Вариант 1.

Режим максимальных нагрузок

На подстанции 1 установлено два авторансформатора АТДЦТН-63000/220/110.

Sном=63 МВА, UВН=230 кВ, UСН=121 кВ, UНН=11 кВ,

Рхх=45 кВт, uкВН-СН=11%, uкСН-НН=21,9%, uкВН-НН=35,7%,

Рк=215 кВт Iх=0,5%.

Рст1=90 кВт,

Qст1=630 квар;

Рм1=57,936311 кВт,

Qм1==2105,10912 квар.

=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=90+57,936311+j 630+j 2105,10912=147,93631 + j2735,109 кВА.

На подстанции 2 установлено два трансформатора ТРДН-25000/110.

Sном=25 МВА, UВН=115 кВ, UНН=10,5 кВ,

Рхх=27 кВт, Рк=120 кВт, uкВН-НН=10,5%,

Iх=0,7% Rт= 2,54 Хт= 55,9

Рст2=54 кВт,

Qст2=350 квар.

Рм2=126,15 кВт,

Qм2==2759,531 квар.

=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=54+126,15+j 350+j 2759,531=180,15+j 3109,53125 кВА.

На подстанции 3 установлено два трансформатора ТРДН-40000/220.

Sном= 40 МВА, UВН=230 кВ, UНН=11 кВ,

Рхх=50 кВт, Рк=170 кВт, uкВН-НН=12%,

Iх=0,9% Rт= 5,6 Хт= 158,7

Рст3=100 кВт,

Qст3=720 квар.

Рм3=36,6064453 кВт,

Qм3==1033,594 квар.

=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=100+36,60644+j 720+j 1033,594= 136,60644+j 1753,59375 кВА.

На подстанции 4 установлено два трансформатора ТДН-16000/110.

Sном=16 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,

Рхх=19 кВт, Рк=85 кВт, uкВН-НН=10,5%,

Iх=0,7% Rт= 4,38 Хт= 86,7

Рст4=38 кВт,

Qст4=224 квар.

Рм4=66,40625 кВт,

Qм4==1312,5 квар.

=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=38+66,40625+j 224+j 1312,5=104,40625+j 1536,5 кВА.

На подстанции 5 установлено два трансформатора ТРДН-40000/220.

Sном= 40 МВА, UВН=230 кВ, UНН=11 кВ,

Рхх=50 кВт, Рк=170 кВт, uкВН-НН=12%,

Iх=0,9% Rт= 5,6 Хт= 158,7

Рст5=100 кВт,

Qст5=720 квар.

Рм5=6,723632 кВт,

Qм5==189,8438 квар.

=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=100+6,723632+j 720+j 189,8438= 106,72363+j 909,84375 кВА.

Расчет для линий

Переходим к расчёту параметров установившегося режима «методом в два этапа».

1 Этап заключается в определении потоков и потерь мощности в элементах сети последовательно по элементам от концов сети (нагрузок) к началу сети (к станции), (В МВА).

Начнем с кольцевой части схемы. Определим приближённые потоки мощности в линиях кольца без учёта потерь мощности в продольных сопротивлениях линии. Для этого рассечём кольцо по генерирующему узлу (узел 1'), разворачиваем кольцо и представляем его линией с двухсторонним питанием:

Комплексные сопротивления линий:

Сопряженные комплексные сопротивления линий:

Рассчитаем расчетные нагрузки узлов:

Распределение мощности:

Проверка правильности нахождения полной мощности на участке РЭС-3:

Проверка показала правильность расчета распределения мощности.

Уточним найденные потоки мощности путём учёта потерь мощности в продольных сопротивлениях линий кольца. Для этого восстанавливаем кольцо в узле рэс и рассекаем в точке потокораздела - в узле 1. Ведём расчёт получившейся разомкнутой цепи.

Переходим к расчёту параметров установившегося режима «методом в два этапа».

1 Этап заключается в определении потоков и потерь мощности в элементах сети последовательно по элементам от концов сети (нагрузок) к началу сети (к станции), (В МВА).

29+j21,75+0,1801+j3,10953-2,401=29,1801+j23,6589 МВА.

0,667+j0,9617 МВА

29,1801+j23,6589+0,667+j0,9617 =29,84716+j24,62073 МВА.

16+j12+0,104406+j1,5365-2,8353=16,10441+j12,1188 МВА.

=0,325847+j0,342835 МВА

16,10441+j12,1188+0,325847+j0,342835=16,43025+j12,46167 МВА.

0,5977639+j8.03432168 МВА.

