Проектирование сетевого района

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Проектирование сетевого района

Введение

трансформатор электрический подстанция напряжение

В дипломном проекте разрабатывается сеть напряжением 35 - 220 кВ, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего 5 предприятий или населенных пунктов. Электроснабжение этих пунктов осуществляется от крупной узловой подстанции.

Местность, в которой расположен промышленный район, относится к 3 району по гололёду. Линии электропередач проектируются на железобетонных опорах.

Большая часть проекта посвящается выбору экономически целесообразной схемы районной сети. В нем рассмотрены вопросы компенсации реактивной мощности, расчета основных режимов работы сети, регулирования напряжения.

1. Выбор конфигурации электрической сети

1.1 Выбор конфигурации электрической сети

Для рассмотрения в проекте принимаются 4 схемы электроснабжения потребителей, к которым предъявляются следующие требования:

- экономичность сооружения и эксплуатации электрической сети;

- обеспечение требуемого уровня надёжности;

- обеспечение качества электрической энергии на зажимах приёмников;

- приспособленность сети к различным режимам её работы;

- простота, наглядность и удобство в процессе эксплуатации.

Варианты конфигурации схем электрической сети:

Рисунок 1 - Схема 1



Рисунок 2 - Схема 2

Рисунок 3 - Схема 3

Рисунок 4 - Схема 4

Конфигурация районной электрической сети представляет собой структуру связей пунктов потребления и источников питания, которая зависит от их взаимного расположения на плане района, и также от категорий приемников электрической энергии по надёжности.

Расстояния между пунктами приведены в таблице 1.

Таблица 1. Расстояния между пунктами потребления

Название участка	А-B	B - 2	4 - 2	2 - 3	4- 3	4 - 5	B - 4	5 - 3
Длина, км	125	92	68	68	55	50	145	55

1.2 Определение потока мощности от электростанции В

Рисунок 5а - Схема электрической станции B

Рисунок 5б - схема замещения электрической станции B

Исходные данные электростанции В:

Тип генератора ТВВ-200-2а

- Номинальная мощность генераторов = 200 МВт

- Коэффициент мощности генератора _г = 0,85

- Номинальное напряжение генератора

- Количество генераторов на станции

- Марка трансформаторов: ТДЦ-250000/220

- Количество трансформаторов на станции

- Мощность нагрузки на генераторном напряжении = 60 МВА

- Коэффициент мощности нагрузки на генераторном напряжении = 0,7

- Мощность нагрузки РУ 220= 150 МВА

- Коэффициент мощности нагрузки РУ 220

- Мощность нагрузки РУ 110= 120 МВА

- Коэффициент мощности нагрузки РУ 110

Паспортные данные трансформатора:

Определим суммарную мощность, вырабатываемую генераторами электростанции:

Мвар

МВА

Так как в данной схеме 3 генератора то:

МВА,

Определим мощность нагрузки генератора:

МВт,

Мвар,

Мвар,

Определим мощность нагрузки РУ 110 кВ:

МВт,

Мвар,

МВА,

Определим мощность нагрузки РУ 220 кВ:.

МВт,

Мвар,

МВА,

Так как трансформаторов 3, то сопротивление в обмотках в 3 раза меньше, чем у одного трансформатора, а потери холостого хода в 3 раза больше. Определим потери в стали и обмотках трансформатора:

МВт,

Мвар,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА.

Определим потери в стали и обмотках автотрансформаторов:

МВА,

Мощность отдаваемая электростанцией В в систему:

На рисунке 6 представлены параметры схемы и режима.

Рисунок 6. Параметры схемы и режима

1.3 Выбор номинального напряжения сети

Количество цепей определяется категорией потребителей пункта. Для потребителей первой категории необходимо питание от двух независимых взаиморезервируемых источников питания. В этом случае целесообразно осуществлять питание по двум одноцепным ЛЭП. Для питания потребителей второй категории необходимо питание от двух независимых взаиморезервируемых источников питания. Допускается питание по одной двухцепной линии. При проектировании номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной линии электропередачи.

Для одной одноцепной линий:

,

где P - передаваемая активная мощность;

l - длина линии электропередачи.

Для двух одноцепных линий:

,

Для двухцепных линий:

Схема 1.

Участок 1-4 - две одноцепные линии:

Р_1-4 = Р₁,

Р_1-4 = 17 МВт,

кВ.

Участок 5-4 - одноцепная линия:

Р_5-4 = Р₅,

Р_5-4 = 7 МВт,

кВ.

Участок В-2 - две одноцепные линии:

Р_В-2 = P₁ + P₂ + P₃+ P₄+ P₅

Р_В-2 = 17+7+28+24+15=91 МВт,

кВ.

Распределение мощностей на кольцевом участке 2-3-4-2:

Рисунок 7. Линия с двухсторонним питанием

,

МВт,

,

МВт,

МВт,

кВ,

кВ,

кВ.

Кольцевой участок схемы выполняется одним номинальным напряжением 220 кВ.

Схема 3.

Предварительная оценка номинального напряжения для линий В-2, 1-4, 5-4 в данной схеме совпадает с предварительной оценкой для схемы 1.

;

;

;

Участок 2-4 - две одноцепные линии:

Р_2-4 = Р₁+Р₅+Р₄,

Р_2-4 = 52 МВт,

кВ.

Участок 2-3 - две одноцепные линии:

Р_2-3 = Р₃,

Р_2-3= 24 МВт,

кВ.

Расчет номинальных напряжений для схем 3 и 4 проводится аналогичным способом и сведён в таблицу 2.

Таблица 2. Напряжения ЛЭП

Линия	L-длинна	Мощность	Uрасч	Uном
Схема 1 (рисунок 1)
	км	МВт	кВ	кВ
B-2	92	91	124,279	220
2-3	68	34	107,37	220
2-4	68	42	118,06	220
3-4	55	10	63,64	220
4-5	50	7	55,24	110
1-4	57	17	60,29	110
Схема 2 (рисунок 2)
	км	МВт	кВ	кВ
B-2	92	91	124,279	220
2-3	68	41	86,365	110
3-5	55	17	78,481	110
2-4	68	35	81,1	110
1-4	57	17	60,29	110
Схема 3 (рисунок 3)
	км	МВт	кВ	кВ
B-2	92	91	124,279	220
2-4	68	52	95,48	110
2-3	68	24	69,98	110
4-1	57	17	60,29	110
4-5	50	7	55,24	35
Схема 4 (рисунок 4)
	км	МВт	кВ	кВ
B-4	145	52	87,2	110
4-1	57	17	60,29	110
4-5	50	7	44,7	35
В-2	92	39	87,2	110
2-3	68	24	69,98	110

Схема 2 (рисунок 2) не будет рассматриваться в данном проекте, так как суммарная длина линии по которой будет передаваться энергия составит 340 км, когда по схеме 3 длина линии составляет 335 км, что экономически выгоднее. Так же не будет рассматриваться Схема 4 (рисунок 4), так как суммарная длина линии по которой будет передаваться энергия 412 км, когда по схеме 3 длина линии составляет 335 км, что экономически выгоднее, а так же в этом случае потребуется дополнительная установка РУ-35 кВ на стороне низшего напряжения и установка трехобмоточного трансформатора, что повлечет за собой дополнительные затраты.

1.4 Выбор мощности компенсирующих устройств

Компенсация реактивной мощности существенно влияет на значение мощностей нагрузок подстанций, а значит, и на выбор номинальной мощности трансформаторов, сечений проводов линий электропередачи, на потери напряжения, мощности и электроэнергии сети.

