Проектирование районной электрической сети

Проектирование районной электрической сети

Содержание

Введение

Задание

. Выбор оптимальной схемы развития районной электрической сети

.        Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции электрической сети

3. Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств для 1 варианта электрической сети

4.       Выбор оборудования подстанций для 1 варианта схемы электрической сети

5.       Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств для 2 варианта электрической сети

.        Выбор оборудования подстанций и станций для 2 - го варианта схемы

.        Расчет максимального режима энергосистемы

7.1     Расчет ПС F

7.2     Расчет питающей линии FC

7.3     Расчет трансформаторной подстанции С

.4       Определение потокораспределения мощности

.5       Расчет потерь мощности и напряжений в ВЛ

.6       Расчет ПС А

8. Баланс активных и реактивных мощностей

8.1     Приходная часть

8.2     Расходная часть

Заключение

Список использованных источников

Введение

Энергетическая система состоит из электрических станций, электрических сетей и потребителей электроэнергии, соединённых между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, распределения и потребления электрической энергии при общем управлении этим режимом.

Любой проект электрической сети состоит из следующих основных разделов:

) выбор наиболее рациональных вариантов схем электрической сети и электроснабжения потребителей;

) сопоставление этих вариантов по различным показателям;

) выбор в результате этого сопоставления и технико-экономического расчета наиболее приемлемого варианта;

) расчет характерных режимов работы электрической сети;

) решение вопросов связанных с регулированием напряжения;

) определение технико-экономических показателей электрической сети.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико- экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

При реальном проектировании сетей и линий электропередачи рассматривается более обширный круг вопросов.

В частности сюда входят:

) изыскание трасс и линий электрической сети;

) разработка схемы сети;

) выбор номинальных напряжений;

) расчеты сечений проводов;

) определение числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях, питающихся от проектируемой сети;

) электрический расчет сети в основных нормальных и аварийных режимах;

) выбор способов регулирования напряжения, определение места установки и мощности устройств для регулирования напряжения;

) расчет конструктивных параметров проводов, опор и фундаментов воздушных линий;

) определение технико-экономических показателей электрической сети;

) организация эксплуатации проектируемой работы.

В процессе реального проектирования решают также и ряд других важных вопросов. К ним относятся разработка мероприятий по снижению потерь мощности и энергии в сети, релейная защита, расчет заземляющих устройств подстанций и опор линий, средств по грозозащите линий и подстанций.

При выборе схемы и параметров должно быть учтено дальнейшее раз­витие системы и обеспечение высокого качества электроснабжения потребителей в нормальном (максимальном и минимальном) и послеаварийном режимах работы энергосистемы. В минимальном режиме нагрузки узлов снижаются и соответственно снижается мощность станции А. В узлах нагрузки на долю потребителей первой катего­рии приходится 15 - 30% нагрузки узла. Под АЧР может быть подключено до 30- 40 % нагрузки.

В России нашли распространение две системы напряжений в районных сетях: 10/35/110/220 кВ и 10/35/110/330 кВ. Исходя из них должен осуществляться выбор номинальных напряжений линий и подстанций.

электрический сеть напряжение провод

Задание

Р_махА = 80 МВт; cosφ = 0,75; Р_махВ = 25 МВт; cosφ = 0,7;

Р_махС = 130 МВт; cosφ = 0,8; Р_махD = 50 МВт; cosφ = 0,75;

Р_махF = 80 МВт; cosφ = 0,7; Р_ЭСF = 275 МВт; cosφ = 0,9.

Графики нагрузок:

А - 2; В - 5; С - 6; D - 3; F - 4.

Длина ВЛ:

AB =20 км, AC = 25 км, AD =46 км, BC =40 км, CD =25 км, СF=140 км.

t⁰ воздуха = +10⁰.

1.      Выбор оптимальной схемы развития районной электрической сети

По сумме графиков нагрузки потребителей строим график нагрузки системы в целом (рис. 3).

Расчет по часам:

-1: 14+20+104+45+33,6=216,6 МВт.

1-2: 14+20+104+45+17,6=200,6 МВт.

2-3: 14+20+104+45+17,6=200,6 МВт.

3-4: 14+20+104+45+17,6=200,6 МВт.

4-5: 14+20+104+50+17,6=205,6 МВт.

