Пример хода работы. Федеральное государственное бюджетноеобразовательное учреждение высшегообразования
 Скачать 231.61 Kb.
|
 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГООБРАЗОВАНИЯ «МУРМАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт арктических технологий Кафедра электроэнергетики Расчётно графическое задание № 1 по дисциплине: Электроэнергетические системы и сети Выполнил: студент 5 курса заочной формы обучения группы Элб14з Специальность: 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника» Рещиков Сергей Анатольевич «» 2018 г. Шифр: Элб14з328 Проверил: «» 2018 г. Доцент кафедры электроэнергетики Васильева Елена Витальевна Мурманск 2018 г ОглавлениеИзм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 2 Элб14з-328 Разраб. Рещиков С.А. Провер. Васильева Е.В. Реценз. Н. Контр. Утверд. Иванникова Н.Ю Пояснительная записка Лит. Листов 14 МГТУ Кафедра электроэнергетики 3.Определение напряжения сети 6 4.Подбор сечений линий 8 5.Выбор силовых трансформаторов 11 6.Определение расчётных нагрузок узлов 15 7.Расчёт установившегося режима кольцевой сети 17 8.Регулирование напряжения 24 9.Расчёт потери активной мощности 28 Список использованной литературы 29 1.Введение Принципиальная кольцевая схема электропитания представляет собой замкнутый контур, который начинается и заканчивается на одной системе шин. Другими словами – это непрерывная магистраль, начало и конец которой подключаются к системе шин с двумя коммутационными аппаратами. Для удобства коммутирования токов, на шины устанавливается секционный разъединитель, при этом начало и конец фидера присоединяют на разные секции шин. Таким образом, подать напряжение потребителю можно с разных концов магистрали. Кольцевая схема электроснабжения предполагает обеспечение потребителя электроэнергией от двух источников питания. Таким образом, увеличивается надежность энергоснабжения системы. Электроустановки принципиальной кольцевой схемой питания применяются в городских электросетях, главным образом в высоковольтных подземных кабельных каналах общего пользования. На рисунке 1 приведена схема кольцевой сети с несколькими нагрузками. Головные участки этой сети ВЛ1 и ВЛ4 подключены к источникам питания А, которым является электрическая станция, либо одна из подстанций системы. Если такую сеть разрезать по источнику питания и развернуть, то она будет иметь вид как линии с двусторонним питанием, у которой напряжения по концам равны по величине и по фазе (смотрите рисунок 2). Распределение мощности в ветвях кольцевой сети зависит от величины нагрузок потребителей в узлах и от параметров сети.  Рисунок 1 – Кольцевая схема электроснабжения  Рисунок2 – Развернутая кольцевая схема электроснабжения, «разрезанная» по источнику питания 2.Исходные данные для расчётно-графического задания Исходными данными являются расчётные нагрузки подстанций 1,2 и 3: S1 = 25+j15 МВА; L1: А – S1 = 62 км S2 = 30+j15 МВА; L2: S1 – S2 = 55 км S3 = 42+j32 МВА; L3: S2 – S3 = 23 км L4: Б – S3 = 34 км Совместив эти данные и рисунок 1, получим исходную схему для расчётно-графического задания (рисунок 3).  Рисунок 3 – Исходная кольцевая схема электроснабжения «Разрезав» схему на рисунок 3 по источнику питания и заменив подстанции на «узлы» получим исходную развёрнутую кольцевую схему электроснабжения (рисунок 4):  Рисунок 4 – Исходная развернутая кольцевая схема электроснабжения 3. Определение напряжения сети. Точкой потокораздела называется узел сети, при переходе через который соответствующая мощность меняет свое направление. Потокораспределения в сети найдем, предполагая, что сеть однородна. Условно представим кольцевую сеть в виде сети с двухсторонним питание («разворачиваем кольцо, как будто разрезав по источнику питания»). SA = PA+jQA =  Где  – расстояние от точки i до точки B;PA =  =  = 34,13 МВтQA =  =  = 20,82 МВар.PB =  =  = 62,87 МВтQB =  =  = 41,17 МВар.