В данном пункте определяется оптимальное значение реактивной мощности, потребляемой в пунктах 1-5. При этих значениях реактивной мощности Q_э обеспечивается минимум расчётных приведённых затрат на производство и распределение электроэнергии.

Подробный расчёт для схемы 2.

Предельная реактивная мощность, потребляемая в режиме зимних максимальных нагрузок:

,

где - коэффициент мощности в режиме максимальных нагрузок, .

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар.

Потребляемая реактивная мощность в режиме зимних максимальных нагрузок:

,

где - коэффициент мощности потребителей в режиме зимних максимальных нагрузок.

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар.

Мощность компенсирующих установок:

,

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой подстанции, набирается параллельным включением серийно выпускаемых ККУ.

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар.

Расчетные нагрузки в пунктах потребления:

.

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

После выбора компенсирующих устройств необходимо проверить условие:

,

где -коэффициент мощности потребителей в режиме максимальных нагрузок с учётом компенсации реактивной мощности:

;

;

;

;

.

Условие для всех 5 пунктов выполняется значит компенсирующие устройства выбраны верно.

Потребляемая активная мощность в режиме зимних минимальных нагрузок:

,

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

Потребляемая реактивная мощность в режиме зимних минимальных нагрузок:

,

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар.

Расчетные нагрузки в пунктах потребления в режиме зимних минимальных нагрузок:

.

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Потребляемая активная мощность в режиме летних максимальных нагрузок:

,

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

Потребляемая реактивная мощность в режиме летних максимальных нагрузок:

,

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар.

Потребляемая активная мощность в режиме летних минимальных нагрузок:

,

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

Потребляемая реактивная мощность в режиме летних минимальных нагрузок:

,

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар.

Расчетные нагрузки в пунктах потребления в режиме летних максимальных нагрузок:

.

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Расчетные нагрузки в пунктах потребления в режиме летних минимальных нагрузок:

.

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

Для режима летних минимальных нагрузок необходимо проверить условие:

,

где -коэффициент мощности потребителей в режиме летних минимальных нагрузок с учётом компенсации реактивной мощности:

Так как <0 то отключаем 1 конденсаторную установку мощностью 0,9 Мвар. Расчетная мощность в режиме летних минимальных нагрузок без учета одной конденсаторной установки:

МВА.

после отключения одной конденсаторной установоки:

Условие выполняется.

Аналогично выполнены расчеты для остальных 5 пунктов. Результаты расчетов сведены в таблицу 3



Далее запишем мощности нагрузок с учетом компенсирующих устройств в зимний максимум нагрузок:

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

По значениям мощности после компенсации найдём потокораспределение в сети:

Рисунок 8. Потокораспределение схемы 1

Распределение реактивной мощности для схемы 1:

Участок 1-4 - две одноцепные линии

Q_1-4 = Q₁,

Q_1-4 = 6,487 Мвар,

Участок 4-5 - одноцепная линия

Q_4-5 =Q₅,

Q_4-5= 2,668Мвар,

Распределение мощностей на кольцевом участке 2-4-3-2:



Рисунок 9. Линия с двухсторонним питанием

,

Мвар,

,

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Участок В-2 - две одноцепные линии:

Q_В-2 = Q₁ + Q₂+ Q₃+ Q₄+ Q₅,

Q_B-2= 2,668+6,487+10,716+9,402+5,696=34,969 Мвар.



Рисунок 10. Потокораспределение схемы 3

В схеме 3 распределения мощностей на участках 1-4, 4-5, 3-2 равны их нагрузкам. На участке 4-2 равно сумме мощностей 1, 5 и 4 пункта. На участке В-2 равно сумме мощностей всех пунктов.

1.5 Выбор сечений и марки проводов

Экономический выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи проводится по методу экономической плотности тока. Порядок расчетов при этом следующий:

- определяются токи на участках сети:

где P_j и Q_j - активная и реактивная мощности в j-ой линии в режиме максимальных нагрузок, МВт, МВАр;

n - количество цепей линии электропередачи.

- определяется расчетная токовая нагрузка линии:



где I_maxj - ток в j-ой линии, определенной по вышеуказанной формуле;

₁ - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линий, для линий 110-220 кВ принимается равным 1,05;

_т - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки Т_нб, который для 4944 часов равен 1,0;

где - экономическая плотность тока, берется из специальных таблиц в зависимости от часов использования максимума нагрузки в год, в данном проекте принимается:

= 0,9

Выбор сечения проводов при таком методе расчетов производится по справочным таблицам.

В качестве примера выбора сечения провода рассмотрим линию В-2:

Линия В-2:

А, А,

Выбираем провод марки АСО-240 с погонными параметрами: r₀=0,13 Ом/км, х₀=0,435 Ом/км, I_доп=605 А.

Результаты расчета токов и выбор проводов для схемы 1 и 3 представлены в таблицах 4 и 5.

Таблица 41 Выбор сечений проводов линий электропередачи для схемы 1

Ли- ния	n	S, МВА	Uном, кВ	Imax, A	Iр, А	Fэ	Марка	Iдоп, А	ro, Ом/км	хo, Ом/км
В-2	1+1	91+ j34,969	220	127,92	134,316	149,24	АСО-240	605	0,13	0,435
2-4	1	42+ j16,144	220	118,084	123.988	137.764	АСО-240	605	0,13	0,435
2-3	1	34+ j13,129	220	95.648	100.43	111.589	АСО-240	605	0,13	0,435
3-4	1	10+ j3.727	220	28.007	29.407	32.674	АСО-240	605	0,13	0,435
1-4	1+1	17+ j6,487	110	47.751	50.139	55.71	АС-70	265	0,46	0,444
4-5	1	7+ j2,668	110	39.319	41.285	45.872	АС-70	265	0,46	0,444

Таблица 5. Выбор сечений проводов линий электропередачи для схемы 3

Ли- ния	n	S, МВА	Uном, кВ	Imax, A	Iр, А	Fэ	Марка	Iдоп, А	ro, Ом/км	хo, Ом/км
В-2	1+1	91+ j34,969	220	127,92	134,316	149,24	АСО-240	605	0,13	0,435
2-4	1+1	52+ j19,871	110	146.089	153.393	170.437	АС-185	510	0,17	0,413
2-3	1+1	24+ j9,402	110	67.644	71.026	78.918	АС-95	330	0,33	0,434
1-4	1+1	17+ j6,487	110	47.751	50.139	55.71	АС-70	265	0,46	0,444
4-5	1	7+ j2,668	35	123.573	129.752	144.169	АС-150	445	0,21	0,392

1.6 Проверка проводов по нагреву и по допустимой потере напряжения

Выбранные сечения проводов ЛЭП необходимо проверить по нагреву длительно протекающими токами и по потере напряжения. Проверка по нагреву должна выполняться для наиболее тяжелых послеаварийных режимов работы сети. Для двухцепных или параллельных линий наиболее тяжёлым будет обрыв одной из линий (цепи). Для замкнутых сетей - обрыв одного из головных участков.

Проверка по нагреву токами послеаварийных режимов для схемы 1:

При обрыве одной из линий на участках В-2, 4-1, приведёт к увеличению тока в два раза:

,

А,

А.

Послеаварийные токи меньше допустимых, значит выбранные сечения проводов проходят по нагреву.

Определение потокораспределения и расчёт токов в послеаварийном режиме на кольцевом участке 2-4-3. Наиболее тяжёлыми будут режимы при неисправной линии 2-4 либо 2-3.

