Электрические системы и сети
1 Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств
Составим и рассчитаем баланс активной мощности:
-активная мощность ТЭЦ
- активная мощность энергосистемы
- потери активной мощности в линиях и трансформаторах
Расчет суммарной активной мощности:
Потери активной мощности в линиях и трансформаторах принимаем в размере от 2% от суммарной активной мощности i-го потребителя:
Находим активную мощность, которую необходимо потребить у РПП:
Составим и рассчитаем баланс реактивной мощности:
–реактивная мощность ТЭЦ
- реактивная мощность энергосистемы
– потери реактивной мощности в линиях и реактивная мощность, генерируемая воздушными линиями; в предварительных расчетах принимаем их равными друг другу
- потери реактивной мощности в трансформаторах
Определяем реактивную мощность первого потребителя:
Аналогично производим расчеты потребляемой реактивной мощности для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.
Определяем полную мощность каждого потребителя:
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.
Полная мощность всех потребителей:
Определяем потери реактивной мощности в трансформаторах.
Потери реактивной мощности в трансформаторах потребителей принимаем равными 10% от полной мощности:
Определяем потребляемую реактивную мощность:
Далее определяем реактивную мощность, получаемую от системы:
Сравнив реактивную мощность, получаемую от системы, с потребляемой, приходим к выводу, что имеется дефицит реактивной мощности, и необходима установка компенсирующих устройств (БСК). Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств:
Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств для каждого потребителя:
Для первого потребителя:
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.
Принимаем к установке компенсирующие устройства с единичной мощностью 0,4 Мвар. Определяем количество компенсирующих устройств для первого потребителя:
Произведем уточненный расчет необходимой мощности компенсирующего устройства для первой подстанции:
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.
Определим уточненную мощность компенсирующих устройств:
Проверяем баланс, исходя из условия:
0,033<0,2 значит будем считать, что баланс сошелся
Определим реактивную мощность, потребляемую на подстанциях потребителей после компенсации:
Для первого потребителя:
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.
Таблица 1 – Расчет баланса и выбор компенсирующих устройств
№ потреб |
Pi, МВт |
tg |
Qi, МВAp |
, MBAp |
ni, шт |
, MBAp |
, МВАр |
1 |
4,6 | 0,512 | 2,357 | 1,716 | 4 | 1,6 | 0,757 |
2 |
12 | 0672 | 8,064 | 5,871 | 15 | 6 | 2,064 |
3 |
21,1 | 0,936 | 19,754 | 14,382 | 36 | 14,4 | 5,354 |
4 |
26,4 | 0,963 | 25,446 | 18,526 | 46 | 18,4 | 7,046 |
5 |
17,6 | 0,991 | 17,439 | 12,697 | 32 | 12,8 | 4,639 |
6 |
26,2 | 0,963 | 25,253 | 18,386 | 46 | 18,4 | 6,853 |
2 Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта
Длины участков:
РПП-4=52 км; РПП-6=18 км; РПП-ТЭЦ=19 км; РПП-3=55 км;
ТЭЦ-6=16 км; ТЭЦ-1=17 км; ТЭЦ-4=46 км; 6-5=80 км; 6-1=20 км;
5-1=68 км; 5-2=116 км; 2-3=42 км; 2-4=56 км; 4-3=28 км.
Рисунок 1. Взаимное расположение источников и потребителей
Составление вариантов конфигурации сети.
Вариант 1. Радиально-магистральная сеть
Вариант 1 представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам. Все линии двухцепные.
Определяем общую длину линий:
Общая длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:
Вариант 2. Комбинированная сеть
Вариант 2 представляет собой комбинированную сеть, в ней потребители 4,2,3 и РПП объединены в кольцевую сеть, а также в кольцевую сеть объединены потребители 1,5,6 и ТЭЦ.
Общая длина линий:
Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:
Вариант 3. Комбинированная сеть
Вариант 3 представляет собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,3,2 объединены в кольцевую сеть, а также в кольцевую сеть объединены потребители 6,1 включающие в себя РПП и ТЭЦ.
Общая длина линий:
Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:
Вариант 4. Комбинированная сеть
Вариант 4 представляет собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,6,1 объединены в кольцевую сеть связывающую их с ТЭЦ и РПП.