5-6: 14+25+130+50+31,76=250,76 МВт.

6-7: 14+25+130+50+36=255 МВт.

7-8: 8+25+130+50+36=249 МВт.

8-9: 8+25+130+50+36=249 МВт.

9-10: 8+25+130+50+34,4=247,4 МВт.

10-11: 8+25+130+45+20,8=228,8 МВт.

11-12: 8+25+117+45+20,8=215,8 МВт.

12-13: 8+25+117+45+20,8=215,8 МВт.

13-14: 62+25+117+45+20,8=269,8 МВт.

14-15: 62+25+117+50+34,4=288,4 МВт.

15-16: 80+22,3+117+50+48=317,3 МВт.

16-17: 80+23,75+126,5+50+67,2=347,45 МВт.

17-18: 80+23,75+126,5+50+80=360,25 МВт.

18-19: 80+23,75+126,5+50+80=360,25 МВт.

19-20: 80+21+124,5+50+80=355,5 МВт.

20-21: 80+23,75+104+45+67,2=319,95 МВт.

21-22: 14+23,75+104+45+64=250,75 МВт.

22-23: 14+23,75+104+45+64=250,75 МВт.

23-24: 14+23,75+104+45+34=220,75 МВт.

По графику нагрузки системы определим время максимума нагрузки.

Мощности нагрузок в максимальном режиме определяем по графикам нагрузок потребителей во время максимальной нагрузки системы с 17 до 19 ч.

Р_МА = 80 МВт; Р_МВ = 23,75 МВт;

Р_МС = 126,5 МВт; Р_МD = 50 МВт; Р_МF = 80 МВт.

По каждому графику считаем продолжительность наибольшей нагрузки Тм, в течение которой при наибольшей нагрузке потребитель получает из сети такое же количество энергии, что и при работе по действительному графику:

Рисунок 3. График нагрузки системы в целом

P_max = 360,25 МВт с 17 до 19 ч.

2.      Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции электрической сети

Рассмотрим два варианта схемы сети.

Проектируем сети одного напряжения и одного сечения проводов, т.е. однородные. Одновременный выход из строя двух линий (в том числе двух цепей на двухцепных опорах) исключается из рассмотрения, как мало вероятный на практике.

Питающие ВЛ выполним двухцепными для надежности связи. Рассмотрим потокораспределение мощностей для двух вариантов схем сети.

Расчет номинальных напряжений.

Расчетная нагрузка линии FC:

Р_СF=Р_ЭСF - Р_F = 275 - 80 = 195 (МВт)

Для ориентировки в выборе рабочего напряжения воспользуемся эмпирической формулой:

где Р - активная мощность, МВт;

L - длина линии, км;

В качестве U_нВЛ берем величину номинального напряжения по шкале стандартных напряжений: U_нFC=220 кВ.

Рассчитаем напряжения воздушных линий:

Принимаем напряжение линий U=110 кВ.

Расчет номинальных напряжений:

U_нFC=220 кВ.

Рассчитаем напряжения воздушных линий:

Принимаем напряжение линий U=110 кВ.

3.      Расчет сечений проводов и мощности компенсирующих устройств для 1 варианта электрической сети

Решить вопрос о выборе сечения проводов можно только в со­четании с выбором мощности компенсирующих устройств. ПУЭ рекомен­дуется доводить коэффициент мощности до 0,92 ч 0,95, с этой целью необходимо по заданным активным мощностям нагрузок и их коэффициентам мощности определять мощность компенсирующих устройств, как

Q_k = P_н(tgφ_норм - tgφ_н), где tgφ_норм = tg(arccosφ_норм ); cosφ_норм = 0,92 ч 0,95, тогда

tgφ_норм = tg(arccosφ_норм) = tg(arcos 0,94) = 0,363.

tgφ_нА = tg(arcсos 0,75) = 0,88.

tgφ_нВ = tg(arcсos 0,7) = 1,02.

tgφ_нС = tg(arcсos 0,8) = 0,75.

tgφ_нD = tg(arcсos 0,75) = 0,88.

tgφ_нF = tg(arcсos 0,7) = 1,02.

Определяем:

_кВ = 25(0,363 - 1,02) = - 16,425 МВАр.