Проведем проверку, чтобы найти узел потокораздела. S1-2 = SA – S1 = 34,13 +j20,82 – 25 - j15 = 9,1+j5,8MBA. S3-2 = SB – S3 = 62,87 +j41,17 – 42 – j32 = 20,8+j9,2 MBA. S2 = S1-2+ S3-2 = 9,1+j5,8+20,8+j10 = 29,9+j15,8 MBA. (То есть мы пошли к узлу 2 с двух сторон) Узел 2 – узел потокораздела. Подберём напряжение для кольца и участков, воспользовавшись формулой Стилла: U = 4,34*  UA-1 = 4,34*  = 106,9 кВU1-2 = 4,34*  = 61,5кВUB-3 = 4,34*  = 139,1 кВ U3-2 = 4,34*  = 83,1 кВПринимаем на всех участках Uном = 110 кВ. 4.Подбор сечений линий Так как напряжение сети равняется 110 кВ, то выбор сечений проводов будем определять по экономической плотности тока, а затем проверять по допустимому нагреву в послеаварийном режиме, на явление общей короны и на механическую прочность. Сначала рассчитаем токи на участках сети по формуле: I =  =  (A).IA-1 =  = 209 A.I1-2 =  = 56 A.I2-3 =  = 119 A.IB-3 =  = 394 A.Экономическая плотность тока равна  э = 1,1 А/мм2 (При числе часов использования максимума нагрузки Та = 5500 ч).Рассчитаем экономическое сечение провода для каждого участка сети по формуле: Fэ =  (мм2).Fэ(А-1) =  = 190 мм2.Fэ(1-2) =  = 51 мм2.Fэ(2-3) =  = 108,2 мм2.Fэ(В-3) =  = 358,2 мм2.Округляем полученные экономические сечения до ближайших стандартных. В итоге подбираем на участки сети сталеалюминевые провода (АС) следующих марок: Участок А-1: АС-240/39; (Iдоп = 610 А) Участок 1-2: АС-70/11; (Iдоп = 265 А) Участок 2-3: АС-120/19; (Iдоп = 390 А) Участок В-3: АС-400/22; (Iдоп = 830 А) Проведем проверку выбранных сечений проводов по допустимому нагреву в послеаварийном режиме. Например, обрыве участка В-3:
IA-1 =  IA-1 =  = 604 A.(Выбранный провод АС-240/39 имеет Iдоп=610 А, что удовлетворяет условию Iр  Iдоп);
I1-2 =  I1-2 =  = 451 A.(Выбранный провод АС-70/11 имеет Iдоп=265 А, что не удовлетворяет условию Iр Iдоп);поэтому выбираем провод АС-185/29 с Iдоп= 510 А
I2-3 =  I2-3 =  =277 A.(Выбранный провод АС-120/19имеет Iдоп = 390 А, что удовлетворяет условию Iр Iдоп);Проведем проверку выбранных сечений проводов по допустимому нагреву в послеаварийном режиме при обрыве участка А-1:
IВ-3 =  IВ-3 =  = 595 A.(Выбранный провод АС-400/22 имеет Iдоп= 830 А, что удовлетворяет условию Iр Iдоп);
I3-2 =  I3-2 =  = 328 A.(Выбранный провод АС-120/19 имеет Iдоп = 390 А, что удовлетворяет условию Iр Iдоп);
I2-1 =  I2-1 =  = 153 A.(Выбранный провод АС-70/11 имеет Iдоп=265 А, что удовлетворяет условию Iр Iдоп)Все выбранные сечения проводов проходят проверку на корону, так как для воздушных линий (ВЛ) напряжением 110 кВ минимальное сечение по условиям потерь на корону равняется 70 мм2. Все выбранные сечения проводов проходят проверку по условию механической прочности, так как минимальное сечение по условию механической прочность для АС проводов равняется 35 мм2. Определим параметры выбранных проводов: активное сопротивление провода линии R (по формуле 1), реактивное сопротивление провода линии X (по формуле 2), ёмкостная проводимость линии В (по формуле 3); зарядная мощность линии Qc (по формуле 4). R =  X =  B =  Qc = U2*B (Мвар), (4) Пример расчёта для участка А-1: RA-1 = 0,12*62 = 7,44 Ом; XA-1 = 0,405*62 = 25,11 Ом; BA-1 = 2,81*62 = 174,2 мкСм; Qc A-1 = 1102*174,2 = 2,1 Мвар; Расчёт для остальных участков сведён в таблицу 1. Таблица 1 – Параметры проводов линий