Отключение линии 2-4:

,

МВА,

,

МВА,



Рисунок 11. Распределение мощностей после отключения линии 2-4

трансформатор электрический подстанция напряжение

Отключение линии 2-3:

,

МВА,

,

МВА.

Рисунок 12. Распределение мощностей после отключения линии 2-3

Определение длительных послеаварийных токов:

А,

А.

Выполненные расчеты показали, что все сечения проходят по нагреву токами послеаварийных режимов.

Проверка сечений по допустимой потере напряжения в нормальном и послеаварийных режимах.

.

,

,

,

,

,

.

Потери напряжения до пункта 4:

,

1. Первый послеаварийный режим - отключение линии 4-2:

,

,

Потери напряжения до пункта 4 в послеаварийном режиме:

,

,

.

2. Второй послеаварийный режим - отключение линии 3-2:

,

,

Потери напряжения до наиболее электрически удалённого пункта - пункта 4:

,

,

.

3. Третий послеаварийный режим - обрыв одной из линий на участке B-2.

В послеаварийных режимах при обрыве одной из параллельных линий потери напряжения в другой увеличатся в два раза:

,

Потери напряжения до наиболее электрически удалённого пункта - пункта 4:



.

4. Четвёртый послеаварийный режим - обрыв одной из линий на участке 1-4:

,

Потеря напряжения на всех участках сети:

.

Потери напряжения до пункта 1 в нормальном режиме:

,

.

1. Первый послеаварийный режим - обрыв одной из линий на участке B-2:

,

.

2. Второй послеаварийный режим - обрыв одной из линий на участке 2-3:

Потери напряжения до пункта 1 в аварийном режиме:

,

3. Третий послеаварийный режим - обрыв одной из линий на участке 2-4:

Потери напряжения до пункта 1 в аварийном режиме:

,

4. Четвёртый послеаварийный режим - обрыв одной из линий на участке 1-4:

,

Выполненные расчеты показали, что все сечения проходят по нагреву токами послеаварийных режимов и по потере напряжения.

1.7 Выбор числа и мощности трансформаторов. Схемы электрических соединений подстанций

При проектировании электрических сетей на подстанциях всех категорий рекомендуется применять не более двух трансформаторов. Установка большего количества трансформаторов может быть допущена на основании технико-экономических расчетов. Однотрансформаторные подстанции допускается применять в следующих случаях:

Как первый этап развития двухтрансформаторной подстанции при условии, что достижение полной нагрузки подстанции произойдет не раньше, чем через три года после ввода первого трансформатора, и наличии резервного питания по сетям среднего и низшего напряжений.

Для питания потребителей II категории, если замена поврежденного трансформатора обеспечивается в установленные сроки, и при условии технико-экономической целесообразности с учетом возможного народнохозяйственного ущерба от перерыва электроснабжения.

Для питания потребителей III категории, когда по состоянию подъездных путей замена поврежденного трансформатора возможна не позже, чем через 24 часа.

При наличии второго источника питания со стороны низшего напряжения силового трансформатора.

При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях снижения суммарной установленной мощности. При расчетах необходимо исходить из следующих положений:

На двухтрансформаторных подстанциях при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирается равной не более 0,7 суммарной нагрузки подстанции в расчетный период (в период максимальной нагрузки).

При отключении наиболее мощного трансформатора оставшийся в работе должен обеспечить питание потребителей I и II категорий во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки 40%.

На однотрансформаторной подстанции номинальная мощность трансформатора S_ном выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки S потребителей, то есть:

S_номS

При этом следует стремиться максимально загрузить трансформаторы сети (до 100%).

Вычисляются полные мощности всех нагрузок с учетом компенсации реактивной мощности.

По результатам вычислений строятся суточные графики нагрузок в зимний период, представленные на рисунке 13.

Рисунок 13. Суточные графики нагрузок в зимний период

Произведем выбор трансформаторов, основываясь на результатах расчетов полных мощностей нагрузок и суточных графиков нагрузок.

На подстанциях 1,2,3 и 4 устанавливаются два трансформатора, поскольку в состав нагрузок, подключенных к этим подстанциям, входят электропотребители II, III и I, II, III категории соответственно. На подстанции 4 должны быть установлены два автотрансформатора, так как в состав нагрузки, подключенной к этой подстанции, входят электропотребители I, II и III категории, а также необходимо обеспечить трансформацию напряжения с 220 кВ на 110 кВ.

Выбор трансформаторов произведём на примере подстанции 1 схемы 1. Трансформаторы на остальных подстанциях схемы 1 и схемы 3, выбранные в результате расчёта приведены в таблице 10 и таблице 11.

Определяется расчетная мощность трансформаторов:

Sр= S_мах , МВА

Sр = 18,196.

В таком случае необходимо рассмотреть два возможных варианта: трансформаторы с номинальной мощностью 10 МВА и трансформаторы с номинальной мощностью 16 МВА.

Выберем трансформатор ТДН-10000/110.

Производится проверка на систематические перегрузки и аварийные перегрузки.

Поскольку на подстанции 2 устанавливаются 2 трансформатора, то полная мощность нагрузки для каждого из двух трансформаторов в нормальном режиме будет в два раза меньше, чем суммарная мощность нагрузки.

Среднезимняя температура -13⁰С.

Оперативный резерв составляет 5% от максимальной мощности нагрузки.

1) Проверка по систематическим перегрузкам.

Для этого строится график нагрузок для двух параллельно работающих трансформаторов.

Рисунок 14. График нагрузок для двух параллельно работающих трансформаторов

Как видно из графика системных перегрузок не наблюдается.

2) Проверка по аварийным перегрузкам.

Рисунок 15. График нагрузок для одного работающего трансформатора

Трансформатор перегружен в течении всех суток. Следовательно два трансформатора марки ТДН-10000/110 не подходят для подстанции 1

Выберем трансформатор ТДН-16000/110.

1) Проверка по систематическим перегрузкам.

Для этого строится график нагрузок для двух параллельно работающих трансформаторов.

Рисунок 16. График нагрузок для двух параллельно работающих трансформаторов

Как видно из графика системных перегрузок не наблюдается.

2) Проверка по аварийным перегрузкам.

Рисунок 17. График нагрузок для одного работающего трансформатора

Трансформатор перегружен в течении 6 часов. С учётом оперативного резерва:

Sо.р.= S_мах , МВА

Sо.р. = 18,196.

С учетом оперативного резерва мощность нагрузки одного автотрансформатора:

Sав = 18,196.

Sав = 10,49.

Начальный коэффициент загрузки:

; ;

; ,

что меньше допустимого =1,64.

Следовательно два трансформатора марки ТДН-16000/110 подходят для подстанции 1.

В случае, если бы был больше , то трансформаторы с номинальной мощностью 16 МВА не подошли бы для данной подстанции и следовало бы выбрать трансформаторы с номинальной мощностью 25 МВА, после чего так же проверить их на аварийные перегрузки.

Таблица 10. Трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях схемы 1.

Номер подстанции	Smax MBA	Тип трансформатора	Sав	Sав
1	18,196	2ЧТДН-16000/110	9,58	17,286	0,682	1,137	1,64
2	16,045	2ЧТРДН-32000/220	8,413	15,243	0,288	0,501	1,48
3	25,776	2ЧТРДН-32000/110	13,949	24,487	0,436	0,805	1,5
4	55,668	2ЧАТДЦТН-63000/220/110	30,619	52,885	0,486	0,839	1,52
5	7,491	ТМН-6300/110	4,12	7,116	0,659	1,13	1,63

Таблица 11. Трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях схемы 3.