=0.00843799+j0,030334937 МВА

0.597763+j8.0343216+0,0084379+j0,0303349=0.60620191+j8.0646566 МВА.

9.106723+j0.8540293+0.606201+j8.06465662=9.7129255+j8.91868597 МВА.

=0.02434374+j0,087516764 МВА

9.712925+j8.918685+0,0243437+j0.0875167=9.73726929+j9.0062027 МВА.

21.136606+j9.311409+9.737269+j9.00620273=30.873875+j18.3176124 МВА.

=0.23841526+j0,857112708 МВА

30.8738757+j18.31761248+0.23841526+j0.857112708=31.112291+j19.17472519 МВА.

Для определения потерь мощности в обмотках автотрансформаторов возьмем каталожные данные сопротивлений:

для одного трансформатора:

Для двух параллельно работающих трансформаторов

Тогда

Потоки мощности в линии РЭС-1:



2 этап заключается в определении напряжений в узлах и падение напряжений последовательно по элементам от начала сети к концам сети

UРЭС=1,1Uном=1,1 220=242 кВ.

UЛ РЭС-

3===3.70171 кВ.

кВ

кВ

=;

;

Коэффициент трансформации:.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

UЛ 3-5===1.197412 кВ.

кВ

кВ

=;

;

Коэффициент трансформации:.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

кВ;

кВ

кВ;

КтВН-СН1===1,9 КтВН-НН1===20,909

UСН1===9.014702 кВ.

дUСН1===10.31352 кВ.

= =224.9578 кВ.

кВ. Действительное напряжение на средней стороне.

UНН1===20,91071 кВ.

дUНН1===23,7

5 кВ.

= =214,1466кВ.

кВ Действительное напряжение на низкой стороне.

UЛ 1-2===3,157809 кВ.

кВ

кВ

=;

;

Коэффициент трансформации:.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

UЛ 1-4===2,422789 кВ.

кВ

кВ

=;

;

Коэффициент трансформации:.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

Режим минимальных нагрузок

В режиме минимальных нагрузок последние составляют 40% от наибольшей нагрузки по заданию.

=(37+j 27,75)*0.4=14.7+j11.1 МВА, Sн1=18.5 МВА,

=(29+j 21,75)*0.4=11.6+j8.7 МВА, Sн2=14.5 МВА,

=(21+j 15,75)*0.4=8.4+j6.3 МВА, Sн3=10.5 МВА,

=(16+j 12)*0.4=6.4+j4.8 МВА, Sн4=8 МВА,

=(9+j 6,75)*0.4=3.6+j2.7 МВА, Sн5=4.5 МВА.

Проверим целесообразность отключения трансформаторов:

Для п/ст 1:

;

Так как , то может быть включен 1 трансформатор

Для п/ст 2:

;

Так как , то может быть включен 1 трансформатор

Для п/ст 3:

;

Так как , то может быть включен 1 трансформатор

Для п/ст 4:

;

Так как , то может быть включен 1 трансформатор

Для п/ст 5:

;

Так как , то может быть включен 1 трансформатор

Тогда расчет для трансформаторов будет

=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=45+115,8726+j 315+j 4210,218=160,873+j 4525,218 кВА.

=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=27+252,3+j 175+j 5519,062=279,3+j 5694,063 кВА.

=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=50+73,212+j 360+j 2067,188=123,213+j 2427,188 кВА.

=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=19+132,812+j 112+j 2625=151,813+j 2737 кВА.

=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=50+13,44726+j 360+j 379,6876=63,447+j 739,688 кВА.

Рассчитываем расчетные нагрузки узлов:

Распределение мощности:

Проверка правильности нахождения полной мощности на участке РЭС-3:

Проверка показала правильность расчета распределения мощности.

Переходим к расчёту параметров установившегося режима «методом в два этапа».

1 Этап заключается в определении потоков и потерь мощности в элементах сети последовательно по элементам от концов сети (нагрузок) к началу сети (к станции), (В МВА).

11.6+j8.7+0,2793+j5,69406-

2,401=11,8793+j13.19352 МВА.

0,14897+j0.2147 МВА

11.8793+j13.19352+0,148971+j0.21479 =12.02827+j13.40832 МВА.

6.4+j4.8+0,151813+j2,737-2,8353=6.551813+j6.11934 МВА.

=0,064471+j0,067832 МВА

6.551813+j6.11934+0,064471+j0,067832=6.616283+j6.187172 МВА.

0,25549+j0.808488 МВА.

