Розрахунок електричної мережі на кілька варіантів підключення

Загальні положення проектування електричних мереж. Покриття потреб мережі в активній та реактивній потужності. Вибір трансформаторів. Критерії раціональної схеми електромережі на підставі техніко-економічного порівняння конкурентоздатних варіантів.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык украинский
Дата добавления 21.02.2012
Размер файла 725,2 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Розрахунок електричної мережі на кілька варіантів підключення

ЗМІСТ

ВСТУП

1 ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЧНИХ СИСТЕМ

1.1 Загальні відомості

1.2 Завдання і зміст проектів

2. ПРОЕКТ РОЗВИТКУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ 110 кВ

2.1 Споживання і покриття потреб мережі в активній потужності

2.2 Споживання і покриття потреб мережі в реактивній потужності. Розрахунок компенсуючих пристроїв мережі

2.3 Аналіз схем побудови електричної мережі

2.4 Вибір трансформаторів

2.5 Вибір раціональної схеми електричної мережі на підставі техніко-економічного порівняння конкурентоздатних варіантів

2.6 Уточнені розрахунки режимів

2.7 Схема заміщення для уточнених розрахунків

2.8 Розрахунок режиму зимового максимуму навантаження обраного варіанта мережі

2.9 Розрахунок режиму літнього мінімуму навантаження обраного варіанта мережі

2.10 Розрахунок найбільш важких післяаварийних режимів обраного варіанта мережі

ВИСНОВОК

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

ВСТУП

Електроенергетика України - потужній, складний і розгалужений технологічний комплекс, який є основою функціонування і розвитку всього суспільного виробництва, забезпечення умов цивілізованого життя населення.

Основа електроенергетики - її об'єднана енергосистема (ОЕС), яка здійснює електропостачання споживачів і взаємодіє з енергосистемами сусідніх країн, забезпечуючи імпорт та експорт електричної енергії. Розвиток електроенергетики України направлений на забезпечення безперебійного постачання електроенергією всіх галузей народного господарства.

Завдання по реалізація енергетичної безпеки країни знайшли віддзеркалення в національній енергетичній програмі України до 2010р., затвердженою Верховною Радою України в 1996р.

У сучасній економічній обстановці реабілітація існуючих основних мереж України лежить на шляхах використання ефективних способів продовження терміну їх служби з одночасним приведенням ліній і підстанцій до сучасного технічного рівня і діючих норм по надійності, безпеці, впливу на навколишнє середовище і тому подібне.

Враховуючи вище сказане, в дипломному проекті приведені матеріали, що базуються на наукових, конструкторських і проектних розробках спеціалізованих організаціях електромережевого профілю, зокрема, інституту «Укренергомережпроект» - головного інституту Мінпалевенерго України по проектуванню енергосистем і електричних мереж.

1 ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЧНИХ СИСТЕМ

1.1 Загальні відомості

Проектування розвитку енергосистем зложилося в нашій країні більше 40 років тому і у цей час являє собою досить чітко обкреслений напрямок інженерної діяльності. Склад проектів і порядок їхнього виконання регламентований Нормами технологічного проектування енергетичних систем й електричних мереж 35 кВ і вище (НТП ЕС) [1].

Проектні роботи в електроенергетиці виконуються по енергосистемі в цілому, по якій-небудь її частині або по конкретному енергетичному об'єкті.

Проектування конкретних об'єктів ведуть наступні проектні інститути:

· теплових електростанцій - Теплоелектропроект;

· атомних електростанцій, ГЕС і ГАЕС - Атоменергопроект і Гідроенергопроект;

· ліній електропередачі й ПС - Укренергомережпроект й Укрсільенергопроект.

Проекти енергетичних об'єктів мають, як правило, комплексний характер (як і самі об'єкти) і містять, крім електротехнічної частини, матеріали вишукувань, будівельної, теплотехнічної, економічну частини й т.п. Найбільш значна питома вага електротехнічних питань у проектах розвитку енергосистем (у проектах розвитку ОЕС і РЕС значне місце займають питання розвитку електростанцій, однак вони тісно пов'язані з питаннями розвитку їх основної електричної мережі).

Значний обсяг роботи з аналізу умов розвитку енергосистем й їхніх перспективних режимів, близької за технологією до роботі із проектування енергосистем, виконується в службах перспективного розвитку енергосистем об'єднаних диспетчерських керувань і центрального диспетчерського керування ОЕС України.

1.2 Завдання і зміст проектів

Завданням проектування розвитку енергетичних систем і електричних мереж є розробка й обґрунтування технічних і економічних питань, що обумовлюють оптимальний розвиток електричних станцій і мереж, при якому забезпечується електропостачання споживачів при дотриманні нормативів надійності і якості з обліком економічних і соціальних вимог.

Проекти розвитку енергосистем і електричних мереж повинні служити вихідним матеріалом для обґрунтування необхідності й доцільності будівництва, розширення або реконструкції електростанцій, ЛЕП і ПС і визначення їхніх технічних характеристик.

Проекти розвитку енергосистем і електричних мереж є інструментом, що дозволяє комплексно розглянути єдиний технологічний процес виробництва, передачі, розподілу й споживання електроенергії з урахуванням економічних інтересів всіх учасників і суспільства в цілому й дотримання законодавства про енергопостачання.

Перспективне проектування й прогнозування розвитку енергосистем складається з наступних видів робіт:

1) концепції, прогнозу, техніко-економічного обґрунтування й інші робіт із загальних й окремих питань розвитку енергетики країни або регіонів, необхідні для розгляду в державних і громадських організаціях соціально-економічних, екологічних й інших питань;

2) проекти розвитку ОЕС країни і її окремих частин;

3) загальноенергетична частина й схема приєднання електростанцій до енергосистеми в складі внестадійних робіт з розміщення ТЕС у різних районах країни, комплексному використанню рік, розміщенню ГЕС і ГАЕС, а також у складі проектів електростанцій й электромережних об'єктів;

4) схеми зовнішнього електропостачання великих споживачів електроенергії: електрифікованих залізниць, нафто- і газопроводів, промислових вузлів і т.п.

На рівні ОЕС країни рекомендується виконання наступних основних робіт:

1) концепція розвитку електроенергетики країни, у якій прогнозується й обґрунтовується оптимальний рівень електропоспоживання й визначаються способи його покриття, а також основні напрямки розвитку засобів передачі й розподілу електроенергії, формулюються вимоги до суміжних галузей промисловості й необхідних науково-технічних розробок і т.д.;

2) схема розвитку ОЕС, у якій визначається ріст рівнів електроспоживання й електричних навантажень по регіонах і великих вузлах, уточнюється розміщення й потужність електростанцій, складаються баланси потужності й енергії, обґрунтовується розвиток системообразуючої мережі 750-330 кВ, включаючи аналіз режимів, визначаються вимоги до електроустаткування й т.п.;

3) аналіз показників роботи ОЕС за останній період з уточненням рекомендацій на найближчі 2-3 роки.

На рівні РЕС виконуються наступні роботи:

1) схема розвитку РЕС, у якій уточнюються розроблювальні в схемі ОЕС рівні електроспоживання, баланси потужності, режими роботи системообразуючої мережі 330 кВ, розробляються й обґрунтовуються рекомендації з розвитку розподільної мережі 330-110 кВ;

2) схема розвитку розподільних мереж 35-110 кВ, у якій уточнюються навантаження окремих вузлів, конфігурація й схема мережі 110 кВ, розробляється схема мережі 35 кВ й аналізуються режими роботи мережі;

3) схеми розвитку електричних мереж міст (як правило, з населенням 250 тис. люд. і більше), промвузлів або окремих великих споживачів, у яких на базі рішень, прийнятих у схемах ОЕС і РЕС, розробляється конфігурація, схеми й аналізуються режими роботи електричних мереж 110 кВ і вище.

Перераховані вище роботи рекомендується розробляти на наступну перспективу:

· концепція розвитку електроенергетики країни - 15-20 років;

· схема розвитку ОЕС країни - 10 років з обліком наступних 5 років;

· схема розвитку РЕС, електричних мереж області, міста або промвузла- 5 років з обліком наступних 5 років.

Проекти розвитку енергосистем й електричних мереж виконуються на основі:

1) звітних показників енергосистеми й окремих підприємств;

2) наукових, проектних й інших матеріалів, що характеризують перспективу розвитку галузей економіки й росту електроспоживання по країні в цілому, окремим регіонам і вузлам;

3) внестадійних робіт з окремих питань розвитку енергетики (розміщення ТЕС, енергетичне використання рік, схеми теплопостачання й ін.);

4) проектів що споруджують або намічених до будівництва електростанцій й електромережних об'єктів.

У проектах розвитку ОЕС і РЕС для подальших стадій проектування енергетичних об'єктів попередньо визначаються:

1) для електростанцій: режими роботи; напруги РП; кількість, напрямок і навантаження ПЛ на кожній з напруг; розподіл генераторів між РП різних напруг, потужність автотрансформаторів зв'язку; вимога до секціонування РП; розрахункові рівні струмів КЗ; принципова схема електричних з'єднань; строки спорудження.

