Электрические сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Предварительный расчет электрической сети. Краткая характеристика электроснабжаемого района

1.2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности

1.3 Баланс активной и реактивной мощностей. Определение cos ц, tg ц потребителей рассчитываемой сети

1.3.1 Баланс активной мощности

1.3.2 Баланс реактивной мощности

1.4 Выбор конструкции сети, опор и материала проводов. Формирование вариантов схем электрической сети

1.5 Выбор номинального напряжения. Предварительный расчет потокораспределения в выбранных вариантах и определение токов в ветвях в режиме максимальных нагрузок

1.6 Выбор сечения проводов ЛЭП сети. Построение годового графика и определение Тм и фм

1.7 Проверка проводов ЛЭП по току наиболее тяжелого аварийного режима сети

1.8 Проверка сети по потере напряжения

2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на потребительских подстанциях

3. Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения

4. Электрический расчет принятого варианта схемы сети

5. Выбор ответвлений на трансформаторах для обеспечения потребителей качественной электроэнергией

6. Проверочный баланс активной и реактивной мощности в сети

Заключение

Список использованных источников

Введение

Начало развития электрических систем в нашей стране было положено планом ГОЭЛРО - планом электрификации России. Его идеи привели к созданию объединенных энергетических систем, в том числе и единой энергетической системы (ЕЭС). Задачу проектирования электрических систем следует рассматривать как задачу развития единой энергетической системы России. При проектировании электрических систем важно учитывать интересы и специфику административных и экономических районов. Поэтому проектирование ЕЭС России должно основываться на учете развития энергосистем и их объединений.

В соответствии с основными положениями Энергетической программы на длительную перспективу в ближайшие десятилетия намечено завершение формирования ЕЭС страны, сооружение магистральных линий электропередач напряжением 1150 кВ постоянного тока.

Создание мощных электрических систем обусловлено их большими технико-экономическими преимуществами. С увеличением их мощности появляется возможность сооружения более крупных электрических станций с более экономичными агрегатами, повышается надежность электроснабжения потребителей, более полно и рационально используется оборудование.

Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей.

Любой проект электрической сети состоит из следующих основных разделов:

1) выбор наиболее рациональных вариантов схем электрической сети и электроснабжения потребителей;

2) сопоставление этих вариантов по различным показателям;

3) выбор в результате этого сопоставления и технико-экономического расчета наиболее приемлемого варианта;

4) расчет характерных режимов работы электрической сети;

5) решение вопросов связанных с регулированием напряжения;

6) определение технико-экономических показателей электрической сети.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта. Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической.

1. Предварительный расчет электрической сети. Краткая характеристика электроснабжаемого района

Главной задачей этого раздела является полный подбор исходного материала для дальнейшего проектирования.

Электроснабжаемый район находится в г. Екатеринбурге. Проектируемый район относится к Уралу. Район представлен наличием РЭС и пяти системообразующих подстанций. При расчете протяженности трасс между пунктами сети, поправочный коэффициент для данного региона составляет 1,16. Подстанции имеют различную удаленность от питающей их РЭС:

Таблица 1

Пункту сети	Расстояния по воздушной прямой (lв) и протяженности трасс (l) между пунктами сети (км)
	РЭС	Пункт 1	Пункт 2	Пункт 3	Пункт 4	Пункт 5
РЭС		30	71	68	24	44
Пункт 1	34,8		45	60	49	73
Пункт 2	82,36	52,2		47	80	116
Пункт 3	78,88	69,6	54,52		60	106
Пункт 4	27,84	56,84	92,8	69,6		46
Пункт 5	51,04	84,68	134,56	122,96	53,36

Данная сеть предназначена для электроснабжения предприятий черной металлургии города Екатеринбурга.

В соответствии с ПУЭ по гололедообразованию г.Екатеринбург относится к 3-му району, где нормативная толщина стенки гололеда составляет 20 мм. Средняя продолжительность гроз в проектируемом районе составляет от 40 до 60 часов в год. По ветровому давлению г.Екатеринбург относится к 3-му району, где нормативная скорость ветра составляет 32 м/с (нормативное ветровое давление 650 Па) и к району с частой и интенсивной "пляской" проводов с частотой повторяемости 1 раз в 5 лет и более.

Эквивалентная температура охлаждающего воздуха (И_экв) в г. Екатеринбург составляет:

зимняя: -14,9 єС;

летняя: 17,6 єС;

1.2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности

Зимние и летние графики нагрузок предприятий черной металлургии.

Рисунок 1

1.3 Баланс активной и реактивной мощностей. Определение cos ц, tg ц потребителей рассчитываемой сети

Передача электроэнергии по линиям электрической сети электромагнитными волнами осуществляется со скоростью, близкой к скорости света. Это приводит к тому, что производство и потребление электроэнергии происходит одновременно. В электрической сети нет элементов, в которых электроэнергия может аккумулироваться в значительных количествах. Поэтому в каждый момент времени установившегося режима сети ее источники электроэнергии должны выдавать мощность, равную мощности потребителей и потерям сети, т.е. должен иметь место баланс выдаваемой и потребляемой мощности.

Определим реактивную мощность потребителей каждой подстанции, для чего воспользуемся формулой:

Qi=tg цi Pi;

где Qi - реактивная мощность потребителей, Мвар; Рi - активная мощность потребителей, МВт; tg фi - высчитывается из cos фi

.

Чтобы определить нагрузку каждого потребителя, воспользуемся формулой:

Si = Pi / cos цi

где Si - нагрузка каждого потребителя, МВ•А.

Воспользовавшись вышеуказанными формулами и данными, которые были указаны в разделе "задание", заполним таблицу 2.

Таблица 2

№ n/c	Pi , MBт	cos цi	tg цi	Qi, Mвар	Si, MB•A
1	28	0,74	0,9	25,2	37,83
2	24	0,76	0,85	20,4	31,57
3	22	0,76	0,85	18,7	28,94
4	19	0,77	0,82	15,58	24,67
5	14	0,74	0,9	12,6	18,91
Итого	107			92,48	141,92

1.3.1 Баланс активной мощности

Активная мощность системы, требуемая для работы проектируемой сети, находится следующим образом:

Рсист = Рнагр + ?Рсети + ?Рсн

где Рсист - активная мощность системы, требуемая для работы проектируемой сети, МВт; Рнагр - суммарная мощность потребителей, МВт; ?Рсети - суммарные потери активной мощности в элементах сети, МВт;

Приближенно потери активной мощности в элементах сети составляют (5-7,5)% от мощности нагрузок, т.е. Рсети = (0,05-0,075) • Рнагр; ?Рсн - расход активной мощности на собственные нужды электростанции, МВт. В зависимости от типа станции ?Р_СН составляет от 2,5% до 6% от Рнагр.

?Рсети = ?Рлэп + ?Ртр,

где ?Рлэп - потери активной мощности в ЛЭП, МВт; ?Ртр - потери активной мощности в трансформаторах, МВт.

Принимаем, что:

?Рсети = 0,06 • Рнагр = 0,06 • 107 = 6,42 МВт

?Рсн = 0,05 • Рнагр = 0,05 • 107 = 5,35 МВт

Тогда мощность, требуемая от системы равна:

Рсист = Рнагр + ?Рсети + ?Рсн = 107 + 6,42 + 5,35 = 118,77 МВт

1.3.2 Баланс реактивной мощности

Реактивная мощность, выдаваемая системой и рассматриваемой сетью, находится как:

Qсист = Qнагр + ?Qсети - ?Qс - Qку + ?Qсн

где Qсист - реактивная мощность, выдаваемая системой, Мвар;

Qнагр - суммарная реактивная мощность потребителей, Мвар;

?Qсети - суммарные потери реактивной мощности в проводах ЛЭП и трансформаторах, Мвар;

?Qсети = ?Qлэп + ?Qтр

?Qс - мощность, генерируемая линиями электрической сети, Мвар;

Будем считать, что ?Qc = ?Qлэп, а

?Qтр = 0,1 • SУ = 0.1 • 141,92 = 14,192 Мвар

?Qсн - расход мощности на собственные нужды системы, который можно принять равным. (2,56)% от полной суммарной полной нагрузки потребителей, Мвар;

?Qсн = 0,05 • SУ = 0,05 • 141,92 =0,7096 Мвар

Qку - реактивная мощность компенсирующих устройств, Мвар.

Компенсирующие устройства необходимы в первую очередь по условиям разгрузки генераторов станции по реактивной мощности.

Кроме того, компенсация реактивной мощности у потребителей разгружает элементы электрической сети (ЛЭП, трансформаторы), что уменьшает потери мощности в сети и улучшает режим напряжения вследствие снижения падения напряжения в элементах сети. Разгрузка элементов сети от реактивной мощности позволяет загрузить эти элементы дополнительной активной мощностью или в некоторых случаях уменьшить сечения ЛЭП или снизить установленную мощность трансформаторов.

Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях должен производиться исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах работы при поддержании необходимых уровней напряжения и запасов устойчивости.