Общая длина линий:
Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:
Вариант 5. Кольцевая сеть
Вариант 5 представляет собой кольцевую сеть, связывающую всех потребителей с ТЭЦ и РПП.
Существенный недостаток этого варианта – большая протяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возникающем после отключения одного из головных участков, общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой.
Варианты 2,3,4 относятся к одному принципу конфигурации сети. В них часть потребителей питается по кольцевой сети, часть – по радиально-магистральной. Среди вариантов этой группы сеть с наименьшей протяженностью линий является сеть, представленная вариантом 4.
Варианты 1 и 5 аналогов не имеют, сравнивать их не с чем, поэтому оставляем оба варианта для дальнейшего рассмотрения.
Таким образом, предварительный расчет и технико-экономическое сравнение будем проводить для вариантов 1, 4 и 5.
3 Приблизительный приближенный расчет трех отобранных вариантов
Расчетная схема варианта 1.
Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 3-2 равен мощности потребителя 2, то есть:
Поток мощности на участке 4-3 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 3:
Поток мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 2, а также наносим на расчетную схему.
Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке 1-2:
Принимаем ближайшее наибольшее стандартное значение 110 кВ.
Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 2.
Таблица 2 – Выбор номинального напряжения на участках цепи для варианта 1.
Участок |
L, км |
Pi, MBт |
Qi, MBAp |
UНОМ, кВ |
|
3-2 |
42 | 12 | 2,064 | 48,305 | 110 |
4-3 |
28 | 33,1 | 7,418 | 76,941 | 110 |
РПП-4 |
52 | 59,5 | 14,464 | 103,338 | 110 |
1-5 |
68 | 17,6 | 4,639 | 58,575 | 110 |
6-1 |
20 | 22,2 | 5,396 | 63,215 | 110 |
РПП-6 |
18 | 48,4 | 12,249 | 87,344 | 110 |
ТЭЦ-РПП |
19 | -22 | -7,985 | 62,798 | 110 |
Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов.
Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле:
– ток наибольших (максимальных) нагрузок на каждом участке
– полная мощность каждого участка
– величина номинального напряжения учатка
Ток на участке 1-2:
Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.
Определяем расчетную токовую нагрузку линии.
- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 кВ принимается равным 1,05;
- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в максимум энергосистемы, для
принимаем 1,3.
Расчетная токовая нагрузка участка цепи:
Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.
Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду, и будут использоваться двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Расчетная токовая нагрузка участка не должна превышать токовую нагрузку выбираемого сечения. Выбранные таким образом сечения заносим в таблицу 3, в эту же таблицу заносим допустимую токовую нагрузку для данного сечения.
Таблица 3 – Сечения и марки проводов
Участок |
Imax, A |
Ip, A |
Iпав, А |
Сеч, мм2 |
Iдоп., А |
Марка провода |
3-2 |
31,992 | 43,669 | 63,984 | 70 | 265 | АС-70/11 |
4-3 |
89,125 | 121,656 | 178,25 | 95 | 330 | АС-95/16 |
РПП-4 |
160,885 | 219,608 | 321,77 | 150 | 450 | АС-150/24 |
1-5 |
47,822 | 65,277 | 95,644 | 70 | 265 | АС-70/11 |
6-1 |
60,026 | 81,935 | 120,052 | 70 | 265 | АС-70/11 |
РПП-6 |
131,177 | 179,057 | 262,354 | 120 | 390 | АС-120/19 |
ТЭЦ-РПП |
61,492 | 83,937 | 122,984 | 70 | 265 | АС-70/11 |
Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети.
Погонные активные и индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам и для удобства заносим их в таблицу 4.
=15% для 35-110 кВ в нормальном режиме;
=20% для 35-110 кВ в аварийном режиме.
Если потери напряжения в сети будут больше допустимых значений, то нужно предусмотреть дополнительные устройства регулирования напряжения или рассмотреть другой вариант сети.
Определяем активное и индуктивное сопротивления участка 1-2:
Определяем потерю напряжения на участке 1-2:
Определяем потерю мощности на участке 1-2:
Аналогичные расчеты проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 4.