2) для підстанцій: район розміщення ПС; напруги РП; електричні навантаження на розрахункові строки; кількість, напрямок і навантаження ПЛ 35 кВ і вище; число й потужність трансформаторів (вибираються відповідно до НТП ПС [2]); тип і потужність що компенсують і регулюють пристроїв (включаючи шунтувальні реактори); принципова схема електричних з'єднань (вибирається відповідно до НТП ПС); розрахункові рівні струмів ДО3 на шинах ВН ПС; строки спорудження.

3) для ліній електропередачі: номінальна напруга; напрямок ПЛ - початкова й кінцева крапки, проміжні пункти, на які в перспективі виконати захід лінії; кількість ланцюгів; кількість проводів у фазі і їхній перетин (вибираються відповідно до НТП ПЛ [3]); строки спорудження.

Проект розвитку електричних мереж може виконуватися як самостійна робота, “Схемою розвитку електричної мережі енергосистеми” (об'єднаного, районної, міста, промислового вузла й т.д.), або як складова частина схеми розвитку енергосистеми. При проектуванні електричних мереж погоджуються рішення по розвитку мереж різних призначень і напруг.

На різних етапах проектування електричних мереж вирішуються різні по складу й обсягу завдання, які мають наступний зміст [4]:

1) аналіз існуючої мережі розглянутої енергосистеми (району, міста, об'єкта), що включає її розгляд з погляду завантаження, умов регулювання напруги, виявлення “вузьких місць” у роботі;

2) визначення електричних навантажень споживачів і складання балансів активної потужності по окремим ПС й енергоузлам, обґрунтування спорудження нових понижуючих ПС;

3) вибір розрахункових режимів роботи електростанцій (якщо до розглянутої мережі приєднані електростанції) і визначення завантаження проектованої електричної мережі;

4) електричні розрахунки різних режимів роботи мережі й обґрунтування схеми побудови мережі розглядаються розрахункові рівні;

5) перевірочні розрахунки статичної й динамічної стійкості паралельної роботи електростанцій (виконуються, як правило, тільки при проектуванні електричних мереж ОЕС і РЕС), виявлення основних вимог до системного протиаварийною автоматиці;

6) складання балансу реактивної потужності й виявлення умов регулювання напруг у мережі, обґрунтування пунктів розміщення КП, їхнього типу й потужності;

7) розрахунки струмів КЗ проектованої мережі й установлення вимог до здатності, що відключає, комутаційних апаратур, розробка пропозицій по обмеженню потужності КЗ;

8) вибір й обґрунтування кількості, потужності й місць установки дугогасящих реакторів для компенсації ємнісних струмів (для мереж 35 кВ і нижче);

9) зведені дані по наміченому обсязі розвитку електричної мережі, натуральні й грошові.

2. ПРОЕКТ РОЗВИТКУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ 110 кВ

2.1 Споживання і покриття потреб мережі в активній потужності

Розглянемо споживання активної потужності в мережі для періоду найбільших навантажень. Це споживання складається з навантажень понижуючих підстанцій (Рni), втрат потужності в лініях і понижуючих трансформаторах мережі. При розрахунку одночасно споживаної активної потужності враховують можливість розбіжності в часі доби найбільших навантажень окремих пунктів. Орієнтовно можна вважати, що одночасно споживана активна потужність становить близько 90% від суми заданих найбільших навантажень кожного з пунктів. Тому коефіцієнт різночасності максимумів активних навантажень приймаємо рівним 0,9.

Сумарні втрати активної потужності в лініях і трансформаторах проектованої мережі (УДРлj + УДРтj) умовно приймаємо рівними 6% від суми заданих найбільших навантажень ПС.

Видавану в проектовану мережу активну потужність енергосистеми приблизно можна визначити по формулі:

(2.1)

РСИСТ = (0,9+0,06) ·(15,4+30,8+13,2+16,5+20,9) = 92,928 (МВт)

2.2 Споживання і покриття потреб мережі в реактивній потужності. Розрахунок компенсуючих пристроїв мережі

Орієнтовний розрахунок потужності компенсуючих пристроїв (КП) у проектованій мережі на основі наближеної оцінки можливих складових балансу реактивної потужності виконуємо до вибору схеми електричної мережі. Це обумовлено тим, що КП змінюють реактивну складову навантаження, отже, і повну потужність, споживану з мережі ПС. Останнє може вплинути на перетин проводів ПЛ, номінальні потужності трансформаторів, втрати напруги, потужності й енергії в мережі і, як результат, - на правильність рішення на вибір оптимального варіанта мережі.

Необхідна реактивна потужність проектованої мережі визначається реактивними навантаженнями ПС і втратами реактивної потужності в елементах мережі для періоду найбільших навантажень. При проектуванні умовно приймаємо збіг за часом періодів споживання найбільших активних і реактивних навантажень.

У середньому генератори електростанцій забезпечують порядку 60 % споживання реактивної потужності в енергосистемі. Близько 20% генерують лінії високої й надвисокої напруги. У якості додаткових джерел реактивної потужності використаємо батареї конденсаторів.

Баланс реактивної потужності в проектованій мережі встановлюється рівнянням:

(2.2)

де QСИСТ - реактивна потужність видавана системою;

Qcj - зарядна потужність j-й лінії ПС;

Qкп - потужність пристроїв, що компенсують;

Qni - реактивне навантаження i-й ПС;

ДQTi- втрати реактивної потужності в трансформаторах і-й ПС;

ДQЛj- втрати реактивної потужності в j-й лінії;

m - кількість ліній;

КQ рм - коефіцієнт різночасності максимумів реактивного навантаження, приймаємо рівним 0,95.

Можливість енергосистеми по забезпеченню району реактивною потужністю визначають по формулі:

QСИСТ = РСИСТ · tgцг (2.3)

де - tgцг коефіцієнт реактивної потужності, що відповідає заданому сosцг.

QСИСТ = 92,928·0,484 = 45,007 (МВАр)

Визначаємо найбільше реактивне навантаження на нижчій стороні кожної з підстанцій (УQ ).

УQ = УРni · tgцi (2.4)

УQ=15,4·0,512+30,8·0,593+13,2·0,567+16,5·0,54+20,9·0,484=52,659 (Мвар)

Для наближеної оцінки балансу реактивної потужності вважаємо, що генерація й втрати реактивної потужності в лініях 110 кВ приблизно рівні (УQci= УДQлi). Втрати в трансформаторах приймаємо рівними 10% від повної потужності навантаження й визначаємо їх по виразу:

(2.5)

Потужність КП, необхідних для установки в мережі, щоб забезпечити баланс реактивної потужності, знаходимо на підставі рівняння (2.2) з урахуванням прийнятих допущень:

(2.6)

По балансі реактивної потужності видно, що на ПС необхідна установка КП. Розрахунок потужності КП на підстанціях виробляється за умовою рівності середніх значень коефіцієнта потужності у вузлах мережі, для чого необхідне визначення балансового коефіцієнта реактивної потужності навантаження по формулі:

(2.7)

де tgцбал - кут трикутника сумарних потужностей всіх ПС після установки КП.

Розрахункова потужнисть компенсуючих пристроїв на кожної ПС визначають по виразу:

Q i = Рni · (tgцi - tgцбал) (2.8)

Для компенсації реактивної потужності використаємо батареї конденсаторів типів КСКГ- 1,05-125 і КС2- 1,05-60, потужністю відповідно 6,5 і 3,2 Мвар кожна при напрузі 10 кВ.

З огляду на те, що в режимі зимового максимуму навантажень за умовами зустрічного регулювання напруги на нижчій стороні ПС повинно не менш чим на 5% перевищувати номінальне значення, потужність кожної із установлених батарей КП можливо визначити по формулі:

Q i = Q i ном · (U/Uном) (2.9)

де Qрку i ном - потужність прийнятих типів батарей конденсаторів при номінальній напрузі;

U - фактична напруга в місці установки КП;

Uном - номінальна напруга батарей КП.

Фактична потужність КП, установлених на кожній із ПС, визначається по формулі:

Q i = (Ni · Qку i ) (2.10)

де n - кількість ПС;

Ni - кількість КП кожного з типів на кожної ПС.

Для визначення найбільшого реактивного й повного навантаження на нижчій стороні підстанції, з урахуванням потужності КП, скористаємося виразом:

Qni = Q - Qфку i (2.11)

(2.12)

Розрахункова потужність КП, фактична потужність КП, реактивне і повне навантаження кожної ПС наведене в таблиці 2.1.

Таблиця 2.1 - Навантаження підстанцій з урахуванням потужності КП

п/п

Розрахункова величина

Од. вім.

Зазнач.

Підстанції

1

2

3

4

5

1

Найбільше активне навантаження на стороні НН ПС.

