приведена в таблице 26.
Таблица 26. Вносимые изменения для расчета минимального режима
Узлы 2 4 8 12 13 15 18 19
Мощность узлов Р, МВТ 22,5 10 35 25 15 9 8,8 4,4
Q, Мвар 11,5 11,69 17 22,45 15,3 6,75 6,14 3,07
Напряжение в базисном узле для минимального режима UБУ=230 КВ.
Как показывает анализ результатов, минимальный режим приемлем для сети. По сравнению с максимальным режимом возросли уровни напряжений в узлах, что объясняется главным образом уменьшением падений напряжений в ветвях. Существенно уменьшились суммарные потери мощности в сети.
Расчет минимального режима приводится в приложении А.
Послеаварийный режим
В качестве послеаварийного режима выбран режим максимальных нагрузок при отключении линии Л-6.
Таблица 27. Исходные данные в соответствии с требованиями программы RASTR
Таблица 28. Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR
Ветвь Сопротивление Проводимость Коэффициент трансформации Кт
№нач №кон R, Ом Х, Ом G, МКСМ В, МКСМ
1 2 12 40.5 -260
1 3 4.8 33.04 -219.2
2 3 6 21.75 -130
3 4 2.81 79.35 3.2 17.03 0.043
1 5 3.6 13.05 -312
2 5 7.2 26.1 -156
5 6 0.284 15.21 2.36 25 1
6 7 0.284 0 0.526
6 8 0.569 27.06 0.043
3 16 10,8 39,15 -234
2 9 0.982 23.276 1.606 11.8 0.526
9 10 14.98 15.54 89.25
10 11 0.369 9.299 6.2 36.3 1
11 12 0.369 0 0.335
11 13 0.369 5.99 0.096
2 16 7,92 28,71 -171,6
16 17 5,92 136,5 1,04 5,198 1
17 19 5,92 0 0,167
17 18 5,92 74,06 0,029
10 14 27,392 28,416 -163,2
14 15 2,196 43,39 1,44 8,46 0,06
9 14 23,968 24,864 -142,8
Результаты расчета послеаварийного режима после корректировки напряжения приведены в приложении А.
Анализ результатов расчета послеаварийного режима показывает, что этот режим приемлем для сети, однако его параметры существенно изменились. В частности, суммарные потери мощности в сети возросли, уровни напряжений снизились.
1.7 Анализ режимов сети
1.7.1 Выявление перегруженных элементов существующей сети
Линии электропередачи.
Таблица 29. Данные для проверки условия перегрузки линий
Линия Л-1 Л-2 Л-3 Л-4 Л-5 Л-6 Л-7
ІЭ, А 280 700 305 280 280 220 115
Імакс, А 155 158 348 49 62 217 173
Значения ІЭ взяты из справочного пособия /2/, а значения Імакс берутся из распечатки результатов расчета максимального режима работы второго варианта развития сети.
Эти данные показывают, что для всех линий условие 2ІЭ?Імакс выполняется, поэтому усиление сети не требуется.
Трансформаторы.
Таблица 30. Данные для проверки условия перегрузки трансформаторов
Место установки Sном, МВА Рпс, Мвт Qпс, Мвар Sпс, МВА пс А 200 179,4 158,81 239 пс Б 125 42,47 41,43 59,3 пс В 80 80,67 85,86 117,8 пс Г 40 20,11 24,46 31,7 пс М 25 24,22 20,05 31,4 пс Д 16 18,11 15,47 23,8
Сравнение показывает, что для всех трансформаторов условие Sном?0.65•Sпс выполняется, поэтому замена существующих трансформаторов не требуется.
1.7.2 Регулирование напряжений на подстанции
Оценка уровней напряжений на шинах вторичного (низкого) напряжения новых подстанций показывает, что принятые коэффициенты трансформации не обеспечивают требуемые уровни напряжений в рассмотренных режимах.
