По условию, в режиме наименьших нагрузок на шинах источников питания поддерживается напряжение:

 кВ

Активную мощность первого источника питания ИП1 считаем ограниченной и равной мощности, выдаваемой им в режиме наименьших нагрузок в старой сети, то есть PИП1 = 14,35 МВт

Исходные данные и результаты расчета режима наименьших нагрузок приведены в приложении А (таблицы А.4 - А.6). Параметры ветвей такие же как и в режиме наибольших нагрузок.

Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4.7:

Таблица 4.7 - Напряжения у потребителей в режиме НМ

Согласно ПУЭ, эти напряжения в режиме наименьших нагрузок должны быть не выше 100% номинального (10 кВ), следовательно, необходимо осуществить регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов.

4.4 Расчёт и анализ послеаварийного режима

а) Отключение одной цепи наиболее загруженной линии в режиме наибольших нагрузок.

Основываясь на данных таблицы 3.1, можно сказать, что самой загруженной является линия ИП1-2 (PMAX = 53,8 МВт). При отключении одной её цепи на подстанции 2 оба трансформатора остаются в работе. Следовательно, во всей сети меняются только параметры линии ИП1-2 и 2-4, т.к отключается вся линия до узловой подстанции (сопротивление увеличивается в 2 раза, проводимость уменьшается в 2 раза).

Новые параметры линии ИП1-2:  Ом

 Ом,  мкСм

Параметры узлов будут такими же как и в режиме наибольших нагрузок, за исключением напряжений на шинах ИП1, ИП2. С целью более равномерного распределения реактивной мощности между источниками питания (пропорционально их активным мощностям), опытным путём были выбраны следующие значения напряжений:

 кВ

Активная мощность первого источника питания ИП1 принята равной мощности, выдаваемой им в режиме наибольших нагрузок в старой сети:

PИП1 = 102,07 МВт

Исходные данные и результаты расчета этого режима приведены в приложении А (таблицы А.7 - А.9).

Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4.8:

Таблица 4.8 - Напряжения у потребителей в ПАР с отключением линии

Согласно ПУЭ, эти напряжения в послеаварийном режиме должны быть не ниже 100% номинального (10 кВ), следовательно, регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов можно выполнять, а можно и не выполнять. Т.к. напряжения в некоторых пунктах получились высокие, то выполним регулирование.

б) Отключение одного самого мощного трансформатора в режиме наибольших нагрузок.

Самыми мощными в рассматриваемой сети являются трансформаторы пункта 2 (SНОМ = 40 МВА). При отключении одного из них все линии, заходящие на подстанцию, остаются в работе. Следовательно, во всей сети меняются только параметры группы трансформаторов Т2 (сопротивление увеличивается в 2 раза, проводимость уменьшается в 2 раза).

Новые параметры

Т2:  Ом;

 Ом;  Ом;  Ом;

 мкСм;  мкСм;

 мкСм;  мкСм;

Параметры узлов будут такими же как и в режиме наибольших нагрузок

Активная мощность первого источника питания ИП1 принята равной мощности, выдаваемой им в режиме наибольших нагрузок в старой сети, поскольку послеаварийный режим с отключением трансформатора ранее не считался.

PИП1 = 102,07 МВт

Исходные данные и результаты расчета этого режима приведены в приложении А (таблицы А.10 - А.12). Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4.9:

Таблица 4.9 - Напряжения у потребителей в ПАР с отключением трансформатора

Согласно ПУЭ, эти напряжения в послеаварийном режиме должны быть не ниже 100% номинального (10 кВ), следовательно, регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов можно выполнять, а можно и не выполнять. Т.к. напряжения в некоторых пунктах получились высокие, то выполним регулирование.

Вывод: в данной главе была составлена схема замещения сети и определены параметры всех её элементов. Затем с помощью ЭВМ был произведён расчёт режима наибольших нагрузок, наименьших нагрузок и двух послеаварийных режимов. Для каждого режима были найдены мощности источников питания, потери в сети, КПД сети, напряжения в узлах нагрузки и показана необходимость регулирования напряжения с помощью РПН.

5. Регулирование напряжения сети

Для того чтобы выдержать необходимые отклонения напряжения на приёмниках, ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок это напряжение должно быть не ниже 105% номинального, в период наименьших - не выше 100% номинального, а в послеаварийном - не ниже 100% номинального.

Для регулирования напряжения будем применять трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН).

Выберем необходимое число отпаек РПН трансформаторов для всех рассмотренных ранее режимов следующим образом: выбираем № отпайки, рассчитываем коэффициент трансформации, изменённый коэффициент трансформации вводим для повторного расчёта режима на ЭВМ, и так продолжаем до тех пор пока не получим во всех пунктах желаемое напряжение.

Коэффициент трансформации считается по формуле: [5]

,

Где X - шаг изменения напряжения с помощью РПН, n - номер отпайки

Результаты расчёта режимов с отрегулированными напряжениями приведены в приложении Б. Выбранные отпайки, соответствующие коэффициенты трансформации и результаты регулирования представлены в таблицах 5.1 - 5.4:

Таблица 5.1 - Регулирование напряжения в режиме НБ

Таблица 5.2 - Регулирование напряжения в режиме НМ

Таблица 5.3 - Регулирование напряжения в ПАР с отключением линии

Таблица 5.4 - Регулирование напряжения в ПАР с отключением трансформатора

Вывод: в данной главе было отрегулировано напряжение на нагрузке при помощи РПН трансформаторов и доведено до требуемого ПУЭ уровня. На каждом трансформаторе отпаек оказалось достаточно для регулирования напряжения во всех режимах.

6. Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети

Для выбранного варианта электрической сети рассчитаем полные капиталовложения, полные ежегодные издержки, себестоимость передачи электроэнергии.

Капиталовложения в линии:

Расчёт представлен в виде таблицы:

Таблица 6.1 - Капитальные вложения в линии

К∑ВЛ = 14722,4 тыс. руб.

Капиталовложения в подстанции:

Расчёт представлен в виде таблицы:

Таблица 6.2 - Капитальные вложения в подстанции

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14