МВт

Pni

15,4

30,8

13,2

16,5

20,9

2

Коефіцієнт потужності навантаження

-

Cosцi

0,89

0,86

0,87

0,88

0,9

3

Коефіцієнт реактивної потужності навантаження

-

tgцi

0,512

0,593

0,567

0,554

0,484

4

Найбільше реактивне навантаження на стороні НН ПС

МВАр

Q

7,885

18,264

7,484

8,91

10,116

5

Розрахункова потужність КП на ПС

МВАр

Qркп i

2,059

6,613

2,491

2,668

2,209

6

Кількість і потужність БК типу КС 2-1,05-60

МВАр

Nкс2/Qкc2

1/3,528

2/3,528

1/3,528

1/3,528

1/3,528

7

Кількість і потужність БК типу КСКГ-1,05-125

МВАр

Nкскг/Qrcкг

-

-

-

-

-

8

Фактична потужність КП на ПС

МВАр

Qфкп i

3,528

7,056

3,528

3,528

3,528

9

Найбільше реактивне навантаження на стороні НН ПС із обліком КП

МВАр

Qni

4,357

11,208

3,956

5,382

6,588

10

Найбільше повне навантаження на стороні НН ПС із обліком КП

МВА

Sni

16,004

32,776

13,78

17,356

21,914

2.3 Аналіз схем побудови електричної мережі

Розглянемо п'яти варіантів побудови електромережі. Необхідно дати оцінку технічним можливостям реалізації варіантів. Оцінку будемо проводити в режимі найбільших навантажень для нормальної й після аварійної схем, по двох критеріям: припустимимо, що навантаження ліній і втратати напруги найбільші в найбільш відаленій крапкі мережі; довжини ПЛ через непрямолінійність і нерівність рельєфу місцевості приймаємо більше на 20 % стосовно повітряної прямої між відповідними пунктами.

Примітка. На схемах варіантів 1-5 позначено ДТ -А, ПС1 - 1, ПС3 - 3, ПС4 - 4, ПС5 - 5.

2.3.1 Розрахунок електричної мережі варіанту I

Радіально-магістральна мережа. Всі підстанції підключені двома одноланцюговими лініями, на залізобетонних опорах. Для всіх підстанцій використана схема тупикових і магістральних ПС.

Розрахунок потоків потужності в магістральних мережах проводиться в напрямку від найбільш електричено віддаленої ПС до ЦЖ шляхом послідовного підсумовування розрахункових навантажень у вузлах мережі.

- режим найбільшого навантаження

SА1 = S1 = 15,4 + j4,36 Mвар

S23 = S1 = 13,2 + j3,96 Mвар

SA2 = S2 + S23 = 30,8 + j11,21 +13,2 + j3,96 = 44,j15,17 Mвар

SA4 = S4 = 16,5 + j5,38 Mвар

SA5 = S5 = 20,9 + j6,59

- післяаварійні режими

SaА1 = 15,4 + j4,36 Mвар

Sa23 = 13,2 + j3,96 Mвар

SaA2 = 44,j15,17 Mвар

SaA4 = 16,5 + j5,38 Mвар

SaA5 = 20,9 + j6,59 Mвар

На підставі попередньої оцінки розрахункових навантажень ліній зробимо вибір номінальної напруги. Номінальна напруга Uном визначається, в основному, переданою активною потужністю Р (МВт) і довжиною l (км).

Для орієнтовного визначення величини економічно доцільної напруги ліній Uекон (кВ) можна скористатися емпіричною формулою, запропонованої Г.А. Ілларионовим [1]:

(2.13)

Всі отримані напруги наведені в таблиці 2.2

Отримані на кожній з ділянок значення бажаних номінальних напруг округляємо до найближчих стандартних значень. Як номінальна напруга мережі вибираємо напругу рівну 110 кВ.

Знаючи потоки потужностей по ПЛ Sл = Pл + jQл і номінальну напругу Uном можна вибрати перетин проводів. Для цього визначаємо струми у ПЛ:

(2.14)

де n - число паралельно працюючих ПЛ;

Sл - повна потужність, передана по ПЛ, обумовлена виразом:

(2.15)

Перетин проводів вибираємо по струмовим економічним інтервалам залежно від розрахункового струму Iр [ 1, с. 268 -274]:

Ip = бi · бT · I5 (2.16)

де I5 - струм лінії на п'ятий рік її експлуатації;

бi - коефіцієнт, що враховує зміна навантаження по роках експлуатації ПЛ (для ПЛ 110-220 кВ бi =1,05);

бT - коефіцієнт, що враховує час найбільшого навантаження Тнб і коефіцієнт її влучення в максимум навантаження енергосистеми КМ.=0,8 (вибираємо по таблиці [2], бT = 1,2)

Обрані перетини проводів перевіряємо по припустимому струму на нагрівання в найбільш важкому післяаварійному режимі. Для радіально-магістральної схеми аварійним режимом є відключення однієї із двох паралельних ліній, що забезпечують живленням кожної із ПС. При цьому, потоки потужностей і струми, що протікають по остатній в роботі ПЛ збільшуються у два рази.

Умова перевірки:

(2.17)

де Iap - струм через розглянуту ПЛ у найбільш важкому з післяаварийных режимів;

Iдоп - припустимі струмові навантаження на проведення згідно [2];

Кп - поправочний коефіцієнт на температуру повітря [2] (приймаємо рівним 1).

Далі визначаємо активний опір проводів лінії - rл й індуктивний опір фази лінії Хл:

; (2.18)

де r0 й х0 - питомі активні й реактивні опори повітряної лінії, Ом/км;

l - довжина лінії, км;

n - число паралельних ліній.

Потім розраховуємо втрати напруги в лініях у відсотках від номінального в нормальному ДUн і післяаварийних ДUА режимах, використовуючи рівняння:

(2.19)

(2.20)

де Рнл , Qнл і Рал , Qал - потоки активної й реактивної потужності в лінії в нормальному й післеаварийних режимах.

Всі розрахункові величини для кожної з ділянок мережі, отримані по формулах: (2.14); (2.16); (2.18); (2.19); (2.20) заносимо в таблицю 2.2.

Найбільш електрично віддаленою від ДЖ підстанцією є ПС3, тому що, втрата напруги на зв'язку ДЖ - ПС2 є найбільшою в порівнянні з іншими підстанціями й становить у нормальному режимі:

ДUнmax = ДUА2 + ДUн23 = 2,5 +0,8 = 3,6 %,

а в післяаварійному режимі:

ДUАmax = ДUаА2 + ДUа23 = 5,0 + 1,6 = 7,2 %

У нормальному й післеаварийних режимах максимальні втрати напруги в мережі не перевищують припустимих значень за умовою регулювання напруги, струм у всіх лініях менше припустимого по нагріванню. I варіант - технічно реалізуємо.

Розрахунки по данному варіанту наведені в табл. 2.2 і на рис. 2.1. - 2.2.

Розрахунок електричної мережі варіант ІІ

Другий варіант електричної мережі відрізняється від першого тим, що лінія А4 виконана одноланцюговою. Всі розрахунки цієї мережі з урахуванням лінії А4 спільно з розрахунками мережі І варіанту наведені в табл.2.2.

ІІ варіант - технічно реалізуємо

Таблиця 2.2 - Результати попереднього розрахунку сталих режимів для радіально-магістральної конфігурації, мережі (Варіант I,II)

п/п

Розрахункова величина

Од. вим.

Зазн.

Лінії

Лінія вар.2

А1

23

А2

А4

А5

А4

1

Довжина лінії

км

l

50,4

27

39,6

62,4

34,8

62,4

2

Потік активної потужності в нормальному режимі

МВт

РЛ

15,4

13,2

44

16,5

20,9

16,5

3

Потік реактивної потужності в нормальному режимі

МВАр

4,36

3,96

15,17

5,38

6,59

5,38

4

Потік повної потужності в нормальному режимі

МВА

16

13,78

46,54

17,35

21,91

17,35

5

Економічна доцільна напруга

кВ

Uекон

54,7

50,2

89

56,7

62,8

79,2

6

Номінальна напруга

кВ

Uном

110

110

110

110

110

110

7

Струм навантаження в нормальному режимі

А

42

36,2

122,2

45,5

57,2

91

8

Розрахунковий струм

А

І

52,9

45,6

154

57,3

72,5

114,6

9

Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, обраного по економічних інтервалах

мм2

n х F

2xAC-70/11

2xAC-70/11

2xAC-150/24

2xAC-70/11

2xAC-95/16

1xAC-120/19

10

Припустимий тривалий струм по нагріванню лінії із проводами n х Fэк

А

Iдоп

265

265

450

265

330

330

11

Потік повної потужності в послеаварийном режимі 1 (ушкоджена || ЦЖ - ПС1)

МВА

Рaл+ Qaл

15,4 + j4,36

13,2 +j 3,96

44 + j15,17

16,5 + j5,38

20,9 + j6,59

-

12

Струм у післяаварійниху режимах

А

I aЛ

42

36,2

122,2

45,5

57,5

-

13

Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, з урахуванням перевірки по Iдоп