5.Выбор силовых трансформаторов При проектировании подстанции необходимо учитывать требования резервирования, исходя из того, что потребители I категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии, при этом может быть обеспечено резервирование питания и всех других потребителей. При питании потребителей I категории от одной подстанции для обеспечения надежности питания необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин. При этом мощность трансформаторов должна быть выбрана так, чтобы при выходе из строя одного из них второй, с учетом ГОСТ 14209 – 69, выдерживал допустимую перегрузку до 40% на время максимумов с общей суточной продолжительностью не более 6 ч в течение 5 суток подряд при коэффициенте заполнения не более 0,75, обеспечивая питание всех потребителей I категории. Выбор трансформаторов производим для каждой подстанции с двумя трансформаторами, при номинальной мощности каждого, рассчитанного в пределах от 60% до 70% максимальной нагрузки и с учетом перегрузки в аварийном режиме до 40%. Так, для подстанции 1 с максимальной нагрузкой S=  = 29,2 МВА выбираем 2 трансформатора типа ТДН – 25000/110 У1, мощность каждого по 25 МВА, тогда коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:КЗН =  =  = 0,580,75Коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме при одном рабочем трансформаторе: КЗА =  =  = 1,31,4 Аналогично выбираем трансформаторы для остальных подстанций (2 и 3). Полученные результаты заносим в таблицу 2. Далее выписываем все необходимые технические характеристики трансформаторов в таблицу 3. Согласно требованиям ПУЭ  , принимаем к установке однотипные трансформаторы.Таблица 2 – Выбор силовых трансформаторов
Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле:  =  Реактивное сопротивление трансформатора определяется по формуле:  =  Величина потерь реактивной мощности определяется по формуле:  =  Для примера рассчитаем параметры трансформаторов для узла 1: Активное сопротивление трансформаторов в узле 1 равно: Rт1 =  = 2,54 Ом.Реактивное сопротивление трансформатора в узле 1 равно: Xт1 =  = 55,55 Ом.Величина потерь реактивной мощности трансформатора в узле 1 равно: △Qx1 =  = 162,5 кВАр.Так как выбранные трансформаторы имеют расщепленную обмотку низшего напряжения, то сопротивления обмоток при параллельной и раздельной работе обмоток не равны. Найденные выше значения найдены для режима параллельной работы обмоток. Расчёт для остальных трансформаторов сведён в таблицу 3:
6.Определение расчётных нагрузок узлов Составим схему замещения цепи. Она представлена на рисунке 5:  Рисунок 5 – Полная схема замещения сети Определим расчётные активные и реактивные нагрузки в узлах 1, 2 и 3 по формулам: Расчётная активная нагрузка узла:  △ + Расчётная реактивная нагрузка узла:  △ + - 
P1 = 25*106+2*25*103+  = 25,1 МВт.Q1 = 15*106+2*162,5*103+  -  = 12,2 МВАр.
P2 = 30*106+2*34*103+  = 30,13 МВт.Q2 = 15*106+2*220*103+  -  = 15,64 МВАр.
P3 = 42*106+2*50*103+  = 42,2 МВт.Q3 = 32*106+2*315*103+  -  = 34 МВАр.Определив расчётные активные и реактивные нагрузки в узлах 1, 2 и 3, схема замещения примет вид (рисунок 6):  Рисунок 6 – Упрощенная схема замещения 7.Расчёт установившегося режима кольцевой сети ЭТАП 1: Определяем точное потокораспределения в сети и напряжение в узлах для оценки качества напряжения и необходимости его регулирования. Предварительное потокораспределения в сети найдем без учета потерь мощности. Для определения мощностей, протекающих по головным участкам А1 и В3, воспользуемся формулой: 
 + + = (19,06+j8,41) +(15,2+j2,02) +(17,6+j3,13) = 51,86+j13,56 МВА.
 + + = (24,35+j28,85) +(14,77+j12,9) +(5,91+j6,6) = 45,03+j48,35 МВА. 3)Для проверки правильности выполненного расчета проверим условие:  + =   + (51,86+j13,56)+( 45,03+j48,35) = 96,89+j61,91 МВА; =  + = 97+j62 МВА. выполняется, следовательно, расчет мощностей головных участков выполнен правильно.
