Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Анализ исходных данных
• 1.1 Характеристика электрифицируемого района
• 1.2 Характеристика потребителей
• 1.3 Характеристика источника питания
• 2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети
• 2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии
• 2.2 Составление баланса реактивной мощности
• 3. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети
• 3.1 Составление рациональных вариантов схем развития сети
• 3.2 Выбор напряжения
• 3.3 Выбор сечений проводов
• 3.4 Выбор трансформаторов у потребителей
• 3.5 Технико-экономическое сравнение вариантов схем развития сети
• 4. Расчеты основных режимов работы сети
• 4.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров
• 4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок
• 4.3 Расчет и анализ режима наименьших нагрузок
• 4.4 Расчет и анализ послеаварийных режимов
• 5. Регулирование напряжения сети
• 5.1 Регулирование напряжения в режиме наибольших нагрузок
• 5.2 Регулирование напряжения в режиме наименьших нагрузок
• 5.3 Регулирование напряжения в послеаварийных режимах
• Заключение
• Список используемых источников

Введение

В последнее время в связи с постоянным ростом потребляемой мощности, появлением новых пунктов нагрузок, что связано с увеличением числа электробытовой техники у потребителей, строительством новых жилых комплексов, возникает задача развития и реконструкции районных электрических сетей.

Районные электрические сети напряжением 35-110 кВ являются важным элементом электроэнергетических систем. От правильности их проектирования зависит надежность электроснабжения потребителей и качество электроэнергии, поступающей к потребителям.

Целью данной работы является развитие районной электрической сети. В ходе ее выполнения было обращено внимание на следующие моменты:

- характеристика электрифицируемого района, потребителей и источников питания, а также новых пунктов потребления электроэнергии.

- определение потребной району активной мощности, составление баланса реактивной мощности, выбор и размещение компенсирующих устройств.

- вопрос развития районной электрической сети: составление рациональных вариантов схем развития сети, выбор напряжения, сечения проводов воздушных линий, трансформаторов у потребителей.

- технико-экономическое сравнение вариантов схем развития электрической сети и выбор наиболее выгодной.

- Расчеты в программе RastrWin режимов наибольших нагрузок, наименьших нагрузок, послеаварийных, которые включают в себя отключение одной цепи наиболее загруженной линии и отключение одного самого мощного трансформатора на подстанции, а также произведен анализ данных режимов.

- регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов также в программе RastrWin.

1. Анализ исходных данных

1.1 Характеристика электрифицируемого района

В качестве дополнительного источника питания в данном курсовом проекте используется мощная подстанция. Реконструируемая сеть находится в центральном регионе России, а именно, в Восточной части Смоленской области.

Смоленская область находится в умеренном климатическом поясе. Среднегодовое количество осадков составляет в среднем 738 мм. Максимальная температура воздуха +32°С, минимальная -36°С.

Из опасных метеорологических явлений на территории области наиболее часты гололёд и грозы. Дней с гололёдом по области в среднем за год бывает от 13 до 20, с сильной грозой - 1-2 дня за лето. Число часов грозовой активности - от 40 до 60 в год. Район по гололёдности - III. Нормативная толщина стенки гололёда на высоте 10 метров от земли с повторяемостью 1 раз в 10 лет С = 15 мм.

На территории области преобладают всхолмленные и волнистые равнины. Средняя высота поверхности над уровнем моря около 200 метров. Возвышенности занимают 61%, низменности - 39% площади области.

Из полезных ископаемых на территории области находится только бурый уголь. В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение, металлообработка, пищевая, химическая и легкая промышленности.

1.2 Характеристика потребителей

В результате промышленно-экономического развития района в сети появляются два дополнительных узла нагрузки (пункт 6 и 7)

В пункте 6 содержится:

10% потребителей - I категории,

30% потребителей - II категории,

60% потребителей - III категории.

Коэффициент мощности нагрузки равен 0,89.

Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 12 ч. и составляет 11 МВт;

В пункте 7 содержится:

20% потребителей - I категории,

30% потребителей - II категории,

60% потребителей - III категории.

Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91.

Пик нагрузки приходится на период времени с 12 до 16 ч., составляет 10 МВт;

Также развитие района привело к увеличению потребностей в мощности в пунктах 2 и 4.

Во всех пунктах номинальное вторичное напряжение сети - 10кВ, летняя нагрузка составляет 60% от зимней.

1.3 Характеристика источника питания

Источником питания ИП 2 районной сети является мощная ПС, со средним номинальным коэффициентом мощности источника питания 0,9. Понижающие подстанции предназначены для распределения энергии по сети НН и создания пунктов соединения сети ВН. При проектировании подстанции необходимо учесть следующие требования:

- передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком нагрузки;

- надежная работа потребителей и энергосистемы в целом;

- сокращение капитальных затрат на сооружение подстанции;

- снижение ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации подстанции

Напряжение на шинах источника питания:

- при наибольших нагрузках- 105 %

- при наименьших нагрузках- 100 %

- при тяжелых авариях в питающей сети- 105%

Вывод: в данной главе был охарактеризован развивающийся район, дана характеристика потребителям, дана характеристика новому источнику питания, коим в данном случае является ПС.

