Расчет потоков активной и реактивной мощности в простой замкнутой цепи

Спроектировать сеть для электроснабжения группы потребителей. Взаимное расположение потребителей и источников питания показано на рисунке. Масштаб 1:2000000

Сведения о потребителях
№	Р,МВт	cosφ	Uн ном,кВ
	25,5	0,71
	27,2	0,89
	5,9	0,74
	28,1	0,82
Состав по категориям
№	I,%	II,%	III,%

 

Мощность приведена для режима наибольших нагрузок. Число часов использования максимума 6400. В режиме наименьших нагрузок потребление активной мощности снижается на 40%. При этом tg φ возрастает на 0,03. Мощность ТЭЦ - 37 МВт. Коэффициент мощности ТЭЦ и энергосистемы - 0,95 и 0,92 соответственно. На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжение 1,01 от номинального.
Выполнить следущие расчёты:

1. Расчёт баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств.

2. Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта.

3. Предварительный приближённый расчёт трёх отобранных вариантов.

4. Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего.

5. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей.

6. Уточнённый расчёт электрических режимов выбранного варианта.

7. Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов.

8. Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи эл.энергии.

В графической части представить:

1. Рассматриваемые варианты конфигурации сети.

2. Схему замещения сети.

3. Однолинейную схему сети.

2. Составление баланса мощностей Общее потребление активной мощности всеми потребителями в часы максимума или требуемая активная мощность:

Р∑ = Ртреб = ∑ (Рi + ∆Pi);

где: Рi - активная мощность i - го потребителя - из задания; ∆Pi - прогнозируемые потери активной мощности в линиях и трансформаторах, приходящиеся на i - тый потребитель. ∆Pi - принимаются в пределах 3....8 % от потребляемой активной мощности. Потери активной мощности первого потребителя:

∆P1 = 0,05∙Р1 = 0,05∙25,5 = 1,28 МВт

∆Р∑ = 4,34 МВт Ртреб = Р1 + Р2 + Р3 + Р4 - Рт + ∆Р∑ = 25,5+27,2+5,9+28,1-37+4,34 = 54,04 Вт

Реактивная мощность потребителей:

Qi = Pi tgφi = Si ∙ sinφi Q1 = 25,5 ∙ 0,99 = 25,25 Мвар

Потери реактивной мощности в трансформаторах потребителей принимают равным 8...10% от его полной мощности:

∆Qтрi = 0,1 ∙ Si

∆Qтр1 = 0,1 ∙ 25,5/0,7 = 3,6 Мвар

Требуемая реактивная мощность:

Q∑ = Qтреб = ∑Qi + ∆Q∑;

где ∆Q∑ - общие потери реактивной мощности во всей сети.

Qтреб = 70,56 Мвар

По заданному коэффициенту мощности энергосистемы определяется располагаемая реактивная мощность. Так как в сети имеется источник ограниченной мощности - местная ТЭЦ, то его реактивная мощность также учитывается:

Qрасп = Ртреб ∙ tgφc + QТЭЦ Qрасп = 54,04 ∙ 0,426 + 37 ∙ 0,329 = 35,17 Мвар

Имеется дефицит реактивной мощности - необходима установка компенсирующих устройств.
Qкуi = Qi + ∆Qтрi - (Pi + ∆Pi)tgφc/

Среди источников имеется ТЭЦ, поэтому вместо tgφc в формулу подставляем:

tgφc/ = tgφc + (tgφтэц - tgφc)

tgφc/ = 0,426+ (0,329 - 0,426) = 0,386

Qку1 = 25,25 + 2,53 - (25,5 + 1,28) 0,386 = 17,44 Мвар

Для компенсации применяются батареи статических конденсаторов.

Принимаются к установке компенсирующие устройства типа ККУ-10-900,ККУ-6-900 с единичной мощностью 0,9 Мвар.

Количество компенсирующих установок:

nкуi =, где Qед -мощность одной установки.

nку1= = 19,3 ≈ 19 шт. ККУ- 10 - 900 для ПС1

С учётом компенсации реактивная мощность ПС1 составит:

Qi/ = Qi - nкуi Qед

Q1/ = 25,25 - 19∙0,9 = 8,15 Мвар

Таблица 2 - Баланс активной и реактивной мощности

Потребитель					Итого
Рi, МВт	25,5	27,2	5,9	28,1	91,04
∆ Рi, МВт	1,28	1,36	0,3	1,4
Qi, Мвар	25,25	13,93	5,36	19,61	75,08
∆ Qmpi, Мвар	3,59	3,06	0,8	3,43
Qку, Мвар	16,68	3,98	3,34	9,6
nку, шт
Qi/, Мвар	9,09	10,33	2,66	10,61	32,7

Проверка расчёта баланса:

Qтреб/ = ∑Qi/ + ∆∑Qmpi

Qтреб/ = 29,85 + 6,42 = 36,27 ≈ 35,43 Мвар

Баланс практически сошёлся, поэтому все расчёты считаются правильными.

