Проектирование электроэнергетических систем

Падение напряжения в ЛЭП А-1A= 36 кВ; ΔA1 = ·A1 = 3.314 + j2.185кВНапряжение в узле 11 = A- ΔA1 = 121 – (3,314 + j2,185) = 117.686 – j2.185кВ; 1 = 37 кВПадение напряжения в ЛЭП 1-2Δ12 = ·12= · (10,55 + j9,42) =3.926 + j0.76кВНапряжение в узле 22 = 1 - Δ12 = 113.76 – j2.945кВ; 2 = 35 кВПадение напряжения в ЛЭП 2-3’Δ= ·= · (6,4 + j9,42) =0.76 + j0.45кВНапряжение в узле 3’= 2–Δ= 13 – j3.395кВ; = 36 кВ.Поток мощности в ЛЭП 3’’-B, вычисленный вблизи узла 3’’В= = 20.061 + j12.332MBAПотеря мощности в ЛЭП 3’’- BΔ= ·= ·(3,3 + j8,55)= 0.125 + j0.324MBAПоток мощности в ЛЭП B-3’’, вычисленный вблизи узла B= В+ Δ= 20.186 + j12.656MBA.Падение напряжения в ЛЭП B-3’’B= 36 кВ; ΔB3’’ = ·B3’’= 1.445 + j1.081кВНапряжение в узле 3’’= B–Δ= 121 – (1,445 + j1,081) = 119.555 – j1.081кВ; = 37 кВ.Расчет ЛДП 2Составляем электрическую схему линии с двухсторонним питанием – рисунки 22 – 25.Рис. 22. Схема двухстороннего питания ЛДП2.Приводим нагрузку 3-х ПС к стороне высокого напряженияП3= Н1+ ΔТР1= РН1+ jQН1+ ΔРк · + jSн.тр· + 2ΔРхх+ j2Sн.тр== 5.028 + j3.274MBAП1=Н2+ ΔТР2= РН2+ jQН2+ ΔРк · + jSн.тр· + 2ΔРхх+ j2Sн.тр=5.028 + j3.274MBA;П2= Н3+ ΔТР3= РН3+ jQН3+ ΔРк · + jSн.тр· + 2ΔРхх+ j2Sн.тр=5.028 + j3.274MBA;Рис. 23. Схема замещения ЛДП 2.Находим расчетную мощность: p= п – jΣP3= П3– j – j = 5,028 + j3,274–j – j =5.028 + j2.564MBAP1= П1– j – j = 5,028 + j3,274–j – j =5.028 + j2.734MBAP2= П2– j – j = 5,028 + j3,274 – j – j =5.028 + j2.964МВАПроизводим предварительное распределение мощностей для определения точки потокораздела, пренебрегая потерями мощности в ЛЭП. Расчет выполняем по правилу моментовРис. 24. Схема ЛДП2.A4=+== 14.302 + j8.26 MBA.B8= 18.332 + j10.29MBA.ПроверкаP4+P5+P6+P7+P8= 33.157 + j18.741MBAA4+ B8= (14,302 + j8,26) + (18,332 + j10,29) = 33.157 + j18.741 MBA.По первому закону Кирхгофа45= А4- P4= (14,302 + j8,26) – (5,028 + j2,564) = 9.274 + j5.696MBA56 = 45 - P5 = (9,274 + j5,696) – (5,028 + j2,734) = 4.246 + j2.962 MBA78 = B8 - P8 = (18,332 + j10,29) – (8,035 + j4,507) = 10.297 + j5.783 MBA76 = 78 - P7= (10,297 + j5,783) – (10,038 + j5,972) = 0.259 –j0.189MBAПроизводим разделение ЛДП на две независимые ЛОП и выполняем расчёт их режимов по МДН.Рис. 25. ЛДП 2, разделенная на 2 ЛОП.Поток мощности в ЛЭП 1-2’, вычисленный вблизи узла 2’5= = 4.246 + j2.962MBAПотеря мощности в ЛЭП 1-2’Δ= · = ·(4,72 + j4,5) =0.009 + j0.008MBAПоток мощности в ЛЭП 1-2’, вычисленный вблизи узла 1= 5+ Δ= 4.255 + j2.97 MBA.Поток мощности в ЛЭП 1-2, вычисленный вблизи узла 24= + P5= (4,255 + j2,97) + (5,028 + j2,734) =9.283 + j5.704MBAПотеря мощности в ЛЭП 1-2Δ45= 45= · (8,7 + j9,15) = 0.07 + j0.074MBAПоток мощности в ЛЭП 1-2, вычисленный вблизи узла 1= 4+ Δ45= (9,283 + j5,704) + (0,07 + j0,074) = 9.353 + j5.778MBAПоток мощности в ЛЭП А-3, вычисленный вблизи узла 3А= + P4= (9,353 + j5,778) + (5,028 + j2,564) =14.381 + j8.34MBAПотеря мощности в ЛЭП А-3Δ4А= 4А= · (6,2 + j8,9) = 0.117 + j0.168MBAПоток мощности в ЛЭП А-3, вычисленный вблизи узла А= А+ Δ4А= 14.498 + j8.508MBAПадение напряжения в ЛЭП А-3A= 36 кВ; Δ= ·= · (6,2 + j8,9) = 1.369 + j0.63кВНапряжение в узле 3 = A– Δ=121 – (1,369 + j0,63) = 119.631 – j0.63кВ; = 37 кВМинимальный режимСхема замещения минимального режима отличается от схемы замещения нормального режима уменьшением нагрузок до 30%, отключением одного трансформатора на ПС и снижением рабочего напряжения источников питания до 105% Uном. Расчет режима представлен в разделе «Графическая часть».