Материал: Технико-экономическое обоснование варианта схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки

На данной подстанции необходимо установить два понижающих трансформатора 110/10 кВ. Максимальная мощность нагрузки на пятый год эксплуатации:  МВт,  МВА. При отключении одного из двух трансформаторов всю нагрузку должен нести оставшийся в работе трансформатор, при этом часть времени суток этот трансформатор будет работать с перегрузкой. Длительность перегрузки может быть определена из эквивалентного по потерям двухступенчатого графика нагрузки. Построим график нагрузки трансформатора в зимние (Рис. 5.3.1) и летние (Рис. 5.3.2) характерные дни. Графики активной и реактивной мощности характерных суток зимнего и летнего дней построим по данным таблицы 1.6, используя формулу:

Рис. 5.3.1. Графики полной, активной, реактивной и средней мощностей характерного зимнего дня.

Рис. 5.3.2. Графики полной, активной, реактивной и средней мощностей характерного летнего дня.

Приведем данные графики к двухступенчатому виду.

Рассмотрим график характерного зимнего дня.

Рис. 5.2.3. Двухступенчатый график для зимних суток.

График нагрузки с одним максимумом. Алгоритм приведения к двухступенчатому виду приведён в пункте 5. Значение большей ступени  20.25 МВА, её продолжительность равна 4 часов. Значение  определяется как среднеквадратичное значение и оно равно   Соотношение : 4.5 МВА; 6.1 МВА.

Для эквивалентной температуры зимнего охлаждения трансформатора -200С:(Д): 1.6.

Рассмотрим график характерного летнего дня.

Рис. 5.1.4. Двухступенчатый график для летних суток.

График нагрузки с одним максимумом. Алгоритм приведения к двухступенчатому виду приведён в пункте 5. Значение большей ступени 13.16 МВА, её продолжительность равна 4 часов. Значение  определяется как среднеквадратичное значение и оно равно  Соотношение : МВА; 3.04 МВА.

Для эквивалентной температуры летнего охлаждения трансформатора 200С:(Д): 1.3.

Непосредственный выбор трансформатора.

Выберем трансформатор ТДН-16000/110.

Паспортные данные трансформатора табл. 5.3.1.

Таблица 5.3.1

Необходимо проверить коэффициент загруженности трансформаторов, так как для достижения наибольшего КПД он должен быть равен 0.7-0.8.

Коэффициент загрузки меньше желаемого, но с учетом того, что в каталоге нет других подходящих вариантов, то придется остановиться на данном выборе.

6.      Составление принципиальных и расчетных схем вариантов

6.1    Составление принципиальной и расчетной схемы радиального варианта сети

Для упрощения в схеме сделаны некоторые эквивалентные преобразования:

·    трансформаторы подстанции В не включены в расчетную схему и на шинах ВН указана эквивалентная нагрузка подстанции (с учетом потерь в трансформаторах);

·        автотрансформаторы подстанций А и Б, а также трехобмоточные трансформаторы подстанции Б моделируются без схемы замещения обмотки низкого напряжения, а нагрузка шин НН с учетом потерь в обмотке НН указывается на шинах СН подстанций. Сопротивления обмоток ВН и СН теперь соединены последовательно и в расчетной схеме представлены одной трансформаторной ветвью. Эквивалентная нагрузка шин НН на подстанции Б суммируется с нагрузкой шин СН.

Таблица 6.1.1.

Параметры проводов ЛЭП для радиального варианта электрической сети

Параметры трансформаторов для новых подстанций электрической сети приведены в таблицах 5.1.1; 5.2.2; 5.3.1.

Таблица 6.1.2.

Параметры узлов расчетной схемы для радиального и кольцевого вариантов

Нагрузка шин 11, 12, 13 являются мощностями холостого хода соответствующих трансформаторов. Значения умножены на 2, так как на каждой подстанции по 2 трансформатора.

Примечание для рисунков 6.1.2, 6.2.2 Сопротивления и проводимости линий умножены на длины линий. Для двухцепных линий сопротивления делим на 2, а проводимости умножаем. Сопротивления трансформаторов делим на 2. Потери холостого хода трансформаторов увеличены в 2 раза.

Таблица 6.1.3.

Параметры ветвей расчетной существующей сети

Рис. 6.1.1. Принципиальная схема радиального варианта электрической сети

Рис. 6.1.2. Расчетная схема радиального варианта электрической сети

6.2    Составление принципиальной и расчетной схемы кольцевого варианта сети

Таблица 6.2.1.

Параметры проводов ЛЭП для кольцевого варианта электрической сети

Параметры трансформаторов для новых подстанций электрической сети приведены в таблицах 5.1.1; 5.2.2; 5.3.1.

Рис. 6.2.1. Принципиальная схема кольцевого варианта электрической сети

Рис. 6.2.2. Расчетная схема кольцевого варианта электрической сети

7.      Расчет режимов максимальных нагрузок и баланс реактивной мощности

[1] Расчеты режима максимальных нагрузок выполняются по схеме существующей сети с добавление новых ЛЭП и подстанций с целью определения допустимости режимов напряжений узлов, составления баланса по реактивной мощности, определения суммарных потерь мощности для последующего вычисления затрат и проверки загрузки элементов существующей сети вследствие подключения новых потребителей.

Расчеты режимов максимальных нагрузок проводятся на ЭВМ по одной из программ расчета установившегося режима электрической сети (net#, netw, Anares, Rastr и др.).

При составлении баланса реактивной мощности необходимо сопоставить суммарную потребляемую мощность электрической сети (выделив все ее составляющие) с располагаемой реактивной мощностью электростанций. В курсовой работе этот вопрос решается упрощенно: следует считать располагаемой мощность, вычисляемую через коэффициент мощности 0,9 от активной мощности пункта питания (балансирующий узел) в режиме максимальных нагрузок.

Сопоставление суммарной потребляемой реактивной мощности с располагаемой мощностью пункта питания позволяет сделать вывод о потребности в установке компенсирующих устройств необходимой мощности в проектируемой сети, размещение которых производится с учетом следующих рекомендаций:

) компенсирующие устройства рекомендуется устанавливать на наиболее мощных и по возможности удаленных подстанциях;

) следует избегать трансформации больших потоков реактивных мощностей.

В качестве средств компенсации реактивной мощности применяются синхронные компенсаторы, статические тиристорные компенсаторы и батареи конденсаторов.

Для определения суммарной реактивной мощности компенсации вычисляется располагаемая реактивная мощность пункта питания сети (балансирующего узла):

,

где PБУ - активная мощность пункта питания (берется из расчета установившегося режима);

- наибольший допустимый коэффициент реактивной мощности пункта питания (вычисляется для заданного коэффициента мощности cosφ).

Суммарная реактивная мощность компенсации равна:

где QБУ - реактивная мощность пункта питания (берется из расчета установившегося режима).