=0.000093+j0,000336 МВА

0.25549+j0.808488+0,000093+j0,000336=0.2555838+j0.808824 МВА.

3.6+j2.7+0.2555838+j0.808824=3.8555838+j3.5088 МВА.

=0.0380483+j0,013679 МВА

3.859388+j3.522503+0,0380483+j0.013679=3.859388+j3.522503 МВА.

8.523213+j8.727188+3.859388+j3.522503=12.259388+j9.822503 МВА.

=0.045653+j0,164125 МВА

12.259+j9.822503+0.04565322+j0.164125=

=12.3050419+j9.986628 МВА.

Для определения потерь мощности в обмотках автотрансформаторов возьмем каталожные данные сопротивлений:

для одного трансформатора:

Для двух параллельно работающих трансформаторов

Тогда:



Потоки мощности в линии РЭС-1:



2 этап заключается в определении напряжений в узлах и падение напряжений последовательно по элементам от начала сети к концам сети

UРЭС=1,05Uном=1,05 220=231 кВ.

UЛ РЭС-3===1.86861 кВ.

кВ

кВ

=;

;

Коэффициент трансформации:.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

UЛ 3-5===0.488617 кВ.

кВ

кВ

=;

;

Коэффициент трансформации:.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

кВ;

кВ

кВ;

КтВН-СН1===1,9 КтВН-НН1===20,909

UСН1===6.86737495 кВ.

дUСН1===8.67283429 кВ.

= =221.27321 кВ.

кВ.

Действительное напряжение на средней стороне.

UНН1===16.72513 кВ.

дUНН1===19.8365559кВ.

= =212.174733кВ.

кВ Действительное напряжение на низкой стороне.

UЛ 1-2===1.54072944 кВ.

кВ

кВ

=

;

Коэффициент трансформации:.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

UЛ 1-4===1.109442652 кВ.

кВ

кВ

=

;

Коэффициент трансформации:.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

Послеаварийный режим

Послеаварийный режим обусловлен обрывом одного провода на участках РЭС-1 и РЭС-2.

29+j21,75+0,1801+j3,10953-

2,401=29,1801+j23,6589 МВА.

0,667+j0,9617 МВА

29,1801+j23,6589+0,667+j0,9617 =29,84716+j24,62073 МВА.

16+j12+0,104406+j1,5365-

2,8353=16,10441+j12,1188 МВА.

=0,325847+j0,342835 МВА

16,10441+j12,1188+0,325847+j0,342835=16,43025+j12,46167 МВА.

16.43025+j12.4617+29.84716+

+j24.62073+37147+j30.48511-6.5537=83.42535+j64.29064 МВА.

=1.4421+j5.1844 МВА

83.42535+j64.29064+1.4421+j5.1844=84.86745+j69.47505 МВА.

9.106723+j0.85402+84.86745+j69.47505=93.97417+j66.80014 МВА.



=1.861076+j6.690647 МВА

93.97417+j66.80014+1.861076+j6.690647=95.83525+j73.49078 МВА.

21.1366+j9.311409+95.83525+j73.49078=116.9719+j78.13895 МВА.

=3.6608+j13.16073 МВА

116.9719+j78.13895+3.6608+j13.16073=

=120.6327+j91.29968 МВА.

кВ

Соответственно напряжения в узлах и падения напряжений будут следующими:

UЛ РЭС-3===16.91533 кВ.

кВ

кВ



=;

;

Коэффициент трансформации:.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

UЛ 3-5===11.03591 кВ.

кВ

кВ

=

;

;

Коэффициент трансформации:.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

кВ;

кВ

кВ;

КтВН-СН1===1,9 КтВН-НН1===20,909

UСН1===9.952319 кВ.

дUСН1===11.872209 кВ.

= =190.863681 кВ.

кВ. Действительное напряжение на средней стороне.

UНН1===23.19823 кВ.

дUНН1===27.778129 кВ.

= =179.41164кВ.

кВ Действительное напряжение на низкой стороне.

UЛ 1-2===3,72189136 кВ.

кВ

кВ



=;

;

Коэффициент трансформации:.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

UЛ 1-4===2.855573 кВ.

кВ

кВ

=

;

Коэффициент трансформации:.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

6. Регулирование напряжений

Задачей проработки этого раздела проекта является обеспечение нормативных отклонений напряжения на шинах вторичного напряжения 10кВ подстанций проектируемой сети.

Регулирование напряжения осуществляется на источнике питания и на приемных понижающих подстанциях. Для данного проекта рабочие уровни напряжения на шинах источника питания во всех рассчитываемых режимах задаются.