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

Определение потребности в электроэнергии производится с целью составления балансов электроэнергии по энергосистеме и выявления необходимости ввода новых источников электрической энергии. Составление балансов мощности сети любого уровня напряжения необходимо для решения большинства задач, возникающих при проектировании развития энергосистемы, в том числе выбора объема и структуры генерирующих мощностей, напряжения и схем электрической сети, основного оборудования, расчетов режимов работы сетей.

Построим графики нагрузок в табличной форме в именованных единицах для каждого пункта:

Табл. 2.1 - Значения активных мощностей на источнике питания для зимних суток

	Параметры	Время суток
		0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
Зима	Р1, МВт	4,6	13,8	23	18,4	13,8	4,6
	Р2, МВт	12	24	24	30	18	12
	Р3, МВт	6,4	9,6	12,8	16	12,8	6,4
	Р4, МВт	3,4	10,2	17	13,6	10,2	3,4
	Р5, МВт	4	8	8	10	6	4
	Р6, МВт	2,2	6,6	11	8,8	6,6	2,2
	Р 7, МВт	6	9	12	15	12	6
	Р У, МВт	38,6	81,2	107,8	111,8	79,4	38,6
	РИП 1, МВт	24	50,8	66	69	48,2	24
	РИП 2, МВт	14,6	30,4	41,8	42,8	31,2	14,6

Табл. 2.2- Значения активных мощностей на источнике питания для летних суток

	Параметры	Время суток
		0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
Лето	Р1, МВт	2,76	8,28	13,8	11,04	8,28	2,76
	Р2, МВт	7,2	14,4	14,4	18	10,8	7,2
	Р3, МВт	3,84	5,76	7,68	9,6	7,68	3,84
	Р4, МВт	2,04	6,12	10,2	8,16	6,12	2,04
	Р5, МВт	2,4	4,8	4,8	6	3,6	2,4
	Р6, МВт	1,32	3,96	6,6	5,28	3,96	1,32
	Р7, МВт	3,6	5,4	7,2	9	7,2	3,6
	Р У, МВт	23,16	48,72	64,68	67,08	47,64	23,16

Суммарный максимум зимней нагрузки:

Потери активной мощности:

Потребная активная мощность сети:

Баланс активной мощности:

Рассчитаем суточные объемы потребления электроэнергии на примере 1 пункта:

Для определения годового потребления электроэнергии принимаем продолжительность зимнего и летнего периодов 200 и 165 суток соответственно.

Аналогично произведем расчет потребления электроэнергии и для остальных пунктов. Результаты сведем в таблицу 2.3.

Табл. 2.3 - Суточное и годовое потребление электроэнергии

№ пункта	1	2	3	4	5	6	7
	312,8	480	256	231,2	160	149,6	240
,	187,68	288	153,6	138,7	96	89,8	144
	93527	143520	76544	69129	47840	44730	71760

Найдем число часов использования максимальной нагрузки каждого пункта, и сведем результаты в таблицу 2.4:

Табл. 2.4 - Число часов использования максимальной нагрузки

№ пункта	1	2	3	4	5	6	7
	4066	4784	4784	4066	4784	4066	4784

За это время по элементу электросети при его работе с максимальной нагрузкой по нему будет передана та же электроэнергия, что и при работе его по действительному годовому графику нагрузки.

2.2 Составление баланса реактивной мощности

Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерь реактивной мощности в трансформаторе, за вычетом зарядной мощности линий.

Табл. 2.5 - Значения реактивных мощностей на источнике питания для зимних суток

	Параметры	Время суток
		0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
Зима	Q1, МВАр	2,21	6,62	11,04	8,83	6,62	2,21
	Q2, МВАр	5,76	11,52	11,52	14,4	8,64	5,76
	Q3, МВАр	3,26	4,90	6,53	8,16	6,53	3,26
	Q4, МВАр	1,84	5,51	9,18	7,34	5,51	1,84
	Q5, МВАр	2,16	4,32	4,32	5,4	3,24	2,16
	Q6, МВАр	1,12	3,37	5,61	4,49	3,37	1,2
	Q7, МВАр	2,76	4,14	5,52	6,90	5,52	2,76
	QУ, МВАр	19,11	40,38	53,72	55,52	39,43	19,11

Суммарный максимум зимней нагрузки:

Потери активной мощности в трансформаторе:

Потребная реактивная мощность сети:

Реактивная мощность, которую может обеспечить источник питания:

Так как мощность, обеспечивающаяся источником питания, меньше потребной, () необходима установка в пунктах нагрузки компенсирующих устройств.

Мощность компенсирующих устройств:

Размещаем компенсирующие устройства по условию нормируемого значения у потребителей:

В качестве компенсирующих устройств устанавливаем батареи статических конденсаторов (БСК) типа УКЛ-10,5 кВ. Выбор и размещение компенсирующих устройств производят исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальном и послеаварийных режимах при поддержании нормативных уровней напряжения и запасов устойчивости.