Определим Qсист:

Qсист = Pсист • tgцсист

Cos ц сист = 0,92

Отсюда: tg цсист = 0,39

тогда: Qсист = 118,77 • 0,39 = 46,32 Мвар

Получаем следующую формулу для расчета реактивной мощности компенсирующих устройств:

Qку = Qнагр + ?Qтр - Qсист + ?Qсн

Qку= 92,48 + 14,192 - 46,32 + 0,7096 = 61,06 Мвар

Находим средневзвешенный коэффициент мощности

tgцср.вз.сети = (Qнагр - Qку) / Рнагр = (92,48 -61,06) / 107 = 0,29

Определяем, какую долю компенсирующих устройств необходимо установить на каждой из подстанций электрифицируемого района:

Qку i = Рi • (tgцi - tgцср.вз.сети)

Qку1 = 28 • (0,9- 0,29) = 17,08 Мвар

Qку2 = 24 • (0,85 - 0,29) = 13,44 Мвар

Qку3 = 22 • (0,85 - 0,29) = 12,32 Мвар

Qку4 =19 • (0,82 - 0,29) = 10,07 Мвар

Qку5 = 14 • (0,9 - 0,29) = 8,54 Мвар

С учетом компенсации части реактивной мощности определяем реактивные нагрузки потребителей каждой подстанции с учетом Qку:

Qni = Qi - Qку i

Где Qni - реактивная мощность подстанции с учетом Qку

Qn1 = 25,2- 17,08 = 7,2 Мвар

Qn2 = 20,4 - 13,44 = 6,96 Мвар

Qn3 = 18,7 - 12,32 = 6,38 Мвар

Qn4 = 15,58 - 10,07 = 5,51 Мвар

Qn5 = 12,6 - 8,54 = 4,06 Мвар

Полная нагрузка подстанции после компенсации:

Si =

Si1 = = 28,91 МВ•А

Si2 = = 24,98 МВ•А

Si3 = = 22,91 МВ•А

Si4 = = 19,78 МВ•А

Si5 = = 14,57 МВ•А

Результаты расчетов по составлению баланса мощностей сводим в таблицу 3.

Таблица 3

№ n/c	Qi , Mвар	Qку i, Мвар	Qni, Мвар	Рi, Мвт	Si, MB•A
1	25,2	17,08	7,2	28	28,91
2	20,4	13,44	6,96	24	24,98
3	18,7	12,32	6,38	22	22,91
4	15,58	10,07	5,51	19	19,78
5	12,6	8,54	4,06	14	14,57
У	92,48	61,45	30,11	107	111,15

Коэффициенты мощности потребителей после компенсации:

tgцi = Qni / Pi

для первой подстанции: tgц1 = 7,2 / 28 = 0,26. Проверяем tgц1 ? tgцср.вз.сети 0,29 ?0,26.

1.4 Выбор конструкции сети, опор и материала проводов. Формирование вариантов схем электрической сети

Электроснабжение заданного района будем проводить воздушными ЛЭП, с унифицированными опорами. Провода голые, сталеалюминевые, марки АС. В соответствии с требованиями ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться от двух независимых взаимодействующих источников питания и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения одного из источников может быть допущен лишь на время включения автоматического восстановления питания. Поэтому, для электроснабжения потребителей I категории применяем двухцепные ЛЭП, а для потребителей II и III категории - одноцепные. В замкнутых схемах сети все линии выполняются одноцепными.

По заданному расположению источника питания и потребителей составляем варианты схем электроснабжения. Из множества возможных схем электроснабжения для расчета выбираем три варианта схем сети. Для этих схем по масштабу 1 см = 10 км, с учетом рельефа местности, где прокладывается ЛЭП, находим расстояние между РЭС и подстанциями.

Рисунок 2. Радиальный вариант схемы сети (вариант 1)

Рисунок 3. Смешанный вариант схемы сети (вариант 2)

Рисунок 4. Сложнозамкнутый вариант схемы сети (вариант 3)

Определим расстояния: между РЭС и подстанциями; между подстанциями.

Вариант 1:L01 = 30 км; L02 = 71 км; L03 = 68 км; L04 = 24 км; L05 = 44 км;

Вариант 2:L01 = 30 км; L12 = 45 км; L03 = 68 км; L23 = 47 км; L04 = 24 км; L05 = 44 км;

Вариант 3:L01 = 30 км; L12 = 45 км; L23 = 47 км; L02 = 71 км; L03 = 68 км; L04 = 24 км; L05 = 44 км; L45 = 46 км;

1.5 Выбор номинального напряжения. Предварительный расчет потокораспределения в выбранных вариантах и определение токов в ветвях в режиме максимальных нагрузок

Номинальное напряжение линии электрической сети существенно влияет на технические характеристики и экономические показатели сети. Так, например, от номинального напряжения зависит предельная мощность, которая может быть передана по ЛЭП при заданной длине.

Для выбора номинального напряжения схем находим потоки активной мощности по ЛЭП считая, что рассматриваемая сеть однородна. Номинальное напряжение для всей схемы берем по наибольшему значению Uор, при этом ограничиваемся одним ближайшим стандартным значением.

Рисунок 5. (Вариант 1)

Р01 = Р1 = 28 МВт Р02 = Р2 = 24 МВт Р03 = Р3 = 22 МВт

Р04 = Р4 = 19 МВт Р05 = Р5 = 14 МВт

Находим ориентировочное значение напряжения по формуле:

Uор = 16•

где Li - длина ЛЭП данного участка схемы.

Рi - поток активной мощности на данном участке.

Uор 01 = 16• = 86,13кВ

Uор 02 = 16• = 102,79кВ

Uор 03 = 16• = 99,51кВ

Uор 04 = 16• = 73,93кВ

Uор 05 = 16• = 79,71кВ

Принимаем Uн = 110 кВ

Рисунок 6. (Вариант 2)

Р01 = =

= = 45,9 МВт

Р03 = =

= = 28,0 МВт

Р12 = Р01 - Р1 = 17,9 МВт

Р23 = Р03 - Р3 = 6 МВт

Р04 = Р4 = 19 МВт Р05 = Р5 = 14 МВт

Находим Uор:

Uор 01 = 16• = 97,46 кВ

Uор 12 = 16• = 85,23 кВ

Uор 03 = 16• = 105.7 кВ

Uор 23 = 16• = 65,56 кВ

Uор 04 = 16• = 73,9 кВ

Uор 05 = 16• = 79,71 кВ

Принимаем Uн = 110 кВ и Uн = 150 кВ

Рисунок 7. (Вариант 3)

Потокораспределение, в данном варианте, будем определять методом контурных уравнений. Принимаем за неизвестные контурные мощности Р12 и Р23 и по первому закону Кирхгофа выражаем потоки мощности на участках через эти неизвестные и заданные нагрузки потребителей.

Р01 = Р1 + Р12

Р03 = Р3 + Р23

Р02 = Р2 - Р12 - Р23

Составляем контурные уравнения:

P01•L01 + P12•L12 + P02•L02 = 0 (I)

P03•L03 + P23•L23 + P02•L02 = 0 (II)

или

(P1 + Р12)•L01 + P12•L12 - (P2 - Р12 - Р23)•L02 = 0 (I)

(P3 + Р23)•L03 + P23•L23 - (P2 - Р12 - Р23)•L02 = 0 (II)

В уравнение (I) подставим числа и выразим Р23 через Р12:

(28+ Р12)•30 + P12•45 - (24 - Р12 - Р23)•71 = 0

71•Р23 = 864 - 146•Р12

Р23 = 12,17 - 2,06•Р12

Полученное значение подставим в уравнение (II) и решим его:

(22 + 12,17 - 2,06•Р12)•68 + (12,17 - 2,06•P12)•47 - (24 - Р12 - (12,17 - 2,06•Р12)•71 = 0

327,48 - 47,83•Р12 = 0

Р12 = 6,84 МВт

Р23 = 12,17 - 2,06•Р12 = 12,17 - 2,06•6,84 = 1,92 МВт

Р01 = Р1 + Р12 = 28 + 6,84 = 34,84 МВт

Р03 = Р3 + Р23 = 22 + 1,92 = 23,92 МВт

Р02 = Р2 - Р12 - Р23 = 24 - 6,84 - 1,92 = 15,24 МВт

Р04 = = = 20,4 МВт

Р05 = = = 12,6 МВт

Проверка:

Р04 + Р05 = Р4 + Р5

33 = 33

Р45 = Р04 - Р4 = 20,4 - 19 = 1,4 МВт

Находим Uор:

Uор 01 = 16• = 90,97 кВ

Uор 02 = 16• = 91,7 кВ

Uор 03 = 16• = 101,61кВ

Uор 04 = 16• = 75,26 кВ

Uор 05 = 16• = 77,64 кВ

Принимаем Uн = 110 кВ. Расчет токов в ветвях в режиме максимальных нагрузок производим по формуле:

Ii =

где Ii - ток, протекающий по проводу в режиме максимальной нагрузки, А; Рi - активная мощность, передаваемая по ЛЭП в максимальном режиме, кВт; n - число цепей ЛЭП; Uн - номинальное напряжение сети, кВ; сosi - коэффициент мощности нагрузки, протекающей по ЛЭП; cos = 0,95. Полученные значения мощностей и токов сводим в таблицу 4.