Номер подстанции	Smax MBA	Тип трансформатора	Sав	Sав
1	18,196	2ЧТДН-16000/110	9,58	17,286	0,682	1,137	1,64
2	97,488	2ЧАТДЦТН-3000/220/110	53,619	92,614	0,928	1,547	1,66
3	25,776	2ЧТДН-16000/110	13,949	24,487	0,967	1,611	1,63
4	55,668	2ЧТДТН-40000/110	30,619	52,885	0,765	1,32	1,6
5	7,491	ТМН-6300/35	4,12	7,116	0,659	1,13	1,63

Вывод: Выбранные трансформаторы обеспечивают нормальное электроснабжение потребителей I и II категории в случае аварии.

Схемы электрических соединений.

Рисунок 18. Структурная схема 1



Рисунок 19. Структурная схема 3



Рисунок 20. Схема электрических соединений подстанций схемы №1



Рисунок 21. Схема электрических соединений подстанций схемы №3

1.8 Технико-экономическое обоснование принимаемого проектного решения

Выбор наиболее экономичного варианта производится методом сравнения дисконтированных издержек, рассчитываемых для каждого варианта. При определении дисконтированных издержек учитываются лишь отличные между собой элементы схем сетей. Формула имеет следующий вид:

где ДИ - дисконтированные издержки;

К - капитальные вложения в сооружение сети;

И_о.р. - издержки на капитальный и текущий ремонт и обслуживание;

И_ДW - издержки на возмещение потерь электрической энергии;

i - коэффициент дисконтирования, i = 0,1;

Т_р - расчетный период, Т_р = 22 года.

Капиталовложения на сооружение линии электропередачи:

,

где К_oi - показатель стоимости одного километра линии;

l_i - протяженность i-го участка;

n_i - количество цепей линий на данном участке сети;

N - количество участков.

Суммарные капитальные вложения на сооружение подстанций , тыс. руб.:

где К_ПСi - стоимость сооружения i-ой подстанции, тыс. руб.;

М - номер подстанции;

К_трi - стоимость силовых и регулировочных трансформаторов, тыс. руб.;

К_РУi - стоимость распределительных устройств, тыс. руб.;

К_постi - постоянная составляющая затрат на сооружение подстанций, тыс. руб.

Данные о стоимостях сооружения ЛЭП приведены в таблице 12.

Таблица 12. Стоимость линий

Схема 1
Линия	Марка провода	Исполнение	К0, тыс. руб.	l, км	КЛЭП, тыс. руб.	КЛЭП с просекой, тыс. руб.
B-2	АСО-240	1+1	519	92	95496	99360
2-4	АСО-240	1	519	68	35292	38148
2-3	АСО-240	1	519	68	35292	38148
3-4	АСО-240	1	519	55	28545	30885
4-1	АС-70	1+1	438	57	49932	52155
4-5	АС-70	1	438	50	21900	23850
Итого: 282546
Схема 3
Линия	Марка провода	Исполнение	К0, тыс. руб.	l, км	КЛЭП, тыс. руб.	КЛЭП с просекой, тыс. руб.
B-2	АСО-240	1+1	519	92	95496	99360
2-4	АС-185	1+1	414	68	56304	58956
2-3	АС-95	1+1	429	68	58344	60996
4-1	АС-70	1+1	438	57	49932	52155
4-5	АС-150	1	369	50	18450	20250
Итого: 291717

Суммарные капиталовложения в строительство линий схемы 1 и схемы 3:

=282546 тыс. руб.

=291717 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание линий:

тыс. руб.,

тыс. руб.

Таблица 13. Стоимость трансформаторов

№ТП	Количество трансформаторов	Тип трансформатора	Стоимость одного трансформатора, тыс. руб.	Стоимость трансформаторов, тыс. руб.
Схема №1
1	2	ТДН-16000/110	1890	3780
2	2	ТРДН-32000/220	5070	10140
3	2	ТРДН-32000/220	5070	10140
4	2	АТДЦТН-63000/220/110	6030	12060
5	1	ТМН-6300/110	3400	3400
Итого 39520
Схема №3
1	2	ТДН-16000/110	1890	3780
2	2	АТДЦТН-63000/220/110	6030	12060
3	2	ТДН-16000/110	1890	3780
4	2	ТДТН-40000/110	3510	7020
5	1	ТМН-6300/35	915	915
Итого 27555

Суммарные капиталовложения в установку трансформаторов:

=39520 тыс. руб.,

=27555 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

тыс. руб.

тыс. руб.

Таблица 14. Показатели стоимости выключателей и постоянной части затрат

Наименование	Стоимость ячейки, тыс. руб.	Количество	КОРУ ВН, тыс. руб.	ПЧЗ	КОРУ НН, тыс. руб.
Схема №1
П/ст 1 ОРУ 110 кВ	900	2	1800	6000	330
П/ст 2 ОРУ 220 кВ	1950	8	15600	12000	1260
П/ст 3 ОРУ 220 кВ	2400	3	7200	10500	1260
П/ст 4 ОРУ 220 кВ ОРУ 110 кВ	2400 780	3 6	7200 4680	10500 7500	1500
П/ст 5 ОРУ 110 кВ	1500	1	1500	6000	180
ИТОГО			37980	52500	4530
Схема №3
П/ст 1 ОРУ 110 кВ	900	2	1800	6000	330
П/ст 2 ОРУ 220 кВ ОРУ 110 кВ	2400 780	4 7	9600 5460	18000 7500	1260
П/ст 3 ОРУ 110 кВ	900	2	1800	6000	1260
П/ст 4 ОРУ 110 кВ ОРУ 35 кВ	780 360	5 4	3900 1440	8400 1350	1500
П/ст 5 ОРУ 35 кВ	360	1	360	1350	180
ИТОГО			24360	48600	4530

Схема 1.

1. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 220 кВ:

=30000 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 220 кВ:

тыс. руб.

2. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 110 кВ:

= 7980 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 110 кВ:

тыс. руб.

3. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 10 кВ:

=4530 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 10 кВ:

тыс. руб.

4. Суммарные капиталовложения в постоянную часть затрат по подстанциям:

=52500 тыс. руб.

тыс. руб.

Схема 3.

1. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 220 кВ:

=9600 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 220 кВ:

тыс. руб.

2. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на СН:

= 14760 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ СН:

тыс. руб.

3. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 10 кВ:

=4530 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 10 кВ:

тыс. руб.

4. Суммарные капиталовложения в постоянную часть затрат по подстанциям:

=48600 тыс. руб.

тыс. руб.

Таблица 15. Стоимость компенсирующих устройств

Пункт	Набранная ККУ	Удельная стоимость, руб./квар	Стоимость КУ, тыс. руб.
1		4Ч111	444
2		4Ч111	444
3		4Ч111 4Ч147	1032
4		4Ч111 8Ч123	1428
5		6Ч147	882

Суммарная стоимость ККУ: 4230 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ККУ:

тыс. руб.

Схема 1.

Суммарные капиталовложения в строительство ТП:

 138760 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ТП:

7821,04 тыс. руб.

Капиталовложения в строительство всей сети в целом:

=282546+138760=421306 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание всей сети в целом:

= + 7821,04 =10081,408 тыс. руб.

Схема 3.

Суммарные капиталовложения в строительство ТП:

109275 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ТП:

6138,225 тыс. руб.