мм2

n х F

2xAC-70/11

2xAC-70/11

2xAC-150/24

2xAC-70/11

2xAC-95/16

1xAC-120/19

14

Активний опір фази лінії

Ом/км

r0

0,428

0,428

0,198

0,428

0,306

0,249

15

Індуктивний опір фази лінії

Ом/км

X0

0,444

0,444

0,42

0,444

0,434

0,427

16

Активний опір лінії

Ом

r

10,79

5,,,778

3,92

13,36

5,33

25,54

17

Індуктивний опір лінії

Ом

X

11,19

6

8,32

13,86

7,55

26,6 4

18

Втрати напруги у ПЛ у нормальному режимі

%

ДUЛН

1,8

0,8

2,5

2,4

1,3

3,3

19

Максимальна втрата напруги в мережі в нормальному режимі

%

ДUнmax

1,8

3,6

2,4

1,3

3,3

20

Втрати напруги у ПЛ у післяаварийних режимах

%

ДU ЛА1

3,6

1,6

5,0

4,9

2,6

-

21

Максимальна втрата напруги в мережі в післяаварійних режимах

%

ДUнmax

3,6

7,2

4,9

2,6

-

Рисунок 2.1 - Схема радіально-магістральної мережі варіанту 1

а) режим найбільшого навантаження

б) післяаварійні режими

Рисунок 2.2 - Розрахунок режиму мережі по першому варіанту

2.3.2 Розрахунок електричної мережі варіант III

Кільцева схема. Всі понижуючі підстанції виконані прохідними. Використано схему містка з вимикачами з боку ліній, це обґрунтовується тим, що, по-перше, для прохідних підстанцій у кільцевій схемі транзит не є основним завданням й, по-друге, довжина ліній досить значна.

У кільцевій схемі навантаження ПС ураховуємо у вузлах замкнутої мережі ВН і визначаємо потоки потужності на головних ділянках пропорційно довжині ділянок мережі й, виходячи з умов балансу потужності, знаходимо потоки потужності на інших ділянках.

У процесі розрахунку потоків потужності на головних ділянках лінії із двостороннім живленням використають рівняння [1]:

; (2.21)

де SA, SB - потік потужності в мережу на головних ділянках від ДЖ А і Б відповідно; електричний мережа трансформатор

Sni - навантаження i-й ПС;

Z , Z - сполучені комплекси опорів ліній від i-й ПС до ДЖ Б і А відповідно;

Z - сполучений комплекс сумарного опору всіх ліній мережі із двостороннім живленням між джерелами А і Б;

N - кількість ПС у мережі із двостороннім живленням.

На даному етапі розрахунку перетину проводів, а, отже, і їхні опори - невідомі. Допускаючи, що перетини проводів ПЛ однакові, у формулу (2.21) підставляють довжини ліній , замість опорів [1].

; (2.22)

Для розрахунку по формулах (2.21), (2.22) кільцеву мережу представляємо у вигляді лінії із двостороннім живленням. При цьому, кільцеву мережу розриваємо в ДЖ, заміняючи джерело живлення в ДЖ двома джерелами живлення: А і A'.

- режим найбільшого навантаження

SА1=[(15,4+j4,36)(34,8+37,2+34,8+27+37)+ +(30,8+j11,21)(34,8+37,2+34,8+27)(13,2+j3,96)(34,8+37,2+34,8)+(16,5+j5,38)+

+(34,8+37,2)+(20,9+j6,59)34,8]/(34,8+37,2+34,8+27+37+50,4)=45,69+j14,89 МВА

SА'5 = [(20,9+j6,59) (50,4+36 +27+34,8+37,2)+

+(16,5+j5,38) (50,4+36 +27+34,8)+(13,2+j3,96) (50,4+36 +27)+

+(30,8+j11,21) (50,4+36) + (15,4 + j4,36) 50,4] / (34,8+50,4+36 +27+34,8+37,2) = =51,11+j16,61 МВА

Перевірка SА1 + SА'5 = 96,8+j31,5 МВА

S1+S2+S3+S4+S5 = 96,8+j31,5 МВА

S12 = SA1 - S1 = 45,69+j14,89-15,4-j4,36 = 30,29+j10,53 МВА

S23 = S12 - S2 = 30,29+j10,53-30,8-j11,21=0,51-j0,68 МВА

S34 = S23 + S3 = 0,51+j0,68+13,2+j3,96=13,71+j4,64 МВА

S45 = S34 + S4 = 13,71+j4,64+16,5+j5,38=30,21+j10,02 МВА

SA'5 = S45 + S5 = 30,21+j10,02+20,9+j6,59=51,11+j16,61 МВА

- післяаварійні режими

Sa45 = S5 = 20,9+j6,59 МВА

Sa34 = Sa45+S4 = 20,9+j6,59+16,5+j5,38 = 37,4+j11,97 МВА

Sa23 = Sa34+S3 = 37,4+j11,97+13,2+j3,96 = 50,6+j15,93 МВА

Sa12 = Sa23+S2 = 50,6+j15,93+30,8+j11,21 = 81,4+j27,14 МВА

SaA1 = Sa12+S1 = 81,4+j27,14+15,4+j4,36 = 96,8+j31,5 МВА

Sa12 = 15,4+j4,36 МВА

Sa23 = 15,4+j4,36+30,8+j11,21= 46,2+j15,57 МВА

Sa34 = 46,2+j15,57+13,2+j3,96 = 59,4+j19,53 МВА

Sa45 = 59,4+j19,53+16,5+j5,38 = 75,9+j24,91 МВА

SaA5 = 75,9+j24,91+20,9+j6,59 = 96,8+j31,5 МВА

Всі інші розрахунки по варіанту проводяться аналогічно першому варіанту, залежно від потужностей по лініях.

В післяаварійних режимах втрати напруги перевищують припустимі значення (ДUmax = 28,6%> ДUдоп=18-22% та ДUmax = 26,6%> ДUдоп=18-22%). Тому варіант мережі виключаємо з подальшого розгляду. III варіант - технічно не реалізуємо.

Розрахунки по данному варіанту наведені в табл. 2.3 і на рис. 2.3 - 2.4

Таблиця 2.3 - Результати попереднього розрахунку сталих режимів для кільцевої мережі (Варіант III)

п/п

Розрахункова величина

Од. вім.

Зазнач.

Лінії

A1

12

23

34

45

A5

1

Довжина лінії

км

l

50,4

36

27

34,8

37,2

34,8

2

Потік активної потужності в нормальному режимі

МВт

РЛ

45,69

30,29

0,51

13,71

30,21

51,11

3

Потік реактивної потужності в нормальному режимі

МВАр

14,89

10,53

0,68

4,64

10,02

16,61

4

Потік повної потужності в нормальному режимі

МВА

S Л

48,06

32,07

0,85

14,47

31,83

53,74

5

Економічно доцільна напруга

кВ

Uекон

124,4

101,8

14,3

71,3

102,0

125,7

6

Номінальна напруга

кВ

Uном

110

110

110

110

110

110

7

Струм навантаження в нормальному режимі

А

I Л

252,3

168,3

4,5

76,0

167,1

282,1

8

Розрахунковий струм

А

Ip

317,9

212,1

5,7

95,8

210,5

355,4

9

Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, обраного по економічних інтервалах

мм2

n х F

1xAC240/32

1xAC185/29

1xAC70/11

1xAC120/19

1xAC185/29

1xAC240/32

10

Припустимий тривалий струм по нагріванню лінії із проводами n х F

А

Iдоп

610

520

265

390

520

610

11

Потік повної потужності в послеаварийному режимі 1 (ушкоджена лінія А5)

МВА

Р ЛА + jQ ЛА

96,8+j31,5

81,4+j27,4

50,6+j15,93

37,4+j11,97

20,9+j6,59

-

12

Потік повної потужності в післяаварийному режимі 2 (ушкоджена лінія А1)

МВА

Р ЛА + jQ ЛА

-

15,4+j4,36

46,2+j15,57

59,4+j19,53

75,9+j24,91

96,8+j31,5-

13

Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, з урахуванням перевірки по Iдоп

мм2

n х F

1xAC240/32

1xAC185/29

1xAC95/16

1xAC120/19

1xAC185/29

1xAC240/32

14

Питомий активний опір фази лінії

Ом/км

r0

0,12

0,162

0,306

0,249

0,162

0,12

15

Питомий індуктивний опір фази лінії

Ом/км

X0

0,405

0,413

0,434

0,427

0,413

0,405

16

Активний опір лінії

Ом

r

6,05

5,83

8,26

8,67

6,03

4,18

17

Індуктивний опір лінії

Ом

X

20,41

14,87

11,72

14,86

15,36

14,09

18

Втрати напруги у ПЛ у нормальному режимі

%

ДU Л

4,8

2,8

0,1

1,6

2,8

3,7

21

Максимальна втрата напруги в мережі в нормальному режимі

%

ДUmax

7,6

8,2

22

Втрати напруги у ПЛ у післяаварийному режимі 1

%

ДU ЛА

10,2

7,3

5,0

4,2

1,9

-

23

Максимальна втрата напруги в мережі в післяаварийному режимі 1

%

ДUА1max

28,6

-

24

Втрати напруги у ПЛ у післяаварийному режимі 2

%

ДU ЛА2

-

1,3

4,7

6,7

6,9

7,0

25

Максимальна втрата напруги в мережі в післяаварийному режимі 2

%

ДUА2max

-

26,6

Рисунок 2.3 - схема кільцевої мережі варіанту ІІІ

а) режим найбільшого навантаження

б) після аварійний режим

Рисунок 2.4 - розрахунок режиму мережі по третьому варіанті

2.3.3 Розрахунок електричної мережі варіант IV

Схема містить кільцеву й магістральну мережі. Понижуючі підстанції ПС1, ПС2, ПС3 виконані прохідними. Використано схему містка з вимикачами з боку ліній. Для підстанції ПС5, ПС4 використані схеми магістральної і тупикової підстанцій.