1.6 Выбор сечения проводов ЛЭП сети. Построение годового графика и определение Тм и фм

Выбор сечения проводов производим по экономической плотности тока:

Fi = =

где Ii - ток, протекающий по проводу в режиме номинальной нагрузки, А; Pi - активная мощность, передаваемая по ЛЭП в максимальном режиме, кВт; n - число цепей ЛЭП; Uн - номинальное напряжение сети, кВ; сosi - коэффициент мощности нагрузки, протекающей по ЛЭП; cos = 0,95; Jэк - экономическая плотность тока, А/мм².

Для выбора Jэк, имея суточный график для заданной отрасли промышленности построим годовой график по продолжительности.

Рисунок 8

Расчет и построение графика нагрузки по продолжительности:

Число суток зимой - 213

Число суток летом - 152

Суммарная продолжительность i-той ступени годового графика

Тi = Тiз +Тiл

где Тiз - суммарная продолжительность i-той ступени по зимнему графику; Тiл - суммарная продолжительность i-той ступени по летнему графику;

Тiз = tiз•213

Тiл = tiл•152

где tiз - суммарная продолжительность i-той ступени по суточному зимнему графику; tiл - суммарная продолжительность i-той ступени по суточному летнему графику;

При 1,0 о.е. Т1 = 4•213 = 852 ч

При 0,7 о.е. Т2 = 12•213 = 2556 ч

При 0,6 о.е. Т3 = 16•152 = 2432 ч

При 0,4 о.е. Т4 = 8•213 = 1704 ч

При 0,3 о.е. Т5 = 8•152 = 1216 ч

Проверка:

Т = Т1 + Т2 + Т3 + Т4 + Т5 = 8760 ч

Рисунок 9

Годовой график нагрузки

Расчет годового расхода электроэнергии:

Wг = 213•

где Piз - ступень зимнего суточного графика; tiз - длительность ступени зимнего графика; Piл - ступень летнего суточного графика; tiл - длительность ступени летнего графика.

Wг = 213•(1•4 + 0,7•12 + 0,4•8) + 152•(0,6•16 + 0,3•8) = 3322,8 + 1824 = 5146,8

Найдем время использования максимальной нагрузки Тм:

Тм =

где Рм - максимум нагрузки суточного графика, Рм = 1

Тм = = 5146,8 ч

При выполнении ЛЭП проводами марки АС и значении Тм = 5146,8 ч, Jэк, согласно ПУЭ, будет равно 1,1 А/мм².

Рассчитанные значения сечения проводов, а также их стандартные значения заносим в таблицу 4.

Таблица 4

Вариант сети	Учас-ток сети	Р, МВт	n	Uн = 110 кВ
				I, А	Fрасч, мм2	Fст, мм2
1	0-1	28	2	77,35	70,31	70
	0-2	24	2	66.3	60,27	70
	0-3	22	2	60,77	55,2	70
	0-4	19	1	104,9	95,36	95
	0-5	14	1	77,35	70,31	70
2	0-1	45,9	1	253,6	230,5	240
	0-3	28	1	154,7	140,6	150
	1-2	17,9	1	98,9	89,9	95
	2-3	6	1	33,15	30,13	70
	0-4	19	1	104,9	95,3	95
	0-5	14	1	77,35	70,31	70
3	0-1	34,84	1	182,5	165,9	185
	0-2	15,24	1	84,2	76,54	70
	0-3	23,92	1	132,2	120.2	120
	1-2	6,84	1	37,79	34,35	70
	2-3	1,92	1	10.6	9,63	70
	0-4	20,4	1	112,7	102,5	120
	0-5	12.6	1	69,61	63,28	70
	4-5	1,4	1	7,73	70,27	70

1.7 Проверка проводов ЛЭП по току наиболее тяжелого аварийного режима сети

Наиболее тяжелыми аварийными режимами являются:

для варианта 1 - отключение цепи на каждой радиальной ЛЭП;

для варианта 2 - отключение цепи на каждой радиальной ЛЭП и на участка магистральной ЛЭП;

для варианта 3 - отключение участков 0-1, 0-2, 0-3, а также 0-4 и 0-5.

Условие проверки: Iдоп ? Iав.макс.

Расчет Iав.макс. производится по следующей формуле:

Iав.i =

где Iав.i - ток, протекающий по проводу в послеаварийном режиме, А; Pав.i -активная мощность, передаваема по ЛЭП в послеаварийном режиме, кВт; n - число цепей ЛЭП; Uн - номинальное напряжение сети, кВ; сosi - коэффициент мощности нагрузки, протекающей по ЛЭП; cos = 0,95. Полученные значения мощностей и токов запишем в таблицу 5.

Таблица 5

Вари-ант сети	Учас-ток сети	Рав, МВт	Uн = 110 кВ
			Iдоп, А	Iав, А	Fст, мм2	Fприн, мм2
1	0-1	28	265	77.36	70	70
	0-2	24	265	66,32	70	70
	0-3	22	265	60,79	70	70
	0-4	19	330	-	95	95
	0-5	14	265	-	70	70
2	0-1	73,9	610	408,3	240	240
	0-3	73,9	445	408,3	150	150
	1-2	28	330	154,7	95	95
	2-3	51,9	330	286,8	70	70
	0-4	19	330	-	95	95
	0-5	14	265	-	70	70
3	0-1	45,9	510	253,6	185	185
	0-2	21,24	265	117,4	70	70
	0-3	28	445	154,7	120	120
	1-2	17,9	265	98.9	70	70
	2-3	6	265	33,15	70	70
	0-4	33	380	182,3	120	120
	0-5	33	265	182,3	70	70
	4-5	19	265	104,9	70	70

Для определения характеристик проводов ЛЭП найдем активное сопротивление линии R, индуктивное сопротивление линии Х и емкостную проводимость линии В по формулам:

R = X = B = b0•L•n

где r0 - активное сопротивление провода на 1 км; х0 - индуктивное сопротивление провода на 1 км; b0 - емкостная проводимость 1 км ЛЭП; n - число цепей ЛЭП. Полученные данные запишем в таблицу характеристик проводов ЛЭП (таблицы 6.1 и 6.2).

Таблица 6.1 Характеристики проводов ЛЭП (110 кВ)

Вари-ант сети	Учас-ток сети	Марка про-вода	r0, Ом/км	b0• 10-6 См/км	х0, Ом/км	L, км	n	R, Ом	X, Ом	B•10-6, См
1	0-1	АС-70	0,42	2,58	0,44	30	2	6,3	6,6	154,8
	0-2	АС-70	0,42	2,58	0,44	71	2	14,91	15,62	366,36
	0-3	АС-70	0,42	2,58	0,44	68	2	14,28	5,28	250,88
	0-4	АС-95	0,31	2,61	0,43	24	1	7,44	10,32	26,64
	0-5	АС-70	0,42	2,58	0,44	44	1	18,48	19,36	113,52
2	0-1	АС240	0,12	2,85	0,401	30	1	3.6	12,03	85.5
	0-3	АС150	0,19	2,74	0,416	68	1	12,92	28,28	186,32
	1-2	АС-95	0,31	2,61	0,43	45	1	13,95	18,72	117.45
	2-3	АС-70	0,42	2,58	0,44	47	1	19,74	20,68	121,26
	0-4	АС-95	0,31	2,61	0,43	24	1	7,44	10,32	62,64
	0-5	АС-70	0,42	2,58	0,44	44	1	18.48	19,36	113,52
3	0-1	АС185	0,15	2,82	0,409	30	1	4,5	12,27	84,6
	0-2	АС-70	0,42	2,58	0,44	71	1	19,74	31,24	183,18
	0-3	АС120	0,24	2,69	0,42	68	1	16,32	28,56	182,92
	1-2	АС-70	0,42	2,58	0,44	45	1	18,9	19,8	116.1
	2-3	АС-70	0,42	2,58	0,44	47	1	19,74	19,8	121,26
	0-4	АС120	0,24	2,69	0,42	24	1	5,76	10,08	64,56
	0-5	АС-70	0,42	2,58	0,44	44	1	18,48	19,36	113,52
	4-5	АС-70	0,42	2,58	0,44	46	1	19,32	20,24	118,68

1.8 Проверка сети по потере напряжения

Условия проверки: ?Uдоп ? ?U

Проверяем сеть по потере напряжения до наиболее удаленной точки. Проверку выполняем, учитывая только продольную составляющую вектора падения напряжения:

?Ui = ,

где Pi - поток активной мощности, текущей по активному сопротивлению Ri; Qi - поток реактивной мощности, текущей по реактивному сопротивлению Хi ?Uдоп - допустимая величина потерь напряжения. ?Uдоп.н.р. = 15-20%; ?Uдоп.ав.р. = 20-25%.