Таблица 4 – Параметры линий
Участок |
L, км |
r0,Ом/км |
R, Ом |
x0, Ом/км |
Х, Ом |
ΔU, % |
ΔP,МВт |
3-2 |
42 | 0,422 | 8,862 | 0,444 | 9,324 | 1,037 | 0,118 |
4-3 |
28 | 0,301 | 4,214 | 0,434 | 6,076 | 1,525 | 0,439 |
РПП-4 |
52 | 0,204 | 5,304 | 0,42 | 10,92 | 3,378 | 1,692 |
1-5 |
68 | 0,422 | 14,348 | 0,444 | 15,096 | 2,666 | 0,428 |
6-1 |
20 | 0,422 | 4,22 | 0,444 | 4,44 | 0,972 | 0,198 |
РПП-6 |
18 | 0,244 | 2,196 | 0,427 | 3,843 | 1,267 | 0,501 |
ТЭЦ-РПП |
19 | 0,422 | 4,009 | 0,444 | 4,218 | 1,007 | 0,198 |
Потеря напряжения в радиально-магистральной сети считается от источника до самого удалённого потребителя:
Для расчета берём участки, у которого самая большая потеря напряжения.
Потери напряжения при аварийном режиме меньше допустимых (20%).
Расчетная схема варианта 5.
Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:
Поток мощности на участке ТЭЦ-6 определяем по первому закону Кирхгофа:
Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 5, а также наносим на расчетную схему.
Выполним проверку посредством баланса мощностей.
Рассчитаем поток мощности, протекающей через участок В-4:
Поток мощности, рассчитанный таким образом, практически совпадает с потоком мощности этого же участка, рассчитанным по первому закону Кирхгофа.
Балансы активной и реактивной мощностей:
Будем считать, что баланс по обеим мощностям сошелся (табл.1).
Целесообразную величину напряжения определяем по участку В-4:
Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 кВ.
Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично нахождению в радиально-магистральной схеме.
Как видно из расчетов, для всех проводов выполняется условие: , то есть они проходят по нагреву.
Таблица 5 – Параметры линий в нормальном режиме
Участок |
P, МВт |
Q, Мвар |
сеч, мм2 |
r0, Ом/км |
x0, Ом/км |
L, км |
R, Ом |
X, Ом |
ΔU, % |
ΔP, МВт |
А-ТЭЦ |
30,854 | 5,223 | 240 | 0,118 | 0,435 | 19 | 2,242 | 8,265 | 0,232 | 0,045 |
ТЭЦ-6 |
52,854 | 13,208 | 240 | 0,118 | 0,435 | 16 | 1,888 | 6,96 | 0,396 | 0,116 |
6-1 |
26,654 | 6,355 | 240 | 0,118 | 0,435 | 20 | 2,36 | 8,7 | 0,244 | 0,037 |
1-5 |
22,054 | 5,598 | 240 | 0,118 | 0,435 | 68 | 8,024 | 29,58 | 0,708 | 0,086 |
5-2 |
4,454 | 0,959 | 240 | 0,118 | 0,435 | 116 | 13,688 | 50,46 | 0,226 | 0,006 |
2-3 |
7,546 | 1,105 | 240 | 0,118 | 0,435 | 42 | 4,956 | 18,27 | 0,155 | 0,006 |
3-4 |
28,646 | 6,459 | 240 | 0,118 | 0,435 | 28 | 3,304 | 12,18 | 0,358 | 0,059 |
4-В |
55,046 | 13,505 | 185 | 0,159 | 0,413 | 52 | 6,136 | 22,62 | 1,329 | 0,407 |
Участок |
Iпав, A |
Iдоп., А |
Марка провода |
А-ТЭЦ |
82,22 | 605 | АС-240/32 |
ТЭЦ-6 |
143,14 | 605 | АС-240/32 |
6-1 |
71,994 | 605 | АС-240/32 |
1-5 |
59,782 | 605 | АС-240/32 |
5-2 |
11,971 | 605 | АС-240/32 |
2-3 |
20,037 | 605 | АС-240/32 |
3-4 |
77,154 | 605 | АС-240/32 |
4-В |
148,917 | 605 | АС-240/32 |
Самым тяжелым считается аварийный режим. За аварию примем выход из строя участка В-4. Тогда сеть превращается в радиально-магистральную.