Выбираем синхронный компенсатор ПС В типа: Компенсатор: КС15-11

Q_кС = 130(0,363 - 0,75) = - 50.31 МВАр.

Компенсаторы: 2хКС - 25 - 10У3.

Q_кD = 50(0,363 - 0,88) = - 25,85 МВАр.

Компенсатор: КС - 25 - 10У3.

Определяем реактивные мощности нагрузок с учетом компенсации:

Q_н = P_н tgφ_н - Q_ку .

Q_нГЭС = 275·tg(arccos0,9) =133,19 МВАр.

Q_нA = 80 ·0,88 - 0 = 70,4 МВАр.

Q_нB = 25 · 1,02 - 16,425 =9,075 МВАр.

Q_нC = 130 · 0,75 - 50,31 =47,19 МВАр.

Q_нD = 50 · 0,88 - 25,85 = 18,15 МВАр.

Q_нF = 80 ·1,02 - 0 = 81,6 МВАр.

Для нагрузок, подключенных к шинам генераторного напряжения электростанций, выбирать компенсирующие устройства не нужно, т.к. необходимую реактивную мощность выдают генераторы электростанций.

Зная реактивные нагрузки потребителей, определяем потокораспределение реактивных мощностей в сети аналогично потокораспределению активных мощностей. Рассчитываем полные мощности, протекаю­щие по каждой ВЛ.

,МВА.              

, А.

Определяем сечения проводов для ВЛ:

АВ -70 мм²; АD - 150 мм²; АC - 185 мм²; FC - 300 мм².

По экономической плотности тока выбираем провода ВЛ: Т_м › 5000 ч, J = 1 А/мм² , с целью однородности для ВЛ 110 кВ: АС - 150/24, I_доп = 450 А. Для ВЛ СF напряжением 220 кВ выбираем провод 300/39, I_доп = 690 А.

Таблица 1. Параметры ВЛ на 100 км

4.      Выбор оборудования подстанций для 1 варианта схемы электрической сети

На подстанциях всех категорий с нагрузкой Р_Н > 10 МВТ, предус­матривается, как правило, установка двух трансформаторов (авто­трансформаторов). На подстанциях 35-150 кВ рекомендуется приме­нять трехфазные трансформаторы, на подстанциях 220-330 кВ трех­фазные автотрансформаторы. ПС F

S_{н макс} = 114,27 МВА.

Выбираем 3-х-фазный 3-х-обмоточный автотрансформатор типа 2хАТДЦТН - 125000/220/110/10.5

S_ном = 125 МВА

U_ВН = 220 кВ

U_СН = 110 кВ

U_НН = 10,5 кВ ±6х2% iхх=0,5 %

uk= 11% uk=45% uk=28%

R_ТВ = 0,52 Ом               R_ТС = 0,52 Ом               R_ТН = 3,2 Ом

Х_ТВ = 49 Ом                  Х_ТС =0 Ом                     Х_ТН =131 Ом

ΔР_Х = 65 кВт                                                      ΔР_К = 305 кВт

При двухтрансформаторной схеме в аварийном режиме (при отключении одного трансформатора) коэффициент загрузки остающегося в работе трансформатора не должен превышать значения 1.35 ч1.45 от S_ТН .т.е.

 - условие выполняется.

Трансформатор выбран правильно.

ПС С

S_{н макс} = 130,3 МВА

Выбираем 3-х-фазный 3-х-обмоточный автотрансформатор типа 2хАТДЦТН - 125000/220/110/10.5

S_ном = 125 МВА

U_ВН = 220 кВ

U_СН = 110 кВ

U_НН = 10,5 кВ ±6х2% iхх=0,5 %

uk= 11% uk=45% uk=28%

R_ТВ = 0,52 Ом               R_ТС = 0,52 Ом               R_ТН = 3,2 Ом

Х_ТВ = 49 Ом                  Х_ТС =0 Ом                     Х_ТН =131 Ом

ΔР_Х = 65 кВт                                                      ΔР_К = 305 кВт

- условие выполняется.

Трансформатор выбран правильно.

ПС В

S_{н макс} = 55,9 МВА.

Тип трансформатора 2ЧТРДН - 40000/110.

S_ном = 40 МВА.

U_ВН = 115 кВ                 U_НН = 10,5 кВ ±9Ч1,78%.

