Определение приближенного баланса активных и реактивных мощностей района нагрузок

Выполнила: Cаввина Д.Ф.

гр. 4-26^х

Руководитель проекта:

Тютикова Е.В.

Иваново 2011

Содержание

Введение……………..……………………………...................................................................................

1. Разработка и выбор оптимального варианта схемы электрической сети……………………….

1.1 Анализ исходных данных и выбор вариантов конфигурации сети……………………………...

1.2 Определение приближенного баланса активных и реактивных мощностей района

нагрузок………………………………………………………………………………………..........

1.3 Выбор номинальных напряжений участков электрической сети………………………………...

1.4 Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов понижающих

подстанций…………………………………………………………………………………….........

1.5 Расчет установившегося режима работы радиальной сети. Определение сечений и марок

проводов линий электропередачи………………………………………………………………...

1.6 Определение сечений и марок проводов линий электропередачи кольцевой схемы сети.….

1.7 Уточнённый расчет потокораспределения с учетом фактических значений сопротивлений

участков и величин зарядной мощности ЛЭП…………..…………………………………...…...

1.8 Выбор электрических соединений РУ ПС и выбор опор линий электропередач…………….

1.9 Выбор варианта электрической сети на основе технико-экономического сравнения………..

2 Расчет установившихся режимов работы электрической сети………………………………….

2.1. Выбор и обоснование расчётных режимов сети………………………………………………...

2.2 Расчет установившихся режимов работы электрической сети на ПЭВМ……………………...

2.3 Выбор средств регулирования напряжения……………………………………………………...

3. Механический расчет проводов воздушной линии электропередачи. Выбор опоры и

проверка ее габаритов……………………………………………………………………………..

3.1 Определение расчетных климатических условий………………………………………………..

3.2 Определение удельных механических нагрузок проводов……………………………………...

3.3 Расчет критических пролётов и определение исходного режима для расчета проводов…...

3.4 Определение напряжений в материале проводов и максимальной стрелы провеса

проводов……………………………………………………………………………………………

3.5 Проверка габаритов типовой опоры………………………………………………………………

4. Общий расчет технико-экономических показателей проектируемой электрической сети....

4.1 Определение капиталовложений в электрическую сеть…………………………………….......

4.2 Определение себестоимости, максимального КПД и средневзвешенного КПД

электрической сети………………………………………………………………………………..

Заключение……………………………………………………………………………………………..

Список литературы…………………………………………………………………………………….

д)

е)

Рис.1.2 Варианты схем электрической сети.

Сравним варианты, учитывая суммарную протяженность линий и количество выключателей в схеме и выберем наиболее выгодные.

Таблица 1.1. Варианты схем электрической сети

Исходя из результатов, для дальнейшего рассмотрения принимаем два варианта схем электрической сети (схемы г и д ) рис.1.2).

Определение приближенного баланса активных и реактивных мощностей района нагрузок.

Определяем мощности потребителей в режиме максимальных нагрузок.

Подстанция 1.

МВт, ;

, Мвар;

, МВА.

Подстанция 2.

МВт, ;

, Мвар;

, МВА.

Подстанция 3.

МВт, ;

, Мвар;

, МВА.

Подстанция 4.

МВт, ;

, Мвар;

, МВА.

Суммарная потребляемая активная мощность определяется следующим образом:

, где максимальная активная мощность i-ого потребителя с учетом перспективы его развития на 5 лет.

МВт.

Аналогично определяем суммарную потребляемую реактивную мощность:

, Мвар.

Вычислим активную и реактивную мощность источника питания, приняв, что потери активной мощности составляют 5% от суммарной, а потери реактивной – 10% от суммарной активной и реактивной мощности соответственно.

, МВт;

, Мвар;

Все проектируемые подстанции имеют в своем составе потребителей I,II и III категории, поэтому на подстанции необходимо выбирать по два трансформатора, а питание подстанции – по двум цепям ВЛ.

1.3 Выбор номинальных напряжений питающих и распределительных электрических сетей.

Номинальные напряжения ВЛ электрической сети выбираются по технико-экономическим соображениям в зависимости от протяженности ВЛ и величин активных мощностей, которые будут по ним передаваться в режиме максимальных нагрузок.

Ориентировочно оптимальное номинальное напряжение ВЛ может быть определено по эмпирической формуле Илларионова:

U_Н= ;

где - длина линии, км;

- передаваемая мощность, МBт;

- количество цепей.

