Выбор схемы и определение параметров электрической сети района энергосистемы

Превышение температуры для наиболее нагретой точки Д Иh = 147° C;

Сокращение срока службы изоляции за сутки L = V•б = 358?0,032 = 11,5;

Температура наиболее нагретой точки Иh = Д Иh + ИA = 147 + (-10) = 137° C;

Предельное значение температуры наиболее нагретой точки и металлических частей, соприкасающихся с изоляционным материалом для режима продолжительных аварийных перегрузок Иhдоп = 140° C;

(Иh = 137° C) < (Иhдоп = 140° C), значит выбранный нами трансформатор годен для работы;

Система охлаждения трансформатора ONAF.

Аналогично находим для остальных пунктов. Полученные результаты сведем в таблицу 3.10

Рис. 3.6 Суточный график нагрузки для зимы для пункта №1



Рис. 3.7 Суточный график нагрузки для зимы для пункта №2

Рис. 3.8 Суточный график нагрузки для зимы для пункта №5

Рис. 3.9 Суточный график нагрузки для зимы для пункта №3



Таблица №3.10 Выбор трансформаторов для варианта №1

Пункт	Трансформатор	Sмакс, МВА	Sрасч, МВА	Sном, МВА	К1	К'2	0,9КМАХ	КМАХ
1	ТДТН-25000/110	36,7	26,2	25	0,67	1,39	1,32	1,47
2	ТМН-6300/35	9,7	6.9	6.3	0.68	1.39	1.386	1,54
3	ТМН-10000/35	11,6	8,3	10	0,72	1,16	1,04	1,16
4	ТДН-16000/110	25,9	18,5	16	0,72	1,46	1,458	1,62
5	ТДТН-25000/110	29,6	21,1	25	0,7	1,10	1,06	1,18

Таблица №3.11 Проверка трансформаторов для варианта №1

Пункт	Трансформатор	V	L	?иh, 0С	иh, 0С
1	ТДТН-25000/110	64.3	2.06	131	121
2	ТМН-6300/35	25,5	0,82	124	114
3	ТМН-10000/35	2,86	0,09	103	93
4	ТДН-16000/110	358	11,5	147	137
5	ТДТН-25000/110	0,726	0,023	89	79

Вариант №2.

Рис. 3.10 Суточный график нагрузки для зимы для пункта №1



Рис. 3.11 Суточный график нагрузки для зимы для пункта №2

Рис. 3.12 Суточный график нагрузки для зимы для пункта №3



Рис. 3.13 Суточный график нагрузки для зимы для пункта №4

Рис. 3.14 Суточный график нагрузки для зимы для пункта №5

Таблица №3.12 Выбор трансформаторов для варианта №2

Пункт	Трансформатор	Sмакс, МВА	Sрасч, МВА	Sном, МВА	К1	К'2	0,9КМАХ	КМАХ
1	ТДТН-40000/110	45,9	32,8	40	0,64	1,09	1,04	1,15
2	ТМН-6300/35	9,7	6.9	6.3	0.68	1.39	1.386	1,54
3	ТМН-10000/35	11,6	8,3	10	0,72	1,16	1,04	1,16
4	ТДН-16000/110	25,9	18,5	16	0,72	1,46	1,458	1,62
5	ТДН-16000/110	20,4	14,6	16	0,55	1,151	1,15	1,28



Таблица №3.13 Проверка трансформаторов для варианта №2

Пункт	Трансформатор	V	L	?иh, 0С	иh, 0С
1	ТДТН-40000/110	0,726	0,023	89	79
2	ТМН-6300/35	25,5	0,816	124	114
3	ТМН-10000/35	2,86	0,09	103	93
4	ТДН-16000/110	358	11,5	147	137
5	ТДН-16000/110	2,40	0,076	102	92

3.5 Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети

В практике проектирования электрический сетей и энергосистем для выбора предпочтительного варианта развития сети в качестве основного критерия используется, как правило, условие минимума приведенных (дисконтированных) затрат. При этом сравниваемые варианты обеспечивают одинаковый (или требуемый) энергетический эффект. В первую очередь сюда относится надежность электрической сети - способность осуществлять передачу и распределение требуемого количества электроэнергии от источников к потребителям при нормативных уровнях напряжения и в соответствии с заданным графиком нагрузки.

При определении суммарных приведенных затрат для конкурирующих вариантов обязательным условием является исключение тех составляющих в каждом из слагаемых, которые соответствуют одинаковым по своим техническим характеристикам электросетевым объектам.