R_Т = 0,4 Ом                            Х_Т = 0,1 Ом.

ΔР_Х = 36 кВт                 ΔР_К = 172 кВт.

- условие выполняется.

Трансформатор выбран правильно.

ПС D

S_{н макс} = 53,19 МВА.

Тип трансформатора 2ЧТРДН - 40000/110.

S_ном = 40 МВА.

U_ВН = 115 кВ                 U_НН = 10,5 кВ ±9Ч1,78%.

R_Т = 0,4 Ом                  Х_Т = 0,01 Ом.

ΔР_Х = 36 кВт                 ΔР_К = 172 кВт.

- условие выполняется.

Трансформатор выбран правильно.

ПС А

S_{н макс} = 106,56 МВА.

хТРДН - 80000/110

S_ном = 80 МВА

U_ВН = 115 кВ                 U_НН = 10,5 кВ ±9х1,78% uk=10,5% iхх=0,6%

R_Т = 0,6 Ом                            Х_Т = 17,4 Ом

ΔР_Х = 70кВт                  ΔР_К = 310 кВт

- условие выполняется.

Трансформатор выбран правильно.

При выборе мощности ГЭС и ТЭС и числа генераторов необходимо учитывать потребление мощности на собственные нужды станций (порядка 5- 10%) и резервные мощности (порядка 15% от суммарной нагрузки системы, но не менее мощности наиболее крупного агрегата в данной энергосистеме). Резервы мощности целесообразно располагать на ТЭС, расположенной ближе к основным центрам электропотребления. Потреб­ная мощность балансирующей станции А может быть определена сумми­рованием всех нагрузок с вычитанием из этой суммы мощности Р_{эс F} генерируемой станцией F в максимальном режиме системы:

Р_ЭСА = 1,15 · 1,1 · [ (Р_А + Р_В + Р_С + Р_D + Р_F) · 1,05 - Р_ЭСF ] = 1,15·1,1·[(80+25+130+50+80)·1,05 - 275] = 136,93 МВт.

Выбираем 6 турбогенераторов типа ТВС - 32 - Т3, Р = 25 МВт, U_ном = 10,5 кВ.

Номинальная мощность ТЭС:

Р_ЭСА = n_ТГ · Р_НТГ › Р_ЭСА , где n_ТГ - число турбогенераторов, Р_НТГ - активная мощность ТГ.

Р_ЭСА = 8·25 = 150 МВт - условие выполняется.

Номинальная мощность ГЭС определяется аналогично с учетом мощности собственных нужд:

Р_ЭСF = n_ГГ · Р_НГГ › Р_ЭСF ·1,05 = 275·1,05 = 288,75 МВт.

Выбираем 5 гидрогенераторов CВ - 845/140 - 44Т, Р = 63 МВт U_ном = 10,5 кВ.

МВт › 288,75 МВт - условие выполнено.

5.      Расчет сечений проводов и мощности компенсирующих устройств для 2 варианта электрической сети

Мощность компенсирующих устройств аналогична схеме 1.

Потокораспределение показано выше.

Рассчитаем полные мощности, протекающие по ВЛ:

,МВА                , А

Определяем сечения проводов для ВЛ:

АВ - 70 мм²; АD - 150 мм²; АC - 185 мм²; FC - 300 мм².

По экономической плотности тока выбираем провода ВЛ: Т_м › 5000 ч, J = 1 А/мм² , с целью однородности для ВЛ 110 кВ: АС - 150/24, I_доп = 450 А. Для ВЛ СF напряжением 220 кВ выбираем провод 300/39, I_доп = 690 А.

Таблица 1. Параметры ВЛ на 100 км

6.      Выбор оборудования подстанций и станций для 2 - го варианта схемы

Выбор оборудования подстанций и станций для второго варианта схемы электрической сети аналогичен выбранному оборудованию для схемы 1.

Для надёжности электроснабжения линия FC выполняется двухцепной.

Стоимость постройки линий определяется по формуле: К_ВЛ =К_уд·L_ВЛ .

Коэффициент, учитывающий стоимость 1 км постройки ВЛ, для сталеалюмиевых одноцепных опор сечением 120/19 - 19,0 тыс.руб/км; 150/24 - 16,9 тыс.руб/км; для сталеалюминиевых двухцепных опор сечением 300/39 - 48,2 тыс.руб/км.