Таблица 31. Результаты расчетов по выбору отпаек трансформаторов
П/ст Режим Напряжение до регулирования, КВ Напряжение после регулирования, КВ Напряжение ответвления, КВ Коэффициент трансформации
В макс. миним. п. а. р. 10,2 36,1 10,9 38,4 8,9 31,6 10,2 36,1 10,3 37 10,3 36,0 115 115 115 3х1,78% 115 2х1,78% 115-8х1,78% 115-7х1,78% 0.096 0,335 0,096/0,091 0,335/0,323 0,096/0,0112 0,335/0,382
Д макс. миним п. а. р. 6,5 6,4 5,6 6,1 6,4 6,2 115 1х1,78 115 115-4х1.78% 0,006/0,056 0,056 0,056/0,062
1.8 Основные технико-экономические показатели сети
Капитальные вложения на сооружение всех линий, подстанций и сети в целом.
Таблица 32. Капитальные затраты на ЛЭП
ЛЭП Uном, КВ l, км Марка провода Тип опоры Куд, тыс.руб/км Кл, тыс.руб
Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии: Зпот = 29903,06 тыс.руб.
Количество электрической энергии, полученной потребителями за год: Эгод=SPMAKCI?Тнбі=5000?(45 20 70 50 30 18 16 8)=1,28?106 КВТ?ч
Себестоимость передачи электроэнергии:
2. Расчеты допустимых перетоков мощности
2.1 Понятие о статической устойчивости
В рассматриваемых простейших условиях признаком устойчивости системы является такой характер изменения мощностей и моментов при небольшом отклонении от состояния равновесия, который вынуждает систему вновь возвращаться к исходному состоянию. В режиме работы в точке а (рис. 10), мощности генератора, и турбины уравновешивают друг друга. Если допустить, что угол da получает небольшое приращение Dd, то мощность генератора, следуя синусоидальной зависимости от угла, также изменится на некоторую величину DP, причем, как вытекает из рис. 10, в точке а положительному приращению угла Dd соответствует также положительное изменение мощности генератора DP. Что же касается мощности турбины, то она не зависит от угла d и при любых изменениях последнего остается постоянной и равной Ро. В результате изменения мощности генератора равновесие моментов турбины и генератора оказывается нарушенным и на валу машины возникает избыточный момент тормозящего характера, поскольку тормозящий момент генератора в силу положительного изменения мощности DP преобладает над вращающим моментом турбины.
Под влиянием тормозящего момента ротор генератора начинает замедляться, что обусловливает перемещение связанного с ротором вектора э. д. с. генератора Е в сторону уменьшения угла d. В результате уменьшения угла вновь восстанавливается исходный режим работы в точке а и, следовательно, этот режим должен быть признан устойчивым. К тому же выводу можно прийти и при отрицательном приращении угла Dd в точке а.
Совершенно иной получается картина в точке b. Здесь положительное приращение угла Dd сопровождается не положительным, а отрицательным изменением мощности генератора DP. Изменение мощности генератора вызывает появление избыточного момента ускоряющего характера, под влиянием которого угол d не уменьшается, а возрастает. С ростом угла мощность генератора продолжает падать, что обусловливает дальнейшее увеличение угла и т. д. Процесс сопровождается непрерывным перемещением вектора э. д. с. Е относительно вектора напряжения приемной системы U (рис.7) и станция выпадает из синхронизма. Таким образом, режим работы в точке b статически неустойчив и практически неосуществим.
Рисунок 10. Изменение мощности при приращении угла
Рисунок11. Выпадение из синхронизма
Рисунок 12. Зависимость синхронизирующей мощности от угла
Под статической устойчивостью, вообще говоря, понимают способность системы самостоятельно восстановить исходный режим работы при малом возмущении. Статическая устойчивость является необходимым условием существования установившегося режима работы системы, но отнюдь не предопределяет способности системы продолжать работу при резких нарушениях режима, например при коротких замыканиях.