Суммарные приведенные затраты рассчитываются по следующей формуле :

З = Ен•К? + И? + Зпот?, где

=0,12 - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;

К? - суммарные капиталовложения на сооружение сети;

К? = К?ВЛ + К?ПС, где

К?ВЛ - суммарные капиталовложения на сооружение воздушных линий,

К?ПС - суммарные капиталовложения на сооружение подстанций;

К?ВЛ включает в себя следующие слагаемые:

КВЛб = К0•L - базовые капиталовложения в воздушную линию,

где К0 - базовая стоимость километра линии, L - длина линии в км;

Кпр = К0пр•10%(L) - капиталовложения на вырубку и подготовку просек, К0пр - затраты на просеки 1 километра местности;

Кл = К0л•1%(L) - капиталовложения на устройство лежневых дорог,

где К0л - затраты на 1 километр лежневых дорог;

Кз = К0з•S0з•L - капиталовложения на постоянный отвод земляного участка под опоры ВЛ,

где К0з - нормативная цена земли, S0з - площадь отвода земли на 1 км ВЛ;

Кр = 12,5%(КВЛб + Кпр + Кл)

- капиталовложения на проектно-изыскательские работы, благоустройство, временные здания и сооружения и прочие затраты.

К?ПС включает в себя следующие слагаемые:

Кт - стоимость ячейки трансформатора на ПС;

Кору - стоимость открытого распределительного устройства;

Кпост.ч. - постоянная часть затрат по ПС;

Котз - капиталовложения в отвод земли под ПС.

И? - суммарные издержки, включает в себя следующие слагаемые:



И?ВЛ = аВЛ%(К?ВЛ) - издержки на ВЛ,

где аВЛ = 0,8 - ежегодные отчисления на обслуживание и ремонт ВЛ;

И?ПС = аПС%(К?ПС) - издержки на ПС,

где аПС = 5,9 - ежегодные отчисления на обслуживание и ремонт ПС.

Зпот? = Ц•ДЭ? - суммарные затраты на потери электроэнергии в сети,

гдеЦ - цена 1 кВт•ч потерянной энергии, ДЭ? - суммарные потери электроэнергии в сети.

Вариант 1

Капиталовложения в сооружение ВЛ.

Подробный расчет ведем для капиталовложений в линию ИП-4.

КВЛб = К0•L = 2•(850 тыс.р.)•(52,8 км) = 89760 тыс.р, выбираем железобетонные опоры (дополнительное умножение на 2 ввиду того, что цепи подвешены на 2-х рядах опор);

Кпр = К0пр•10%(L) = (95 тыс.р.)•(5,28 км) = 501,6 тыс.р.;

Кл = К0л•1%(L) = (370 тыс.р.)•(0,528 км) = 195,4 тыс.р.;

Кз = К0з•S0з•L = 2•(50 р/м2)•(40 м2)•(52,8 км) = 211,2 тыс.р. (дополнительное умножение на 2 ввиду того, что цепи подвешены на 2-х рядах опор);

Кр = 12,5%(КВЛб + Кпр + Кл) = 12,5%(89760+ 501,6 + 195,4) = 11307,1 тыс.р.;

КВЛ1 = Кр + КВЛб + Кпр + Кл + Кз = 11307,1 + 89760+ 501,6 + 195,4 + 211,2 = 101975,3 тыс.р.

- капиталовложения в сооружение ВЛ(ИП-4).

Аналогично находим для остальных линий. Полученные результаты сведем в таблицу 3.14

Таблица 3.14 Расчетные значения капиталовложений в сооружение ВЛ

	ИП-4	ИП-1	1-2	ИП-5	5-3
КВЛб, тыс.руб.	89760	50600	78820	89760	45666
Кпр, тыс.руб.	501,6	418	534,9	501,6	367,7
Кл, тыс.руб.	195,4	162,8	208,3	195,4	143,2
Кз, тыс.руб.	211,2	88	225,2	211,2	77,4
Кр, тыс.руб.	11307,1	6397,6	9945,4	11307,1	5772,1
КВЛ, тыс.руб.	101975,3	57666,4	89733,8	101975,3	52026,4

Суммарные капиталовложения в сооружение всех ВЛ:

К?ВЛ = КВЛ4 + КВЛ1 + КВЛ2 + КВЛ5 + КВЛ3 = 101975,3 + 57666,4 + 89733,8 + 101975,3 + 52026,4 = 403377,2 тыс.р.

Капиталовложения в сооружение ПС.

Подробный расчет ведем для капиталовложений в ПС-4.