Капиталовложения в строительство всей сети в целом:

=291717+109275=400992 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание всей сети в целом:

= + 6138,225 =8471,961 тыс. руб.

Годовые потери электроэнергии равны:

,

-суммарные потери в стали трансформаторов.

- суммарные нагрузочные потери в линиях и обмотках трансформаторов.

Издержки на возмещение потерь электроэнергии:

- стоимость электроэнергии,

;

Определение потерь электроэнергии в сетях.

Одноцепная линия:

Двухцепная линия:

Для примера приводится расчет линии В-2 для схемы №1:

Результаты расчета потерь активной мощности в остальных ветвях сетей приведены в таблице 16.

Таблица 16. Потери активной мощности

Линия	n	P, МВт	Q, МВАр	l, км	Uном, кВ	ro, Ом/км	Р, МВт
Схема №1
В-2	1+1	91	34,969	92	220	0,13	1.174
2-4	1	42	16,144	68	220	0,13	0.37
2-3	1	34	13,129	68	220	0,13	0.243
3-4	1	10	3,727	55	220	0,13	0.017
4-1	1+1	17	6,487	57	110	0,46	0.359
4-5	1	7	2,668	50	110	0,46	0.107
Схема №3
В-2	1+1	91	34,969	92	220	0,13	1.174
2-3	1+1	24	9,402	68	110	0,17	0.317
2-4	1+1	52	19,871	68	110	0,33	2.873
4-1	1+1	17	6,487	57	110	0,46	0.359
4-5	1	7	2,668	50	35	0,21	0.481

Суммарные потери активной мощности:

в схеме №1: Р=2.27 МВт;

в схеме №3: Р=5.204 МВт.

Значение времени максимальных потерь равно:

ч.

Потери электроэнергии в линиях.

Схема 1:

WЛ = 3349,98 • 2,27 = 7604,455 МВт•ч;

Схема 3:

WЛ = 3349,98 • 5,204 = 17433,296 МВт•ч;

Потери энергии холостого хода.

Схема1:

Схема 2:

Определение нагрузочных потерь в трансформаторах.

.

Для примера приводится расчет трансформатора ТДН-16000/110 на ТП1 для схемы №1:

Результаты расчета потерь электроэнергии на нагрев обмоток в остальных трансформаторах сетей приведены в таблице 17.

Таблица 17. Потери электроэнергии на нагрев обмоток трансформаторов

Подстанция	Марка	n	Sн, МВА	W, МВтч
Схема 1
1	ТДН-16000/110	2	18.196	184.138
2	ТРДН-32000/220	2	16.045	70.325
3	ТРДН-32000/220	2	25.776	181.493
4	АТДЦТН-63000/220/110	2	29.981	81.557
5	ТМН-6300/110	1	7.491	208.398
Схема 3
1	ТДН-16000/110	2	18.196	184.138
2	АТДЦТН-63000/220/110	2	16.045	23.359
3	ТДН-16000/110	2	25.776	369.507
4	ТДТН-40000/110	2	29.981	216.427
5	ТМН-6300/35	1	7.491	220.239

Суммарные потери электроэнергии на нагрев обмоток трансформаторов:

в схеме №1: W_T= 725.911 МВт;

в схеме №3: W_T= 1013.67 МВт.

Суммарные потери электроэнергии.

Схема 1:

Схема 3:

Стоимость потерянной электроэнергии.

Схема 1:

Схема 3:

После определения дисконтных издержек необходимо их сравнить и определить экономически наиболее целесообразный вариант сети:

Для схемы 1:



Для схемы 3:

Вариант схемы 1 экономически более выгоден для строительства и эксплуатации, чем вариант схемы 3, т.к. их дисконтированные издержки получаются больше, чем схемы 1. При дальнейших расчётах будет использоваться экономически более выгодная схема - 1.

2. Расчёты параметров режимов работы электрической сети

2.1 Составление схемы замещения

Районная схема РЭЭС составляется на основе принципиальной схемы районной сети, принятой в результате технико-экономического сопоставления вариантов.

Схема замещения районной сети объединяет схемы замещения трансформаторов подстанций, линий электропередачи в соответствии с коммутационной схемой системы.

Все параметры схемы замещения вычисляются по погонным параметрам r₀, x₀, b₀ для воздушных линий и паспортным данным r_т, x_т, Р_х и Q_х для трансформаторов и автотрансформаторов. Проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого хода трансформаторов S_x=P_x+jQ_x, а емкостные проводимости линий - зарядной мощностью Q_c.

Параметры схемы замещения:

,

,

,

где x₀, r₀ - погонные реактивное и индуктивное сопротивление линии;

b₀ - ёмкостная проводимость.

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

МВар,

МВар,

МВар,

МВар,

МВар,

МВар,

МВар,

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Исходные данные и результаты расчетов схемы замещения линий представлены в таблице 18.

Таблица 18. Параметры схемы замещения линий

Линия	Марка провода	UНОМ, кВ	Длина, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	R, Ом	X, Ом	BЛ См10-6	МВАр
В-2	ACО-240	220	92	0,13	0,435	5,98	20,01	478,4	11,578
2-3	АСО-240	220	68	0,13	0,435	8,84	29,58	176,8	4,279
2-4	АСО-240	220	68	0,13	0,435	8,84	29,58	176,8	4,279
3-4	АСО-240	220	55	0,13	0,435	7,15	23,92	143	3,461
4-1	АС-70	110	57	0,46	0,444	3,705	12,654	290,7	1,759
4-5	АС-70	110	50	0,46	0,444	23	22,2	127,5	0,771
А-В	АСО-300	220	125	0,108	0,429	6,75	26,813	660	15,972

Результаты расчетов схем замещения трансформаторов приведены в таблице 13. Сопротивления обмоток трехобмоточных трансформаторов записаны через дробную черту. Все параметры, занесенные в таблицу 19, вычислены с учетом числа параллельно включенных трансформаторов.

Таблица 19. Параметры схемы замещения трансформаторов

№ТП	Тип трансформатора	Кол-во тр-ров	rт, Ом	xт, Ом	Рх, МВт	Qх, кВАр
1	ТДН-16000/110	2	2,19	43,35	0,038	0,224
2	ТРДН-32000/220	2	3,85	95,25	0,090	0,416
3	ТРДН-32000/220	2	3,85	95,25	0,090	0,416
4	АТДЦТН-63000/220/110	2	0,7/0,7/1,4	52/0/97,8	0,090	0,630
5	ТМН-6300/110	1	14,7	220,4	0,0115	0,0504



Рисунок 22. Схема замещения схемы 1

2.2 Расчёт режима максимальных нагрузок

Расчет потерь:

Потери мощности в обмотках трансформатора и линий определяются по формуле:

Мощности, протекающие по элементам ЭЭС определяются на основании 1-го закона Кирхгофа:

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

Выполняется расчет кольцевого участка 3`-8-7-3:

Рисунок 23. Потокораспределение в кольце 3`-8-7-3

МВА,

МВА,

Проверка:

МВА,

Проверка выполнена. Так как результаты сходятся, то можно сделать вывод что расчет произведен верно. Таким образом, точка 7 является точкой потока раздела. Разрезав контур по точке 7, получают две независимые разомкнутые схемы (рисунок 24). Далее расчет ведется по методу последовательных приближений. Для этого на первом этапе, продвигаясь из конца сети к началу, определяют мощности в конце и в начале каждого участка, т.е. учитывают потери мощности в элементах сети.