 = 51,86+j13,56 -25,1-j12,2= 26,76+j1,36 МВА; = 45,03+j48,35 -42,2-j34= 2,83+j14,35МВА.Так как к узлу 2 положительные мощности проходят с двух сторон, то узел 2 является узлом потокораздела. По результатам расчета условно разделяем кольцевую схему на две разомкнутые схемы по точке потокораздела 2 (рисунок 7). Расчет полученных схем включает в себя два этапа. На первом этапе определим уточненное потокораспределение в сети, приняв расчетное напряжение сети равным номинальному Uном = 110 кВ.  Рисунок 7 – Разделённая по точке потокораздела схема Левая половина схемы:
А) Модуль мощности в конце линии участка 1-2:  =  = 26,8 МВА.Б) Потеря активной мощности в линии 1-2: △  =  =  = 0,53 МВт.В) Потеря реактивной мощности в линии 1-2: △  =  =  = 1,31 Мвар.Г) Мощность в начале линии 1-2:  + △ =  + △+△ = 26,76+j1,36+0,53+j1,31= 27,29+j2,67 МВА
А) Мощность в конце линии А-1 (через I-ое правило Кирхгофа):  + = 27,29+j2,67 +25,1+j12,2= 52,39+j14,87 МВА.Б) Модуль мощности в конце линии участка А-1:  =  =  = 54,46 МВА.В) Потеря активной мощности в линии А-1: △  =  =  = 1,82 Мвт.Г) Потеря реактивной мощности в линии А-1: △  =  =  = 6,15 Мвар.Д) Мощность в начале линии А-1:  + △ = + △+△ = 52,39+j14,87 +1,82 +j6,15= 54,21+j21,02 МВА. Е) Мощность, требуемая от источника А (через I-ое правило Кирхгофа):  =  - j = 54,21+j21,02 - j = 54,21+j19,97МВА.Правая половина схемы:
А) Модуль мощности в конце линии участка 3-2:  =  =  = 14,63 МВА.Б) Потеря активной мощности в линии 3-2: △  =  =  = 0,102 Мвт.В) Потеря реактивной мощности в линии 3-2: △  =  =  = 0,17Мвар.Г) Мощность в начале линии 3-2:  + △ = + △+△ = 2,83+j14,35+0,102+j0,17= 2,93+j14,52 МВА.
А) Мощность в конце линии В-3 (через I-ое правило Кирхгофа):  + = 2,93+j14,52 +42,2+j34= 45,13+j48,52 МВА.Б) Модуль мощности в конце линии участка В-3:  =  =  = 66,26 МВА.В) Потеря активной мощности в линии В-3: △  =  =  = 9,25 Мвт.Г) Потеря реактивной мощности в линии В-3: △  =  =  = 5,17 Мвар.Д) Мощность в начале линии В-3:  + △ = + △+△ = 45,13+j48,52 +9,25+j5,17= 54,38+j53,69 МВА. Е) Мощность, требуемая от источника В (через I-ое правило Кирхгофа):  =  - j = 54,38+j53,69 - j = 54,38+j53,14 МВА.ЭТАП 2: После нахождения нагрузок на участках и в узлах сети найдём напряжения в узлах сети. Примем напряжения источника питания в режиме максимальной нагрузки UA = UB = 115 кВ. Левая половина схемы:
А) Падение напряжения на участке А-1: △  Подставив численные значения, получим: △   = 8,09+j10,47кВ.Б) Модуль напряжения в узле 1: U1 =  =  = 107,42 кВ.
А) Падение напряжения на участке 1-2: △  Подставив численные значения, получим: △   = 2,5+j5,76кВ.Б) Модуль напряжения в узле 2 (в левой половине схемы): U2л =  =  = 107,54 кВ.Правая половина схемы:
А) Падение напряжения на участке В-3: △  Подставив численные значения, получим: △   = 14,63+j11,4кВ.Б) Модуль напряжения в узле 3: U3 =  =  = 101,02 кВ.
А) Падение напряжения на участке 3-2: △  Подставив численные значения, получим: △   = 1,51+j1,02кВ.Б) Модуль напряжения в узле 2: U2л =  =  = 105,5 кВ.Принимаем значение U2 = 105,5 кВ.