Рассчитаем необходимую мощность для каждого пункта, а в таблице 2.6 произведем подбор количества фактические значения их мощностей, с учетом того, что число батарей должно быть четным, желательно кратным четырем.

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

Табл. 2.6 - Расчет желаемой реактивной мощности КУ

№ пункта	1	2	3	4	5	6	7
, МВАр	1,84	2,4	1,76	2,38	1,4	1,21	0,9
Тип КУ (УКЛ-кВ-кВар)	4ЧУКЛ-10,5-450	4ЧУКЛ-10,5-600	4ЧУКЛ-10,5-450	2ЧУКЛ-10,5-300 2ЧУКЛ-10,5-900	2ЧУКЛ-10,5-125 2ЧУКЛ-10,5-600	4ЧУКЛ-10,5-300	4ЧУКЛ-10,5-225
, МВАр	1,8	2,4	1,8	2,4	1,45	1,2	0,9

Определим новые значения реактивной мощности, и для каждого пункта в табличной форме, пользуясь формулами, приведенными ниже.

Табл. 2.6 - Новые значения реактивной мощности, и

№ пункта	1	2	3	4	5	6	7
, МВАр	11,04	14,4	8,16	9,18	5,40	5,61	6,90
,МВАр	1,84	2,4	1,76	2,38	1,4	1,21	0,9
, МВт	23	30	16	17	10	11	15
	0,40	0,40	0,40	0,40	0,40	0,40	0,40
сos(ц`)	0,93	0,93	0,93	0,93	0,93	0,93	0,93

Вывод: в данной главе была определена потребная мощность сети, годовое потребление электроэнергии для каждого пункта, а также определено число часов использования максимальной нагрузки; составлен баланс реактивной мощности, выбраны тип и мощности батарей статических конденсаторов для каждого пункта и рассчитан новый коэффициент мощности с учетом компенсации. В дальнейших расчетах будем принимать cos = 0,93.

3. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети

3.1 Составление рациональных вариантов схем развития сети

Схема сети должна обеспечивать необходимую надежность, под которой понимается способность выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели в условиях, оговорённых в нормативных документах.

Схема сети должна быть достаточно гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающим в результате небольших изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях отдельных элементов сети.

Схема сети должна строиться с максимальным охватом территории для комплексного электроснабжения всех расположенных здесь потребителей.

Схема должна обеспечивать оптимальный уровень токов КЗ.

Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды, что при выборе схемы выражается в уменьшении площади отчуждаемой для электросетевого строительства земли путём применения двухцепных ВЛ, следующего класса напряжений, более простых схем подстанций.

Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов - линий и подстанций. Применение экономически обоснованного минимума таких элементов позволяет существенно снизить затраты на реализацию схемы.

Исходя из этих требований, составим три варианта развития сети, а затем выберем наиболее экономичный из них. Добавляем новые пункты таким образом, чтобы не изменилась конфигурация уже имеющейся сети.

Рис.1 - Варианты развития сети.

Из имеющихся вариантов развития сети примем к рассмотрению вариант №2 и вариант №3, (так как надежность этих вариантов высока, схемы подстанций проще).

3.2 Выбор напряжения

Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двухцепными (N = 2).

Произведем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий по формуле Г.А. Илларионова:

Произведем выбор напряжения для схемы №2.

Рассчитаем длины линий с учетом 20% надбавки ввиду непрямолинейности профиля трассы.

ИП 1 - 1 км

1 - 3 км

ИП 1 - 2 км

2 - 4 км

2 - 5 км

3 - 7 км

ИП 1 - 6 км

ИП 2 - 2 км

Расчет произведем на примере линии ИП 1 - 1.

Мощность, передаваемая по ВЛ_{ИП 1-1}:

P_{ИП 1-1}= P_{1 +} Р _{3 +} Р ₇

Максимальная мощность, передаваемая по ВЛ_{ИП 1-1}:

P_{ИП 1-1}= P_{У 1,3,7 max} = 18,4+16+15 = 49,4 МВт

Аналогично расчет проводится и для остальных линий, результаты занесены в таблицу 3.1.

Табл. 3.1 - Расчет напряжений для схемы №2.

ВЛ	L, км	Р, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24	, кВ	, кВ
ИП 1- 1	26,4	PУ= P1+ P3+ P7	17	32,4	47,8	49,4	38,6	17	91,2	110
1-3	23,76	PУ= P3+ P7	12,4	18,6	24,8	31	24,8	12,4	74,1	110
3-7	14,76	P7	6	9	12	15	12	6	52,2	110
ИП 1-6	14,76	P6	2,2	6,6	11	8,8	6,6	2,2	45,2	35
ИП 1-2	18,48	PУ= Pип 1 -(P1+ P3+ P7+ P6)	4,8	11,8	7,2	10,8	3	4,8	47,1	110
2-4	18,48	P4	3,4	10,2	17	13,6	10,2	3,4	55,8	110
2-5	20,88	P5	4	8	8	10	6	4	-	35
ИП 2-2	26,4	Pип 2	14,6	30,4	41,8	42,8	31,2	14,6	85,8	110

Примечания к таблице:

1. Напряжение линии 2-5 не рассчитываем, а принимаем равным напряжению в схеме до развития, т.к. ее длина и протекающая мощность не изменились.