Рисунок 10. (Вариант 1)

S01 = 28 - j•7,2 МВ•А

S02 = 24 - j•6,96 МВ•А

S03 = 22 - j•6,38 МВ•А

S04 = 19 - j•5,51 МВ•А

S05 = 14 - j•4,06 МВ•А

Нормальный режим:

?U01 = = 2 кВ (1,8 %)

?U02 = = 4,2 кВ (3,8 %)

?U03 = = 2,8 кВ (2.8 %)

?U04 = = 1.8 кВ (1,69 %)

?U05 = = 3 кВ (32,78 %)

Аварийный режим (обрыв одной цепи двухцепной ЛЭП):

?Uав01 = 2•?U01 = 4 кВ (3,6 %)

?Uав02 = 2•?U02 = 8.4 кВ (7,6 %)

?Uав03 = 2•?U03 = 5,6 кВ (5,09 %)

Рисунок 11. (Вариант 2)

S01 = 45,9 - j•12,55 МВ•А

S03 = 28,0 - j•6,68 МВ•А

S04 = 19,0 - j•5МВ•А

S05 = 14 - j•6,8 МВ•А

S12 = 17,9 - j•5,3 МВ•А

S23 = 6 - j•0,94 МВ•А

Нормальный режим:

В данном варианте наиболее удаленными могут оказаться точки 1 и 3, а также точки 4 и 5.

Для сети с напряжением Uн = 110 кВ

?U01 = = 3,41 кВ (3,1 %)

?U03 = = 6,42 кВ (5,83 %)

?U04 = = 1,74 кВ (1,58 %)

?U05 = = 5,49 кВ (4,99 %)

?U12 = = 3,21 кВ (2,91 %)

?U23 = = 0,54 кВ (0,49 %)

Аварийный режим:

?Uав0123 = =

17.16 кВ (15.6 %)

?Uав0321 = =

30.25 кВ (27.5 %)

Рисунок 12. (Вариант 3)

S01 = 36,3 - j•9,08 МВ•А

S02 = 13,4 - j•3,35 МВ•А

S03 = 27,2 - j•6,8 МВ•А

S04 = 23,6 - j•5,9 МВ•А

S05 = 11,4 - j•2,85 МВ•А

S12 = 7,38 - j•1,85 МВ•А

S23 = 4,22 - j•1,05 МВ•А

S45 = 3,6 - j•0,9 МВ•А

Нормальный режим:

В данном варианте точка 2 является точкой потокораздела, а точки 4 и 5 являются наиболее удаленными. Для сети с напряжением Uн = 110 кВ

?U012 = = 4,24 кВ (3,86 %)

?U032 = = 7,31 кВ (6,64 %)

?U045 = = 2,65 кВ (2,41 %)

?U054 = = 4,52 кВ (4,1 %)

Аварийный режим:

В данном варианте режим будет аварийным при отключении участка 0-1 или 0-3, а также участка 0-4 или 0-5.

?Uав0123 = =

8,69 кВ (7,9 %)

?Uав0321 = =

11,19 кВ (10,17%)

?Uав045 = = 7,82 кВ (7,1 %)

?Uав054 = = 16,25 кВ (14,77 %)

По результатам проверки сети по потере напряжения, для дальнейших расчетов оставляем 3 выбранных варианта схем электроснабжения: Вариант 1 (рисунок 2), Вариант 2 (рисунок 3), Вариант 3 (рисунок 4).

2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на потребительских подстанциях

Выбор числа трансформаторов на подстанциях производим в соответствии с категориями электроприемников.

Так как на подстанциях 1,2,3 имеются потребители I категории, то для обеспечения надежности электроснабжения, на этих подстанциях устанавливаем по два трансформатора. На подстанциях 4 и 5 по одному.

Для максимального суточного графика работы потребителей подстанции (зимнего) находим среднеквадратичную мощность графика, при которой K =1.

Рисунок 13 - Суточный график нагрузки зимнего дня

Sск = = = 0.77

Sск - принимаем за ориентировочную суммарную номинальную мощность трансформаторов подстанции. Тогда ориентировочная номинальная мощность каждого из трансформаторов будет равна:

Sор = ;

где Sni - максимальная мощность i-ой подстанции, МВ•А;

Sni - среднеквадратичная мощность графика нагрузки, о.е.;

n - число трансформаторов i-ой подстанции.

Sор01 = = 13,43 принимаем 2х16 МВ•А

Sор02 = = 12,03 принимаем 2х16 МВ•А

Sор03 = = 10,93 принимаем 2х16 МВ•А

Sор04 = = 18,54 принимаем 1х25 МВ•А

Sор05 = = 14,08 принимаем 1х16 МВ•А

На графике (рисунок 7) наносим значение суммарных номинальных мощностей трансформаторов каждой подстанции (в процентах от Sni).

Sнтi? = ;

Sнт1? = 0,91 (91 %)

Sнт2? = 1,02 (102 %)

Sнт3? = 1,12 (112 %)

Sнт4? = 1,03 (103 %)

Sнт5? = 0,87 (87 %)

Пересечением линии суммарной номинальной мощности с графиком находим участок наибольшей перегрузки (зона лежит выше указанной линии).

Проверяем выбранные трансформаторы по допустимой систематической перегрузке.

Согласно ГОСТ 14209-85 эквивалентная температура окружающей среды для города Уфы составляет:

Иэкв = - 13,1⁰С (зимняя)

Иэкв = 18,3⁰С (летняя)

Иэкв = 9,9⁰С (годовая)

Подстанция 1:

Определяем коэффициент начальной нагрузки:

К1 = = = 0,8

Определим коэффициент перегрузки:

К2 = = = 1,09

Используя исходные данные: время перегрузки t = 2 часа; К1 = 0,8; эквивалентную зимнюю температуру окружающей среды для города Уфы Иэкв = - 13,1⁰С; систему охлаждения трансформаторов М - определяем допустимую систематическую нагрузку трансформаторов.

По данным ГОСТ 14209-85 Иэкв = - 20⁰С и Иэкв = - 10⁰С при t = 2 часа, К1 = 1,8 находим два значения К2 = 1,89 и 1,79

Линейной интерполяцией получаем К2 для Иэкв = - 13,1⁰С:

К2доп = 1,85

Определенная максимально допустимая нагрузка трансформаторов (1,85) больше действительной (1,09), следовательно, тепловой износ изоляции будет меньше, чем допускает ГОСТ.

Подстанция 5:

Определяем коэффициент начальной нагрузки:

К1 = = = 0,85

Определим коэффициент перегрузки:

К2 = = = 1,14

Используя исходные данные: время перегрузки t = 2 часа; К1 = 0,85; эквивалентную зимнюю температуру окружающей среды для города Уфы Иэкв = - 13,1⁰С; систему охлаждения трансформаторов М - определяем допустимую систематическую нагрузку трансформаторов.

По данным ГОСТ 14209-85 Иэкв = - 20⁰С и Иэкв = - 10⁰С при t = 2 часа, К1 = 1,85 находим два значения К2 = 1,85 и 1,75

Линейной интерполяцией получаем К2 для Иэкв = - 13,1⁰С:

К2доп = 1,81

Определенная максимально допустимая нагрузка трансформаторов (1,81) больше действительной (1,14), следовательно, тепловой износ изоляции будет меньше, чем допускает ГОСТ.

Подстанции 2, 3, 4 в нормальном режиме перегрузки испытывать не будут.

Проверим работу трансформаторов в аварийном режиме. Определим величину К2ав (аналогично К2) и время перегрузки tав. При этом учитываем, что на 2хтрансформатореых подстанциях в аварийном режиме работает один трансформатор, а другой отключен.

tав = 24 часа

Подстанция 1:

Кнт ав = 0,45

Кав = = 1,71

Определяем допустимую аварийную перегрузку трансформаторов по ГОСТ: Кав.доп = 2, что больше Кав.

Подстанция 2:

Кнт ав = 0,51

Кав = = 1,5

Определяем допустимую аварийную перегрузку трансформаторов по ГОСТ: Кав.доп = 2, что больше Кав.

Подстанция 3:

Кнт ав = 0,56

Кав = = 1,37

Определяем допустимую аварийную перегрузку трансформаторов по ГОСТ: Кав.доп = 2, что больше Кав.

На подстанциях 4 и 5 установлено по одному трансформатору, поэтому в случае аварии, потребители, питающиеся от этих подстанций, будут иметь перерыв в электроснабжении на время ремонта или замены трансформатора (не более суток) что допускается ПУЭ.

По результатам проверки трансформаторов составляем таблицу 7.