Послеаварийный режимСхема замещения расчетного послеаварийного режима отличается от схемы замещения нормального режима отключением в каждой независимой части сети одной наиболее нагруженной одноцепной ЛЭП. Напряжение источников питания равняется 110%Uном. Расчеты режимов представлены в разделе «Графическая часть».ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ НОРМАЛЬНОГОИ ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМОВТок, протекающий по линии:где: Pн – активная мощность в начале линии, МВт;Qн – реактивная мощность в начале линии, МВАр;Uном – среднее номинальное значение напряжения, кВ.cosφ = 0.85; Тогдаφ = arccos(0.85) = 31.79º; tgφ = 0.62; Qн = Рн·tgφ, Нормальный режимРезультаты расчета токов в линиях РЭС в нормальном максимальном режиме – представлены в таблице 25.Считаем в пакете вычислительной математики SciLab.Таблица 25. Токи в линиях РЭС в нормальном максимальном режиме.ЛинияН1Н2Н3Н4Н5Н6Н7Н8Н9Pn [МВт]2.020.01.320.010.01.31.31.31.3QH [MВАр]1.2412.40.84512.46.20.8450.8450.8450.845IH [kA]0.0390.390.0260.390.190.0260.0260.0260.026Послеаварийный режимРезультат расчета для послеаварийного режима по ЛДП-1 и ЛДП-2 даны в таблицах 26 и 27 соответственно. Таблица 26. Токи в линиях ЛДП_1 РЭС в послеаварийном режиме.ПАР1-1.32.63.95.2QH [MVА]0.8451.72.5453.4IП [kA]0.0260.0520.0780.104ПАР21.3-1.32.63.9QH [MVА]0.8450.8451.72.545IП [kA]0.0260.0260.0520.078ПАР32.61.3-1.32.6QH [MVА]1.70.8450.8451.7IП [kA]0.0520.0260.0260.052ПАР43.92.61.3-1.3QH [MVА]2.5451.70.8450.845IП [kA]0.0780.0520.0260.026ПАР55.23.92.61.35.2QH [MVА]3.42.5451.70.8453.4IП [kA]0.1040.0780.0520.0260.104IMAX [kA]0.1040.0780.0520.0780.104Таблица 27. Токи в линиях ЛДП_2 РЭС в послеаварийном режиме.ПАР1-1.33.623.6QH [MVА]0.8452.2314.6IП [kA]0.0260.070.46ПАР21.3-2.022.0QH [MVА]0.8451.2413.6IП [kA]0.0260.0390.43ПАР33.32.0-20QH [MVА]1.2412.4IП [kA]0.0390.39ПАР422.03.320.0-QH [MVА]13.62.0512.4IП [kA]0.430.0640.39IMAX [kA]0.430.0640.070.46ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕЙСТВИТЕЛЬНОЙ ПЛОТНОСТИ ТОКАДействительную плотность тока в проводах ЛЭП определяем из выражения: δд= , где: I – ток нормального максимального режима, протекающий по линии, А; F – сечение провода, мм2. Также оценим плотность тока в послеаварийном режиме ПАР. Расчётные значения плотностей тока в нормальном и послеаварийном режимах линий РЭС Убинского района Новосибирской области приведены в таблицах 28 и 29 соответственно. Таблица 28. Расчётные значения плотностей тока в нормальном и послеаварийном режимах линий ЛДП_1 (верхняя ветвь РЭС). ЛинияИП1 – Н9Н9-Н8Н8-Н7Н7-Н6Н6-ИП2IMAX [kA] НОРМ0.0390.0260.0260.0260.026IMAX [kA] ПАР0.1040.0780.0520.0260.104Провод [мм2]АС-35АС-35АС-35АС-35АС-70δд,[А/мм2] НОР/ПАР1.1/2.90.74/2.20.74/1.430.74/0.740.74/2.9Таблица 29. Расчётные и ближайшие стандартные значения площади сечения провода в ЛДП_2 (нижняя ветвь РЭС). Участок/парам.