Робимо розрахунок потужності для кільцевої ділянки схеми.

- режим найбільшого навантаження

SА1=[(15,4+j4,36)(39,6+27+36)+(30,8+j11,21)(39,6+27)+

+(13,2+j3,96)39,6] / (39,6+27+36+50,4)=27,15+j8,83 МВА

SА'3 =[(13,2+j3,96) (50,4+36 +27)+( 30,8+j11,21)(50,4+36)+

+(15,4+j4,36)50,4] / (50,4+36 +27 +39,6) = 32,25 + j10,7 МВА

Перевірка SА1 + SА'3 = 59,4+j19,53 МВА

S1+S2+S3 = 59,4+j19,53 МВА

S12 = 27,15+j8,83-15,4-j4,36 = 11,75+j4,47 МВА

S23 = 11,75+j4,47-30,8-j11,21 = - 19,05-j6,74 МВА

SA'3 = 19,051+j6,74+13,2+j3,96 = 32,25+j10,7 МВА

- післяаварійні режими

Sa23 = 13,2+j3,96 МВА

Sa12 = 13,2+j3,96+30,8+j11,21 = 44+j15,17 МВА

SaA1 = 44+j15,17+15,4+j4,36 = 59,4+j19,53 МВА

Sa12 = 15,4+j4,36 МВА

Sa23 = 15,4+j4,36+30,8+j11,21= 46,2+j15,57 МВА

SaA'3 = 46,2+j15,57+13,2+j3,96 = 59,4+j19,53 МВА

Для магістральної мережі потоки потужностей такі

- режим найбільшого навантаження

S54 = 16,5+j5,38 МВА

SA5 = 16,5+j5,38+20,9+j6,59 = 37,4+j11,97 МВА

- післяаварійні режими

S54 = 16,5+j5,38 МВА

SA5 = 37,4+j11,97 МВА

Інші розрахунки по варіанті розраховуються по формулах (2.13), (2.14), (2.15), (2.16), (2.18), (2.19), (2.20); відповідно до потужностей для даного варіанта.

У нормальному й послеаварийных режимах максимальні втрати напруги в мережі не перевищують припустимих значень за умовою регулювання напруги, струм у всіх лініях менше припустимого по нагріванню. IV варіант - технічно реалізуємо.

Всі розрахункові дані наведені в таблиці 2.4. і ра рис. 2.5 - 2.6.

Таблиця 2.4 - Результати попереднього розрахунку сталих режимів для сложнозамкнутої конфігурації, мережі (Варіант IV)

п/п

Розрахункова величина

Од. вім.

Зазн.

Лінії

A1

12

23

A'3

A5

54

1

Довжина лінії

км

l

50,4

36

27

39,6

34,8

37,2

2

Потік активної потужності в нормальному режимі

МВт

Р Л

27,15

11,75

19,05

32,25

37,4

16,5

3

Потік реактивної потужності в нормальному режимі

МВАр

Q Л

8,83

4,47

6,74

10,7

11,97

5,38

4

Потік повної потужності в нормальному режимі

МВА

S Л

28,55

12,57

20,21

33,98

39,27

17,35

5

Економічно доцільна напруга

кВ

Uекон

99

66,,4

87,3

105,3

82,2

56,2

6

Номінальна напруга

кВ

Uном

110

110

110

110

110

110

7

Струм навантаження в нормальному режимі

А

I Л

149,9

66

106,1

178,4

103,1

45,6

8

Розрахунковий струм

А

Ір

188,9

83,2

133,7

224,8

129,9

57,5

9

Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, обраного по економічних інтервалах

мм2

n х F

1xAC185/29

1xAC120/19

1xAC120/19

1xAC240/32

1xAC120/19

1xAC70/11

10

Припустимий тривалий струм по нагріванню лінії із проводами n х F

А

Iдоп

520

390

390

610

310

265

11

Потік повної потужності в послеаварийному режимі 1 (ушкоджена лінія А3)

МВА

Р ЛА+jQ ЛА

59,4+j19,53

44+j15,17

13,2+j3,96

-

12

Потік повної потужності в послеаварийному режимі 2 (ушкоджена лінія А1)

МВА

РЛА+jQ ЛА

-

15,4+j4,36

46,2+j15,57

59,4+j19,53

13

Потік повної потужності в послеаварийному режимі 3 (ушкоджений один ланцюг лінії А54)

МВА

Р ЛА + jQ ЛА2

37,4+j11,97

16,5+j5,38

Струм у послеаварийном урежимі 1.

А

I ЛА

328

244

72,3

-

Струм у послеаварийному режимі 2.

А

I ЛА

-

84

256

328

Струм у послеаварийному режимі 3.

А

I ЛА

206

91

15

Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, з урахуванням перевірки по Iдоп

мм2

n х F

1xAC185/29

1xAC120/19

1xAC120/19

1xAC240/32

1xAC120/19

1xAC70/11

16

Питомий активний опір проведення

Ом/км

r0

0,162

0,249

0,249

0,12

0,249

0,428

17

Питомий індуктивний опір фази лінії

Ом/км

X0

0,413

0,427

0,427

0,405

0,427

0,444

18

Активний опір проведення ПЛ

Ом

r

8,16

8,96

6,72

4,75

4,33

7,96

19

Індуктивний опір лінії

Ом

X

20,82

15,37

11,53

16,04

7,43

8,26

20

Втрати напруги у ПЛ у нормальному режимі

%

ДU Л

3,35

1,44

1,7

2,68

2,07

1,45

21

Максимальна втрата напруги в мережі в нормальному режимі

%

ДUmax

4,79

4,38

3,52

22

Втрати напруги у ПЛ у послеаварийному режимі 1

%

ДU ЛА

7,37

5,19

1,11

-

23

Максимальна втрата напруги в мережі в послеаварийному режимі 1

%

ДUАmax

13,67

24

Втрати напруги у ПЛ у послеаварийному режимі 2

%

ДU ЛА

-

1,69

4,05

4,92

25

Максимальна втрата напруги в мережі в послеаварийному режимі 2

%

ДUАmax

10,66

26

Втрати напруги у ПЛ у послеаварийному режимі 3

%

ДU ЛА

4,14

2,9

27

Максимальна втрата напруги в мережі в послеаварийному режимі 3

%

ДUАmax

7,04

Рисунок 2.5 - Схема магістрально-кільцевої мережі варіанту 4

а) решти найбільшого навантаження кільцевої мережі

б) після аварійні режими кільцевої мережі

в) решти найбільшого навантаження магістральної мережі

г) післяаварійний режим магістральної мережі

Рисунок 2.6 - розрахунок режиму мережі по четвертому варіанту

2.3.4 Розрахунок електричної мережі варіант V

Понижуючі підстанції ПС1, ПС2, ПС4, ПС5 виконані прохідними. Використано схему містка з вимикачами з боку ліній. ПС3 є вузловою підстанцією. Для цієї підстанції використана схема однієї робочої, секціонованої вимикачем й обхідною системою шин.

При розрахунку режимів складнозамкнутої мережі використаємо метод перетворення мережі. Цей метод полягає в тім, що мережа поступовими перетвореннями приводиться до ПЛ із двостороннім живленням, у якій знаходимо розподіл потужностей, як у простій замкнутій мережі. Потім розгортанням схеми визначаємо розподіл потужностей у вихідній мережі [1].

На першому етапі звільнимося від проміжних навантажень на ПС1, ПС2. Для цього рознесемо навантаження ПС1 до вузлів А і 2:

S2сум = S2 +S12 = 30,8+j11,2+8,98+j2,54 = 39,78+j13,75 МВА

lAсум = lA1+l12 = 50,4+36 = 86,4 км.

Розносимо сумарне навантаження ПС2 до вузлів А і 3:

S3сум = S3 +S2сум3 = 13,2+j3,26+30,31+j10,48 = 43,51+j13,74 МВА

.