Таблица 7.1 при Uн = 110 кВ

№ подст.	Sni MВ•А	Число транс.	Тип транс.	Sнт МВ•А	Uн.вн кВ	Uн.нн кВ	?Рх.х. кВт	?Рк.з. кВт	Uк, %	Iх.х., %
1	34,9	2	ТДН	16	115	11	21	88	10,5	0,8
2	31,25	2	ТДН	16	115	11	21	88	10,5	0,8
3	28,39	2	ТДН	16	115	11	21	88	10,5	0,8
4	24,09	1	ТРДН	25	115	10,5	29	100	10,5	0,75
5	18,29	1	ТДН	16	115	11	21	88	10,5	0,8

Вывод: Силовые трансформаторы подстанций выбраны и проверены на перегрузочную способность в соответствии с ГОСТ 14209-85 и ПУЭ.

Схемы коммутаций электрической сети и подстанций для вариантов 1,2 и 3 приведены на рисунках 8, 9 и 10.

3. Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения

В соответствии с методикой технико-экономических расчетов в энергетике критерием оценки принимаем суммарные приведенные расчетные затраты.

Зрасч.i. = pн•Кi + Игi

где i = 1,2,3 - номера вариантов; pн - нормативные коэффициент эффективности капиталовложений 1/год, pн = 0,12; К - капиталовложения в сеть, руб; Иг - годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы), руб.

К = Клэп + Кв + Ктр + Кору + Кпост + Кдоб,

где Клэп - расчетная стоимость ЛЭП в укрупненных показателях; Кв - расчетная стоимость масляных выключателей; Ктр - расчетная стоимость устанавливаемых на подстанции трансформаторов; Кору - стоимость подстанции без трансформаторов и постоянных затрат; Кпост - стоимость постоянной части затрат на подстанции; Кдоб - стоимость дополнительно устанавливаемой мощности на РЭС, необходимой для покрытия потерь активной мощности в сети.

Кдоб = г?(Км•Кр•Ксн•Кст•?Рлэп + Ктт•bт•?Рт•ф),

где г - коэффициент, учитывающий удаленность потребителя электроэнергии от источника питания, при U?110 кВ г = 1,05; Км - коэффициент, учитывающий совпадение максимумов потребителей сети, Км = 0,9 ч 1,0; Кр - коэффициент, учитывающий необходимость резерва на электростанции, Кр = 1,1; Ксн - коэффициент, учитывающий расход мощности на собственные нужды электростанции, Ксн = 1,05; Кст - расчетная стоимость 1 кВт мощности, установленной на электростанции, Кст = 650ч800 руб/кВт; ?Р - потери мощности в ЛЭП и трансформаторах в режиме наибольших нагрузок; Ктт - удельные капиталовложения в топливную базу и транспорт, Ктт = 280 руб/т.у.т; bт - расход условного топлива на выработку 1 кВт•ч электроэнергии, bт ? 300 г/кВт•ч; ф - время максимальных потерь.

Иг = Иа.р. +Ир.о. + Спот,

где Иа.р. - расходы на амортизацию элементов сети (ЛЭП и трансформаторов), включающие затраты на реновацию и капитальный ремонт; Ир.о. - расходы на текущий ремонт и обслуживание элементов сети; Спот - стоимость годовых потерь электроэнергии в элементах сети.

Спот = •?Р•ф?в

ф =(0,124 + = =(0,124 + = 5321 ч.

в = ,

где а - переменные расходы энергосистемы, отнесенные на 1 кВт•ч выработанной электроэнергии, а = 3585 руб.; В - постоянные годовые расходы по электростанциям системы, не зависящие от количества выработанной электроэнергии, В = 0,41 руб.; в - стоимость 1 кВт•ч потерянной энергии.

в = т.руб.

Произведем расчет потерь мощности в элементах сети. Расчет ведем приближенным методом:

?Рлэп = 3••Ri = (Si/Uн)²•Ri

где Si - поток мощности на участке цепи.

Вариант 1:

?Р01 = = 0,54 МВт

?Р02 = = 0,84 МВт

?Р03 = = 0,91МВт

?Р04 = = 0,26 МВт

?Р05 = = 0,56 МВт

Вариант 2: (при Uн = 110 кВ)

?Р01 = = 2,2 МВт

?Р03 = = 9,2 МВт

?Р12 = = 0,95 МВт

?Р23 = = 3,13 МВт

?Р04 = = 0,26 МВт

?Р05 = = 0,56 МВт

Вариант 3: (при Uн = 110 кВ)

?Р01 = = 1,17 МВт

?Р02 = = 1,03 МВт

?Р03 = = 1,11 МВт

?Р12 = = 0,69 МВт

?Р23 = = 0,02 МВт

?Р04 = = 0,61 МВт

?Р05 = = 3,06 МВт

?Р45 = = 0,84 МВт

Итого:

по варианту 1 ?Р?ЛЭП = 3,11 МВт

по варианту 2 ?Р?ЛЭП = 16,3 МВт (при Uн = 110 кВ)

по варианту 3 ?Р?ЛЭП = 8,53 МВт (при Uн = 110 кВ)

Потери активной мощности в трансформаторах подстанций рассчитывается как:

?Рт = ?Рх.х.•n +

при Uн = 110 кВ

Подстанция 1:

?Рт1 = 21•2 + = 251 кВт

Подстанция 2:

?Рт2 = 21•2 + = 213,4 кВт

Подстанция 3:

?Рт3 = 21•2 + = 180,1 кВт

Подстанция 4:

?Рт4 = 29 + = 121 кВт

Подстанция 5:

?Рт5 = 21 + = 135,4 кВт

Итого по подстанциям: ?Р?т = 0,900 МВт

Общие потери мощности в ЛЭП и трансформаторах, в режиме наибольших нагрузок, будут составлять (по вариантам):

Вариант 1:

?Р1 = ?Р?ЛЭП1 + ?Р?т = 3,11 + 0,900 = 4,01 МВт

Вариант 2:

?Р2 = ?Р?ЛЭП2 + ?Р?т = 16,3 + 0,900 = 17,2 МВт (при Uн = 110 кВ)

Вариант 3:

?Р3 = ?Р?ЛЭП2 + ?Р?т = 8,53 + 0,900 = 9,43 МВт (при Uн = 110 кВ)

Расчет потерь электроэнергии производим по формуле:

?Аг = ?Р•ф

Вариант 1:

?Аг = 4,01•5321 = 21337,2 кВт•ч

Вариант 2:

?Аг = 17,2•5321 = 91521,2 кВт•ч (при Uн = 110 кВ)

Вариант 3:

?Аг = 9,43•5321 = 50177 кВт•ч (при Uн = 110 кВ)

Расчет стоимости дополнительно устанавливаемой мощности на РЭС, необходимой для покрытия потерь активной мощности в сети: Вариант 1:

Кдоб1 = г?(Км•Кр•Ксн•Кст•?Р?лэп1 + Ктт•bт•?Рт•ф) = 1,05?(0,95?1,1?1,05?700?3,11 + 280?0,003?0,9?5321) = 6731,9 т.руб.

Вариант 2:

Кдоб2 = 1,05•(0,95•1,1•1,05•700•16,3 + 280•0,003•0,9•5321) = 17369,4 т.руб. (при Uн = 110 кВ);

Вариант 3:

Кдоб3 = 1,05•(0,95•1,1•1,05•700•8,53 + 280•0,003•0,9•5321) = 11103 т.руб. (при Uн = 110 кВ);

Расчет стоимости ЛЭП в укрупненных показателях:

Клэп = ?К0i•Li

Вариант 1:

Клэп01 = 40•34•1,1•17,8 = 26628,8 т.руб.

Клэп02 = 40•70•1,1•17,8 = 54824 т.руб.

Клэп03 = 40•90•1,1•17,8 = 70488 т.руб.

Клэп04 = 40•23•1,1•11,9 = 12042,8 т.руб.

Клэп05 = 40•65•1,1•12,3 = 35178 т.руб.

Клэп1 = 199111,6 т.руб.

Вариант 2:

при Uн = 110 кВ

Клэп01 = 40•34•1,1•12,9 = 19298,4 т.руб.

Клэп03 = 40•90•1,1•11,1 = 43956 т.руб.

Клэп12 = 40•40•1,1•11,9 = 20944 т.руб.

Клэп23 = 40•38•1,1•11,9 = 19896 т.руб.

Клэп04 = 40•23•1,1•11,9 = 12042,8 т.руб.

Клэп05 = 40•65•1,1•12,3 = 35178 т.руб.

Клэп2 = 151316 т.руб.

Вариант 3:

при Uн = 110 кВ

Клэп01 = 40•34•1,1•11,9 = 17802,4 т.руб.

Клэп02 = 40•70•1,1•12,3 = 37884 т.руб.

Клэп03 = 40•90•1,1•11,1 = 43956 т.руб.

Клэп12 = 40•40•1,1•12,3= 21648 т.руб.

Клэп23 = 40•38•1,1•12,3 = 20565,6 т.руб.

Клэп04 = 40•23•1,1•10,9 = 11030,8 т.руб.

Клэп05 = 40•65•1,1•12,3 = 35178 т.руб.

Клэп45 = 40•55•1,1•12,3 = 29766 т.руб.