2. Несмотря на малые перетоки мощности в линии ИП 1 - 2, принимаем ее напряжение равным 110 кВ, т.к. между двумя источниками питания недопустимо пускать линии меньшего напряжения.

Произведем выбор напряжения для схемы №3.

Рассчитаем длины линий, отличных от уже рассчитанных в схемы №2 с учетом 20% надбавки.

ИП 2 - 4 км

2 - 6 км

Результаты выбора напряжений отражены в таблице 3.2. Считаем только отличающиеся перетоками и длинами от схемы №2 линии.

Табл. 3.2 - Расчет напряжений для схемы развития №3.

ВЛ	L, км	Р, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24	, кВ	, кВ
ИП 1 - 2	18,48	PУ= Pип 1 -(P1+ P3+ P7)	7	18,4	18,2	19,6	9,6	7	59,5	110
2-6	27,24	P6	2,2	6,6	11	8,8	6,6	2,2	45,9	35
2-4	18,48	PУ= Pип 2 -P4	11,2	20,2	24,8	29,2	21	11,2	71,0	110
ИП 2-4	18,48	Pип 2	14,6	30,4	41,8	42,8	31,2	14,6	83,4	110

3.3 Выбор сечений проводов

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения плотности тока j_нэк. Данные нормированные плотности тока для ВЛ 35-500 кВ приводятся в соответствующих разделах ПУЭ.

Выбор сечения необходимо произвести только на новых участках сети. Сечения на линиях, на которых поток передаваемой мощности остался прежним или стал меньше, также остаются прежними.

Сечения на линиях, по которым поток передаваемой мощности увеличился, необходимо проверить только по условиям нагрева. Если условие удовлетворяется, то провода не перевешиваются.

Произведем выбор и проверку сечений для схемы №2.

Подробно распишем выбор сечения сталеалюминевого провода для линии электропередачи 3-7 для 2 варианта схемы развития. Предварительно определим полную максимальную мощность S_максВЛ, передаваемую по линии (из табл. 3.1), и расчетный ток I_расч, учитывая, что электроснабжение потребителей производится по двум цепям линий (N=2). При этом cosц после установки КУ принимаем примерно равным 0,93.

Значение T_макс для линии 3-7 возьмем из разд.2. По значению T_макс =4784 ч/год определяем значение j_нэк=0,9А/мм² [1, табл. 3.12]. Определим расчетное сечение провода:

Из шкалы номинальных сечений принимаем . Затем проведем проверку выбранного сечения по 3 условиям:

1) по нагреву.

По таблице 3.16 [1] определим поправочный коэффициент на температуру воздуха: принимаем К_Т = 1,05 (t = 20 °C). Допустимый ток для данного сечения принимаем равным I_доп=265А по таблице 3.15 [1]. Выполним проверку:

Данное сечение удовлетворяет условию.

2) по короне.

Т.к. данное сечение не меньше минимально допустимого для ВЛ 110 кВ по условиям короны (70 мм ²), то оно также удовлетворяет проверке по короне.

3) по механической прочности.

Т.к. данное сечение меньше 120 мм ², подвеска цепей производится на 2 опорах.

Аналогичным образом выберем сечение проводов ВЛ для всех остальных новых участках сети, а также на тех, где после реконструкции изменилось напряжение. Полученные результаты расчетов и проверок приведены в таблице 3.3.

Табл. 3.3 - Расчет сечений проводов новых участков сети для схемы №2.

Линия	3-7	ИП 1-6	2-4	ИП 2-2
SmaxВЛ, МВА	16,1	11,8	18,3	46
Tмакс, ч/год	4784	4066	4066	4901
jнэк, А/мм2	0,9	0,9	0,9	0,9
Iрасч, А	42,3	88,7	48	120,8
Fрасч, мм2	47	98,5	53,3	134,2
Fном, мм2	70	120	70	150
Iдоп, А	265	390	265	450
Iдоп•КТ, А	278,3	409,5	278,3	472,5
Iраб_max, А	84,6	177,4	96	241,6
Проверка
По нагреву	278,3 А ? 84,6А Удовлетворяет	409,5 А ? 177,4 А Удовлетворяет	278,3А? 96 А Удовлетворяет	472,5 А? 241,6А Удовлетворяет
По короне	70 мм 2?70 мм 2 Удовлетворяет	Условие не применяется	70 мм 2?70 мм 2 Удовлетворяет	150 мм 2?70 мм 2 Удовлетворяет
По мех. прочности	Подвеска каждой цепи на своей опоре	Подвеска двух цепей на одной опоре	Подвеска каждой цепи на своей опоре	Подвеска двух цепей на одной опоре

Далее проверим по нагреву провода, оставшиеся в схеме сети к моменту ее реконструкции - таблица 3.4.

Табл. 3.4 - Проверка сечений проводов старых участков сети для схемы №2.