Рисунок 24. Два независимых контура

Так, мощность на участках определится следующим образом:

МВА,

МВА,

МВА,

Далее выполняется расчет напряжений с учетом потерь.

,

где - продольная составляющая падения напряжения на участке i-j:

- поперечная составляющая падения напряжения на участке i-j:

В линиях с номинальным напряжением 110 кВ и ниже поперечную составляющую потери напряжения можно не учитывать.

кВ,

кВ,



кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,



кВ,

кВ,

Таблица 20. Напряжения в узлах сети, рассчитанные вручную и в программе «ROOR»

Номер узла	Напряжение, рассчитанное «вручную», кВ	Напряжение, рассчитанное в программе «Roor», кВ
1	-	231,000
2	-	236,797
3	-	233,655
4	-	15,750
5	-	114,700
6	-	6,327
7	229,886	230,278
8	230,889	231,215
9	6,192	6,208
10	223,549	224,330
11	10,435	10,477
12	117,565	117,977
13	116,258	116,807
14	10,799	10,889
15	114,497	115,050
16	9,3	9,427

Потокораспределение в сети, указанное в таблице 21, соответствует тому, каким образом выводятся результаты расчетов потоков мощности в программе «ROOR».

Таблица 21. Потокораспределение мощности в сети, рассчитанное вручную

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Активная мощность начала ветви	Реактивная мощность начала ветви	Активная мощность конца ветви	Реактивная мощность конца ветви
1	1	2	-	-	-	-
2	2	3	-	-	-	-
3	2	4	-	-	-	-
4	2	5	-	-	-	-
5	3	6	-	-	-	-
6	3	8	35,061	10,536	34,823	9,559
7	7	8	-10,733	-6,126	-10,711	-6,051
8	3	7	42,853	15,609	42,486	14,379
9	8	9	24,053	10,763	24,000	9,402
10	7	10	52,567	27,546	52,519	23,964
11	10	11	28,021	12,532	28,000	10,716
12	10	12	24,498	11,432	24,487	11,432
13	12	13	17,173	6,336	17,073	5,994
14	13	14	17,06	7,673	17,000	6,487
15	12	15	7,314	7,626	7,122	7,425
16	15	16	7,111	8,146	7,000	6,487

Таблица 22. Потокораспределение в сети, раcсчитанное по программе «ROOR»

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Активная мощность начала ветви	Реактивная мощность начала ветви	Активная мощность конца ветви	Реактивная мощность конца ветви
1	1	2	-210,797	-3,187	-216,444	10,494
2	2	3	93,420	-2,668	92,477	20,648
3	2	4	-556,136	-107,283	-557,280	-156,484
4	2	5	108,142	60,407	108,000	52,307
5	3	6	15,019	6,156	15,000	5,696
6	3	8	34,556	4,396	34,349	13,255
7	7	8	-10,190	-9,756	-10,209	-2,205
8	3	7	42,812	9,467	42,482	17,877
9	8	9	24,050	10,634	24,000	9,402
10	7	10	52,582	27,003	52,536	23,577
11	10	11	28,026	12,549	28,000	10,716
12	10	12	24,510	11,028	24,500	11,028
13	12	13	17,157	3,969	17,069	7,674
14	13	14	17,056	7,595	17,000	6,487
15	12	15	7,343	7,060	7,149	8,604
16	15	16	7,138	8,554	7,000	6,487

Суммарные потери активной мощности в сети - 9,058 МВт.

Суммарные потери реактивной мощности - 95,36 МВАр.

Результаты расчетов, выполненных «вручную» и по программе «ROOR», практически совпадают, что говорит о правильности тех и других. Различие результатов расчетов двумя указанными методами минимально в значениях рассчитанных активных мощностей, протекающих по ветвям рассматриваемой схемы, и напряжений в её узлах. Более серьезные различия наблюдаются в результатах расчетов значений реактивных мощностей. Объяснить существующие различия можно тем, что расчет, выполненный «вручную», производился с всего одной итерацией, то время как расчет, выполненный в программе «ROOR», имеет 20 итераций, и значения зарядных мощностей линий определялось для реального значения напряжения, а не номинального, как при ручном расчете, что и привело к различию полученных результатов, в первую очередь, значений реактивных мощностей.

2.3 Оптимизация режима работы сети

При оптимизации режима работы сети задаются несколько раз различными значениями реактивной мощности , проводят расчёт потокораспределения и напряжений в узлах по программе Roor. По результатам расчёта определяют режим работы станции, соответствующий наименьшим потерям активной мощности. При этом напряжение генераторов не должны выходить за пределы Реактивную мощность рекомендуется менять таким образом, чтобы менялся от единицы до номинального значения. Увеличение реактивной мощности генераторов сверх номинальной возможно при уменьшении вырабатываемой активной мощности, что связано с ограничением токов статора и ротора генератора условиями допустимого нагрева обмоток.

Таблица 23. Результаты оптимизации

, кВ	, кВ	, МВт	, МВАр
16,5	253,524	9,346	230,837
16,2	248,914	9,028	200,122
15,9	244,305	8,978	170,702
15,75	242	9,054	156,481
15,6	239,695	9,198	142,588
15,3	235,086	9,691	115,790
15	230,476	10,459	90,322

Рисунок 25. Зависимость



Рисунок 26. Зависимость

Рисунок 27. Зависимость

Оптимальный режим имеет показатели:

· ;

· ;

· ;

· .

Одновременно с оптимизацией режима проводим регулирование напряжения на шинах низшего напряжения п/ст 1-5, для чего на п/ст 2 и 4 установим ПБВ на ступень «-3», а на п/ст 5 - «-4», а на п/ст 3 - «-5».

В таблице 19 и 20 приведён расчёт потокораспределения и напряжений в сети после оптимизации и регулирования напряжения.

Расчёт в ROOR режима зимних максимальных нагрузок после оптимизации

Таблица 24. Напряжения в узлах сети рассчитанное по программе ROOR

Номер узла	Напряжение, кВ	Регулирование	Напряжение, кВ
	Модуль	Угол, 0	Диапазон	положение	Модуль	Угол, 0
1	231,000	0			231,000	0
2	238,636	5,874			238,636	5,874
3	235,613	4,028			235,613	4,028
4	15,900	10,556			15,900	10,556
5	115,653	2,582			115,653	2,582
6	6,381	2,560		0	6,381	2,560
7	232,312	2,832			232,312	2,832
8	233,230	3,045			233,230	3,045
9	6,264	0,628		-3	6,458	0,628
10	226,483	-0,126			226,483	-0,126
11	10,582	-3,244		0	10,582	-3,244
12	119,110	-0,117			119,110	-0,117
13	117,959	-0,913			117,959	-0,913
14	11,002	-3,966		+2	10,624	-3,966
15	116,228	-0,042			116,228	-0,042
16	9,565	-7,196		-6	10,709	-7,196

Таблица 25. Потокораспределение в сети рассчитанное по программе ROOR

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Активная мощность начала ветви	Реактивная мощность начала ветви	Активная мощность конца ветви	Реактивная мощность конца ветви
1	1	2	-210,878	-19,511	-216,503	-5,456
2	2	3	93,369	-4,013	92,443	19,792
3	2	4	-556,142	-121,755	-557,280	-170,702
4	2	5	108,140	60,274	108,000	52,307
5	3	6	15,018	6,148	15,000	5,696
6	3	8	34,543	4,018	34,340	13,056
7	7	8	-10,183	-9,715	-10,201	-2,028
8	3	7	42,792	8,996	42,470	17,595
9	8	9	24,049	10,612	24,000	9,402
10	7	10	52,563	26,681	52,518	23,333
11	10	11	28,021	12,511	28,000	10,716
12	10	12	24,497	10,821	24,487	10,821
13	12	13	17,154	3,861	17,068	7,652
14	13	14	17,055	7,572	17,000	6,487
15	12	15	7,333	6,960	7,145	8,545
16	15	16	7,134	8,495	7,000	6,487

Суммарные потери активной мощности в сети - 8,978 МВт.