Клэп3 = 217830,8 т.руб.

Расчетная стоимость устанавливаемых на подстанциях трансформаторов:

Ктр = ?Ктрi•n

Примем коэффициент приведения составляющих затрат принимаемых в ценах 1990 года в цены на момент проектирования равным кратности увеличения тарифа на электроэнергию по сравнению с прейскурантом 09-01 1990 года - к_w

Принимаем кw = 55

Ктр = 55•88•2 + 55 •88•2 + 55•88•2 + 55•100•1 + 55•88•1 = 39380 т.руб.

Расчетная стоимость масляных выключателей:

Кв = ?Кмв•nri

Вариант 1:

Кв1 = 55•33•8 = 14520 т.руб.

Вариант 2:

Кв2 = 55•33•7 = 12705 т.руб.

Вариант 3:

Кв3 = 55•33•9 = 16335 т.руб.

Расчетная стоимость подстанций без трансформаторов и постоянных затрат:

Вариант 1:

Кору1 = 55•16•3 + 55•6,9•2 = 3399 т.руб.

Вариант 2:

Кору2 = 55•17,4•3 + 55•6,9•2 = 3630 т.руб.

Вариант 3:

Кору3 = 55•33,3•3 + 55•17,4•2 = 7408,5 т.руб.

Расчетная стоимость постоянной части затрат на подстанции:

Вариант 1:

Кпост1 = 55•(3•250 +2•200) = 63250 т.руб.

Вариант 2:

Кпост2 = 55•(2•250 +3•200) = 60500 т.руб.

Вариант 3:

Кпост3 = 55•(4•250 + 1•200) = 66000 т.руб.

Произведем расчет капиталовложений в сеть (по вариантам):

Вариант 1:

К1 = Клэп1 + Кв1 + Ктр1 + Кору1 + Кпост1 + Кдоб1 = 199111,6 + 14520 + 39380 + 3399 + 63250 + 6731,9 = 326392,5 т.руб.

Вариант 2: (при Uн = 110 кВ)

К2 = Клэп2 + Кв2 + Ктр2 + Кору2 + Кпост2 + Кдоб2 = 151316 + 12705 + 39380 + 3630 + 60500 + 17369,4 = 284900,4 т.руб.

Вариант 3: (при Uн = 110 кВ)

К3 = Клэп3 + Кв3 + Ктр3 + Кору3 + Кпост3 + Кдоб3 = 217830,8 + 16335 + 39380 + 7408,5 + 66000 + 11103 = 358057,3 т.руб.

Расчет стоимости годовых потерь электроэнергии в элементах сети:

Вариант 1:

Спот1 = •?Р1•ф?в = 4010?5321?1,15?10 = 24537,7 т.руб.

Вариант 2: (при Uн = 110 кВ)

Спот2 = •?Р2•ф?в = 17200?5321?1,15?10 = 105249,3 т.руб.

Вариант 3: (при Uн = 110 кВ)

Спот3 = •?Р3•ф?в = 9430•5321•1,15•10 = 57703,5 т.руб.

Определяем годовые издержки производства:

Вариант 1:

Иа.р.1 = 5575,1 т.руб.

Кобор1 = Кдоб1 + Ктр1 + Кв1 + Кору1 = 6731,9 + 39380 + 14520 + 3399 = 64030,9 т.руб.

Ир.о.1 = = 6018,9 т.руб.

Иг1 = Иа.р.1 +Ир.о.1 + Спот1 = 5575,1 + 6018,9 +24537,7 = 36131,7 т.руб.

Вариант 2: (при Uн = 110 кВ)

Иа.р.2 = 4236,8 т.руб.

Кобор2 = Кдоб2 + Ктр2 + Кв2 + Кору2 = 17369,4 + 39380 + 12705 + 3630 = 73084,4 т.руб.

Ир.о.2 = = 6869,9 т.руб.

Иг2 = Иа.р.2 +Ир.о.2 + Спот2 = 4236,8 + 6869,9 +105249,3 = 116356 т.руб.

Вариант 3: (при Uн = 110 кВ)

Иа.р.3 = 6099,2 т.руб.

Кобор3 = Кдоб3 + Ктр3 + Кв3 + Кору3 = 11103 + 39380 + 16335 + 7408,5 = 74226,5 т.руб.

Ир.о.3 = = 6977,2 т.руб.

Иг3 = Иа.р.3 +Ир.о.3 + Спот3 = 6099,2 + 6977,2 + 57703,5 = 70779,9 т.руб.

Проведем расчет приведенных расчетных затрат (по вариантам):

Вариант 1:

Зрасч.1 = pн•К1 + Иг1 = 0,12•326392,5 + 36131,7 = 75298,8 т.руб.

Вариант 2: (при Uн = 110 кВ)

Зрасч.2 = pн•К2 + Иг2 = 0,12•284900,4 + 116356 = 150544 т.руб.

Вариант 3: (при Uн = 110 кВ)

Зрасч.3 = pн•К3 + Иг3 = 0,12•358057,3 + 70779,9 = 113746,7 т.руб.

В результате полученных данных видно, что вариант 1 имеет наименьшие приведенные затраты. Для него будем выполнять уточненный электрический расчет.

4. Электрический расчет принятого варианта схемы сети

Схема замещения выбранного варианта представлена на рисунке 11. Электрическое состояние электрической сети непрерывно меняется, например, в связи с включением и отключением отдельных электроприемников или изменением режима их работы, т.е. с изменением электрических нагрузок. При проектировании электрических сетей расчетными являются:

а) режим наибольших нагрузок (максимальный режим);

б) режим наименьших нагрузок (минимальный режим);

в) послеаварийный установившийся режим.

Режим максимальных нагрузок

В данном расчете будем пользоваться следующими формулами и выражениями:

?Qс = В•U²н;

?Рхх = n•?Рххт;

?Qхх = ;

?Sn = ( ;

Sр = Sн1 + ?Sn1 + Sxxn1 + (;

?P = ;

?Qn =

Ррасч = Р + ?Р + ?Рхх;

Qрасч = Q + ?Qn + ?Qхх + ?Qci;

В01 = 17,74•10^-5 См; В02 = 36,54•10^-5 См; 03 = 46,98•10^-5 См; В04 = 6•10^-5 См; В05 = 16,96•10^-5 См.

Подстанция 1:

?Qс = В01•U²н = 17,74•10^-5•110² = 2,14 Мвар;

?Рхх = 2•0,021 = 0,042 МВт;

?Qхх = = 0,25 Мвар;

?P = = 0,209 МВт;

?Qn = = 3,99 Мвар;

Ррасч = Р + ?Р + ?Рхх = 29 + 0,209 + 0,042 = 29,25 МВт;

Qрасч = Q + ?Qn + ?Qхх + ?Qci = 6,9 + 3,99 + 0,25 + 2,14 = 13,28 Мвар;

Sр1 = = 32,21 МВ•А

Подстанция 2:

?Qс = В02•U²н = 36,54•10^-5•110² = 4,42 Мвар;

?Рхх = 2•0,021 = 0,042 МВт;

?Qхх = = 0,25 Мвар;

?P = = 0,16 МВт;

?Qn = = 3,2 Мвар;

Ррасч = Р + ?Р + ?Рхх = 25 + 0,16 + 0,042 = 25,2 МВт;

Qрасч = Q + ?Qn + ?Qхх + ?Qci = 6 + 3,2 + 0,25 + 4,42 = 13,87 Мвар;

Sр2 = = 28,76 МВ•А

Подстанция 3:

?Qс = В03•U²н = 46,98•10^-5•110² = 5,68 Мвар;

?Рхх = 2•0,021 = 0,042 МВт;

?Qхх = = 0,25 Мвар;

?P = = 0,13 МВт;

?Qn = = 2,63 Мвар;

Ррасч = Р + ?Р + ?Рхх = 23 + 0,13 + 0,042 = 23,1 МВт;

Qрасч = Q + ?Qn + ?Qхх + ?Qci = 5,52 + 2,63 + 0,25 + 5,68 = 14,08 Мвар;

Sр3 = = 27,05 МВ•А

Подстанция 4:

?Qс = В04•U²н = 6•10^-5•110² = 0,72 Мвар;

?Рхх = 1•0,029 = 0,029 МВт;

?Qхх = = 0,18 Мвар;

?P = = 0,09 МВт;

?Qn = = 2,41 Мвар;

Ррасч = Р + ?Р + ?Рхх = 20 + 0,09 + 0,029 = 20,1 МВт;

Qрасч = Q + ?Qn + ?Qхх + ?Qci = 4,8 + 2,41 + 0,18 + 0,72 = 8,11 Мвар;

Sр4 = = 21,67 МВ•А

Подстанция 5:

?Qс = В05•U²н = 16,96•10^-5 •110² = 2,05 Мвар;

?Рхх = 1•0,021 = 0,021 МВт;

?Qхх = = 0,12 Мвар;

?P = = 0,11 МВт;

?Qn = = 2,18 Мвар;

Ррасч = Р + ?Р + ?Рхх = 15 + 0,11 + 0,021 = 15,1 МВт;

Qрасч = Q + ?Qn + ?Qхх + ?Qci = 3,6 + 2,18 + 0,12 + 2,05 = 7,95 Мвар;

Sр5 = = 17,06 МВ•А

По полученным данным расчетных нагрузок узлов схемы замещения сети, составляем таблицу 8 (режим максимальных нагрузок).