Итак, точка а и любая другая точка на возрастающей части синусоидальной характеристики мощности отвечают статически устойчивым режимам и, наоборот, все точки падающей части характеристики статически неустойчивым. Из приведенных выше соображений, характеризующих условия работы системы, непосредственно вытекает следующий формальный признак статической устойчивости рассмотренной простейшей системы: приращения угла d и мощности генератора Р должны иметь один и тот же знак, т. е. DP /Dd > 0 или, переходя к пределу,DP/dd >0(2)
Производная DP/dd, как известно, носит название синхронизирующей мощности, и, следовательно, критерием статической устойчивости системы в рассмотренных условиях является положительный знак синхронизирующей мощности. Производная мощности по углу согласно (1) равна, очевидно, DP/dd= EU/ xc cos d(3) она положительна при d< 90° (рис.8). В этой области и возможны устойчивые установившиеся режимы работы системы. Критическим с точки зрения устойчивости в рассматриваемых условиях (при чисто индуктивной связи генератора с шинами приемной системы) является значение угла d = 90°, когда достигается максимум характеристики мощности.
Коэффициент запаса статической (апериодической) устойчивости по активной мощности в сечении (KP) вычисляется по формуле: , где
Рпр - предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении;
Р - переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0;
DPНК - амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом сечении (принимается, что под действием нерегулярных колебаний переток изменяется в диапазоне Р ± DPНК).
Запас устойчивости по активной мощности может быть задан также в именованных единицах, DPЗАП= Рпр - (P ?РНК).
Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности устанавливается для каждого сечения энергосистемы (в том числе, частичного) по данным измерений. При отсутствии таких данных расчетная амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности сечения может быть определена по выражению: , где
Рн1, Рн2, МВТ, - суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон рассматриваемого сечения. Коэффициент K, , принимается равным 1,5 при ручном регулировании и 0,75 при автоматическом регулировании (ограничении) перетока мощности в сечении.
Амплитуда нерегулярных колебаний, найденная для сечения, может быть распределена по частичным сечениям в соответствии с коэффициентами распределения мощности в этом сечении.
В случае оперативного (неавтоматического) изменения уставок ограничителей (регу
Вывод
Данная работа была выполнена из двух частей, из основной части, которая содержит два вопроса, и специальной.
В связи с появлением новых узлов нагрузок возникла необходимость выполнить проект развития электрических сетей района энергосистемы. Это реализовано в основной части. Рассчитаны технико-экономические показатели различных вариантов сети. При сравнении было отдано предпочтение для дальнейшего рассмотрения второму варианту с приведенными затратами З=76904,16 тыс. руб. С точки зрения надежности второй вариант является более перспективным.
Проведены расчеты максимального, минимального, послеаварийного режимов сети. Определены ежегодные эксплуатационные издержки И=50022,62 тыс. руб., ежегодные затраты на возмещение потерь Зпот=29903,06 тыс. руб., количество электроэнергии получаемое потребителями за год Эгод=1,28?106 КВТ?ч, себестоимость передаваемой энергии С= 6,2 коп/ КВТ?ч.
В специальной части был рассмотрен вопрос максимально допустимого перетока мощности по статической устойчивости и по токовой загрузке ВЛ в зависимости от климатических условий, а именно от температуры воздуха.
По некоторым сечениям предел передаваемой мощности при различных условиях может определяться как статической устойчивостью, так и токовой загрузкой ВЛ. Для повышения точности противоаварийной автоматики необходим учет климатических условий. Учет климатических условий снижает обьем управляющих воздействий от отключения нагрузки, тем самым снижается ущерб от недоотпуска электроэнергии.
Список литературы
1.Методические указания к практическим занятиям по дисциплине «Электрические системы и сети». /Сост.: Сенчуков А.А.; Кудинов И.Д.; Бураков И.Ф. ЮРГТУ, Новочеркасск, 2002. 46 с.
2.Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /Под ред. Рокотяна С. С.; Шапиро И. М. - М.: Энергоатомиздат, 1985. 332 с.
3.Методические указания к выполнению курсового проекта «Развитие электрических сетей энергосистемы». /Сост.: Кудинов И.Д.; Котова Н.А. ЮРГТУ, Новочеркасск, 2001. 32 с.
4.Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для ВУЗОВ. - 4-е изд., перераб. и доп. /Под ред. Неклепаева Б.Н. - М.: Энергоатомиздат, 1989. 608с.
5.Правило устройства электроустановок, шестое издание. Санкт - Петербург, 2000 г.
6.Инструкция по проектированию городских электрических сетей. Москва: Энергоатомиздат, 1995г.
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