ИП1 – Н3Н3-Н1Н1-Н2Н2-ИП2IMAX [кA] НОРМ0.0390.0390.0390.39IMAX [кA] ПАР0.430.0640.070.46Провод [мм2]АС-95АС-70АС-35АС-400δд, [А/мм2] НОР/ПАР0.41/4.50.56/0.911.1/20.97/1.15При Тmax> 5000 ч (Тmax= 5120ч) значение действительной плотности тока должно находиться в диапазоне 90%δэ<δд< 110%δэ, т. е. 0,9 <δд< 1,1 . В противном случае необходима корректировка марки провода.Исследование показало, что в нормальном режиме работы РЭС данное требование выполняется. В послеаварийных режимах плотность тока некритично превышает установленный верхний предел, что говорит о необходимости более ответственно подходить к планированию ремонтных работ в части их оперативности. РАСЧЕТ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ НА ВТОРИЧНОЙ СТОРОНЕ ТРАНСФОРМАТОРОВЦель регулирования напряжения – обеспечить на вторичной стороне трансформаторов подстанций напряжения, соответствующие требованиям ГОСТ 32144-2013 [6].В нормальном максимальном и послеаварийном режиме желаемое напряжение равняется 105 – 110%Uнн, или 36.75 – 38.5 кВ. В минимальном режиме желаемое напряжение равняется 100 – 105%Uнн, или 35 – 36.75 кВ.Падение напряжения в трансформаторах ПС в нормальном максимальном и послеаварийном режиме:Падение напряжения в трансформаторах ПС в минимальном режиме, при отключении одного трансформатора на ПСгде: Pп – приведённая активная мощность на высокой стороне ПС, МВт;Qп – приведённая реактивная мощность на высокой стороне ПС, МВАр;Rт, Xт – активное и реактивное сопротивление трансформатора, Ом;U1 – модуль напряжения на высокой стороне ПС.Напряжение обмотки низкого напряжения, приведённое к стороне высокого напряжения: Желаемое напряжение отпайки: где: Uнн – номинальное напряжение на низкой стороне трансформатора, кВ; U2ж – желаемое напряжение на низкой стороне трансформатора для конкретного режима, кВ.По желаемому напряжению отыскивается ближайшая стандартная отпайка.Действительное напряжение на стороне низкого напряжения: где: Uст.отп. – выбранное напряжение отпайки, кВ.Рассмотрим трансформатор ТМН-10000/35, имеющий следующее регулирование по ВВ-стороне [33]: ±9x1.3% от номинального напряжения 35 кВ, которое можно изобразить следующим табличным образом, как показано на рисунке 26: 30.90531.3631.81532.2732.72533.1833.63534.0934.5453535.45535.9136.36536.8237.27537.7338.18538.6434.095Рис. 26. Стандартный ряд отпаек трансформатора.Расчет регулирования напряжения для нормальногомаксимального режимаПадение напряжения в трансформаторax разных ПСΔ= 0.79 кВ; Δ= 0.65 кВ; Δ= 0.52 кВ; Δ= 0.66 кВ; Δ=0.64 кВ; Δ=0.49 кВ; Δ=0.49 кВ; Δ=0.49 кВ;Δ=0.49 кВ.Напряжение обмотки низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения для разных отпаек = 37.41 кВ; = 38.55 кВ; = 36.78 кВ; = 38.34 кВ; = 36.26 кВ; = 38.81 кВ; = 38.81 кВ; = 38.81 кВ; = 38.81 кВ.Желаемое напряжение отпайкиUотп.ж.1 = 36.9 кВ; Uотп.ж.2 = 38.25 кВ; Uотп.ж.3 = 36.26 кВ; Uотп.ж.4 = 37.83 кВ;Uотп.ж.5 = 35.75 кВ; Uотп.ж.6 = 38.29 кВ; Uотп.ж.7= 38.29 кВ; Uотп.ж.8= 38.29 кВ;Uотп.ж.9= 38.29 кВ.