3. Выбор оптимального варианта схемы сети

Географическое расположение источников и потребителей представлено на рисунке 1. Там же указаны расстояния между пунктами (в километрах).

Составление вариантов начинаем с наиболее простых схем. Стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной. Стоимость одного выключателя приравнивается к стоимости 7 км ВЛ в одноцепном исполнении. Радиальная сеть. Все ПС соединены с РПП напрямую 1-но и 2-х цепными ВЛ. Необходимое количество выключателей складывается из выключателей на подстанции энергосистемы (8 шт.) - по одному выключателю на каждый отходящий фидер (Чертёж "Схемы вариантов сетей",

Рисунок 2. Радиальная сеть).

LΣ1 = 60+32+88+88+104+104+80+80) = 636 км LΣ1/ = ΣL1+1,5ΣL2 LΣ1/ = 60+32+1,5(88+104+80) = 500 км NΣ1 = 8 Li/ = ΣL1+1,5ΣL2 + 7NΣi L1/ = 500+7∙8 = 556 км

Кольцевая сеть. В кольцо объединяются все ПС и ТЭЦ (Чертёж "Схемы вариантов сетей", Рисунок 3. Кольцевая сеть). LΣ2 = 507 км; LΣ2/ = 507 км; NΣ2 = 7; L2/ = 556 км

Комбинированная сеть. Чертёж "Схемы вариантов сетей", Рисунок 4,5. Комбинированная сеть. Вариант 1 - РПП и ПС объединили двух кольцевой схемой, а ТЭЦ - радиальной сетью. Ь

LΣ3 = 581 км; LΣ3/ = 537 км; NΣ3 = 10; L3/ = 607 км

Вариант 2 - РПП и ПС1,2,4 объединили кольцевой схемой, к ПС1 подключили ПС3, а ТЭЦ - радиальной сетью.

LΣ4 = 627 км; LΣ4/ = 472 км; NΣ4 = 7; L4/ = 521 км

Радиально-магистральная сеть. Все ПС соединены с РПП 1-но и 2-х цепными ВЛ. ьLΣ5 = 582 км; LΣ5/ = 455 км; NΣ5 = 5; L5/ = 490 км

Таблица 3 - Выбор оптимального варианта схемы сети

№ схемы	LΣi	LΣi/	NΣi	Li/
1 - Радиальная
2 - Кольцевая
3 - Комбинированная
4 - Комбинированная
5 - Радиально-магистральная

Из 5 вариантов выбираем на проверку №2,4,5. Они относятся к разным принципам конфигураций и при этом имеют наименьшую длину в своём виде.

 

4. Предварительный расчёт выбранных вариантов.

4.1. Предварительный расчёт радиально-магистральной схемы №5.

Расчётная схема этого варианта сети представлена на рисунке 7. Потоки мощности на участках сети определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику.

Источники ограниченной мощности (ТЭЦ, ТЭС) учитываются, как нагрузка с отрицательным знаком.

Рисунок 7 - Расчётная схема

Поток мощности на участке 3-1 равен мощности ПС3, то есть:

S 3-1 = 5,9 + j2,6 МВ∙А

Поток мощности на участке 1-А определяется суммированием потоков

ПС1,3: S 1-А = S 1 + S 3

S 1-А = (5,9 + j2,6) + (25,5+j8,15) = 31,4+j10,75

Потоки мощности на остальных участках и линии определяется аналогично.

Данные заносим в таблицу 4., а также наносим на расчетную схему.

С помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке Т-А:

Uном =; Uном = = 84,25 кВ

Принимаем ближайшее стандартное значение 110 кВ.

Аналогично проводим расчёты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 4.

Сечение проводов линий выбираются методом экономических интервалов. Принимается, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует III району по гололёду, и будет использоваться одно и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах.

Выбор сечения производится по номограммам (МУ КГУ).

=, (кВт/руб)1/2.

Для заданного значения числа часов использования максимума Тм = 6400 ч, τ определена по графику: τ = 4800 ч.

В качестве приемлемого срока окупаемости принято Ток = 3 года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность капиталовложений составит Е = 1/Ток = 0,33. Стоимость потерь электроэнергии принимается 0,6 руб/кВт∙ч. Норма отчислений на амортизацию и обслуживание принята:

α = 0,028, тогда: = = 0,00643 (кВт/руб.)1/2.

Наибольший ток в одной цепи в одной линии Т-А:

Iнб =; IнбР-4 = = 102,34 А.

По номограмме для двухцепной линии 110 кВ определяется, что при

=0,00643 ток 102,34 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм2. Следовательно, для этой линии выбирается провод марки АС 120/19.