Встречное регулирование напряжения, которое должно быть осуществлено на шинах вторичного напряжения районных подстанций, определяется требованиями “Правил устройства электроустановок”.

В общем случае в нормальных режимах работы сети необходимо обеспечить регулирование отклонений напряжений на вторичных шинах подстанций в пределах от +5..10% до 0% (от номинального уровня) при изменениях нагрузки подстанций от наибольшего значения до 30% наибольшего.

Обычно следует ориентироваться на поддержание в период наибольших нагрузок отклонений напряжения на этих шинах +5…6%.

При аварийных отключениях линий и трансформаторов напряжения на шинах 10 кВ подстанций не должны снижаться ниже номинального уровня. Рекомендуется поддерживать в этом режиме напряжение, равное напряжению в предшествовавшем аварии нормальном режиме работы.

В качестве основных средств регулирования напряжения при выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой.

Из справочных материалов для курсового и дипломного проектирования Б. Н. Неклепаева, И.П. Крючкова. Электрическая часть станций и подстанций. стр. 116. для трансформаторов мощностью 6,3-125 МВА имеем 91,77 % в нейтрали ВН (92,0355 кВ).

№ отв.	Uотв., кВ	Кт ВН-НН	Кт ВН-СН
	ВН	П/СТ 1	П/СТ 1
-9
-8	185,64	16,8763
-7	190,06	17.278
-6	194,48	17,68	1,7298
-5	198,9	18.0818	1,7583
-4	203,32	18,4346	1,7868
-3	207,704	18,8554	янв.53
-2	212,16	18,2872	1,8458
-1	216,58	19,689	1,8723
0	221	20,909	1,9
1	225,42	20,4927	1,9293
2	229,84	20,8945	1,9479
3	234.26	21,3963	1,9664
4	238,68	21.698	1,993
5	243,1	22,1	2,0434
6	247,52	22,501818	2,0701
7	254,15	22,803636	2,08
8	256,36	23,3054	2,156
9

№ отв.	Uотв., кВ	Кт ВН-НН
	ВН	П/СТ 3,5
-9	209,3
-8	211,6	18,401
-7	213,9	18,715
-6	216,2	19,028
-5	218,5	19,342
-4	220,8	19,655
-3	223,1	19,969
-2	225,4	20,282
-1	227,7	20,596
0	230	20,909
1	232,3	21,223
2	234,6	21,536
3	236,9	21,850
4	239,2	22,163
5	241,5	22,477
6	243,8	22,790
7	246,1	23,104
8	248,4	23,417
9	250,7

№ отв.	Uотв., кВ	Кт = Uотв/Uнн
		п/ст 4	п/ст 2
		Uнн = 10,5 кВ	Uнн = 11 кВ
-9	96,6805	9,2077	8,7891
-8	98,716	9,4015	8,9742
-7	100,7515	9,5954	9,1592
-6	102,787	9,7892	9,3443
-5	104,8225	9,9831	9,5293
-4	106,858	10,177	9,7144
-3	108,8935	10,3708	9,8994
-2	110,929	10,5647	10,0845
-1	112,9645	10,7585	10,2695
0	115	10,9524	10,4545
1	117,0355	11,1462	10,6396
2	119,071	11,3401	10,8246
3	121,1065	11,534	11,0097
4	123,142	11,7278	11,1947
5	125,1775	11,9217	11,3798
6	127,213	12,1155	11,5648
7	129,2485	12,3094	11,7499
8	131,284	12,5032	11,9349
9	133,3195	12,6971	12,12

Регулирование напряжения в режиме наибольших нагрузок.

п/ст 1: 1)

2)

3) для n = -2 (см табл. выше)

4)

если принять n = 1, , что ближе к 10,5 кВ

Оформим дальнейшее регулирование напряжения в форме таблицы:

Режим максимальных нагрузок
Uнн жел, кВ	п/ст1	п/ст2	п/ст3	п/ст4	п/ст5
	Uнн, кВ	Uнн, кВ	Uнн, кВ	Uнн, кВ	Uнн, кВ
10,5	11	10,5	11	11	11
Ui вн	214,1466	109,1924	232,6882615	110,8138	234,7797
Uотв.жел	224,3441	109,1924	243,7686549	116,0906	245,9597
n'	-2,77865	-2,85314	6,764261807	0,535811	7,840687
n1	-3	-3	7	1	8
Uiн=Ui вн / Кт (при n1)		10,42634	10,28639	11,32909399	10,93623	11,43092
n2	1	-3	4	0	4
Uiн=Ui вн / Кт (при n2)		10,4499	10,52883	10,49890841	10,59963	10,59328
Режим минимальных нагрузок
Uнн жел, кВ	п/ст1	п/ст2	п/ст3	п/ст4	п/ст5
	Uнн, кВ	Uнн, кВ	Uнн, кВ	Uнн, кВ	Uнн, кВ
10,5	11	10,5	11	11	11
Ui вн	212,1747	108,8345	223,2386738	109,5844	226,4532
Uотв.жел	222,2783	108,8345	233,8690868	114,8027	237,2367
n'	-3,79352	-3,029	1,900804144	-0,09691	3,555259
n1	-4	-3	2	-1	4
Uiн=Ui вн / Кт (при n1)		10,33033	10,25266	10,86901377	10,8149	11,02552
n2		-1	-3	1	-1	2
Uiн=Ui вн / Кт (при n2)		10,77631	10,49432	10,51891707	10,67086	10,51506
Послеаварийный режим
Uнн жел, кВ	п/ст1	п/ст2	п/ст3	п/ст4	п/ст5
	Uнн, кВ	Uнн, кВ	Uнн, кВ	Uнн, кВ	Uнн, кВ
10,5	11	10,5	11	11	11
Ui вн	179,4116	89,68942	215,3471276	91,57112	208,3624
Uотв.жел	187,9551	89,68942	225,6017527	95,93165	218,2844
n'	-20,6558	-12,4346	-2,160769989	-9,3679	-5,75565
n1
Uiн=Ui вн / Кт (при n1)		8,735169	8,449119	10,48479125	9,037164	10,14472
n2		-8	-9	-1	-9	-4
Uiн=Ui вн / Кт (при n2)		10,63098	9,740697	10,45598199	10,41871	10,60094

7. Технико-экономические показатели

В этом разделе проекта определяются следующие основные показатели, характеризующие расходы денежных средств и электрооборудования, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также технико-экономическую целесообразность спроектированной сети; капиталовложения на сооружение линии, подстанций и сети в целом (тыс.руб.); ежегодные расходы по эксплуатации линий, подстанций и сети в целом (тыс.руб/год); себестоимость передачи электроэнергии по сети (коп/кВт ч); потери активной мощности в режиме максимальных нагрузок (кВт) и потери электроэнергии (кВт-ч) в спроектированной сети. Потери активной мощности и потери электроэнергии необходимо также выразить в процентах соответственно от суммарной активной мощности потребителей и полученной ими за год электроэнергии. При определении капиталовложений и годовых эксплутационных расходов все единичные удельные экономические показатели, характеризующие стоимость отдельных элементов сети, и обслуживание были взяты из приложения 2 методички по проектированию районной по проектированию районной электрической сети.

Ранее были найдены показатели:

Технико-эконом. показатели	В-1
	8383,08
	1445
	604,5311
	2817
	13576,08
	234,7262
	125,93
	118,188

Суммарные капиталовложения:

тыс. руб.

Суммарные потери активной мощности в режиме максимальных нагрузок:

МВт,

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети:

ИВЛ = 234,726 тыс.руб.

ИОРУ =125,93 тыс.руб.

ИТР = 118,188 тыс.руб.

Время максимальных потерь: max= 3195,788 ч.

Годовые потери электроэнергии в сети:

Wгод=Рmax=2097,8069 3195,788 =6704146,177 кВтч.

Издержки на потери электроэнергии:

Ипотерь=Wгод=67041462=13408292,35 коп=134,0829235 тыс.руб,

Суммарные ежегодные издержки:

И=Ипотерь+ИВЛ+ ИОРУ+ИТР = 134,0829235+234,726 +125,93 +118,188 =612,92692 тыс.руб.

Полные приведенные затраты:

З = ЕпК+И = 0,1213249,6111 +612,92692 =2202,88024 тыс.руб,

Суммарная полезная электроэнергия, отпущенная с шин вторичного напряжения подстанций сети

Wгод=РнбТнб=114,2294800= 548299,2 МВтч.

Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

C===0,11178 коп/кВтч.

Приложение 1

Технико-экономическое сравнение вариантов

Вариант 1

Вариант 2

Приложение 2





Приложение 3

Список используемой литературы

Идельчик В.И. Электрические системы и сети. -М.: Энергоатомиздат, 1989.-292 с

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование для станций и подстанций: Учебник для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.: ил.

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.: ил.

Методические указания к выполнению курсового проекта по курсу «Районная электрическая сеть». ИрГТУ, 1991.

Размещено на Allbest.ru