Линия	ИП 1-1	1-3	ИП 1-2	2-5
Fном, мм 2	120	70	120	120
SmaxВЛ, МВА	53,1 увеличилась	33,3 увеличилась	12,7 уменьшилась	10,8 не изменилась
Iдоп, А	390	265	-	-
Iдоп•КТ, А	409,5	278,3	-	-
Iраб_max, А	278,8	174,8	-	-
Проверка
По нагреву	409,5 А ? 278,8А Удовлетворяет	278,3 А ? 174,8 А Удовлетворяет	проверка не производится	проверка не производится

Произведем выбор и проверку сечений для схемы №2.

Нагрузки на старых участках сети аналогичны тем, что протекают по схеме №2, кроме ИП 1-2. S_{maxИП 1-2} = 21,1 МВА, что меньше мощности, протекающей по данной линии до реконструкции сети. Проверку не производим, принимаем прежнее сечение F_ном =120 мм ²

Проверку проводов новых участков сети отразим в таблице 3.5.

Табл. 3.5 - Расчет сечений проводов новых участков сети для схемы №3.

Линия	2-6	2-4	ИП 2-4
SmaxВЛ, МВА	11,8	31,4	46
Tмакс, ч/год	4066	4817	4901
jнэк, А/мм 2	0,9	0,9	0,9
Iрасч, А	97,6	82,4	120,8
Fрасч, мм 2	108,4	91,6	134,2
Fном, мм 2	120	95	150
Iдоп, А	390	330	450
Iдоп•КТ, А	409,5	346,5	472,5
Iраб_max, А	195,1	164,8	241,6
Проверка
По нагреву	409,5 А ? 195,1А Удовлетворяет	346,5 А ? 164,8 А Удовлетворяет	472,5А? 241,6 А Удовлетворяет
По короне	Условие не применяется	95 мм 2?70 мм 2 Удовлетворяет	150 мм 2?70 мм 2 Удовлетворяет
По мех. прочности	Подвеска двух цепей на одной опоре	Подвеска каждой цепи на своей опоре	Подвеска двух цепей на одной опоре

Примечание к таблице: Выбор сечения и проверка его на участке сети 3-7 производится аналогично схеме №2.

3.4 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов обычно сводится к выбору числа, типу и мощности трансформаторов. Выбор количества трансформаторов зависит от требования к надежности электроснабжения питающихся от ПС потребителей. Если потребители, подключенные к проектируемой подстанции, имеют I или II категорию по надежности электропитания, то, согласно ПУЭ, эти потребители должны получать питание от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Такими источниками для районной подстанции является два трансформатора. Выбор мощности трансформатора определяется аварийным режимом работы подстанции. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе трансформаторы с учетом допустимой аварийной перегрузки обеспечивали питание полной нагрузки.

В обеих схемах сети через все трансформаторы, кроме пункта 2 проходят мощности одноименных пунктов. А так как в пунктах 1, 3 и 5 нагрузки не изменились, оставляем в них те же трансформаторы.

Выберем двухобмоточные трансформаторы в обеих схемах. Подробно разберем выбор в пункте №4, остальные расчеты занесем в таблицу 3.7.

Представим в табличной форме графики зимних нагрузок для этих пунктов, считая сos(ц)=0,93.

Табл. 3.6- Графики зимних нагрузок трансформаторов

Параметры	Время суток
	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
S4, МВА	3,7	11	18,3	14,6	11	3,7
S6, МВА	2,4	7,1	11,8	9,5	7,1	2,4
S7, МВА	6,5	9,7	12,9	16,1	12,9	6,5

Выберем трансформатор на подстанции 4.

Анализируя график нагрузки, предлагаем к установке трансформатор ТДН - 10000/110. Из графика нагрузки находим время перегрузки h = 16ч. Определим начальную нагрузку трансформатора:

Теперь определим предварительное значение коэффициента перегрузки К`₂ и значение К_max:

Т.к. , принимаем значение коэффициента перегрузки . По таблице 9 [3] определяем значение коэффициента допустимой аварийной перегрузки К_2доп; принимаем температуру окружающей среды И_охл=-10°С, время перегрузки h = 16ч, система охлаждения - Д. Принимаем К _2доп=1,8. Сравниваем значения: К_2доп=1,6 К₂=1,65. Трансформатор не удовлетворяет условию перегрузки, значит без проверки устанавливаем трансформатор на ступень выше - ТДН - 16000/110.

Табл. 3.7 - Выбор двухобмоточных трансформаторов

Пункт	Sтранс, МВА	Sмакс, МВА				К2	К2доп
4	10	18,3	0,370	1,405	1,65	1,65	1,6
К2доп К2, принимаем к установке ТДН - 16000/110
6	10	11,8	0,636	1,180	1,062	1,180	1,8
К2доп К2, принимаем к установке ТМН - 10000/35
7	10	16,1	0,772	1,405	1,449	1,449	1,5
К2доп К2, принимаем к установке ТДН - 1000/110

Аналогично произведем выбор трехобмоточных трансформаторов, таблица 3.8 и 3.9.

Табл. 3.8- Графики зимних нагрузок трансформаторов пункта 2

Схема	Параметры	Время суток
		0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
№2	, МВА	17,2	34,4	34,4	43,0	25,8	17,2
№3	, МВА	19,6	41,5	46,2	52,5	32,9	19,6

Табл. 3.9- Выбор трехобмоточных трансформаторов пункта 2

Схема	Sтранс, МВА	Sмакс, МВА				К2	К2доп
2	25	43,0	0,688	1,397	1548	1,548	1,5
К2доп К2, принимаем к установке ТДТН - 40000/110
3	40	52,5	0,329	1,174	1,181	1,181	1,6
К2доп К2, принимаем к установке ТДТН - 40000/110

Таким образом, во всех пунктах обеих схем развития будут установлены трансформаторы соответствующих мощностей. В таблицу 3.10 сведем результаты по выбранным трансформаторам.

Табл. 3.10 - Трансформаторы в схемах развития сети №2 и №3

№ пункта	Выбранный трансформатор
1	ТДН - 16000/110
2	ТДТН - 40000/110
3	ТДН - 10000/110
4	ТДН - 16000/110
5	ТМН - 10000/35
6	ТМН - 10000/35
7	ТДН - 10000/110

Табл. 3.11- Параметры трехобмоточного трансформатора (пункт 2)

Тип	Sном, МВА	Каталожные данные	Расчетные данные
		Uном, кВ	Uкз,%	ДРк, кВт	ДРхх, кВт	Iхх,%	Rт, Ом	Xт, Ом	ДQ, квар
		ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н				ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
ТДТН - 40000/110	40	115	38,5	10,5	17	10,5	6	200	43	0,6	0,8	0,8	0,8	35,5	0	22,3	240

3.5 Технико-экономическое сравнение вариантов схем развития сети

Задачи проектирования энергосистем состоят в разработке и технико-экономическом обосновании решений, определяющих развитие энергосистем, обеспечивающих снабжение потребителей при наименьших затратах. При этом должны выполняться технические ограничения по надежности энергоснабжения и качеству электроэнергии.

В практике проектирования электрических сетей для выбора предпочтительного варианта в качестве основного критерия используются условия минимума приведенных затрат при условии, что сравниваемые варианты обеспечивают одинаковый (требуемый) энергетический эффект. При этом предполагается, что все новые электросетевые объекты сооружаются единовременно в течение одного года, что позволяет не учитывать распределение затрат во времени.

Экономические показатели сравниваемых вариантов определяются в ценах одного временного уровня и по источникам равной достоверности. При выполнении проектных работ применяются укрупненные стоимостные показатели.

Приведенные затраты определяются по следующей формуле, тыс. руб:

где - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений равный 0,12 для электроэнергетики;

- суммарные капиталовложения на сооружение сети;

- сумма издержек на обслуживание, ремонт линии и ПС;

- суммарные затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети, Ц - стоимость потерь электроэнергии.

У - ущерб от недоотпуска энергии (при расчете принимаем равным 0)

Для выбора более экономичной схемы сравним только отличающиеся части вариантов схем, а именно:

- Кап.вложения в линии схемы №2 (ИП 1 - 6, 2 - 4, ИП 2 - 2) и схемы №3 (2 - 6, 2 - 4, ИП 2 - 4) и, соответственно, издержки.

- Кап.вложения в ПС в пункте 2 и, соответственно, издержки;

- Потери в линиях схемы №2 (ИП 1 - 2, ИП 1 - 6, 2 - 4, ИП 2 - 2) и схемы №3 (ИП 1 - 2, 2 - 6, 2 - 4, ИП 2 - 4).

- Потери в трансформаторах пункта 2.

1) Определение капиталовложений на сооружение сети.

Суммарные капиталовложения включают в себя вложения на сооружение линий электропередачи и ПС.

Определим капиталовложения на сооружение ВЛ ИП 1 - 6 для варианта схемы сети №2.

Рассчитаем базисную стоимость ВЛ К_баз, используя базисные показатели стоимости К ₀ из таблицы 7.4. [1, c. 340]. При этом учитываем, что для сооружения ВЛ используются железобетонные опоры, а подвеска цепей производится на одной опоре.

Используя таблицу 7.8. [1, с.342], определим затраты на вырубку и подготовку просеки, учитывая, что просека составляет 25% от длины линии:

Используя таблицу 7.8. [1, с.342], определим затраты на устройство лежневых дорог, учитывая, что они составляют 5% от длины линии:

С помощью табл. 7.3, 7.7 определим стоимость постоянного отвода земли под опоры ВЛ. Принимаем стоимость земли в Смоленской области равной 50 руб/м ².

Таким образом, суммарные капиталовложения на сооружения ВЛ ИП-1 равны:

Аналогично определим стоимость остальных линий первого и второго вариантов схем. Результаты представим в таблицах 3.12 и 3.13.

Табл. 3.12. Капиталовложения на строительство ВЛ варианта схемы №2.