Суммарные потери реактивной мощности в сети - 94,547 МВар.

2.3 Регулирование напряжения в электрической сети

Задачей этого раздела является обеспечение нормативных отклонений напряжения на шинах вторичного напряжения подстанций проектируемой сети. Закон встречного регулирования напряжения, который должен быть осуществлен на шинах напряжением 10 кВ подстанций, определяется требованиями ПУЭ. В соответствии с ПУЭ устройства регулирования напряжения должны обеспечить поддержание напряжения на данных шинах в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок, и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок сети. При аварийных отключениях линий и трансформаторов напряжение не должно снижаться ниже номинального уровня. В качестве средств регулирования при выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой (РПН). В некоторых случаях может потребоваться выбор дополнительных средств.

Действительное напряжение на шинах низкого напряжения определяется следующим образом:

где

- приведенное к ВН напряжение на шинах НН;

и - номинальные напряжения обмоток высшего и низшего напряжения трансформатора, взятые из справочных таблиц для данного типа трансформатора;

В случае, если действительное напряжение на шинах НН не соответствует требуемому (желаемому), то необходимо выполнить его регулировку:

- напряжение ответвления, соответствующее желаемому напряжению на шинах НН.

- требуемое изменение высшего напряжения.

- напряжение одной ступени РПН, где

- напряжение одной ступени РПН в процентах от .

- номер ступени РПН.

Полученное значение округляется до ближайшего целого числа.

- напряжение на рассчитываемом ответвлении ступени РПН.

- напряжение на шинах НН, полученное в результате регулирования.

По результатам расчета режима максимальных нагрузок можно сделать вывод, что регулирование напряжение требуется произвести на подстанциях 5,3,4.

Условием регулирования напряжения является то, что напряжение после регулировки на шинах среднего и низшего напряжений не должны превышать 1,1 номинального напряжения данных шин.

Таким образом, видно, что регулировка напряжении выполнена, поскольку напряжение после регулирования очень близко к желаемому напряжению на шинах низшего напряжения подстанции 4.

Подстанция 4.

Автотрансформатор, установленный на данной ТП: АТДЦТН-63000/220. В цепи обмотки низшего напряжения данных автотрансформаторов необходимо установить линейные регуляторы напряжения марки ЛТДН-40000/10 с номинальным напряжением 11 кВ, с пределами регулирования: ±10Ч1,5%. Устройство РПН автотрансформатора АТДЦТН-63000/220/110 установлено в обмотке среднего напряжения (±6Ч2%).

Производится регулирование напряжения в обмотке низшего напряжения.

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

Желаемое напряжение в обмотке низшего напряжения:

Действительное напряжение на шинах НН не соответствует желаемому, следовательно необходимо выполнить его регулировку с помощью добавки напряжения линейным регулятором.

принимаем n=1

Видно, что регулировка напряжении выполнена, поскольку напряжение после регулирования очень близко к желаемому напряжению на шинах низшего напряжения подстанции 4.

Далее необходимо выполнить расчеты режимов работы сети в периоды зимнего и летнего минимума нагрузок, а также в период летнего максимума нагрузки. Для обеспечения больших быстроты и точности эти расчеты будут произведены с помощью программы «ROOR». Значения нагрузок для каждого из этих режимов приведены в таблице 24. Результаты расчета режима зимнего минимума приведены в таблице 25, а результаты расчетов режимов сети в период летних максимума и минимума - в таблицах 26 и 27 соответственно.

Таблица 26. Мощности нагрузок в различные периоды

Номер нагрузки	Мощности нагрузок в периоды
	Зимний максимум	Зимний минимум	Летний максимум	Летний минимум
	P, МВт	Q, Мвар	P, МВт	Q, Мвар	P, МВт	Q, Мвар	P, МВт	Q, Мвар
1	17	6,487	10,2	2,452	9,35	1,948	5,95	0,83
2	15	5,696	9	1,976	8,25	1,513	4,55	0,554
3	24	9,402	14,4	3,201	13,2	2,426	8,4	0,451
4	28	10,716	16,8	3,19	15,4	2,249	1,4	0,011
5	7	2,668	4,2	0,641	3,85	0,387	2,1	0,174

С целью уменьшения потерь мощности и энергии перед проведением расчета минимальных нагрузок необходимо рассмотреть вопрос о числе трансформаторов, включенных в этом режиме на подстанциях с двумя трансформаторами.

Нагрузка, при которой целесообразно отключать один из трансформаторов на подстанции:

,

где - номинальная мощность трансформатора;

,-активные и реактивные потери мощности холостого хода трансформаторов;

,- активные и реактивные потери мощности короткого замыкания трансформаторов;

k-экономический эквивалент реактивной мощности, (в проекте k=0,06 кВт/кВар).

Потери реактивной мощность трансформатора в опыте короткого замыкания , кВар

Полученное значение мощности сравнивается с мощностью нагрузки подстанции в данном режиме и, если S_Н.МИН<, то с целью уменьшения потерь мощности можно исключить один из работающих трансформаторов. При S_Н.МИН> в работе остаются оба трансформатора.

Решение об отключении части трансформаторов зависит и от схемы подстанции, а именно, наличия коммутационной аппаратуры для производства таких переключений. Отключение трансформатора нецелесообразно, если это приведет к уменьшению надежности электроснабжения или увеличению потерь активной мощности в линиях электропередачи.

В данном проекте потребители подстанций 1 и 3 относятся к 1-й категории, следовательно, трансформаторы отключать нецелесообразно, так как это приведёт к уменьшению надёжности электроснабжения. Также не отключаем трансформаторы на подстанции 5, так как он всего один.

Проверим необходимость отключения трансформаторов на подстанции 2.

На подстанции 2 установлены двухобмоточных трансформаторы типа ТРДН-32000/220.

Потери реактивной мощность в опыте короткого замыкания , кВар

.

.

, следовательно, в работе остается один трансформатор в режиме летнего минимума.

, следовательно, в работе остается один трансформатор в режиме летнего максимума.

2.4 Расчет прочих режимов работы электрической сети

Расчет режима зимнего минимума

Таблица 27. Напряжения в узлах сети в режиме зимних минимальных нагрузок.