Кт = 4300 тыс.р.;

Так как во всех пунктах нагрузки имеются потребители первой категории, то ПС сооружаются 2-х трансформаторными, поэтому:

Кт = 2• Кт = 8600 тыс.р.;

Кору = 15200 тыс.р.;

Кпост.ч. = 9000 тыс.р.;

Котз = К0•S = 50•10 = 500 тыс.р., где К0 - стоимость 1 кв.метра земли;

КПС1 = Кт + Кору + Кпост.ч + Котз = 8600 + 15200 + 9000 + 500 = 33300 тыс.р. - затраты на сооружение ПС-4(ИП-4).

Аналогично находим для остальных пунктов. Полученные результаты сведем в таблицу 3.15



Таблица 3.15 Расчетные значения капиталовложений в сооружение ПС

	ПС-4	ПС-1	ПС-2	ПС-5	ПС-3
Кт, тыс.руб.	8600	12750	4750	12750	5000
Кору, тыс.руб.	15200	18200	1200	18200	1200
Кпост.ч, тыс.руб.	9000	10750	5000	10750	5000
Котз, тыс.руб.	500	750	125	750	125
Кпс, тыс.руб.	33300	42450	11075	42450	11325

Суммарные капиталовложения в сооружение всех ПС:

К?ПС = КПС4 + КПС1 + КПС2 + КПС5 + КПС3 = 33300 + 42450 + 11075 + 42450 + 11325 = 140600 тыс.р.

Суммарные капиталовложения в сооружение ВЛ и ПС

К? = К?ВЛ + К?ПС = 403377,2 + 140600 = 543977,2 тыс.р.

Издержки

ИВЛ4 = 0,8%(КВЛ1) = 0,8%(101975,3) = 815,8 тыс.р.;

ИПС4 = 5,9%( КПС1) = 5,9%(33300) = 1964,7 тыс.р.;

И?4 = ИВЛ4 + ИПС4 = 815,8 + 1964,7 = 2780,5 тыс.р.

Таблица 3.16 Расчетные значения издержек сооружения ВЛ и ПС

	ИП-4	ИП-1	1-2	ИП-5	5-3
ИВЛ, тыс.руб.	815,8	461,3	717,9	815,8	416,2
ИПС, тыс.руб.	1964,7	2504,6	653,4	2504,6	668,2

Суммарные издержки сооружения всех ВЛ:

И? = И?4 + И?1 + И?2 + И?5 + И?3 = 815,8 + 461,3 + 717,9 + 815,8 + 416,2 = 3227 тыс.р.



Суммарные издержки сооружения всех ПС:

И? = И?4 + И?1 + И?2 + И?5 + И?3 = 1964,7 + 2504,6 + 653,4 + 2504,6 + 668,2 = 8295,5 тыс.р.

Суммарные издержки сооружения всех ВЛ и ПС:

И? = И?ВЛ + И?ПС = 3227,0 + 8295,5 = 11522,5 тыс.р.

Пересчет капиталовложений и издержек на цены 2007 года.

К? = К?•3,048 = 543977,2•3,048 = 1658042,5 тыс.р.;

И? = И?•3,048 = 11522,5•3,048 = 35120,6 тыс.р.

Потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.

Подробный расчет ведем для затрат на участок ИП-4.

Определение параметров схемы замещения линии.

- активное сопротивлении линии

где r0 - удельное активное сопротивление линии, N - количество цепей, L - длина линии;

-индуктивное сопротивление линии

где x0 - удельное индуктивное сопротивление линии;



- поперечная проводимость линии

где в0 - удельная поперечная проводимость линии.

Определение суммарных годовых потерь электроэнергии в линии.

МВт•ч - суточные зимние потери электроэнергии в линии;

МВт•ч - суточные летние потери электроэнергии в линии;

•nз.д. + •nл.д. = 4,34•200 + 1,09•165 = 1047,9

МВт•ч - суммарные годовые потери электроэнергии в линии, nз.д. и nл.д. - число зимних и летних суток соответственно.

Аналогично находим для остальных пунктов. Полученные результаты сведем в таблицу 3.17

Таблица 3.17 Потери электроэнергии во всех линия

	ИП-4	ИП-1	1-2	ИП-5	5-3
, МВт•ч	4,34	4,06	6,42	3,92	7,59
, МВт•ч	1,09	1,02	1,61	0,98	1,89
, МВт•ч	1047,9	980,3	1549,7	945,7	1829,9

Суммарные потери электроэнергии во всех ВЛ:



ДЭ?годВЛ = ДЭгодВЛ4 + ДЭгодВЛ1 + ДЭгодВЛ2 + ДЭгодВЛ5 + ДЭгодВЛ3 = 1047,9 + 980,3 + 1549,7 + 945,7 + 1829,9 = 6353,5 МВт•час.