Розраховуємо кільцеву мережу А-3-4-5-А'

SУА3 =[(43,51+j13,74) (34,8+37,2 +34,8)+(16,5+j5,38)(34,8+37,2)+

+(20,9+j6,59)34,8] / (34,8+37,2 +34,8 +29,4) = 48,18 + j15,3 МВА

SА'5 = [(20,9+j6,59) (29,4+34,8 +37,2)+(16,5+j5,38)(29,4+34,8)+

+(43,51+j13,74)29,4] / (29,4+34,8+37,2 +34,8) = 32,73 + j10,41 МВА

Перевірка SУА3+ SА'5 = 80,91+j25,17 МВА

SУ3+S4+S5 = 80,91+j25,17 МВА

S34 = 48,18+j15,3-43,51-j13,74 = 4,67+j1,56 МВА

S45 = 4,67+j1,56-16,5-j5,38 = - 11,83-j3,82 МВА

SA'5 = 11,83+j3,82+20,9+j6,59 = 32,73+j10,41 МВА

Розгортаємо кільцеву мережу А-3-4-5-А' до виду складнозамкнутої та визначемо розподіл потужностей

SА12 = SА123 +S2УА = 12,47+j3,96+9,47+j3,27 = 21,94+j7,23 МВА

S23 = SА123 -S2У3 = 12,47+j3,96-30,31+j10,48 = -17,84+j6,52 МВА

SА1 = SА12+S1А = 21,94+j7,23+6,42+j1,82 = 28,36+j9,05 МВА

SА1 = SА12-S12 = 21,94+j7,23-8,98+j2,54 = 12,96+j4,69 МВА

Перевірка:

1) SА1+SA3+SА'5 = 96,8+j30,8 МВА

S1+S2+S3+S4+S5 = 96,8+j30,8 МВА

2) SА3 =S3+S34 +S32

35,71+j11,34 = 35,71+j11,34 МВА

Розрахунок післяаварійних режимів виконуємо для трьох варіантів: вимкнення ліній А1, А3, A5

Вимикаємо лінію А1

S12 = 15,4+j4,36 МВА

S32 = 15,4+j4,36+30,8+j11,21 = 46,2+j15,57 МВА

S3У = 13,2+j3,26+46,2+j15,57 = 59,4+j18,83 МВА

SА3 =[(59,4+j18,83) (34,8+37,2 +34,8)+(16,5+j5,38)(34,8+37,2)+

+(20,9+j6,59)34,8] / (34,8+37,2 +34,8 +29,4) = 56,42 + j17,95 МВА

SА'5 = [(20,9+j6,59) (39,6+34,8 +37,2)+(16,5+j5,38)(39,6+34,8)+

+(59,4+j18,83)39,6] / (39,6+34,8+37,2 +34,8) = 40,38 + j12,85 МВА

Перевірка:

S3У+ S4 + S5 = 96,8+j30,8 МВА

SА3+SА'5 = 96,8+j30,8 МВА

S34 = 56,42+j17,95-59,4-j18,83 = -2,98-j0,88 МВА

S45 = 2,98+j0,88+16,5+j5,38 = 19,48+j6,26 МВА

SA'5 = 19,48+j6,26+20,9+j6,59 = 40,38+j12,85 МВА

Вимикаємо лінію А5:

S45 = 20,9+j6,59 МВА

S34 = 20,9+j6,59+16,5+j5,38 = 37,4+j11,97 МВА

S3У = 13,2+j3,26+37,4+j11,97 = 50,6+j15,23 МВА

SА1 =[(15,4+j4,36) (39,6+27 +36)+(30,8+j11,21)(39,6+27)+

+(50,6+j15,23)39,6] / (50,4+27 +36 +39,6) = 36,83 + j11,74 МВА

SА3 = [(50,6+j15,23) (50,4+27 +36) +(30,8+j11,21) (50,4+36) +

+(15,4+j4,36)50,4] / (50,4+27 +36 +39,6) = 59,97 + j19,05 МВА

Перевірка:

S1+ S2 + S3У = 96,8+j30,8 МВА

SА1+SА'3 = 96,8+j30,8 МВА

S12 = 36,83+j11,74-15,4-j4,36 = 21,43+j7,38 МВА

S23 = 21,43+j7,38-30,8-j11,21 = 9,37+j3,83 МВА

SA'3 = 9,37+j3,83+50,6+j15,23 = 59,97+j19,05 МВА

Післяаварійний режим складнозамкненої електричної мережі при вимкненні лінії А3 відповідає результатам нормального режиму кільцевої мережі (вваріант ІІІ)

Інші розрахунки по варіанті розраховуються по формулах (2.13), (2.14), (2.15), (2.16), (2.18), (2.19), (2.20); відповідно до рівчаків потужності для даного варіанта.

У післяаварійних режимах, вихід з ладу ділянок А1,А2,А3, максимальна напруга в мережі не перевищує припустимі значення за умовою регулювання напруги (ДUmax < 18-20 %). Тому V варіант - технічно реалізуєм.

Всі розрахункові дані наведені в таблиці 2.5. і на рис. 2.7 - 2.11.

Рисунок 2.7 - Схема сложнозамкнутої мережі варіанту 5

Таблиця 2.5 - Результати попереднього розрахунку сталих режимів для складнозамкненої конфігурації мережі (Варіант V)

п/п

Розрахункова величина

Од. вім.

Зазн.

Лінії

A1

12

32

34

45

А'5

А3

1

Довжина лінії

км

l

50,4

36

27

34,8

37,2

37,2

39,6

2

Потік активної потужності в нормальному режимі

МВт

Р Л

28,36

12,96

17,84

4,67

11,83

32,73

35,71

3

Потік реактивної потужності в нормальному режимі

МВАр

Q Л

9,05

4,69

6,52

1,56

3,82

10,41

11,34

4

Потік повної потужності в нормальному режимі

МВА

S Л

29,77

13,78

18,99

4,92

12,43

34,35

37,47

5

Економічно доцільна напруга

кВ

Uекон

101

69,5

79,4

42,7

66,7

105

110

6

Номінальна напруга

кВ

Uном

110

110

110

110

110

110

110

7

Струм навантаження в нормальному режимі

А

I Л

156,3

72,3

99,7

25,8

65,3

180,3

196,7

8

Розрахунковий струм

А

Ір

196,9

91,2

125,6

32,6

82,2

227,2

247,8

9

Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, обраного по економічних інтервалах

мм2

n х F

1xAC185/29

1xAC120/19

1xAC120/19

1xAC70/11

1xAC120/19

1xAC240/32

1xAC240/32

10

Припустимий тривалий струм по нагріванню лінії із проводами n х F

А

Iдоп

520

390

390

265

390

610

610

11

Потік повної потужності в послеаварийному режимі 1 (ушкоджена лінія А1)

МВА

Р ЛА+jQ ЛА

-

15,4+j4,36

46,2+j15,57

2,98+j0,88

19,48+j6,26

40,38+

j12,85

56,42+

j17,95

12

Потік повної потужності в послеаварийному режимі 2 (ушкоджена лінія А5)

МВА

РЛА+jQ ЛА

36,83+j11,7

21,43+j7,38

9,37+j3,83

37,4+j11,97

20,9+j6,59

-

59,97+

j19,05

13

Потік повної потужності в послеаварийному режимі 3 (ушкодженa лінія А3)

МВА

Р ЛА + jQ ЛА2

45,69+j14,8

30,29+j10,5

0,51+j0,68

13,71+j4,64

30,21+j10,02

51,11+

j16,61

-

Струм у послеаварийном урежимі 1.

А

I ЛА

-

84

255,9

16,3

107,4

222,4

310,8

Струм у послеаварийному режимі 2.

А

I ЛА

202,9

119

53,1

206,1

115

-

330,3

Струм у послеаварийному режимі 3.

А

I ЛА

252,3

168,3

4,5

76

167,1

282,1

-

15

Кількість ланцюгів, марка й перетин проведення, з урахуванням перевірки по Iдоп

мм2

n х F

1xAC185/29

1xAC120/19

1xAC120/19

1xAC70/11

1xAC120/19

1xAC240/32

1xAC240/32

16

Питомий активний опір проведення

Ом/км

r0

0,162

0,249

0,249

0,428

0,249

0,12

0,12

17

Питомий індуктивний опір фази лінії

Ом/км

X0

0,413

0,427

0,427

0,444

0,427

0,405

0,405

18

Активний опір проведення ПЛ

Ом

r

8,16

8,96

6,72

14,89

9,96

4,18

4,75

19

Індуктивний опір лінії

Ом

X

20,82

15,37

11,53

15,45

15,88

14,09

16,04

20

Втрати напруги у ПЛ у нормальному режимі

%

ДU Л

3,47

1,56

1,61

0,77

1,41

2,34

2,91

21

Максимальна втрата напруги в мережі в нормальному режимі

%

ДUmax

5,03

4,52

3,75

2,91

22

Втрати напруги у ПЛ у послеаварийному режимі 1

%

ДU ЛА

-

1,69

4,05

0,48

2,31

2,89

4,59

23

Максимальна втрата напруги в мережі в послеаварийному режимі 1

%

ДUАmax

-

11,42

4,59

24

Втрати напруги у ПЛ у послеаварийному режимі 2

%

ДU ЛА

4,5

2,52

0,89

6,13

2,46

-

4,88

25

Максимальна втрата напруги в мережі в послеаварийному режимі 2

%

ДUАmax

7,02

9,48

-

4,88

26

Втрати напруги у ПЛ у послеаварийному режимі 3

%

ДU ЛА

5,64

3,58

0,09

2,28

3,63

3,7

-

27

Максимальна втрата напруги в мережі в послеаварийному режимі 3

%

ДUАmax

9,22

9,7

-

Рисунок 2.8 - Схема перетворення мережі по п'ятому варіанту

Рисунок 2.9 - Розрахунок кільцевої мережі А-3-4-5-А`

Рисунок 2.10 - Розрахунок після аварійного режиму при вимиканні лінії А1

Рисунок 2.11 - Розрахунок після аварійного режиму при вимиканні лінії А5

2.4 Вибір трансформаторів

Вибираємо трансформатори з умови, що енергосистема може забезпечити при виході із ладу одиного з трансформаторів на ремонт або заміну протягом доби, і потрібне резервування споживачів I й II категорій. При цьому трансформатор, що залишився в роботі, повинен забезпечити живлення споживачів I й II категорій ПС з урахуванням припустимого перевантаження на 40% [8]

, (2.23)

де SI,IIni -максимальна потужність споживачів I й II категорії.