Кi Линия	Кбаз, тыс.руб	Кпрос, тыс.руб	, тыс.руб	Котв.земли, тыс.руб	КВЛвсего, тыс.руб
ИП 1-6	расчет	1070•14,76	95•(14,76•0,25)	370•(14,76•0,05)	50•35•14,76•10-3	16442
	величина	15793	350	273	26
2-4	расчет	850•18,48•2	95•(18,48•0,25) •2	370•(18,48•0,05)	50•40•18,48•10-3•2	32710
	величина	31416	878	342	74
ИП 2-2	расчет	1150•26,4	95•(26,4•0,25)	370•(26,4•0,05)	50•40•26,4•10-3	31528
	величина	30360	627	488	53
тыс.руб

Табл. 3.13. Капиталовложения на строительство ВЛ варианта схемы №3

Кi Линия	Кбаз, тыс.руб	Кпрос, тыс.руб	, тыс.руб	Котв.земли, тыс.руб	КВЛвсего, тыс.руб
2-6	расчет	1070•27,24	95•(27,24•0,25)	370•(27,24•0,05)	50•35•27,24•10-3	30346
	величина	29147	647	504	48
2-4	расчет	1150•18,48	95•(18,48•0,25)	370•(18,48•0,05)	50•40•18,48•10-3	22070
	величина	21252	439	342	37
ИП 2-4	расчет	1150•18,48	95•(18,48•0,25)	370•(18,48•0,05)	50•40•18,48•10-3	22070
	величина	21252	439	342	37
тыс.руб

Определим капиталовложения на сооружение ПС. Предварительно выберем схему ОРУ ПС. Для выбора схемы открытого распределительного устройства ПС необходимо знать напряжение, количество присоединений, мощность трансформаторов, а также руководствоваться дополнительными условиями применения.

Рассмотрим выбор ОРУ ПС в схеме №2

Анализируя известные данные и используя типовой альбом схем РУ напряжением 35-750 кВ, предлагаем схему 110-9 "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" на высокой стороне и схему 35-9 "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" на средней стороне.

Определим стоимость трансформаторов, используя данные таблицы 7.20 [1]:

С помощью данных таблиц 7.18 определяем стоимость ОРУ ВН:

Определим постоянную часть затрат, которая учитывает подготовку и благоустройство территории, подъездные дороги, освещение и т.д. По данным таблицы 7.30 [4] для соответствующей схемы ПС находим:

Определим суммарную стоимость ПС с учетом прочих затрат на временные здания и сооружения, проектные изыскательские работы и т.д, которые составляют 21% от стоимости первых трех составляющих

Определим стоимость постоянного отвода участка земли под ПС. На основании данных таблицы 7.17 [1], находим:

Таким образом, капиталовложения на строительство ПС в схеме 2 составляют:

Аналогичным образом определим капиталовложения на строительство ПС в схеме 3. Полученные результаты представлены в таблице 3.14.

Табл. 3.14. Капиталовложения на строительство ПС в пункте 2

Кi Схема	Схема ОРУ	, тыс.руб	КОРУ, тыс.руб	тыс.руб	тыс.руб	тыс.руб	, тыс.руб
			ВН	СН
2	расчет	ВН: 110-9 СН: 35 9	2•9500	9•7000	5•2000	13500	1,21•105500	50•15	128405
	величина		19000	63000	10000		127655	750
3	расчет	ВН: 110-9 СН: 35 9	2•9500	7•7000	7•2000	13500	1,21•95500	50•15	116305
	величина		19000	49000	14000		115555	750

2) Определение издержек на ремонт и обслуживание линий и ПС.

Определим суммарные издержки на обслуживание и ремонт линий и подстанций. Нормы ежегодных издержек для линий и ПС принимаем равными соответственно а_ВЛ =0,8% и а_ПС =5,9%. Полученные результаты приведены в таблице 3.16.

Табл. 3.16. Издержки на обслуживание и ремонт

Объект издержек	2 вариант схемы	3 вариант схемы
	ВЛ	ПС	ВЛ	ПС
аi,%	0,8	5,9	0,8	5,9
К?, тыс.руб	80031	128405	74486	116305
И?, тыс.руб	640,25	7575,89	595,89	6861,99
Итого, И? тыс.руб	8226,14	7457,88

3) Определение затрат на возмещение потерь электроэнергии в сети.

Определим потери электроэнергии в линии схемы №2

По таблице 3.8 [1] для линии ИП 1 - 2 сечением 120 мм ² определяем значение r₀=0,244 Ом/км. Учитывая, что питание потребителя производится по двум цепям ВЛ, полное сопротивление линии ИП 1-2 равно:

Определим суточные и годовые потери электроэнергии.

Аналогично определяем потери в остальных ВЛ схемы №2, а также в схеме №3. Нагрузки возьмем из табл. 3.1 и 3.2. Результаты сведем в таблицы 3.17 и 3.18.

Табл. 3.17 .Потери электроэнергии в ЛЭП для варианта схемы №2

Линии	Uном, кВ	F, мм	N	r0, Ом/км	L,км	RЛ, Ом	ДЭсут_з, МВт•ч	ДЭсут_л МВт•ч	ДЭгод, МВт•ч
ИП 1-2	110	120	2	0,244	18,48	2,255	0,313	0,113	81,098
ИП 1-6	35	120	2	0,244	14,76	1,801	2,007	0,723	520,654
2-4	110	70	2	0,422	18,48	3,899	1,0511	0,378	272,616
ИП 2-2	110	150	2	0,204	26,4	2,693	6,076	2,187	1576
МВт•ч

Табл. 3.18 .Потери электроэнергии в ЛЭП для варианта схемы №3.

Линии	Uном, кВ	F, мм	N	r0, Ом/км	L,км	RЛ, Ом	ДЭсут_з, МВт•ч	ДЭсут_л МВт•ч	ДЭгод, МВт•ч
ИП 1-2	110	120	2	0,244	18,48	2,255	1,071	0,386	287,101
2-6	35	120	2	0,244	27,24	3,323	3,704	1,334	960,882
2-4	110	95	2	0,301	18,48	2,781	2,729	0,983	708,018
ИП 2-4	35	150	2	0,204	18,48	1,885	4,253	1,531	1103
МВт•ч

Для определения потерь электроэнергии в трансформаторах воспользуемся техническими данными трансформаторов, которые приведены в пункте 3.4.

Т.к. трансформаторы каждого пункта включены в параллельную работу, в расчетах следует сопротивления уменьшать в 2 раза, а потери - увеличивать в 2 раза

Потери электроэнергии в трансформаторе, установленном в схеме №2

(ТДТН 40000/110), равны:

ВН:

СН:

НН:

Аналогично определим потери в трансформаторе схемы №3 и представим в таблице 3.19.

Таблица 3.19 Определение потерь электроэнергии в трансформаторах пункта №2

Схема	Тип	ДЭсут_з, МВт•ч	ДЭсут_л, МВт•ч	ДЭ`год, МВт•ч	ДЭ``год, МВт•ч	Д`год, МВт•ч
2	ТДТН - 40000/110	вн	0,414	0,299	215,54	735,84	951,38
		сн	0,041
		нн	0,376
3		вн	0,455	0,328	236,32	735,84	972,16
		сн	0,083
		нн	0,373

Теперь определим затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети для двух вариантов.

Таблица 3.20. Затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети.

Вариант схемы	ДЭВЛ, МВт•ч	ДЭтр, МВт•ч	ДЭвсего, МВт•ч	Ц, коп/кВт•ч	Зпот?, тыс.руб
№2	2450,37	951,38	3401,75	6,5	221,114
№3	3059	972,16	4031,16		262,025

После определения всех составляющих найдем приведенные затраты и сравним варианты схем в табл. 3.22.

Таблица 3.21. Определение приведенных затрат.

Вариант схемы	0,12•К?, тыс.руб	И?, тыс.руб	Зпот?, тыс.руб	З, тыс.руб
№2	0,12•205108,5	8226,14	221,114	33061,01
№3	0,12•187463,5	7457,88	262,025	30215,53

Так как разница составляет более 5 %, то для дальнейшего рассмотрения выбираем схему с меньшими приведенными затратами, т. е. схему № 3.

Вывод: в данном разделе были приняты к рассмотрению схемы развития сети. Для них были выбраны и проверены сечения и номинальные напряжения, а также выбраны трансформаторы у потребителей. Был произведен технико-экономический расчет отличающихся схем развития и разница приведенных затрат составила 8,6 %. В результате к проектированию была принята схема развития сети № 3.

4. Расчеты основных режимов работы сети

4.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров

Составим схему замещения сети для варианта схемы №3. Учитывая тот факт, что расчет основных режимов будем производить в среде программы RastrWin, то в Г-образной схеме замещения трансформаторов потери холостого хода будут учтены за счет активных G_Т и реактивных B_Т проводимостей.

Все параметры для элементов схемы замещения сети, необходимые для расчетов режимов работы сети, рассчитаны и представлены в таблицах 4.1, 4.2 и 4.3.

Таблица 4.1. Расчет параметров линий электропередачи.

Линии	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, См/км•10-6	L, км	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл, См•10-6	, Ом	, Ом	N•Bл, См•10-6
ИП 1-1	0,244	0,427	2,658	26,4	6,442	11,272	70,071	3,221	5,636	140,342
1-3	0,422	0,444	2,547	23,76	10,026	10,55	60,516	5,013	5,275	121,033
3-7	0,422	0,444	2,547	14,76	6,228	6,554	37,59	3,114	3,277	75,187
ИП 1-2	0,244	0,427	2,658	18,48	4,51	7,89	49,12	2,255	3,945	98,240
2-6	0,244	0,414	-	27,24	6,646	11,278	-	3,323	5,639	-
2-5	0,244	0,414	-	20,88	5,094	8,644	-	2,547	4,322	-
2-4	0,301	0,434	2,611	18,48	5,562	8,02	47,75	2,781	4,010	95,503
ИП 2-4	0,204	0,420	2,707	18,48	3,77	7,762	50,025	1,885	3,881	100,051

Для расчета параметров трансформаторов воспользуемся формулами:

активное сопротивление трансформатора [4, т. 5.17-5.19].

реактивное сопротивление трансформатора [4, т. 5.17-5.19].

где - активная проводимость трансформатора,

- число трансформаторов,

- активные потери холостого хода трансформатора [4, т. 5.17-5.19],

- номинальное напряжение трансформатора [4, т. 5.17-5.19].