Определение суммарных годовых потерь электроэнергии в трансформаторах.

МВт•ч - суточные зимние потери электроэнергии в трансформаторе;

МВт•ч - суточные летние потери электроэнергии в трансформаторе;

•nз.д. + •nл.д. = 1,09•200 + 0,27•165 = 262,6

МВт•ч - суммарные переменные годовые потери электроэнергии в трансформаторах, nз.д. и nл.д. - число зимних и летних суток соответственно;

2?ДPхх•8760 = 2•(19 кВт)•8760 = 332,9 МВт•ч - постоянные годовые потери электроэнергии в трансформаторах;

262,6 + 332,9 = 595,5 МВт•ч - суммарные годовые потери электроэнергии в трансформаторах.

Аналогично находим для остальных пунктов. Полученные результаты сведем в таблицу 3.18 и 3.19



Таблица 3.18 Параметры во всех трансформаторах

№ ПС	Sном, МВА	Uном, кВ	?Pk, кВт	?Px, кВт	Rт, Ом	Xт, Ом	?Qx, квар
		ВН	СН	НН			ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
1	25	115	38,5	11	140	31	1,5	1,5	1,5	56,9	0	35,7	175
2	6,3	35	-	11	46,5	9,2	1,4	14,6	56,7
3	10	36,75	-	10,5	65	14,5	0,88	10,1	80
4	16	115	-	11	85	19	4,38	86,7	112
5	25	115	38,5	11	140	31	1,5	1,5	1,5	56,9	0	35,7	175

Таблица 3.19 Потери электроэнергии во всех трансформаторах

№ ПС	?Эгод тр``, МВт•ч	?Эзсут`, МВт•ч	?Элсут`, МВт•ч	?Эгод тр`, МВт•ч	?Эгод, МВт•ч
		ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
1	543,1	0,519	0,053	0,467	0,13	0,013	0,017	250,9	794,0
2	161,2	0,53	0,13	127,5	288,7
3	254,04	0,64	0,16	154,4	408,4
4	332,9	1,09	0,27	262,6	595,5
5	543,1	0,34	0,23	0,11	0,08	0,06	0,03	164,1	707,2

Суммарные потери электроэнергии во всех трансформаторах:

ДЭ?годтр = ДЭгодтр1 + ДЭгодтр2 + ДЭгодтр3 + ДЭгодтр4 + ДЭгодтр5 = 794 + 288,7 + 408,4 + 595,5 + 707,2 = 2793,8 МВт•час.

Определение суммарных годовых потерь электроэнергии.

ДЭ?год = 6353,5 + 2793,8 =9147,3 МВт•ч;

Суммарные приведенные затраты для варианта №1.



З = Ен•К? + И? + Зпот? = 0,12•1658042,5 + 35120,6 + ((18,2 коп.)/100000)•( 9147,3•1000) = 235750,5 тыс.р.

Вариант 2

Таблица 3.20 Расчетные значения капиталовложений в сооружение ВЛ

	ИП-4	ИП-5	ИП-1	1-2	1-3
КВЛб, тыс.руб.	89760	89760	50600	78820	51920
Кпр, тыс.руб.	501,6	501,6	418,0	534,9	418,0
Кл, тыс.руб.	195,4	195,4	162,8	208,3	162,8
Кз, тыс.руб.	211,2	211,2	88,0	225,2	88,0
Кр, тыс.руб.	11307,1	11307,1	6397,6	9945,4	6562,6
КВЛ, тыс.руб.	101975,3	101975,3	57666,4	89733,8	59151,4

Суммарные капиталовложения в сооружение всех ВЛ:

К?ВЛ = КВЛ4 + КВЛ1 + КВЛ2 + КВЛ5 + КВЛ3 = 101975,3 + 101975,3 + 57666,4 + 89733,8 + 59151,4 = 410502,2 тыс.р.

Таблица 3.21 Расчетные значения капиталовложений в сооружение ПС

	ПС-4	ПС-5	ПС-1	ПС-2	ПС-3
Кт, тыс.руб.	8600	8600	16000	4750	5000
Кору, тыс.руб.	15200	15200	19400	1200	1200
Кпост.ч, тыс.руб.	9000	9000	10750	5000	5000
Котз, тыс.руб.	500	500	750	125	125
Кпс, тыс.руб.	33300	33300	46900	11075	11325

Суммарные капиталовложения в сооружение всех ПС:

К?ПС = КПС4 + КПС1 + КПС2 + КПС5 + КПС3 = 33300 + 33300 + 46900 + 11075 + 11325 = 135900 тыс.р.