Для радиальной схемы:

кВ, где МВт

принимаем U_HА-3=110 кВ;

кВ, где МВт

принимаем U_HА-4=220 кВ;

кВ, где P_4-1=P₁+P₂=34+15=49 МВт

принимаем U_Н4-1=110 кВ;

кВ, где P_1-2=P₂=15 МВт

принимаем U_Н1-2=110 кВ.

Для схемы с кольцевым участком:

кВ, где МВт

принимаем U_HА-3=110 кВ;

кВ, где МВт

принимаем U_HА-4=220 кВ;

Примем допущение, что по линиям 4-2 и 4-1 течёт средняя суммарная мощность ПС2 и ПС1.

кВ, принимаем U_H4-2=110 кВ; кВ, принимаем U_H4-1=110 кВ;

1.4 Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов понижающих подстанций.

Так как все проектируемые нагрузки имеют в своем составе потребителей I, II и III категории, то на подстанциях необходимо выбирать по два трансформатора.

Номинальная мощность каждого трансформатора должна удовлетворять условию:

, где - номинальная мощность трансформатора; -максимальная мощность подстанции (с учетом перспективы ее развития на 6 лет).

, МВА.

, МВА.

МВА.

, МВА.

ПС-1

По таблице выбираем 2 трансформатора ТРДН-40000/110; .

В нормальном режиме коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле

(при ):

, .

В послеаварийном режиме коэффициент загрузки трансформатора

определяется по формуле:

, .

Проверяем условие допустимости аварийных перегрузок: , где

_{; .}

Значение К_2ДОП определяем по соответствующей таблице с учетом температуры охлаждения ( ), продолжительности максимума зимнего суточного графика (h=8 ч), системы охлаждения Д и значения ; .

Определяем К_2ДОП=1,56 т.е. условие допустимости аварийных перегрузок выполняется.

ПС-2

По таблице выбираем 2 трансформатора ТДН-16000/110; .

В нормальном режиме коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле

(при ):

, .

В послеаварийном режиме коэффициент загрузки трансформатора

определяется по формуле:

, .

Проверяем условие допустимости аварийных перегрузок: , где

_{; .}

Значение К_2ДОП определяем по соответствующей таблице с учетом температуры охлаждения ( ), продолжительности максимума зимнего суточного графика (h=8 ч), системы охлаждения Д и значения ; .

Определяем К_2ДОП=1,56 , т.е. условие допустимости аварийных перегрузок выполняется.

ПС-3

По таблице выбираем 2 трансформатора ТДН-16000/110; .

В нормальном режиме коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле

(при ):

, .

В послеаварийном режиме коэффициент загрузки трансформатора

определяется по формуле:

, .

Проверяем условие допустимости аварийных перегрузок: где

_{; .}

Значение К_2ДОП определяем по соответствующей таблице с учетом температуры охлаждения ( ), продолжительности максимума зимнего суточного графика (h=8 ч), системы охлаждения Д и значения ; .

Определяем К_2ДОП=1,56, т.е. условие допустимости аварийных перегрузок выполняется.

ПС-4

S_{НТ 4} 0.7 105.251=73.676

По таблице выбираем 2 трансформатора АТДЦТН-125000/220/110; .

В нормальном режиме коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле

(при ):

, .

В послеаварийном режиме коэффициент загрузки трансформатора

определяется по формуле:

, .

Проверяем условие допустимости аварийных перегрузок: где

_{; .}

Значение К_2ДОП определяем по соответствующей таблице с учетом температуры охлаждения ( ), продолжительности максимума зимнего суточного графика (h=8 ч), системы охлаждения ДЦ и значения ; .

Определяем К_2ДОП=1,5, т.е. условие допустимости аварийных перегрузок выполняется.

Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2.

№ ПС	Тип тр-ра	Sном, МВА	UВ/UC/UH, кВ	RTВ/RTC/RTH, Ом	XTВ/XTC/XTH, Ом
	ТРДН-40000/110		115/-/10.5	1,4	34,7
	ТДН-16000/110		115/-/11	4,38	86,7
	ТДН-16000/110		115/-/11	4,38	86,7
	АТДЦТН-125000/220/110		230/121/11	0.55/0.48/3.2	59.2/0/131

Для кольцевой сети трансформаторы на подстанциях 1,2,3,4 выбираем такие же, как и для радиальной.