Роль электропередач в современной электроэнергетике

     

     ΔQВ= Мвар

     Модуль  напряжения в т.0:

     

     кВ

 

      Минимальный режим 
 

     Ротб=0,7ּР =0,7ּ1579=1105.3 Мвт

     Qотб=0,5ּQ2 max=-0.5*399.22= - 199.61 Мвар

     РАТ=Р - Ротб =1579 – 1105.3=473.7 Мвт

     QAT=Q2 – Qотб= - 399.22 –( - 199.61) = - 199.61 Мвар

     ΔQВ= Мвар

     Приемная  эн. система может в часы MAX обеспечить выдачу 530Мвар мощности, а в часы MIN обеспечить прием 540 Мвар.

     Следовательно ставить синхронный компенсатор нет необходимости.

 

4. Расчет районной электрической сети 110кВ

4.1 Исходные данные

 

     Электрическое снабжение потребителей электрической энергией осуществляется от подстанции А энергосистемы.

     Расположение  источника А и подпитанных от нее ПС:  

       

     Масштаб: в 1кл – 8км

     Коэффициент мощности ПС "А", о. е. – 0,92

     Напряжение  на шинах ПС "А", кВ – Umax=117, Umin=109

     Район по гололёду – 1

     Число часов использования max нагрузки Тmax*103, ч – 5,1

     Стоимость эл. эн. Ц, коп/кВтч – 0,94

     Максимальная  активная нагрузка на ПС Pmax, МВт

     Т.4 – 35 cos 4=0,79 Т.12 – 21 cos 12=0,78

     Т.9 – 29 cos 9=0,86 Т.3– 24 cos 3=0,77

     Т.11– 40 cos 11=0,82

     tg э =0.3

 

4.2 Выбор рациональной схемы сети

 

     Варианты  схем сетей радиально-магистрального типа, при которой линии не образуют замкнутого контура 

       

     Рис. 1. Рис. 2. 

     смешанного  типа

     

     Рис. 3. Рис. 4.

 

     

     Рис. 5. Рис. 6. 

     По  соображению требований надёжности электроснабжения варианты схем районной электрической сети на рис.4 исключаются из рассматриваемых в виду ненадёжности электроснабжения потребителей. Схема сети на рис.2 является самой надёжной из рассматриваемых, но и одной из самых не экономичных (велика суммарная длина линии), вследствие чего исключаем эту схему из дальнейшего рассмотрения. Наиболее рациональные варианты схем сети по условиям экономичности и надёжности электроснабжения являются варианты на рис.1,3.

4.3 Выбор КУ

 

     Выбираем  КУ используя следующие формулы:

     Qнб, i = Pнб, i * tg(arccos i),

     Qк, i = Pнб, i * (tg(arccos i) - tg э),

     Qост, i = Qк, i –Q`к, i,

     Qр, i = Pнб, i * tg э + Qост, i.

     и результаты вычислений помещаем в таблицу.

 

      Таблица.

 

     Qнб,11 = Pнб,11 * tg(arccos 11) =40*tg(arccos0,82) =27,92 МВАр;

     Qнб,12 = Pнб,12 * tg(arccos 12) =21*tg(arccos0,78) =16,85 МВАр;

     Qнб,3 = Pнб,3 * tg(arccos 3) =24*tg(arccos0,77) =16,85 МВАр;

     Qнб,4 = Pнб,4 * tg(arccos 4) =31*tg(arccos0,79) =24,1 МВАр;

     Qнб,5 = Pнб,5 * tg(arccos 5) =29*tg(arccos0,86) =17,21 МВАр;

     Qк,11 = Pнб,11 * (tg(arccos 11) - tg э) =40* (tg(arccos0,82) – 0,3) =15,92 МВАр;

     Qк,12 = Pнб,12 * (tg(arccos 12) - tg э) =21* (tg(arccos0,78) – 0,3) =10,5 МВАр;

     Qк,3 = Pнб,3 * (tg(arccos 3) - tg э) =24* (tg(arccos0,77) – 0,3) =19,76 МВАр;

     Qк,4 = Pнб,4 * (tg(arccos 4) - tg э) =31* (tg(arccos0,79) – 0,3) =14,78 МВАр;

     Qк,9 = Pнб,9 * (tg(arccos 9) - tg э) =29* (tg(arccos0,86) – 0,3) =8,51 МВАр.

     Выбираем для каждого узла КУ и заносим данные в таблицу:

 

      Таблица.

 

     Qост,11 = Qк,11 –Q`к,11 =15,92-15,75=0,17 МВАр;

     Qост,12 = Qк,12 –Q`к,12 =10,5-10,35=0,15 МВАр;

     Qост,3 = Qк,3 –Q`к,3 =19,76-20,25=-0,49 МВАр;

     Qост,4 = Qк,4 –Q`к,4 =14,78-14,4=0,38 МВАр;

     Qост,9 = Qк,9 –Q`к,9 =8,51-8,1=0,41 МВАр.

     Qр,11 = Pнб,11 * tg э + Qост,11 =40*0,3+0,17=12,17 МВАр;

     Qр,12 = Pнб,12 * tg э + Qост,12=21*0,3+0,15=6,45 МВАр;

     Qр,3 = Pнб,3 * tg э + Qост,3=24*0,3-0,49=6,71 МВАр;

     Qр,4 = Pнб,4 * tg э + Qост,4 =31*0,3+0,38=9,68 МВАр.

     Qр,9 = Pнб,9 * tg э + Qост,9 =29*0,3+0,41=9,11 МВАр.

4.4 Выбор номинального напряжения сети

 

     Определяем  перетоки мощности:

     вариант I

     а) для кольцевой схемы А-9-11-4-12-А

 

     

       

     LА-9=24 км, L9-11=17,89 км, L11-4=32 км, L4-12=40 км, LА-3=32 км, LА12=24 км,

     P11=40 МВт, P12=21 МВт, P3=24 МВт, P4=31 МВт, P9=29 МВт.

      =

     

     

      =

     где –полная мощность, потребляемая ПС, а -действующее значение полной мощности.

     

     

     

     

     

     

     

     

     Определяем  номинальное напряжение сети:

     

     

     

     

     

     б) для радиальной схемы А-3.  

       

     

     

     Для схемы вариант I по полученным результатам расчёта экономически целесообразного номинального напряжения выбираем Uном=110кВ.

     II вариант

     Расчетная мощность в узлах.

      =

     

     

      =

     

       

     Определяем  напряжение сети.

     

     

     

     б) для радиальной схемы А-3.  

       

     

     

     

     

     

     

     

     

     Для схемы вариант II по полученным результатам расчёта экономически целесообразного номинального напряжения выбираем Uном=110кВ.

 

4.5 Выбор сечений проводов ВЛ 110 кВ

 

     Сечение проводов надо выбирать по расчётной  токовой нагрузке линии Iр:

      ,

     где - коэффициент (для линии 110кВ), учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии [2].

      - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Tmax=5100 ч. [1, таб.4.9].

     I вариант

      ,

      ,

      ,

      ,

      ,

     Сечения проводов ВЛ 110 кВ выбираются по [1, таб.7.8] в зависимости от напряжения, расчётной токовой нагрузке, района по гололёду. Результаты представлены в таблице:  

 

     Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

       (*),