Суммарные капиталовложения в сооружение ВЛ и ПС

К? = К?ВЛ + К?ПС = 410502,2 + 135900 = 546402,2 тыс.р.

Таблица 3.22 Расчетные значения издержек сооружения ВЛ и ПС

	ИП-4	ИП-1	1-2	ИП-5	5-3
ИВЛ, тыс.руб.	815,8	815,8	461,3	717,9	473,2
ИПС, тыс.руб.	1964,7	1964,7	2767,1	653,4	668,2

Таблица 3.23 Потери электроэнергии во всех линия

	ИП-4	ИП-5	ИП-1	1-2	1-3
, МВт•ч	4,34	4,06	6,42	3,92	7,59
, МВт•ч	1,09	1,02	1,61	0,98	1,89
, МВт•ч	1047,9	980,3	1549,7	945,7	1829,9

Суммарные издержки сооружения всех ВЛ:

И? = И?4 + И?1 + И?2 + И?5 + И?3 = 815,8 + 815,8 + 461,3 + 717,9 + 473,2 = 3284 тыс.р.

Суммарные издержки сооружения всех ПС:

И? = И?4 + И?1 + И?2 + И?5 + И?3 = 1964,7 + 1964,7 + 2767,1 + 653,4 + 668,2 = 8018,5 тыс.р.

Суммарные издержки сооружения всех ВЛ и ПС:

И? = И?ВЛ + И?ПС = 3284,0 + 8018,5 = 11302,8 тыс.р.

Пересчет капиталовложений и издержек на цены 2007 года.

К? = К?•3,048 = 546402,0•3,048 = 1665433,9 тыс.р.;

И? = И?•3,048 = 11302,8•3,048 = 34450,9 тыс.р.



Таблица 3.24 Потери электроэнергии во всех линия

	ИП-4	ИП-5	ИП-1	1-2	1-3
, МВт•ч	4,34	3,74	4,06	6,42	8,64
, МВт•ч	1,09	0,93	1,02	1,61	2,16
, МВт•ч	1047,9	901,5	980,3	1549,7	2084,4

Суммарные потери электроэнергии во всех ВЛ:

ДЭ?годВЛ = ДЭгодВЛ4 + ДЭгодВЛ1 + ДЭгодВЛ2 + ДЭгодВЛ5 + ДЭгодВЛ3 = 1047,9 + 901,5 + 980,3 + 1549,7 + 2084,4 = 6563,8 МВт•час.

Таблица 3.25 Параметры во всех трансформаторах

№ ПС	Sном, МВА	Uном, кВ	?Pk, кВт	?Px, кВт	Rт, Ом	Xт, Ом	?Qx, квар
		ВН	СН	НН			ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
1	40	115	38,5	11	200	43	0,8	0,8	0,8	35,5	0	22,3	240
2	6,3	35	-	11	46,5	9,2	1,4	14,6	56,7
3	10	36,75	-	10,5	65	14,5	0,88	10,1	80
4	16	115	-	11	85	19	4,38	86,7	112
5	16	115	-	11	85	19	4,38	86,7	112

Таблица 3.26 Потери электроэнергии во всех трансформаторах

№ ПС	?Эгод тр``, МВт•ч	?Эзсут`, МВт•ч	?Элсут`, МВт•ч	?Эгод тр`, МВт•ч	?Эгод, МВт•ч
		ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
1	753,4	0,331	0,088	0,249	0,083	0,022	0,062	162,1	915,5
2	161,2	0,53	0,13	127,5	288,7
3	254,04	0,64	0,16	154,4	408,4
4	332,9	1,09	0,27	262,6	595,5
5	332,9	0,68	0,17	164,1	496,9



Суммарные потери электроэнергии во всех трансформаторах:

ДЭ?годтр = ДЭгодтр1 + ДЭгодтр2 + ДЭгодтр3 + ДЭгодтр4 + ДЭгодтр5 = 915,5 + 288,7 + 408,4 + 595,5 + 496,9 = 2705 МВт•час.

Определение суммарных годовых потерь электроэнергии.

ДЭ?год = 6563,8 + 2705 =9268,8 МВт•ч;

Суммарные приведенные затраты для варианта №1.

З = Ен•К? + И? + Зпот? = 0,12•1665433,9 + 34450,9 + ((18,2 коп.)/100000)•( 9268,8•1000) = 235989,9 тыс.р.

< 5%;

В результате технико-экономического расчета были получены значения затрат для каждого варианта.

Разница в затратах двух вариантов составила менее 5%, Значит, варианты экономически равноценны. Дальнейшие расчёты будем проводить для второго варианта, так как он имеет более простую схему, а именно, один трёхобмоточный трансформатор (вместо двухобмоточного, как в первом варианте).