Таблица 8

№ подст.	Рн MВт	Qн, Мвар	?Р, МВт	?Qn, Мвар	?Рхх, МВт	?Qхх, Мвар	?Qс, Мвар	Ррасч, МВт	Qрасч, Мвар	Sрасч, МВ•А
1	29	6,9	0,209	3,99	0,042	0,25	2,14	29,25	13,28	32,21
2	25	6	0,16	3,2	0,042	0,25	4,42	25,2	13,87	28,76
3	23	5,52	0,13	2,63	0,042	0,25	5,68	23,1	14,08	27,05
4	20	4,8	0,09	2,41	0,029	0,18	0,72	20,1	8,11	21,67
5	15	3,6	0,11	2,18	0,021	0,12	2,05	15,1	7,95	17,06
?	112	26,82		14,41		1,05	15,01

Режим минимальных нагрузок

Нагрузка минимального режима принимается по наименьшей величине суточного графика. Следовательно, Smin = 0,1•Smax

Подстанция 1:

?Qс = В01•U²н = 17,74•10^-5•110² = 2,14 Мвар;

?Рхх = 2•0,021 = 0,042 МВт;

?Qхх = = 0,25 Мвар;

?P = = 0,002 МВт;

?Qn = = 0,039 Мвар;

Ррасч = Р + ?Р + ?Рхх = 2,9 + 0,002 + 0,042 = 2,94 МВт;

Qрасч = Q + ?Qn + ?Qхх + ?Qci = 0,69 + 0,039 + 0,25 + 2,14 = 3,11 Мвар;

Sр1 = = 4,27 МВ•А

Подстанция 2:

?Qс = В02•U²н = 36,54•10^-5•110² = 4,42 Мвар;

?Рхх = 2•0,021 = 0,042 МВт;

?Qхх = = 0,25 Мвар;

?P = = 0,001 МВт;

?Qn = = 0,031 Мвар;

Ррасч = Р + ?Р + ?Рхх = 2,5 + 0,001 + 0,042 = 2,54 МВт;

Qрасч = Q + ?Qn + ?Qхх + ?Qci = 0,6 + 0,031 + 0,25 + 4,42 = 5,3 Мвар;

Sр = = 5,87 МВ•А

Подстанция 3:

?Qс = В03•U²н = 46,98•10^-5•110² = 5,68 Мвар;

?Рхх = 2•0,021 = 0,042 МВт;

?Qхх = = 0,25 Мвар; ?P = = 0,001 МВт;

?Qn = = 0,02 Мвар;

Ррасч = Р + ?Р + ?Рхх = 2,3 + 0,001 + 0,042 = 2,34 МВт;

Qрасч = Q + ?Qn + ?Qхх + ?Qci = 0,552 + 0,02 + 0,25 + 5,68 = 6,5 Мвар;

Sр = = 6,9 МВ•А

Подстанция 4:

?Qс = В04•U²н = 6•10^-5•110² = 0,72 Мвар;

?Рхх = 1•0,029 = 0,029 МВт;

?Qхх = = 0,18 Мвар;

?P = = 0,0009 МВт; ?Qn = = 0,023 Мвар;

Ррасч = Р + ?Р + ?Рхх = 2 + 0,0009 + 0,029 = 2,02 МВт;

Qрасч = Q + ?Qn + ?Qхх + ?Qci = 0,48 + 0,023 + 0,18 + 0,72 = 1,4 Мвар;

Sр = = 2,45 МВ•А

Подстанция 5:

?Qс = В05•U²н = 16,96•10^-5 •110² = 2,05 Мвар;

?Рхх = 1•0,021 = 0,021 МВт;

?Qхх = = 0,12 Мвар;

?P = = 0,001 МВт;

?Qn = = 0,02 Мвар;

Ррасч = Р + ?Р + ?Рхх = 1,5 + 0,001 + 0,021 = 1,52 МВт;

Qрасч = Q + ?Qn + ?Qхх + ?Qci = 0,36 + 0,02 + 0,12 + 2,05 = 2,55 Мвар;

Sр = = 2,96 МВ•А

По полученным данным расчетных нагрузок узлов схемы замещения сети, составляем таблицу 9 (режим максимальных нагрузок).

Таблица 9

№ подст.	Рн MВт	Qн, Мвар	?Р, МВт	?Qn, Мвар	?Рхх, МВт	?Qхх, Мвар	?Qс, Мвар	Ррасч, МВт	Qрасч, Мвар	Sрасч, МВ•А
1	2,9	0,69	0,002	0,0399	0,042	0,25	2,14	2,94	3,11	4,27
2	2,5	0,6	0,001	0,031	0,042	0,25	4,42	2,54	5,3	5,87
3	2,3	0,552	0,001	0,02	0,042	0,25	5,68	2,34	6,5	6,9
4	2	0,48	0,0009	0,023	0,029	0,18	0,72	2,02	1,4	2,45
5	1,5	0,36	0,001	0,02	0,021	0,12	2,05	1,52	2,55	2,96
?	11,2	2,682		14,41		1,05	15,01

Послеаварийный режим

Расчет проводим аналогично для наиболее тяжелого режима послеаварийной схемы сети при нагрузке, имеющей максимальное значение. Единственным отличием является:

?Qс ав =

Составляем таблицу 10:

Таблица 10

№ подст.	Рн MВт	Qн, Мвар	?Р, МВт	?Qn, Мвар	?Рхх, МВт	?Qхх, Мвар	?Qс, Мвар	Ррасч, МВт	Qрасч, Мвар	Sрасч, МВ•А
1	29	6,9	0,209	3,99	0,042	0,25	1,07	29,25	18,11	31,07
2	25	6	0,16	3,2	0,042	0,25	2,21	25,2	11,66	27,76
3	23	5,52	0,13	2,63	0,042	0,25	2,84	23,1	11,24	25,68
4	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
5	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Находим потери мощности на участках сети и величины напряжения на стороне ВН подстанций.

Режим максимальных нагрузок

Подстанция 1, линия 0-1:

?Р01 = •R01 = •4,23 = 0,36 МВт

?Q01 = •X01 = •7,46 = 0,63 Мвар

P01 = Ррасч.1 + ?Р01 = 29,25 + 0,36 = 29,61 МВт

Q01 = Qрасч.1 + ?Q01 = 13,28 + 0,63 = 13,91 Мвар

U1вн = Uрэс - ?U01,

где Uрэс = 1,1•Uн = 121 кВ (при максимальных нагрузках и в послеаварийных режимах работы), Uрэс = 1,05•Uн = 115,5 кВ (при минимальных нагрузках).

?U01 = = = 1,89 кВ

U1вн = Uрэс - ?U01 = 121 - 1,89 = 119,11 кВ

Уточняем величины потерь мощности в ЛЭП:

?Р01 = R01 = 4,23 = 0,3 МВт

?Q01 = X01 = •7,46 = 0,54 Мвар

Подстанция 2, линия 0-2:

?Р02 = •R02 = •8,71 = 0,59 МВт

?Q02 = •X02 = •15,3 = 1,04 Мвар

P02 = Ррасч.2 + ?Р02 = 25,2 + 0,59 = 25,79 МВт

Q02 = Qрасч.2 + ?Q02 = 13,87 + 1,04 = 14,91 Мвар

?U02 = = = 3,74 кВ

U2вн = Uрэс - ?U02 = 121 - 3,74 = 117,26 кВ

Уточняем величины потерь мощности в ЛЭП:

?Р02 = R02 = 8,71 = 0,52 МВт

?Q02 = X02 = 15,3 = 0,92 Мвар

Подстанция 3, линия 0-3:

?Р03 = •R03 = •11,2 = 0,67 МВт

?Q03 = •X03 = •19,7 = 1,19 Мвар

P03 = Ррасч.3 + ?Р03 = 23,1+ 0,67 = 23,77 МВт

Q02 = Qрасч.2 + ?Q02 = 14,08 +1,19 = 15,27 Мвар

?U03 = = = 4,68 кВ

U3вн = Uрэс - ?U03 = 121 - 4,68 = 116,32 кВ

Уточняем величины потерь мощности в ЛЭП:

?Р03 = R03 = 11,2 = 0,6 МВт

?Q03 = X03 = 19,7 = 1,06 Мвар

Подстанция 4, линия 0-4:

?Р04 = •R04 = •5,72 = 0,22 МВт

?Q04 = •X04 = •10 = 0,38 Мвар

P04 = Ррасч.4 + ?Р04 = 20,1 + 0,22 = 20,32 МВт

Q04 = Qрасч.4 + ?Q04 = 8,11 +0,38 = 8,49 Мвар

?U04 = = = 1,66 кВ

U4вн = Uрэс - ?U04 = 121 - 1,66 = 119,34 кВ

Уточняем величины потерь мощности в ЛЭП:

?Р04 = R04 = 5,72 = 0,18 МВт

?Q04 = X04 = 10 = 0,32 Мвар

Подстанция 5, линия 0-5:

?Р05 = •R05 = •16,1 = 0,38 МВт

?Q05 = •X05 = •28,5 = 0,68 Мвар

P05 = Ррасч.5 + ?Р05 = 20,1 + 0,38 = 20,48 МВт

Q05 = Qрасч.5 + ?Q05 = 8,11 + 0,68 = 8,79 Мвар

?U05 = = = 4,79 кВ

U5вн = Uрэс - ?U05 = 121 - 4,79 = 116,21 кВ

Уточняем величины потерь мощности в ЛЭП:

?Р05 = R05 = 16,1 = 0,34 МВт

?Q05 = X05 = 28,5 = 0,61 Мвар

Расчет режима минимальных нагрузок и послеаварийного режима работы сети проводим аналогично. Результаты расчетов заносим в таблицу 11 (расчетные величины потерь мощности в ЛЭП и напряжений на стороне ВН подстанций). Определяем величины напряжений на стороне низшего напряжения (НН) (подстанций, приведенные к стороне высшего напряжения (ВН). Необходимая величина требуемого напряжения у потребителя достигается с помощью различных средств, методов и мероприятий, осуществляемых как на электростанциях, так и непосредственно в сетях.

Таблица 11

ЛЭП	?Р, МВт	?Q, Мвар	Uвн, кВ
	режимы	режимы	режимы
	макс.	мин.	авар.	макс.	мин.	авар.	макс.	мин.	авар.
0-1	0,3	0,005	0,28	0,54	0,009	0,5	119,11	119,16	119,12
0-2	0,52	0,021	0,48	0,92	0,038	0,85	117,26	117,43	117,27
0-3	0,6	0,039	0,54	1,06	0,069	0,74	116,32	116,56	116,34
0-4	0,18	0,002	-	0,32	0,004	-	119,34	119,38	-
0-5	0,34	0,01	-	0,61	0,018	-	116,21	116,41	-

В данном расчете будем использовать следующие формулы:

U'ннi = Uвн - ?Uni,

где Uвн - действительное напряжение на стороне ВН i-ой подстанции, кВ; ?Uni - потеря напряжения в трансформаторах i-ой подстанции, кВ.

?Uni = ,

где Pni и Qni - соответственно потоки активной и реактивной мощности, протекающие через сопротивление zni = rni + jxni трансформаторов i-ой подстанции со стороны ВН, МВт, Мвар.

rn = ;

xn =

Расчет покажем на примере расчета в режиме максимальных нагрузок:

Подстанция 1: (Uвн1 = 119,11 кВ)

rn1 = = = 2,27 Ом

xn1 = = = 37,73 Ом

Рn1 = Pн1 + ?Pn1 = 29 + 0,209 = 29,2 МВт

Qn1 = Qн1 + ?Qn1 = 6,9 + 3,99 = 10,89 Мвар

?Un1 = = = 4 кВ

U'нн1 = Uвн1 - ?Un1 = 119,11 - 4 = 115,11 кВ

Подстанция 2: (Uвн2 = 117,26 кВ)

rn2 = = = 2,27 Ом

xn2 = = = 37,73 Ом

Рn2 = Pн2 + ?Pn2 = 25 + 0,16 = 25,16 МВт

Qn2 = Qн2 + ?Qn2 = 6 + 3,2 = 9,2 Мвар

?Un2 = = = 3,44 кВ

U'нн2= Uвн2 - ?Un2 = 117,26 - 3,44 = 113,82 кВ

Подстанция 3: (Uвн3 = 116,32 кВ)

rn3 = = = 2,27 Ом

xn3 = = = 37,73 Ом

Рn3 = Pн3 + ?Pn3 = 23 + 0,13 = 23,13 МВт

Qn3 = Qн3 + ?Qn3 = 5,52 + 2,63 = 8,15 Мвар

?Un3 = = = 3,09 кВ

U'нн3= Uвн3 - ?Un3 = 116,32 - 3,09 = 113,23 кВ

Подстанция 4: (Uвн3 = 119,34 кВ)

rn4 = = = 2,11 Ом

xn4 = = = 48,3 Ом

Рn4 = Pн4 + ?Pn4 = 20 + 0,09 = 20,09 МВт

Qn4 = Qн4 + ?Qn4 = 4,8 + 2,41 = 7,21 Мвар

?Un4 = = = 3,27 кВ

U'нн4= Uвн4 - ?Un4 = 119,34 - 3,27 = 116,07 кВ

Подстанция 5: (Uвн5 = 116,21 кВ)

rn5 = = = 4,54 Ом

xn5 = = = 75,46 Ом

Рn5 = Pн5 + ?Pn5 = 15 + 0,11 = 15,11 МВт

Qn5 = Qн5 + ?Qn5 = 3,6 + 2,18 = 5,78 Мвар

?Un5 = = = 4,34 кВ

U'нн5= Uвн5 - ?Un5 = 116,21 - 4,34 = 111,87 кВ

Расчет режима минимальных нагрузок и послеаварийного режима работы сети проводим аналогично. Результаты расчетов заносим в таблицу 12 (величины напряжения на стороне НН подстанций, приведенные к стороне ВН).

Таблица 12

№ подст.	Uвн, кВ	rn, Ом	xn, Ом	Pn, МВт	Qn, Мвар	?Uni, кВ	U'ннi, кВ
Режим максимальных нагрузок
1	119,11	2,27	37,73	29,2	10,89	4	115,11
2	117,26	2,27	37,73	25,16	9,2	3,44	113,82
3	116,32	2,27	37,73	23,13	8,15	3,09	113,23
4	119,34	2,11	48,3	20,09	7,21	3,27	116,07
5	116,21	4,54	75,46	15,11	5,78	4,34	111,87
Режим минимальных нагрузок
1	119,16	2,27	37,73	2,9	0,72	0,28	118,88
2	117,43	2,27	37,73	2,5	0,63	0,25	117,18
3	116,56	2,27	37,73	2,3	0,57	0,22	116,34
4	119,38	2,11	48,3	2	0,5	0,23	119,15
5	116,41	4,54	75,46	1,5	0,38	0,3	116,11
Послеаварийный режим работы сети
1	119,12	2,27	37,73	29,2	10,89	4	115,12
2	117,27	2,27	37,73	25,16	9,2	3,44	113,83
3	116,34	2,27	37,73	23,13	8,15	3,09	113,25

5. Выбор ответвлений на трансформаторах для обеспечения потребителей качественной электроэнергией

Требуемое напряжение ответвления обмоток НН трансформаторов представлено формулой:

Uотвi =

где Uннi - номин-е напр. обмотки НН трансформаторов i-ой подстанции, кВ; Uнж - желаемое значение напр. на стороне НН трансформаторов (для режима максимальных нагрузок и послеаварийного режима Uнж принимается на 5 % больше номинального напр. сети НН, а для режима минимальных нагрузок - равным номи-му напр.), кВ. Выбираем меньшее ближайшее ответвление обмотки ВН трансформаторов Uотв ст.i и для него определяем действительное напр. Uнд на стороне НН подстанции:

Uнд =

Результаты расчетов для режимов максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийного режима приведены в таблице 13.

Таблица 13

№ п/ст	Режим максимальных нагрузок	Режим минимальных нагрузок	Послеаварийный режим
	U'нн	Uотв	Uотв.ст	Uнд	U'нн	Uотв	Uотв.ст	Uнд	U'нн	Uотв	Uотв.ст	Uнд
1	115,11	120,59	119,09	10,63	118,88	130,76	129,6	10,09	115,12	120,6	119,09	10,6
2	113,82	119,24	119,09	10,51	117,18	128,87	129,6	9,94	113,83	119,25	119,09	10,51
3	113,23	118,62	119,09	10,45	116,34	127,97	127,4	10,04	113,25	118,64	119,09	10,46
4	116,07	116,07	115,0	10,59	119,15	125,10	125,2	9,99	-	-	-	-
5	111,87	117,19	117,05	10,51	116,11	127,72	127,4	10,02	-	-	-	-

6. Проверочный баланс активной и реактивной мощности в сети

электросеть силовой трансформатор мощность

Баланс составляем для режима максимальных нагрузок.

Баланс активной мощности:

Рсист = Рнагр + ?Рсети + ?Рсн

Рнагр = Р1 + Р2 + Р3 + Р4 + Р5 = 112 МВт.

?Рсети = ?Ртр + ?Рлэп = ?Рххт + ?Рn + ?Рлэп;

?Ртр = 0,9 МВт;

?Рлэп = 3,11 МВт;

?Рсети = 0,9 + 3,11 = 4,01 МВт