Схема 1

К_ВЛ1 =20·19,0+46·19,0+25·19,0+140·48,2 =8477 тыс.руб.

Схема 2

К_{ВЛ 2}=20·19,0+46·19,0+40·19,0+140·48,2 =8762 тыс.руб.

Схема 1 более выгодна с точки зрения экономичности и надежности. Для дальнейшего расчёта выбираем схему 1.

7.      Расчет максимального режима энергосистемы

7.1 Расчет ПС F

Расчет начинаем от электростанции F, режим которой задан. Расчет участка FC начинается с расчета трансформатора.

Определим мощность, протекающую по трансформатору ПС F.

S_FT = S_ЭСF - S_FK = P_TF + jQ_TF , где S_FK = 80+j81,6 МВА

мощность нагрузки с учетом компенсирующих устройств.

S_ЭСF = 275+j133,19 МВА - мощность, выдаваемая ЭС F.

S_FT = 275+ j133,19 - 80 - j81,6 = 195+j51,59 МВА.

Вычислим сопротивления трансформаторов, приведенные к стороне НН:

R_ТНН = R_Т/К_Н²; Х_ТНН = Х_Т/К_Н², где К_Н - номинальный коэффициент трансформации.

К_Н² = (U_ВН / U_НН)² = (220/10,5)² = 439.

R_ТНН = 3,2/439 = 0,0073 Ом.

Х_ТНН = 131/439 = 0,298 Ом.

Мощность на высокой стороне ПС F:

S_FB = S_FT - ΔS_FT - n ΔS_ХХ

Задаемся:   U_ВЖ = 220 кВ, U_НЖ = 10,5*1,05 = 11,025 кВ

ΔU_Т = (P_TF* R_ТНН + Q_TF* Х_ТНН)/ U_НЖ = (195*0,0073+51,59*0,298)/11,025=1,52 кВ

Известно, что U_в.от.п = Uвн (1+(Е₀ n)/100) ,

где U_Н - номинальное напряжение трансформатора (высокой стороны),

Е₀ - ступень регулирования трансформатора в процентах,

n - номер отпайки.

Решив уравнение относительно n, получим:

n = ((U_в.от.*100)/ (U_вн*Е₀)) - 1, где

U_в.от = U_ВЖ U_НН/( U_НЖ + ΔU_Т) = 220*10,5/(11,025+1,52) = 184,14 кВ

Отсюда: n = (100/Е₀) ((U_в.от./ U_ВН) - 1), n = (100/1,5)*((184,14/220) - 1) = -10,86=-11

U_в.от.д. = U_ВН (1+(Е₀ n)/100) = 220(1+1,5*(-11)/100) = 183,7 кВ

U_в.д. = ( U_НЖ + ΔU_Т) U_в.от.д/U_НН = (11,025+1,52) 184,14/11 = 210кВ

Потери в трансформаторе:

I_хх = 0,5; ∆ P_хх = 65 кВт

n ΔS_ХХ = 0,13+j1,25

n=2 - количество трансформаторов.

S_FВ = 195+j51,59 - 1,47 - j60,26 - 0,13 - j1,25 =193,4-j9,92МВА

7.2    Расчет питающей линии FC

Зарядная мощность в начале линии:

0,5Q”_CFC = 0,5·n·b0·l· U²_{в.д. F} = 0,5·2·2,64·10^-6·140·210² = 16,3 МВАр.

Расчетная мощность в начале линии:

S”_FC = S_FВ + jQ”_CFC/2 = 193,4-j9,92+j 16,3 = 193,4+j6,38 МВА.

Потери в линии:

.

где R_FC = 0,098·140=13,72 Ом.

 X_FC = 0,429·140=60,06 Ом.

Мощность в конце линии FC:

S’_FC = S”_FC - ΔS_FC = 193,4+j6,38 - 4,165 - j18,23= 189,235 -j11,85 МВА.

Напряжение в конце линии FC:

Зарядная мощность в конце линии:

0,5Q’_FC = 0,5·n·b0·l·U²_C = 0,5·2·2,64·10^-6·140·207,1² = 15,85 МВАр.

Мощность на высокой стороне ПС С:

S_СFC = S’_FC - jQ_CFC/2 = 189,235 -j11,85+ j16,3 = 189,235+ j4,45 МВА.

7.3 Расчет трансформаторной подстанции С

Мощность на высокой стороне ПС С:

S_CВ = S_CFC = 189,235+ j4,45 МВА.

Потери в трансформаторе при прохождении через него мощности S_CB-H:

Мощность, протекающая через обмотку СН:

S_CB-С = S_CВ - S_CH - ΔS_ТB-H = 189,235 +j4,45 - 130 - j47,19 - 0,2 - j18,8 =

= 59,035 - j61,54 МВА.

Потери в трансформаторе при прохождении через него мощности S_CB-C:

Выбираем отпайки по напряжению на стороне СН:

К_ТС = U_ВН/ U_СН = 220/110 = 2; К_ТС² = 4.

Сопротивление трансформатора, приведенное к стороне СН:

R_ВСС = (R_B+R_С)/ К_ТС² = (1,04)/4 = 0,26 Ом.

Х_BСС = (Х_B+Х_С)/ К_ТС² = (49)/4 = 12,25 Ом.

Задаемся U_СЖ = 110·1,05 = 115,5 кВ.

Потери напряжения в обмотках ВН и СН автотрансформатора при протекании мощности S_BС-C:

Напряжение на отпайке со стороны ВН:

Номер отпайки: n = (100/2) ((195,6/220) - 1) = -5,54 = -6.

Уточняем: U_в.от.д. = U_ВН (1+(Е₀ n)/100) = 220(1+(2·(-6))/100) = 193,6 кВ.

Напряжение на стороне СН:

U_с.д. = (210·115,5/193,6) - 3,17 = 122,1 кВ.

Приведение к стороне НН:

К_Т² = (U_ВН/ U_НН)² =(220/10,5)² = 439.

R_ВНН = (R_B+R_Н)/ К_Т² = (0,52+0,52)/439 = 0,0023 Ом.

Х_BНН = (Х_B+Х_Н)/ К_Т² = (49)/439 = 0,111 Ом.

Задаемся U_НЖ = 10,5*1,05=11,025кВ

Потери напряжения в обмотках ВН и НН при прохождении мощности S_CB-Н:

Напряжение на стороне НН:

U_НД = (210·11,025/193,6) - 0,25 = 11 кВ.

Мощность на стороне НН:

S_CС = S_CВ-С - ΔS_B-С - n ΔS_ХХ = 59,035 - j61,54 - - 2·(0,13+1,25j) =58,73-j66,037 МВА.

Потери в трансформаторах ПС В и D:

Мощность нагрузок с учетом потерь в трансформаторах:

S_ВТ = S_B + ΔS_В + n ΔS_ХХ = 25+j9,075+0,037+j0,92+2(0,065+j0,2) =

= 25,167+j10,395 МВА.

S_DТ = S_D + ΔS_D + n ΔS_ХХ = 50+j18,15+0,15+j3,71+2(0,065+j0,26) =

= 50,28+j22,26 МВА.

7.4 Определение потокораспределения мощности в системе

Мощность на выходе ПС:

S_D = 50,28+j22,26.

S_B = 25,167+j10,395.

S_C = 58,73-j66,037.

.5      Расчет потерь мощности и напряжений в ВЛ

Линия АC:

R = 0,198·25=4,95 Ом.

X = 0,42·25= 10,5 Ом.

Потери мощности в ВЛ АC:

.

Потери напряжения в ВЛ АC:

Напряжение ПС А:

U_А = 115 - 4,27 -j1,2 = 110,73 - j1,2(кВ).

Линия AD:

R = 0,198·46=9,1 Ом.

X = 0,42·46= 19,32 Ом.

Потери мощности в ВЛ AD:

Потери напряжения в ВЛ AD:

Напряжение ПС D:

U_D = 115 - 3,5 - j3,48= 111,5 - j3,48 (кВ).

Линия AB:

R = 0,198·20=3,96 Ом.

X = 0,42·20= 8,4 Ом.

Потери мощности в ВЛ AB:

Потери напряжения в ВЛ AB:

Напряжение ПС В:

U_В = 115 - 0,76 - j0,75 = 114,24 - j0,75 (кВ).

Находим мощность на высокой и низкой стороне ПС А:

S_AВН = S_AD+S_AB - S_AC= 50+j18,15+25+j9,075- 58,73 + j66,037 =

=16,27-j93,2 МВА.

7.6    Расчет ПС А

Напряжение на высокой стороне ПС А:

U_ВД = 115 кВ.

U_НЖ = 11,025 кВ.

Потери напряжения в трансформаторе:

R = 0,6 Ом.

X = 17,4 Ом.

n ΔS_ХХ = 2 (0,070+j0,48) = 0,14+j0,96.

Напряжение на отпайке со стороны ВН:

.

Номер отпайки: n = (100/2)/((17,57/115) - 1) =-42,3 = -42.

Уточняем: U_в.от.д. = U_ВН (1+(Е₀ n)/100) = 115(1+(-42·2)/100) = 18,4 кВ.

Напряжение на стороне НН:

U_н.д. = (18,4·11,025/115) +57,7 = 57,87 кВ.

.

Мощность на стороне НН:

S_TH = S_A+ΔS_TA+n·ΔS_XX =80+j70,4+0,25+j7,39+0,14+j0,96 = 80,39+j78,75 МВА.

Мощность, выдаваемая генераторами ТЭС А:

S = S_TH + S_AH = 80,39+j78,75 +80+j70,4 = 160,39+j149,15 МВА.

Расчет отпайки ПС В:

R = 0,4 Ом.

X = 0,1 Ом.

.

n ΔS_ХХ = 2 (0,036+j0,26) = 0,072+j0,52.

.

Номер отпайки: n = (100/2)/((104,6/115) - 1) = -4,52 = -5.

Уточняем: U_в.от.д. = U_ВН (1+(Е₀ n)/100) = 115(1+(-5·2)/100) = 103,5 кВ.

Напряжение на стороне НН:

U_н.д. = (104,6·11,025/115) - 0,52 = 9,5 кВ.

Расчет отпайки ПС D:

R = 0,4 Ом.

X = 0,01 Ом.

n ΔS_ХХ = 2 (0,036+j0,26) = 0,072+j0,52.

Номер отпайки: n = (100/2) ((100,75/115) - 1) =-6,2 =-6.

Уточняем: U_в.от.д. = U_ВН (1+(Е₀ n)/100) = 115(1+(-6·1,78)/100) = 102,72 кВ.

Напряжение на стороне НН:

U_н.д. = (115·11,025/102,72) - 0,96 = 11,38 кВ.

8        Баланс активных и реактивных мощностей

8.1    Приходная часть

Таблица 3. Приходная часть

8.2    Расходная часть

Таблица 4. Расходная часть

ΔS = 603,2 - 578,44 = 24,76 МВА.

ΔS/S = 24,76/603,2 = 0,041- баланс сошелся

Заключение

В представленной курсовой работе были проведены следующие расчёты:

-       Выбор оптимальной схемы развития районной электрической сети

-       Номинальных напряжений

-       Расчет сечений проводов и мощности компенсирующих устройств жэдля 1 варианта электрической сети

-       Выбор оборудования подстанций для 1 варианта схемы электрической сети

-       Сечений проводов и мощности компенсирующих устройств для 2 варианта электрической сети

-       Выбор оборудования подстанций и станций для 2 - го варианта схемы.

-       Максимального режима энергосистемы

-       ПС F

-       Питающей линии FC

-       Трансформаторной подстанции С

-       Определение потокораспределения мощности

-       Потерь мощности и напряжений в ВЛ

-       ПС А

-       Баланс активных и реактивных мощностей

В итоге баланс приходной части отличается от баланса расходной части на 3,3% ,из чего следует, что баланс сошелся.

Список использованных источников

1.       Электрические сети и системы [Текст]: методические указания по выполнению курсовой работы/ Курск. гос. техн. ун-т; сост.: О.М. Ларин, Д.В. Гурин. Курск, 2009.

2.       Б.Н. Неклепаев, Н.П. Крючков Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергия, 1988 - 604 с.

3.       Правила устройства электроустановок. С. Пб , 1999.

.        Идельчик В.И. - «Электроэнергетические системы и сети», Москва, Энергоатомиздат, 1989 г.

.        Файбисович Д.Л. - «Справочник по проектированию электрических сетей» 2-е издание, переработанное и дополненное, Москва, ЭНАС, 2007г;