В данной главе были рассмотрены ряд вариантов схем сети, из них для дальнейшего анализа были выбраны две : №1 и №2. Для этих вариантов были выбраны напряжения линий, сечения проводов, тип опор. В соответствии с графиками нагрузки были рассчитаны мощности и выбраны типы трансформаторов в пунктах питания. Далее, для каждого варианта сети были рассчитаны затраты на сооружение сети. В результате сравнения оказалось, что варианты экономически равноценны. Выбираем вариант №2, для которого и будут произведены расчеты основных режимов сети.



4. Расчеты основных режимов работы сети и регулирование напряжения

Задачей данного раздела является определение потокораспределения мощности в сети и напряжений на шинах ПС в основных расчётных нормальных и послеаварийных режимах работы сети с учётом потерь мощности и напряжения в сети.

Рассмотрим нормальные режимы работы наибольших нагрузок (максимальная нагрузка в системе зимой), наименьших нагрузок (минимальная нагрузка в системе летом) и наиболее тяжёлые послеаварийные режимы:

· отключение одной цепи наиболее загруженной линии;

· отключение одного самого загруженного трансформатора в режиме наибольших нагрузок.

4.1 Программный комплекс RastrWin

Подготовка исходных данных для расчета

Перед проведением расчетов по программе нужно подготовить исходные данные по схеме, нагрузкам и генераторам электрической сети в форме, понятной Rastr . Для этого необходимо:

* нарисовать схему с указанием всех узлов и ветвей;

* пронумеровать все узлы электрической сети, включая все промежуточные узлы. Например, электрическая станция может быть представлена двумя узлами - шины генераторного напряжения и шины за трансформатором. Узел в исходных данных программы соответствует электрическим шинам. Номер узла должен быть уникальным числом в диапазоне от 1 до 32000, сквозная нумерация необязательна. Для простоты ориентации в схеме, узлам, относящимся к одному объекту, целесообразно давать похожие номера (7, 17, 107, 1007 и т.д.). Выбранные номера узлов следует нанести на схему сети;

* для каждого узла определить его номинальное напряжение и нанести на схему;

* для каждого узла нагрузки определить активную и реактивную мощности потребления. Если исходные данные заданы активной мощностью и cosф, - рассчитать реактивную мощность;

* для узлов с синхронными машинами (генераторы, компенсаторы) определить активную мощность генерации, пределы регулирования реактивной мощности (Qmin - Qmax) и заданный (фиксированный) (Vзд ) модуль напряжения. Особенности задания исходных данных для таких узлов объясняются действием регуляторов возбуждения синхронных машин (СМ). Обычно СМ поддерживает неизменным модуль напряжения на шинах высокого напряжения (за трансформатором) или на шинах генераторного напряжения за счет регулирования реактивной мощности, выдаваемой СМ. Минимальная реактивная мощность Qmin соответствует cosф = 0,96, а максимальная, как правило, cosф = 0,85 (для некоторых турбогенераторов минимальное значение cosф = 0,80). В ходе расчета режима Rastr контролирует реактивную мощность и при нарушении одного из заданных пределов фиксирует реактивную мощность на его значении и освобождает модуль напряжения;

* при наличии в узле шунтов на землю - батареи статических конденсаторов (БСК) или шунтирующих реакторов (ШР) - определить их проводимость (в мкСм) и нанести на схему;

* для линий электропередачи (ЛЭП) определить продольное сопротивление и проводимость на землю (проводимость задается в микросименсах и емкостный характер отражается знаком минус);

* для трансформаторов определить сопротивление R + jX, приведенное к стороне высокого напряжения, проводимость шунта на землю G + jB и коэффициент трансформации, равный отношению низшего номинального напряжения к высшему (таким образом, коэффициент трансформации будет меньше единицы);

* автотрансформаторы и трехобмоточные трансформаторы представить по схеме звезда с промежуточным узлом и тремя ветвями, две из которых имеют коэффициенты трансформации;

* при наличии в сети группы параллельных линий желательно присваивать каждой из них свой номер в группе;

* определить номер балансирующего узла и его модуль напряжения.

Ввод данных по схеме сети

При вводе данных необходимо иметь схему, подготовленную в соответствии с предыдущим разделом.

Перед вводом новой схемы целесообразно выполнить команду Файлы -Новый и отметить галочкой тип файла Режим.rg2. Это приведет к очистке памяти и обнулению числа узлов и ветвей:

Затем надо выбрать меню Открыть - Узлы - Узлы и Открыть - Ветви -

Ветви. На экране появятся два окна, содержащие пустые таблицы для ввода узлов и ветвей.

