Электрические нагрузки узлов
Цель расчета: получение максимального и минимального режима работы системы, а также времени использования максимальной нагрузки и времени максимальных потерь.
Исходные данные:
| Вариант | Номер и название потребителя | РП, МВт | tgφ | X, км | Y, км | Pr, МВт |
| 1.Электрометаллугический комбинат | 0,55 | |||||
| 2. Крупный город | 0,42 | |||||
| 3.Абразивный завод | 0,39 | |||||
| 4. Электротяга | 0,39 | |||||
| 5. Станкостроительный завод | 0,36 | |||||
| 6. Система |
Методика расчетов
Из справочника выбирают примерные суточные графики нагрузок для заданного потребителя для зимнего и летнего периода.
По примерным графикам нагрузок узлов получают график нагрузки ШБМ, из которого выбирают максимальное и минимальное значение. Нагрузки узлов при максимальной нагрузке сети считаются максимальным режимом, при минимальной нагрузке сети -- минимальным режимом.
По суточным графикам нагрузки ШБМ для зимнего (183 дня) и летнего (182 дня) периода определяют времени использования максимальной нагрузки
и времени максимальных потерь
,
где 
и 
-- значение мощности для 
-го интервала для летнего и зимнего периодов, 
-- максимальное значение мощности, 
ч – длительность интервала, 
-- количество интервалов.
Использование результатов расчета: максимальный и минимальный режимы используются при расчете режимов сети в п.2, 3 и 5, время использования максимальной нагрузки используется при оценке экономической плотности тока п.3, время максимальных потерь -- при расчете годовых потерь энергии п.4.
Графики нагрузок потребителей ([1] стр. 5)
Табл. 2
| Ном узла | Рн, МВт | Вр. года | Рн (МВт) при двухчасовом интервале | |||||||||||
| зима | ||||||||||||||
| лето | ||||||||||||||
| зима | ||||||||||||||
| лето | ||||||||||||||
| зима | ||||||||||||||
| лето | ||||||||||||||
| зима | ||||||||||||||
| лето | ||||||||||||||
| зима | ||||||||||||||
| лето | ||||||||||||||
| ШБМ | зима | |||||||||||||
| лето | ||||||||||||||
| ||||||||||||||
| Рис. 1 Суточный график мощности, потребляемой от ШБМ |
Результаты расчета.
Н агрузка потребителей в часы максимума и минимума системы
Табл. 3
| Режим | Номер узла | |||||
| 6 (ШБМ) | ||||||
| максимум | ||||||
| минимум |
Мощность генератора при 100% загрузке 180 МВт, собственные нужды ТЭЦ 10% 18 МВт ([3] стр. 59-60), следовательно, выдаваемая мощность в узле 162 МВт.
Время использования максимальной нагрузки 
7758 ч.
Время потерь суммарной нагрузки 
6941 ч.
Выбор конфигурации и номинального напряжения сети
Цель расчета: получение оптимальной конфигурации сети и определение его оптимального напряжения.
Исходные данные: загрузка узлов в максимальном режиме и время использования максимальной нагрузки (п.1), координаты узлов (задание на курсовой проект).
Методика расчета
Для расчета выбирают 3 варианта сети. При формировании вариантов следует избегать перетоков мощности обратно к источнику.
Расчет сети выполняется в максимальном режиме без учета потерь только для активных мощностей узлов. Для расчета составляется система из q уравнений по первому закону Кирхгофа и n-(q-1) уравнений по второму закону Кирхгофа, где q – количество узлов, n -- количество линий. В результате решения системы получаются мощности, передаваемые по линиям.
Например, для варианта 1 (рис. 2) система уравнений по законам Кирхгофа имеет вид:
1 узел: -Р1+р1=0, 2узел: -Р2-Р1+р2=0, 3 узел: Р3-р3=0, 4 узел: Р4-р4=0,
5 узел: -Р5+р5-р2-р3-р4=0
где 
-- мощность -го узла,, 
-- мощность -ой линии, 
-- длина -ой линии. Здесь и далее индекс без скобок будет обозначать номер узла, индекс без скобок -- номер линии.
Проверку расчета выполняют, составляя баланс мощностей. Например, для варианта 3 (рис. 3) баланс мощностей имеет вид:
|
Р1+Р2+Р3+Р4+Р5=83
.