Робимо перевірку завантаження трансформаторів по коефіцієнтами завантаження в нормальному режимі:

(2.24)

і при відключенні одного трансформатора

(2.25)

При визначенні завантажень трансформаторів у післяаварийному режимі по формулі (2.23), у післяаварийному режимі необхідно враховувати, що частина споживачів III категорії може бути відключена для забезпечення Каз<1,4. Варто визначити процентний обсяг споживачів III категорії, що підлягають відключенню (NШоткл ). Він визначається по формулі:

(2.26)

де SIIIni - повна потужність споживачів Ш категорії.

Відомості про трансформатори вносимо в таблицю 2.6.

Таблиця 2.6 - Вибір трансформаторів

п/п

Розрахункова величина

Зазн

Підстанції

1

2

3

4

4*

5

1

Номінальна напруга підстанції, кВ

Uном

110

110

110

110

110

110

2

Найбільше повне навантаження ПС, МВА

Sni

16,004

32,776

13,78

17,356

17,356

21,913

3

У тому числі споживачів 1, 2 категорії, %

SI,IIni

12,803

29,498

9,646

6,942

6,942

15,339

4

Номінальна потужність трансформаторів, МВА

Sт ном

10

25

10

10

16

16

5

Тип трансформаторів

-

ТДН

ТДН

ТДН

ТДН

ТДН

ТДН

6

Кількість трансформаторів на ПС

nтр

2

2

2

2

1

2

7

Завантаження трансформаторів у нормальному режимі, в.о.

Кнз

0,8

0,66

0,69

0,54

1,08

0,68

8

Завантаження трансформаторів у послеаварийному режимі

Каз

1,28

1,18

0,96

0,69

-

0,96

9

Обсяг споживачів 3 категорії, що підлягають відключенню в послеаварийному режимі.

NIIIотк

62,6

-

-

33,2

-

-

2.5 Вибір раціональної схеми електричної мережі на підставі техніко-економічного порівняння конкурентноздатних варіантів

Із п'яти розглянутих варіантів технічно реалізовані всі п'ять.

Проведемо експертну оцінку цих варіантів (таблиця 2.7).

У всіх розглянутих варіантах достатній запас по регулюванню напруги трансформаторами із РПН. Виділити варіант, що явно програє техніко-економічно порівняно складно. В варіанті ІV найменші капіталовкладення на підстанціях; а в варіанті V найменші витрати на спорудження ліній; варіант І має найдовші лінії і значну кількість осередків вимикачів.

Оптимальний варіант вибираємо по мінімуму наведених витрат без обліку очікуваного збитку так, як варіанти мають резервування [5]

З = Ен К И + У,(2.26)

де К- капітальні витрати на будівництво;

И- річні витрати виробництва;

У- Очікуваний середньорічний збиток від перерв електропостачання;

Таблиця 2.7 - Дані для експертної оцінки варіантів

п/п

Розрахункова величина

Од. вим.

Зазн.

Варіанти

1

2

4

5

1

Номінальна напруга мережі

кВ

Uном

110

110

110

110

2

Втрата напруги в нормальному режимі

%

ДUн

3,6

3,6

4,8

5,03

3

Втрата напруги в послеаварийному режимі

%

ДUа

7,2

7,2

13,7

13,47

4

Кількість осередків лінійних вимикачів

шт.

nцп

8

7

4

3

5

Кількість осередків вимикачів на ПС

шт.

nпс

10

9

13

19

6

Сумарна довжина ЛЕП в одноланцюговому виконанні

км

428,4

366

297

259,8

7

Кількість трансформаторів

шт

10

9

10

10

Ен- коефіцієнт приведення до одного року .

Розрахунок по (2.26) проводиться при допущенні, що вартість устаткування, будівельно-монтажних робіт й експлуатації змінилися пропорційно в порівнянні з даними, наведеними в довідковій літературі.

Розрахунок капітальних вкладень наведений у таблиці 2.8

Таблиця 2.8 - Розрахунок капітальних вкладень

п/п

Елемент мережі

Од.

вим

Зазнач.

Кош-тує

од.

Варіант I (ІІ)

Варіант IV

Варіант V

Кіл.

Кош-тує

Кіл.

Кош-тує

Кіл.

Кош-тує

1

ЦЖ і ПС

1.1

Осередку лінійних вимикачів у ДЖ

шт

пцп

35

7

245

4

140

3

105

1.2

Місток з вимикачами й неавтоматичною перемичкою

шт

пврп

120

-

-

3

360

4

480

1.3

Два блоки лінія тр-р з неавтоматичною перемичкою

шт

пврн

82,9

4

331,6

2

165,8

-

-

1.4

ВРП з одним вимикач.

шт

пврп

36

1

36

-

-

-

-

1.5

Осередки лінійних вимикач ВРП ПС зі збірними шинами

шт

ппс

35

-

-

-

-

7

245

1.6

Трансформатори

ТДН 10000/110

шт

54

4

216

6

324

6

324

ТДН 16000/110

шт

Кт

63

3

189

2

126

2

126

ТДН 25000/110

шт

84

2

168

2

168

2

168

1.7

Пост. частина затрат

Місток

210

4

840

5

1050

4

840

З одним вимикачем

Кпост

91

1

91

-

-

-

-

Зі збірними шинами

290

-

-

-

-

1

290

Разом по ДЖ і ПС

Кп

-

-

2116,6

-

2333,8

-

2578

2.1

Одноланцюгові із проводами:

АС - 70/11

км

К0

10,5

-

-

-

-

34,8

365,4

АС - 120/19

км

К0

10,8

62,4

673,9

63

680,4

100,2

1082,2

АС - 185/29

км

К0

12,6

-

-

50,4

635,0

50,4

635,0

АС - 240/32

км

К0

14

-

-

39,6

554,4

74,4

1041,6

2.2

Двуланцюгові із проводами:

2xАС - 70/11

км

К0

15,8

77,4

1222,9

37,2

587,8

-

-

2xАС - 95/16

км

К0

16,9

34,8

588,1

-

-

-

-

2xАС - 120/19

км

К0

17

-

-

34,8

591,6

-

-

2xАС - 150/24

км

К0

20

39,6

792

-

-

-

-

Разом по ПЛ

Кл

-

-

3276,9

-

3049,2

-

3124,2

Разом по мережі

К

-

-

5393,5

-

5388

-

5702,2

Витрати на експлуатацію (И, тис. грн) складаються із двох частин: частину пропорційну капіталовкладенням Ик і витратам на компенсування втрат електроенергії ( ИДW ) . Складова Ик є відрахуваннями на амортизацію, ремонт й обслуговування устаткування:

Ик = 0,01 ? p ? К.(2.27)

Нормативні коефіцієнти відрахувань [4] становлять для ВЛ 110 кВ на залізобетонних опорах рвл=2,8%, для ПС 110 кВ рпс=9,4%. Розрахунок Ик для розглянутих варіантів буде наведений у загальній таблиці техніко-економічного порівняння таблиця 2.11.

Визначимо складову ИДW. Вона залежить від річних втрат електроенергії в мережі (ДW) і питомих витрат на відшкодування втрат електричної енергії в мережі (CE):

ИДW=ДW·CЕ.(2.28)

Для європейської частини СНД, при Тнб=5280 годин і коефіцієнті влучення в максимум енергосистеми Км=0,9 визначимо за графіком [4] CЕ=ѓ(ф/км) . Час максимальних втрат [ 5 ], годин

ф = [ 0,124 + Тнб / 10000 ] 2· 8760, (2.29)

ф=

Для ф / Км = 3724 / 0,9 = 4138 рік CЕ =

Втрати електроенергії знаходимо через час найбільших втрат

ДW = ДРнб·ф(2.30)

Щорічні витрати потужності електроенергії та втрати на їх відшкодування приведені в табл. 2.9.

Виконаємо розрахунок втрат потужності електроенергії та втрат на їх відшкодування для трансформаторів ПС. Розрахунки приведені в табл.2.10.

Таблиця 2.9 - Щорічні втрати потужності електроенергії в лініях та витрати на їх відшкодування

Лінії

Sл, МВА

Rл, Ом

Зазн

Од.вим.

Варіант

(I)II

IV

V

А1

16

10,79

ДРА1

МВт

0,23

-

-

23

13,78

5,78

ДР23

МВт

0,09

-

-

А2

46,45

3,92

ДРА2

МВт

0,70

-

-

А4

17,35

15,54

ДРА4

МВт

0,39

-

-

А5

21,91

5,33

ДРА5

МВт

0,21

-

-

А1

28,55

8,16

ДРА1

МВт

-

0,55

-

12

12,52

8,96

ДР12

МВт

-

0,12

-

23

20,21

6,72

ДР23

МВт

-

0,23

-

А3

33,98

4,75

ДРА3

МВт

-

0,45

-

А5

29,27

4,33

ДРА5

МВт

-

0,32

-

54

17,35

7,96

ДР54

МВт

-

0,20

-

А1

29,77

8,16

ДРА1

МВт

-

-

0,60

12

13,78

8,96

ДР12

МВт

-

-

0,14

23

18,99

6,72

ДР23

МВт

-

-

0,20

34

4,92

14,89

ДР34

МВт

-

-

0,03

45

12,43

9,26

ДР45

МВт

-

-

0,12

А5

34,35

4,18

ДРА5

МВт

-

-

0,34

А3

37,47

4,75

ДРА3

МВт

-

-

0,55

Всього втрат активної потужності

ДРл

МВт?ч

1,62

1,87

1,98

Втрати ел.енерргії в лініях

ДWл

МВт?ч

6032,9

6963,9

7373,5

Кошторис втрат ел.ен. в лініях

ИДWл

Тис.гр

117,6

135,1

143,0

Таблиця 2.10 - Щорічні втрати потужності на ПС та витрати на їх відшкодування

Показник

Познач

Підстанції

1

2

3

4

5

Вар.ІІ

Вар.IV,V

1

Найбільше повне навантаження на стороні НН, ПС, МВА

Sні

16

32,78

13,78

17,36

17,36

21,91

2

Номінальна потужність трансформатора, МВА

Sном

10

25

10

16

10

16

3

Кількість трансформаторів, шт

пт

2

2

2

1

2

2

4

Втрати активної потужності ХХ, МВт

ДРхі

0,014

0,027

0,014

0,019

0,014

0,019

5

Втрати активної потужності КЗ, МВт

ДРкі

0,06

0,12

0,06

0,085

0,06

0,085

6

Втрати активної потужності ХХ в пт тарнсформаторах, МВт

ДРст і

0,028

0,054

0,028

0,019

0,028

0,038

7

Втрати активної потужності КЗ в пт тарнсформаторах, МВт

ДРмі

0,077

0,103

0,057

0,1

0,09

0,08

8

Постійні втрати енергії в пт тарнсформаторах МВт?год

ДWх

245,3

473,0

245,3

166,4

245,3

332,9

9

Навантажувальні втрати ел.ен в пт тарнсформаторах МВт?год

ДWн

286,0

281,0

155,2

272,6

246,3

217,1

10

Втрати ел.ен в пт тарнсформаторах МВт?год

ДWт

531,3

754

400,5

439

491,6

550

11

Витрати на відновлювання втрат ел.ен в пт тарнсформаторах тис?гр

ИДWт

10,3

14,6

7,8

8,5

9,5

10,7

На ПС4 (варіант ІІ) підключення виконано одноланцюговою ПЛ, тому для неї проводиться розрахунокущербу.

Ущерб від вимушених простроїв

Ущерб від планових простроїв

Очікуваний ущерб від недоотпуска електроенергії

У=УВ+УП =29,4+165 = 194,4 тис.гр.

Втрати потужності в режимі найбільших навантажень:

(2.31)

Розрахунок наведених витрат наведений у таблиці 2.11.

Таблиця 2.11 - Підсумкова таблиця порівняння варіантів по наведених витратах при будівництві мережі в один рік, тис. грн.

п/п

Розрахункова величина

Обозн.

Варіанти

II

IV

V

1

Вартість врахованих елементів ДЖ і ПС

Кп

2116,6

233,8

2578

2

Вартість ПЛ

Кл

3276,9

3049,2

3124,2

3

Сумарна вартість

К

5393,5

5388

5702,2

4

Щорічні відрахування на амортизацію, ремонт й обслуговування ПС

Ип

199,0

219,4

242,3

5

Щорічні відрахування на амортизацію, ремонт й обслуговування ПЛ

Ил

91,8

85,4

87,5

6

Щорічні витрати на відшкодування втрат електроенергії

Иw

169,5

188

195,9

7

Щорічні витрати виробництва

И

460,3

492,8

535,7

8

Капітальні вкладення наведені до одного року, тис. грн/рік

ЕH·К

647,2

646,6

684,3

9

Народногосподарський збиток, тис. грн/рік

У

194,4

-

-

10

Наведені витрати, тис. грн/рік

З

1301,9

1139,4

1210

Як остаточний варіант вибираємо змішану схему (IV варіант), що має найменші наведені витрати.

2.6 Уточнені розрахунки режимів

Уточнені розрахунки проводяться з метою кінцевої перевірки працездатності обраного варіанта мережі. У розрахунках ураховуються втрати потужності в трансформаторах і лініях і зарядній потужності ліній електропередачі.

2.7 Схема заміщення для уточнених розрахунків

Розрахунок параметрів схеми заміщення ліній виконаний за питомим значенням опорів і зарядних потужностей [4]

(2.32)

де rл, xл - опір ліній;

Qс - зарядна потужність ліній.

n - кількість паралельних ліній.

Розрахунок параметрів схеми заміщення наведені в таблиці 2.12.

Таблиця 2.12-Параметри лінії схеми заміщення

п/п

Розрахункова величина

Од. вім

Обозн

Лінія

А1

12

23

А3

А5

54

1

Довжина лінії

км

l

50,4

36

27

39,6

34,8

37,2

2

Кількість ланцюгів і перетин проведення

мм2

n x F

1x185/29

1x120/19

1x120/19

1x240/32

1x120/19

2x70/11

3

Питомий активний опір проведення


Подобные документы

  • Вибір силових трансформаторів на підстанціях електричної мережі. Техніко-економічне обґрунтування вибраних варіантів схем електричної мережі. Розрахунок втрати потужності в обмотках трансформатора. Розподіл напруг по ділянкам ліній електропередач.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 16.09.2013

  • Вибір та обґрунтування принципової схеми електричної станції. Вибір електрообладнання станції для варіантів її конфігурації: турбогенераторів, трансформаторів зв'язку, секційного реактору. Техніко-економічне порівняння варіантів. Розрахунок струмів КЗ.

    курсовая работа [3,5 M], добавлен 22.10.2012

  • Розрахунок режиму та застосування методу динамічного програмування для визначення оптимальної схеми електричної мережі. Вибір потужності трансформаторів для підстастанцій, схеми розподільчих пристроїв. Визначення витрат на розвиток електричної мережі.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 10.05.2012

  • Розробка ефективної схеми електромережі району з урахуванням прогнозу навантажень та забезпечення надійності, інших технічних та економічних обмежень. Вибір трансформаторів та схем підстанцій споживачів. Основні техніко-економічні показники мережі.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.02.2015

  • Вибір числа й потужності трансформаторів ТЕЦ-90. Техніко-економічне порівняння структурних схем. Вибір головної схеми електричних сполук, трансформаторів струму і струмоведучих частин розподільних пристроїв. Розрахунок струмів короткого замикання.

    курсовая работа [210,4 K], добавлен 16.12.2010

  • Вибір і обґрунтування двох варіантів схеми проектованої підстанції та силових трансформаторів, техніко-економічне порівняння варіантів. Вибір електричних апаратів і струмопровідних частин для заданих кіл. Заземлювальний пристрій для заданого кола.

    курсовая работа [692,4 K], добавлен 31.03.2009

  • Розрахунок режиму роботи мережі для вихідної схеми. Характеристика підстанції "Добромиль-14". Вибір кількості та номінальної потужності трансформаторів підстанції. Розрахунок режимів роботи електричної мережі. Коротка характеристика комплексу "DAKAR".

    дипломная работа [1,8 M], добавлен 23.03.2010

  • Розрахунок варіантів розподілу генераторів між розподільними пристроями у різних режимах роботи, вибір потужності трансформаторів зв'язку, секційних та лінійних реакторів, підбір вимикачів та струмоведучих частин для проектування електричної станції.

    курсовая работа [463,9 K], добавлен 28.11.2010

  • Специфіка проектування електричної мережі цеху з виготовлення пiдiймальних пристроїв машинобудівного заводу. Розрахунок електричних навантажень. Вибір кількості і потужності силових трансформаторів КТП з урахуванням компенсації реактивної потужності.

    курсовая работа [778,9 K], добавлен 14.03.2014

  • Розрахунок струмів та напруг на ділянках без урахування втрат та вибір проводів. Техніко-економічне порівняння двох схем електричної мережі. Визначення довжин ліній. Аварійний режим роботи електричної схеми Б. Режим мінімального її навантаження.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.02.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.