Экранный редактор может находиться в двух режимах: просмотр и коррекция. В режиме просмотра блокированы все функции ввода и редактирования. По умолчанию при первом входе редактор находится в режиме просмотра. Режим переключается клавишами F2 или Enter.

Для добавления, удаления и дублирования строк предназначены команды из меню Таблица (Вставить, Удалить, Добавить, Дублировать)

Исходные данные

Пример подготовки исходных данных для нарисованной схемы приведен в таблицах:

Рис. 4.1 Пример таблицы в программном комплексе RastrWin



Все номера узлов и ветвей должны быть положительными целыми числами в диапазоне от 1 до 2,147,483,647. Все названия не должны превышать в длину 256 символов.

Ввод схемы рекомендуется начать с данных по узлам. Минимально необходимой информацией для каждого узла является его номер (Номер) и номинальное напряжение U_ном). Для узлов нагрузки требуется дополнительно ввести активную и реактивную мощность потребления ( P_н, Q_н). Для узлов с генераторами или компенсаторами необходимо дополнительно задать пределы изменения реактивной мощности (Q_min, Q_max), в графе V_зд для этих узлов указать заданный (фиксированный) модуль напряжения, который будет выдержан, если позволят пределы регулирования реактивной мощности. Один из узлов должен быть назначен базисным (балансирующим), для чего в меню Тип этого узла надо выбрать строку База. Остальные типы узлов (Нагрузка, Генератор) и ветвей (ЛЭП, Тр - р) выбираются программой автоматически при расчете режима.

При вводе данных по ветвям (пункт меню Ветви) задаются номера узлов, ограничивающих ветвь. Разделение ветвей на ЛЭП и трансформаторы осуществляется программой по значению, проставленному в поле К_т/г (коэффициент трансформации): для ЛЭП это поле пустое или ноль, для трансформаторов -заполнено значением (даже если это единица!). При вводе данных о трансформаторных ветвях важен порядок задания номеров узлов, которые их ограничивают. Первым (поле N_нач) должен стоять номер узла, к напряжению которого приведено сопротивление, чаще всего это узел высшего напряжения, тогда вторым (поле N_кон будет номер узла низшего напряжения. Коэффициент трансформации - отношение напряжения узла N_кон к напряжению узла N_нач, т.е. это, как правило, отношение низшего напряжения к высшему.

Контроль исходной информации

Контроль исходной информации необходим для проверки допустимости и осмысленности введенных данных. Он выполняется программой автоматически перед расчетом режима (программа проверяет, какого рода коррекция сделана, и, в зависимости от того, что было изменено, запускает или не запускает контроль); но после первого ввода схемы, а также при наличии ошибок, рекомендуется выполнить контроль, используя команду Контроль в меню Расчеты. Контролю подвергаются следующие характеристики: :

* наличие изолированных узлов, т.е. узлов, с которыми не соединено ни одной ветви;

* наличие фрагментов сети, несвязанных с балансирующим узлом;

* наличие ветвей, у которых отсутствует информация об узлах (или хотя бы об одном узле), ограничивающих эти ветви;

* соответствие коэффициента трансформации номинальным напряжениям узлов, ограничивающих трансформаторную ветвь.

При выявлении подобных ошибочных ситуаций узел или ветвь, введенные с ошибкой, отключаются программой.

Для исправления ошибок следует вернуться в экранный редактор, проверить наличие всех узлов и ветвей, правильность их номеров, соответствие номеров узлов начала и конца трансформаторных ветвей. Введенные с ошибками ветви или узлы, отключенные программой контроля, необходимо включить.

Для просмотра сообщений об ошибках, выявленных программой контроля, следует использовать протокол (Открыть - Протокол).

4.2 Составление схемы замещения сети и определение её параметров.

Параметры схемы замещения для линий



Таблица 4.1

Линия	ИП-5 (№5)	ИП - 4 (№4)	ИП-1 (№3)	1 - 2 (№2)	1-3 (№3)
Марка провода	АС - 70/11	АС - 95/16	АС - 150/24	АС - 95/16	АС - 120/19
Длина линии	52,8	52,8	44,0	56,3	44,0
Uном	110	110	110	35	35
rо, Ом/км	0,422	0,301	0,204	0,301	0,244
xо, Ом/км	0,444	0,434	0,420	0,421	0,414
bо, См/км 10-6	2,547	2,611	2,707	-	-
Rл, Ом	11,1	7,95	4,49	8,47	5,37
Хл, Ом	11,7	11,46	9,24	11,9	9,11
Вл, См 10-6	268,9	275,7	238,2	-	-

Сопротивления и потери холостого хода записаны с учетом того, что при двух параллельно работающих трансформаторах их сопротивления необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.