Номер узла	Напряжение, кВ	Регулирование	Напряжение, кВ
	Модуль	Угол, 0	Диапазон	положение	Модуль	Угол, 0
1	231,000	0			231,000	0
2	239,933	6,851			239,901	6,853
3	241,246	5,562			241,119	5,570
4	15,900	11,514			15,900	11,517
5	116,324	3,596			116,308	3,597
6	6,582	4,722		+6	6,206	4,729
7	241,069	4,767			240,853	4,780
8	241,195	4,912			241,018	4,923
9	6,564	3,565		+5	6,246	3,574
10	240,687	3,159			240,231	3,168
11	11,440	1,527		+7	10,333	1,530
12	126,600	3,157		+4	117,000	3,167
13	126,244	2,700			116,571	2,637
14	11,973	1,116		+4	10,304	0,776
15	125,836	2,814			116,133	2,784
16	11,859	-0,552		+3	10,358	-1,182

Таблица 28. Потокораспределение в сети в режиме минимальных нагрузок

Номер ветви	Номера узлов	Мощность начала ветви, МВА	Мощность конца ветви, МВА
	Начало	Конец	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная
1	1	2	-246,590	-17,447	-254,282	-11,400
2	2	3	55,628	-44,275	55,210	-18,001
3	2	4	-556,179	-87,347	-557,280	-134,711
4	2	5	108,138	60,184	108,000	52,307
5	3	6	9,006	2,116	9,000	1,976
6	3	8	20,613	-10,349	20,545	-0,304
7	7	8	-6,036	-4,003	-6,040	4,283
8	3	7	25,501	-10,398	25,398	-0,476
9	8	9	14,415	3,563	14,400	3,201
10	7	10	31,343	2,898	31,331	2,010
11	10	11	16,806	3,692	16,800	3,190
12	10	12	14,525	-1,682	14,523	-1,682
13	12	13	10,260	-0,976	10,231	2,890
14	13	14	10,218	2,810	10,200	2,452
15	12	15	4,262	-0,706	4,232	0,997
16	15	16	4,220	0,947	4,200	0,641

Суммарные потери активной мощности в сети - 9,665 МВт.

Суммарные потери реактивной мощности в сети - 90,468 МВАр.

Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 6, 9, 11, 12, 14, 16 которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1, 2, 3, 4 и 5 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального напряжения. Это означает, что в режиме зимнего минимума необходимо произвести регулирование напряжения. Желаемое напряжения на низшей ступени должно составлять 1,02 - 1,04 от номинального в периоды зимнего минимума и летнего максимума. Результаты регулирования напряжения в период зимнего минимума приведены в таблице 27.

Расчет режима летнего максимума

Таблица 29. Напряжения в узлах сети в режиме минимальных нагрузок

Номер узла	Напряжение, кВ	Регулирование	Напряжение, кВ
	Модуль	Угол, 0	Диапазон	положение	Модуль	Угол, 0
1	231,000	0			231,000	0
2	240,433	7,742			240,031	6,976
3	243,687	7,024			241,699	5,764
4	15,900	12,399			15,900	11,638
5	116,584	4,501			116,375	3,723
6	6,658	6,190		+6	6,206	4,224
7	244,848	6,657			241,728	5,025
8	244,654	6,681			241,831	5,159
9	6,692	5,915		+6	6,217	3,930
10	246,010	6,184			241,565	3,560
11	11,765	6,054		+7	10,409	2,077
12	129,410	6,180		+4	117,652	3,558
13	129,378	5,903			117,317	3,070
14	12,337	5,024		+5	10,221	1,387
15	129,167	5,957			116,922	3,182
16	12,299	4,369		+4	10,310	-0,398

Таблица 30 - Потокораспределение в сети в режиме минимальных нагрузок

Номер ветви	Номера узлов	Мощность начала ветви, МВА	Мощность конца ветви, МВА
	Начало	Конец	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная
1	1	2	-250,979	-16,923	-258,947	-11,952
2	2	3	50,967	-48,377	50,573	-21,940
3	2	4	-556,182	-83,788	-557,280	-131,010
4	2	5	108,138	60,175	108,000	52,307
5	3	6	8,259	1,745	8,250	1,513
6	3	8	18,896	-11,779	18,835	-1,648
7	7	8	-5,529	-3,560	-5,533	4,787
8	3	7	23,373	-12,221	23,283	-2,193
9	8	9	13,212	2,722	13,200	2,426
10	7	10	28,722	0,737	28,712	0,003
11	10	11	15,405	2,659	15,400	2,249
12	10	12	13,307	-2,656	13,305	-2,656
13	12	13	9,402	-1,611	9,378	2,320
14	13	14	9,365	2,240	9,350	1,948
15	12	15	3,903	-1,045	3,878	0,685
16	15	16	3,867	0,635	3,850	0,387

Суммарные потери активной мощности в сети - 9,872 МВт.

Суммарные потери реактивной мощности в сети - 90,895 МВАр.

Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 6, 9, 11, 12, 14, 16 которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1, 2, 3, 4 и 5 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального напряжения. Это означает, что в режиме летнего максимума необходимо произвести регулирование напряжения. Желаемое напряжения на низшей ступени должно составлять 1,02 - 1,04 от номинального в периоды зимнего минимума и летнего максимума. Результаты регулирования напряжения в период зимнего минимума приведены в таблице 29.

Расчет режима летнего минимума

Таблица 31. Напряжения в узлах сети в режиме минимальных нагрузок.

Номер узла	Напряжение, кВ	ПБВ	Напряжение, кВ
	Модуль	Угол, 0	Диапазон	положение	Модуль	Угол, 0
1	231,000	0			231,000	0
2	240,062	6,973			240,404	7,745
3	241,823	5,756			243,570	7,033
4	15,900	11,635			15,900	12,402
5	116,391	3,722			116,568	4,503
6	6,581	4,217		+10	6,050	6,198
7	241,940	5,012			244,650	6,672
8	242,004	5,148			244,492	6,692
9	6,595	3,921		+10	6,080	5,926
10	242,011

Подобные документы

• Проектирование электрической сети

  Определение потока мощности от электростанции. Выбор компенсирующих устройств. Структурные схемы подстанций. Выбор мощности трансформаторов подстанций. Расчет режима летних и зимних максимальных нагрузок сети. Оптимизация режимов работы сети.
  
  курсовая работа [972,3 K], добавлен 07.07.2013
  

• Электрическая сеть района нагрузок

  Анализ исходных данных и выбор вариантов конфигурации сети. Предварительный расчет мощности источника питания. Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов понижающих подстанций. Основные технико-экономические показатели электрической сети.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 15.10.2014
  

• Электрическая сеть промышленного района

  Разработка конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети и параметров цепей линий, числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов.
  
  курсовая работа [6,1 M], добавлен 06.02.2014
  

• Упрощенный порядок проектирования электрической сети района

  Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.
  
  курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016
  

• Проектирование районной электрической сети

  Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.
  
  контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012
  

• Электроснабжение сетевого района Нижновэнерго

  Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Основные технико-экономические показатели проектируемой сети. Регулирование напряжения в электрической сети. Расчёт основных нормальных и утяжелённых режимов работы сети.
  
  курсовая работа [310,6 K], добавлен 23.06.2011
  

• Проектирование электрической сети

  Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов. Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития. Экономическое сравнение вариантов электрической сети. Исследование аварийных и послеаварийных режимов электрической сети.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 25.12.2014
  

• Передача и распределение электрической энергии

  Потребление и покрытие потребности в активной мощности. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Уточненный баланс реактивной мощности. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
  
  курсовая работа [2,4 M], добавлен 16.01.2014
  

• Электроснабжение сетевого района Брянскэнерго

  Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Распределение мощностей по линиям электропередач сети. Баланс активной и реактивной мощности в сетевом районе. Выбор марки провода и номинальной мощности трансформаторов.
  
  курсовая работа [971,8 K], добавлен 27.12.2013
  

• Проектирование распределительной электрической сети Дальнего Востока

  Составление балансов активных и реактивных мощностей. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов, сечений проводников. Конструктивное исполнение электрической сети. Расчет максимального и послеаварийного режимов. Регулирование напряжения в сети.
  
  курсовая работа [242,4 K], добавлен 17.06.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам