Курсовая работа по ЭСИС. КП по ЭСиС. 1Исходная схема развития сети 9 2Разработка схем развития электрической сети 10

• Название: 1Исходная схема развития сети 9 2Разработка схем развития электрической сети 10
• Анкор: Курсовая работа по ЭСИС
• Дата: 30.04.2023
• Размер: 2.62 Mb.
• Имя файла: КП по ЭСиС.docx
• Тип: Реферат; #1098195
• страница: 10 из 13

Расчет установившихся режимов сети

Расчет установившихся режимов максимальных нагрузок (вариант 2)

Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений. Расчеты установившихся режимов могут выполняться вручную или с использованием ЭВМ. Расчет установившегося режима на ЭВМ может выполняться с использованием любой программы расчета режима.

Основными этапами расчета и анализа режимов являются:

– составление схемы замещения и расчет ее параметров для двух наиболее экономичных вариантов сети;

– расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах (для обеих схем);

– анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения (выбор рациональных отпаек на трансформаторах, батарей конденсаторов) с целью соблюдения требований ГОСТа по напряжению;

– результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносятся на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторах.

9.1 Расчет параметров схемы замещения

Составление схемы замещения, определение ее параметров.

Параметры схемы замещения приведены в таблице 9.1 (по узлам схемы) и в таблице 9.2. При подготовке схемы замещения учтены трансформаторы подстанций с номинальными коэффициентами трансформации, .

Потери холостого хода указаны в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах (21, 41, 51, 101 и 31).

Таблица 9.1 - Параметры узлов сети

Номер узла	Uном, кВ	Мощность узла
		P, МВт	Q, МВт
1	115	-	-
2	110	0,054	0,35
10	110	0,072	0,52
3	110	0,038	0,224
4	110	0,038	0,224
5	110	0,028	0,14
21	10,5	30	14,529
101	10,5	40	19,372
31	10,5	15	7,264
41	10,5	15	7,264
51	10,5	10	4,843

Параметры схемы замещения линий находятся по формулам:

; (9.1)

; (9.2)

, (9.3)

где R₀ – удельное активное сопротивление [5, таблица 3.8];

X₀ – удельное реактивное сопротивление [5, таблица 3.8];

b₀ – удельная емкостная проводимость [5, таблица 3.8].

Параметры схемы замещения трансформаторов находятся по формулам:

; (9.4)

, (9.5)

Емкости линий определяются по формуле:

. (9.6)

где N – число трансформаторов на подстанции.

Рассчитаем параметры ветви 1-2:
(9.1)

(9.2)

(9.3)



Таблица 9.2 - Параметры ветвей сети

Номер узла		R, Ом	X, Ом	B, мкСм	, Мвар	Ктн
Нач.	Кон.
1	2	1,68	5,67	157,36	1,04	-
2	21	1,27	27,95	-	-	0,091
2	5	3,12	10,53	73,06	0,483	-
5	51	3,975	69,5	-	-	0,091
5	10	6,48	21,87	151,74	1,003	-
10	101	0,7	17,35	-	-	0,091
10	3	3,6	12,15	84,3	0,557	-
3	31	2,19	43,35	-	-	0,091
3	4	3,12	10,53	73,06	0,483	-
4	41	2,19	43,35	-	-	0,091
1	4	2,739	4,697	117,04	0,774	-

Определяем потери в трансформаторах и пересчитываем нагрузку с учетом этих потерь. Потери в обмотках трансформаторов определяем по соотношениям:

(9.4)

(9.5)

. (9.6)

Потери холостого хода определяем из справочных данных.
Определим мощность, которая подходит к узлу 2.

В узле 2 выбран трансформатор ТРДН 25000/110, нагрузка узла

Параметры трансформатора [2, таблица 1.30]:







К шинам 110 кВ подстанции 2 подходит мощность:



Определим мощность, которая подходит к узлу 10.

В узле 10 выбран трансформатор ТРДН 40000/110, нагрузка узла

Параметры трансформатора [2, таблица 1.30]:







К шинам 110 кВ подстанции 10 подходит мощность:



Определим мощность, которая подходит к узлу 3 и 4.

В узле 3 нагрузка идентична узлу 4, выбран трансформатор ТДН - 16000/110, нагрузка узла

Параметры трансформатора [2, таблица 1.30]:







К шинам 110 кВ подстанции 3 подходит мощность:



Определим мощность, которая подходит к узлу 5.

В узле 5 выбран трансформатор ТДН - 10000/110, нагрузка узла

Параметры трансформатора [2, таблица 1.30]:







К шинам 110 кВ подстанции 5 подходит мощность:

9.2Расчет потокораспределения сети

Далее определяем мощности на всех участках с учетом потерь, начиная от потребителей к источнику. Потери определяются по формулам:

; (9.7)

. (9.8)

Эквивалентная мощность в узлах:



Мощность в начале линии:

. (9.9)

В случае сети замкнутого типа, перетоки необходимо рассчитывать, используя правило «моментов», представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием.



Рисунок 9.1 – Разомкнутая расчётная схема для кольцевой сети

Рассмотрим кольцо 1-2-5-10-3-4-1, и найдем точку потокораздела.





Рисунок 9.2 – Точка потокораздела кольцевой сети

Расчёт мощности на участке 5-10 с учетом потерь:









Расчёт мощности на участке 2-5 с учетом потерь:









Расчёт мощности на участке 1-2 с учетом потерь:









Расчёт мощности на участке 10-3 с учетом потерь:









Расчёт потерь на участке 3-4:









Расчёт потерь на участке 4-1:

3. Определение потерь напряжения в нормальном режиме

В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 0,95 до 1,05 . Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.

Напряжение узла в соответствии с направлением мощности определяется как:

(9.10)

(9.11)

(9.12)

В сетях 110 кВ и ниже поперечной составляющей пренебрегают, поэтому будем использовать только продольную составляющую.

3. Определение напряжений на низкой стороне

Напряжения на низкой стороне определим по соотношениям:

(9.13)

, (9.14)

где , - напряжения на шинах подстанции на низкой и высокой сторонах, - коэффициент трансформации трансформатора.





Напряжение в остальных узлах рассчитываем аналогично.

3. Выбор средств регулирования напряжения на стороне высокого напряжения

Допустимые отклонения напряжения на шинах потребителя, согласно с договором потребителя, в нормальных режимах составляют ±5% и в послеаварийных (максимальные отклонения) ±10% от номинального напряжения, т.е. в нормальном режиме при номинальном напряжении 110 кВ должно находиться в пределах 104,5 кВ - 115,5 кВ.

Потребители могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения или быть удалены от них, поэтому на шинах подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанций до шин потребителя.

Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 2.

(9.15)

где цена одной отпайки равна 2,047 кВ.

Тогда:



Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке:



Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесем в таблицу 9.3.

Т а б л и ц а 9.3 - Выбор отпаек на трансформаторах

Номер узла	21	51	41	31	101
Требуемое напряжение на ПС, кВ	10,4	10,4	10,4	10,4	10,4
Напряжение до регулирования, кВ	9,851	9,728	9,922	9,621	9,436
Рациональная отпайка	-3	-3	-2	-4	-5
Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ	10,442	10,311	10,322	10,393	10,388

Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.