Действительное напряжение= 3.75 кВ; = 3.66 кВ; = 3.58кВ; = 3.61кВ;= 3.65кВ; = 3.78 кВ; =3.68 кВ; = 3.81кВ; = 3.81кВ.Результаты расчета регулирования напряжения для нормального максимального режима обобщены в таблице 30. Таблица 30. Результаты расчета регулирования для нормального максимального режима ПС 1ПС 2ПС 3ПС 4ПС 5ПС 6ПС 7ПС 8ПС9Uотп.ж, кВ39.938.2536.2637.8335.7538.2938.2938.2938.29Uст.отп, кВ38.539.337.239.339.537.237.237.237.2U2д, кВ3.753.663.583.613.653.783.683.813.81Расчет регулирования напряжения для нормальногоминимального режимаПадение напряжения в трансформаторахΔ= 0.83 кВ; Δ= 0.69 кВ; Δ=0.56 кВ; Δ= 0.71 кВ; Δ=0.68 кВ;Δ0.52 кВ; Δ0.52 кВ; Δ=0.52 кВ; Δ=0.52 кВ.Напряжение обмотки низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения; = 37.41 кВ; = 38.55 кВ; = 36.78 кВ; = 38.34 кВ; = 36.26 кВ; = 38.81 кВ; = 38.81 кВ; = 38.81 кВ; = 38.81 кВ.Желаемое напряжение отпайкиUотп.ж.1 = 36.77 кВ; Uотп.ж.2 = 38.83 кВ; Uотп.ж.3 = 36.22 кВ; Uотп.ж.4 = 37.83 кВ; Uотп.ж.5 = 35.74 кВ; Uотп.ж.6 = 38.01 кВ; Uотп.ж.7 = 38.01 кВ; Uотп.ж.8 = 38.01 кВ; Uотп.ж.9 = 38.01 кВ.Действительное напряжение= 3.65 кВ; = 3.49 кВ; = 3.32 кВ; = 3.49 кВ; = 3.36 кВ; = 3.49 кВ; = 3.49 кВ; = 3.49 кВ; = 3.49 кВ.Результаты расчета регулирования напряжения для нормального максимального режима приведены в таблице 31. Таблица 31. Результаты расчета для нормального минимального режима. ПС1ПС2ПС3ПС4ПС5ПС6ПС7ПС8ПС9Uотп.ж, кВ36.7738.8336.2237.8335.7438.0138.0138.0138.01Uст.отп, кВ34.8234.8234.8234.8234.8234.8234.8234.8234.82U2д, кВ3.653.493.323.493.363.493.493.493.49Расчет регулирования напряжениядля послеаварийного режимаПадение напряжения в трансформаторax разных ПСΔ= 0.79 кВ; Δ= 0.65 кВ; Δ= 0.52 кВ; Δ= 0.66 кВ;Δ=0.64 кВ; Δ=0.49 кВ; Δ=0.49 кВ; Δ=0.49 кВ; Δ=0.49 кВ.Напряжение обмотки низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения для разных отпаек ; = 37.41 кВ; = 38.55 кВ; = 36.78 кВ; = 38.34 кВ; = 36.26 кВ; = 38.81 кВ; = 38.81 кВ; = 38.81 кВ; = 38.81 кВ.Желаемое напряжение отпайкиUотп.ж.1 = 36.9 кВ; Uотп.ж.2 = 38.25 кВ; Uотп.ж.3 = 36.26 кВ; Uотп.ж.4 = 37.83 кВ;Uотп.ж.5 = 35.75 кВ; Uотп.ж.6 = 38.29 кВ; Uотп.ж.7= 38.29 кВ; Uотп.ж.8= 38.29 кВ; Uотп.ж.9= 38.29 кВ.Действительное напряжение= 3.75 кВ; = 3.66 кВ;= 3.58кВ; = 3.61кВ; = 3.65кВ;= 3.78 кВ; = 3.68 кВ; = 3.81кВ; = 3.81кВ.Результаты расчета регулирования напряжения для нормального максимального режима обобщены в таблице 32. Таблица 32. Результаты расчета регулирования для нормального максимального режима. ПС 1ПС 2ПС 3ПС 4ПС 5ПС 6ПС 7ПС 8ПС9Uотп.ж, кВ39.938.2536.2637.8335.7538.2938.2938.2938.29Uст.отп, кВ38.539.337.239.339.537.237.237.237.2U2д, кВ3.753.663.583.613.653.783.683.813.81Исходя из расчетов регулирования РПН в послеаварийном режиме, выяснилось, что диапазона регулирования недостаточно. Необходимо предусмотреть дополнительные средства регулирования напряжения –вольтодобавочные трансформаторы. ЗАКЛЮЧЕНИЕВ ходе выполнения курсовой работы приведены расчеты и полученные результаты выбора конфигурации электрической сети, ПРАМ для нормального и послеаварийного расчётных режимов, номинальных напряжений независимых участков