Проверка выбранного провода по техническим ограничениям. В наиболее тяжёлом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится и достигнет величины 204,68 А. Допустимая нагрузка для этой марки провода составляет 390 А, то есть значительно выше.

Аналогично рассчитываются токи на остальных участках цепи.

Определение некоторых параметров линии и их режимов.

Активные (R) и реактивные (Х) сопротивления линий определяются по формулам:

R =, Ом; Х =, Ом

где, l и nц - длинна участка в км и количество цепей;

r0 и x0 - погонные активное и реактивное сопротивление, Ом/км;

Для провода АС120/19: r0 = 0,249 Ом/км, x0 = 0,427 Ом/км.

Тогда: RТ-А = = 10,96 Ом; Хр-4 = = 18,79 Ом

Потери мощности определяются сначала по участкам:

∆Р = ∙ Rуч,

где, Sуч, МВт - приближённое значение потока мощности на участке;

Rуч, Ом - активное сопротивление участка.

∆РТ-А = ∙ 7,26 = 1,374 МВт

Суммарные потери мощности в сети: ∑∆Р = 4,64 МВт

Потери напряжения в нормальном режиме по участкам:

∆U =, кВ

где, Руч и Qуч - активная и реактивная составляющие потока мощности на участке.

∆UнормТ-А= = 8,4 кВ, ∆U % = ∙100% = 7,63 %

В качестве наиболее тяжёлых послеаварийных режимов принимаем режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Сопротивление участка после отказа одной из цепи возрастают в два раза.

Потери напряжения в послеаварийном режиме:

∆Un/авТ-А= 2∙∆Uнорм Т-А = 16,8 кВ, ∆U % = ∙100% = 15,27 %

Потери напряжения в сети:

∆U∑n/AB = 15,27 кВ - при обрыве одной цепи Т-А (в которой наибольшие потери напряжения).

Таблица 4 - Расчётные данные радиально-магистральной сети.

Участок	Р-Т/2ц	Р-1/2ц	1-3/2ц	Р-4	4-2
км
Руч, МВт		31,4	5,9	55,3	27,2
Qуч, Мвар	12,17	10,75	2,6	19,14	9,43
Sуч, МВ∙А	38,95	33,19	6,45	58,52	28,79
U/,кВ	84,25	77,76	34,25	128,2	98,43
Uном, кВ
Iнб, А	102,34	87,2	53,26	16,95	153,76	151,29
Провод АС	120/19	120/19	120/19	120/19	240/32	240/32
Iмакс, А	204,68	174,4	106,52		307,52	302,58
r0, Ом/км	0,249	0,249	0,249	0,249	0,121	0,121
Rуч, Ом	10,96	9,96	10,58	10,58	3,87	5,32
x0, Ом/км	0,427	0,427	0,427	0,427	0,405	0,405
Хуч, Ом	18,79	17,08	30,9	30,9	12,96	17,82
∆Р, МВт	1,37	0,91	0,36	0,04	1,1	1,22
∆U, кВ	8,4	4,51	4,08	1,29	8,77	2,84
∆U, %	7,63	4,1	11,65	1,17	7,98	2,58
∆Un/ав, кВ	16,8	9,02	8,16	2,58	-	-
∆Un/ав, %	15,27	8,2	23,3	2,34	-	-

Общая потеря ∆Р∑ = 4,64 МВт, Потери напряжения в послеаварийном режиме выше пределов регулирования напряжения устройств РПН трансформаторов 35 кВ, составляющих ± 8 х 1,5 = ±12%, поэтому участок с наибольшей потерей напряжения переводим на 110 кВ.

Выбор трансформаторов и схемы ОРУ на стороне ВН.

Если среди потребителей подстанции потребители первой или второй категории, то, согласно ПУЭ, требуется установки двух трансформаторов. При этом номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям

Во-первых, в нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей: Sном ≥. Во-вторых, в послеаварийном режиме, возникшем в результате выхода из строя одного из трансформаторов, должно быть обеспечено электроснабжением потребителей первой и второй категории Sнб I,II с учётом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе:

 

Sном ≥. SномПС3 ≥ = 3,6 МВ∙А; SномПС3 ≥ = 2,07 МВ∙А

 

Для ПС3 выбирается схема: два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии ВН и КТПБ 110/6 кВ с трансформаторами 2х6,3 МВ∙А.

Для ПС1 выбирается схема: два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии ВН и КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2х16 МВ∙А.

Для ПС2 выбирается схема: блока линия-трансформатор ВН и КТПБ 110/10 кВ с одним трансформатором 40 МВ∙А.

Для ПС4 выбирается схема блока линия-трансформатор ВН и КТПБ 110/10 кВ с одним трансформатором 40 МВ∙А.

Практическая работа №7