УЗЕЛ 1: А) Потеря напряжения в двух трансформаторах узлах 1: △  =  =  = 3,45 кВ.Б) Напряжение на вторичной обмотке трансформаторов, приведенное к первичной обмотке:  =  В) Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов при номинальном коэффициенте трансформации:  = 9,49 кВ.УЗЕЛ 2: А) Потеря напряжения в двух трансформаторах узлах 2: △  =  =  = 2,71 кВ.Б) Напряжение на вторичной обмотке трансформаторов, приведенное к первичной обмотке:  =  В) Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов при номинальном коэффициенте трансформации:  = 9,39 кВУЗЕЛ 3: А) Потеря напряжения в двух трансформаторах узлах 3: △  =  =  = 3,88 кВ.Б) Напряжение на вторичной обмотке трансформаторов, приведенное к первичной обмотке:  =  В) Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов при номинальном коэффициенте трансформации:  = 8,87 кВ.ВЫВОД: В соответствии с требованиями ПУЭ в режиме максимальной нагрузки действительные напряжения на вторичных обмотках трансформаторов должны быть не ниже, чем 10,5 кВ. Следовательно, на всех трех подстанциях необходимо регулирование напряжения. 8.Регулирование напряжения Выбранные силовые трансформаторы ТРДН имеют устройство РПН с диапазоном регулирования напряжения ±9 х 1,78%. Необходимо оценить достаточность диапазона регулирования напряжения для поддержания напряжений на вторичной обмотке трансформаторов на требуемом уровне. УЗЕЛ 1: А) Выполним выбор регулировочных ответвлений для узла 1. Для трансформаторов, установленных в этом узле, необходимо переключить РПН с нулевого ответвления на требуемое ответвление  , т.е. изменить номинальный коэффициент трансформации  до требуемого значения  , обеспечивающего на вторичной обмотке трансформаторов требуемое напряжение  10,5 кВ. Напряжение требуемого регулировочного ответвления равно: =  = 103,97 кВ.Б) Напряжение требуемого регулировочного ответвления подбирается перебором значений i:   Округляя до ближайшего большего по модулю целого значения, примем  В) Напряжение этого ответвления равно:  Г) Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов после регулирования равно:  Требование ПУЭ для режима наибольшей нагрузки выполняется. УЗЕЛ 2: А) Выполним выбор регулировочных ответвлений для узла 2. Для трансформаторов, установленных в этом узле, необходимо переключить РПН с нулевого ответвления на требуемое ответвление , т.е. изменить номинальный коэффициент трансформации  до требуемого значения  , обеспечивающего на вторичной обмотке трансформаторов требуемое напряжение  10,5 кВ. Напряжение требуемого регулировочного ответвления равно: =  = 102,79 кВ.Б) Напряжение требуемого регулировочного ответвления подбирается перебором значений i:  Округляя до ближайшего большего по модулю целого значения, примем  В) Напряжение этого ответвления равно: Г) Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов после регулирования равно:  Требование ПУЭ для режима наибольшей нагрузки выполняется. УЗЕЛ 3: А) Выполним выбор регулировочных ответвлений для узла 3. Для трансформаторов, установленных в этом узле, необходимо переключить РПН с нулевого ответвления на требуемое ответвление , т.е. изменить номинальный коэффициент трансформации  до требуемого значения  , обеспечивающего на вторичной обмотке трансформаторов требуемое напряжение  10,5 кВ. Напряжение требуемого регулировочного ответвления равно: =  = 97,14 кВ.Б) Напряжение требуемого регулировочного ответвления подбирается перебором значений i:  Округляя до ближайшего большего по модулю целого значения, примем  В) Напряжение этого ответвления равно:  Г) Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов после регулирования равно:  Требование ПУЭ для режима наибольшей нагрузки выполняется. ВЫВОД: Во всех узлах напряжение выше 10,5 кВ. Следовательно, диапазон регулирования устройств РПН достаточен. 9.Расчёт потери активной мощности. Суммарные потери активной мощности в сети определяется как разность между активной мощностью, требуемой от источника питания, и активной мощностью нагрузок. Активная мощность, требуемая от источника равна: Рсистемы = РА+РВ = 54,21+54,38= 108,59 МВт. Суммарная активная мощность нагрузок согласно исходным данным составляет: Рнагрузки = Рн1+Рн2+Рн3 = 25+30+42 = 97 МВт. Суммарные потери активной мощности равны: △Р = Рсистемы – Рнагрузки = 108,59 – 97 = 11,59 МВт. Процент потерь от активной мощности, отпущенной потребителям, составляет: △  Процент потерь от потребляемой активной мощности составляет: △  Суммарные потери активной мощности условно делятся на переменные △  и постоянные △ . Постоянные потери или потери в сердечниках трансформаторов составляют:△   Остальная часть суммарных потерь мощности – это переменные потери в активных сопротивлениях линий и трансформаторов: △  △ = 11,59-0,218 = 11,372 МВт.Список использованной литературы.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