сети. Определены токи нормального и послеаварийного режима, установлены марки проводов ЛЭП, выбраны марки и номинальные мощности силовых трансформаторов на подстанциях, а также определена схемы соединения на стороне высокого напряжения подстанций. Проведён технико–экономический расчет проекта схемы электрической сети района, определены токи максимального и послеаварийного режимов, определена действительная плотность тока, выполнен расчет регулирования напряжения на вторичной стороне трансформаторов.ЛИТЕРАТУРАРоссети — Википедия (wikipedia.org);Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989.Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985. Проектирование районной электрической сети: Учебное пособие по курсу «Электрические системы и сети» для курсового проектирования и подготовки выпускных квалификационных работ / Самар. гос. техн. ун-т; М. А. Баракин, В. Г. Гольдштейн, Л. М. Инаходова. Самара, 2007.Файбисович Д.Л., Карапетян И.Г., Шапиро И.М. Проектирование электрических сетей: Справочник для студентов энергетических вузов. – М.: Издательство НЦ ЭНАС,2012.Федин В.Т., Фадеев Г.А. Проектирование распределительных электрических сетей: Учеб. пособие для электроэнерг. спец. – М.: Высш. шк., 2009;Убинский район — Википедия (wikipedia.org);Кундран — Википедия (wikipedia.org);Раисино (Новосибирская область) — Википедия (wikipedia.org);Александро-Невское (Новосибирская область) — Википедия (wikipedia.org);Убинское (село) — Википедия (wikipedia.org);Кожурла — Википедия (wikipedia.org);Владимировское (Новосибирская область) — Википедия (wikipedia.org);Чёрный Мыс (Убинский район) — Википедия (wikipedia.org);Новодубровское — Википедия (wikipedia.org);Крещенское (Новосибирская область) — Википедия (wikipedia.org);Энергетика Новосибирской области — Википедия (wikipedia.org);Барабинская ТЭЦ — теплоэлектроцентраль (energoseti.ru);АО «РЭС» Убинского района обеспечивает надежное электроснабжение потребителей - Убинский Вестник (ubin-vest.ru);Энергетика Новосибирской области: энергосбыт, основные производители, перспективы энергосистемы (energoseti.ru), РЭС — распределительная компания (energoseti.ru);УБИНСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ НОВОСИБИРСКОБЛЭНЕРГО по адресу: Новосибирская обл., Убинский р-н, с. Убинское, Озерная ул., 2 — Энергетическое хозяйство городское в Убинском (как добраться, режим работы, карта проезда) — Справка РФ (spravkarf.ru);Убинский участок НОВОСИБИРСКЭНЕРГОСБЫТ в Убинском с, отзывы, адрес, телефон, официальный сайт, Новосибирская область, Убинское с, Северная, 2 (infrus.ru);"Карта лэп новосибирской области" (zelengarden.ru);Правило моментов для мощностей., Частные случаи правила моментов. - Передача и распределение электрической энергии (bstudy.net);Конспект лекций; Выбор номинальных сечений проводов ВЛ - Развитие электросети энергосистемы (studwood.net);СТО 56947007-29.240.30.010-2008 СХЕМЫ ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПОДСТАНЦИЙ 35-750 КВ. ТИПОВЫЕ РЕШЕНИЯ;Двухтрансформаторные подстанции.Назначение и преимущества. STELZ - Производство трансформаторов и подстанций (zavod-96.ru);