Расчет оптимального напряжения выполняется по формуле Стилла
,
где 
-- оптимальное напряжение линии в кВ, 
-- длина линии в км, 
-- мощность линии в МВт, 
-- число цепей в линии.
Полученные значения округляются до одной из величин 35 кВ, 110 кВ или 220 кВ. Напряжение должно быть одинаковым для всей сети, чтобы избежать лишних ступеней трансформации.
Сравнивая оптимальное напряжение линии и напряжение сети, определяют незагруженные участки сети.
Использование результатов расчета: из 5 вариантов сети оставляют 2 для технико-экономического сравнения (п.4).
Обоснование выбора вариантов СЭС
Основными узлами нагрузки являются узлы 1 (120 МВт) и 5 (60 МВт)
Узел 1: Мощность ТЭЦ 180-18 МВт больше мощности узла 120 МВт, следо-вательно, узел 1 может снабжаться энергией за счет собственной ТЭЦ. Избыточ-ной мощности ТЭЦ 42 МВт достаточно для снабжения двух близлежащих узлов 2 и 4 (20+25 МВт). Однако, при большом коэффициенте загрузки ТЭЦ в узле будет генерироваться большая реактивная мощность (см. табл. 6), которая будет загру-жать близлежащие линии. В расчетах принимаем мощность генерации в узле 1 в нормальном режиме 10 -15 МВт. Узел 1 предпочтительнее соединить только с од-ним из узлов 2 или 4. Линия может быть одноцепная, т.к. для узла 1 она является резервной на случай остановки одного из генераторов.
Схема№1
4
2
42Мвт
1 15Мвт 15Мвт
 |
50Мвт
120Мвт 5
25Мвт 40Мвт
8Мвт
 |
3
35Мвт 35Мвт 75Мвт
Схема№2
4
2
42Мвт 
15Мвт 15Мвт
1
120Мвт 5
8Мвт 83Мвт
25Мвт
6
3
35Мвт
35Мвт 83Мвт
Схема№3
4
2
1 
42Мвт 15Мвт 15Мвт
50Мвт
120Мвт 8Мвт 5
83Мвт
35Мвт 25Мвт 6
 | |||
 | |||
3
83Мвт
35Мвт
Рис. 2 Схемы электроснабжения.
Узел 5: Узел должен снабжаться энергией от ШБМ. Расположение узла 5 от-даленное, следовательно, предпочтительнее выбрать радиальную двухцепную схему электроснабжения. По формуле Стилла при 60 МВт и длине линии 55 км оптимальное напряжение – 100 кВ.
Узлы 3 и 2 (узлы 4 и 2; узлы 4 и 1) расположены приблизительно в одном направлении от ШБМ, поэтому их электроснабжение может осуществляться по магистральной схеме. Это учтено в 3-х рассматриваемых вариантах СЭС (рис. 2).
Расчетные параметры линий
(жирным выделены незагруженные линии)
Табл. 4
| Номер линии | ||||||
| Вариант 1 | ||||||
| Мощность, МВт | -42 | |||||
| Длина линии, км | 44.721 | 98.489 | 120.416 | 117.047 | 44.721 | |
| Количество цепей | ||||||
| Оптимальное напряжение, кВ | 73.232 | 57.982 | 91.08 | 72.238 | 99.415 | |
| Напряжение сети, кВ | ||||||
| Вариант 2 | ||||||
| Мощность, МВт | -42 | |||||
| Длина линии, км | 44.721 | 72.111 | 120.416 | 72.801 | 44.721 | |
| Количество цепей | ||||||
| Оптимальное напряжение, кВ | 116.189 | 50.633 | 86.845 | 60.262 | 89.862 | |
| Напряжение сети, кВ | ||||||
| Вариант 3 | ||||||
| Мощность, МВт | -42 | |||||
| Длина линии, км | 44.721 | 72.111 | 111.803 | 72.801 | 44.721 | |
| Количество цепей | ||||||
| Оптимальное напряжение, кВ | 116.189 | 50.633 | 86.845 | 60.262 | 89.862 | |
| Напряжение сети, кВ |
Результаты расчета
Для технико-экономического сравнения выбраны варианты 3 и 2.
В этих вариантах 1) меньше незагруженных линий;
2) нет перетоков мощности по направлению к источнику (ШБМ и ТЭЦ).