Таблица 4.2 Параметры схемы замещения для трансформаторов

Пункт	1	2	3	4	5
Марка трансформатора	ТДТН-40000/110	ТМН-6300/35	ТМН-10000/35	ТДН-16000/110	ТДН-16000/110
Uном, кВ	ВН:115 СН:38,5 НН:11	ВН: 35 НН:11	ВН:36,75 НН:10,5	ВН: 115 НН:11	ВН: 115 НН:11
Rт, Ом	ВН:0,4 СН:0,4 НН:0,4	0,7	0,44	2,19	2,19
Xт, Ом	ВН:17,75 СН:0 НН:11,15	7,3	5,05	43,35	43,35
Рхх, МВт	0,086	0,0184	0,029	0,038	0,038
Qхх, Мвар	0,48	0,1134	0,16	0,224	0,224
Sхх, МВА	0,086+j0,48	0,0184+j0,1134	0,029+j0,16	0,038+j0,224	0,038+j0,224

Составим схему замещения сети для расчёта режимов



4.3 Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок

Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе в зимний период.



Таблица 4.3 Максимальная нагрузка в системе в зимний период

Пункт	1	2	3	4	5
Р, МВт	27	7,2	8,8	19,2	19
Q, МВАр	10,6	2,8	2,7	7,4	7,3

По заданию напряжение на шинах источника питания в данном режиме равно 105% поэтому Uном=115,5 кВ

Исходные данные и результаты расчета режима наибольших нагрузок приведены в приложении П1(Таблицы П1.1.-П1.2.).

Полученные в результате расчета напряжения на шинах 10 кВ подстанции, сведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 Напряжения в пунктах в режиме наибольших нагрузок

Пункт	1	2	3	4	5
U, кВ	9,75	10,13	9,50	10,55	10,50

Согласно действующим требованиям ПУЭ желаемое напряжение 10,5 кВ. Как видно из таблицы, в 1, 2, 3 пункте напряжение оказалось ниже требуемого. Чтобы избежать отклонений, нужно произвести регулировку напряжения с помощью устройства РПН.

Анализ режима наибольших нагрузок

Потери активной мощности в сети составили .

4.4 Расчёт и анализ режима наименьших нагрузок

Для режима наименьших нагрузок берем минимальную нагрузку в системе в летний период. Считаем, что все компенсационные устройства отключены.



Таблица 4.5 Минимальная нагрузка в системе в летний период

Пункт	1	2	3	4	5
Р, МВт	2,7	1,8	2,2	4,8	1,9
Q, МВАр	1,25	0,9	1,1	2,3	0,9

По заданию напряжение на шинах источника питания в данном режиме равно 100% поэтому Uном=110 кВ

Исходные данные и результаты расчета режима наименьших нагрузок приведены в приложении П1(Таблицы П1.3.-П1.4.)

Полученные в результате расчета напряжения на шинах 10 кВ подстанции, сведены в таблице 4.6.

Таблица 4.6 Напряжения в пунктах в режиме наименьших нагрузок

Пункт	1	2	3	4	5
U, кВ	9,90	11,11	10,13	10,42	10,51

Согласно действующим требованиям ПУЭ желаемое напряжение 10 кВ. Как видно из таблицы, в каждом пункте напряжение оказалось выше требуемого, что можно исправить, произведя регулировку напряжения с помощью устройства РПН.

Анализ режима наименьших нагрузок

Потери активной мощности в сети составили:

4.5 Расчёт и анализ послеаварийного режима

4.5.1 Расчёт и анализ послеаварийного режима при отключении одной цепи наиболее загруженной линии

Пусть в режиме наибольших нагрузок произошло отключение одной цепи наиболее загруженной линии (ИП-1). Тогда в работе останется только одна из двух цепей этой линии, и её активное и реактивное сопротивления увеличатся в 2 раза, а реактивная проводимость в 2 раза уменьшится. В остальном расчёт останется аналогичен методу наибольших нагрузок.

Рассчитаем ту часть метода наибольших нагрузок, которая претерпела изменения в связи с аварией.

Таблица 4.7 Максимальная нагрузка в системе в зимний период

Пункт	1	2	3	4	5
Р, МВт	27	7,2	8,8	19,2	19
Q, МВАр	10,6	2,8	2,7	7,4	7,3

По заданию напряжение на шинах источника питания в данном режиме равно 105% поэтому Uном=115,5 кВ

Исходные данные и результаты расчета аварийного режима приведены в приложении П1(Таблицы П1.5.-П1.6.)

Полученные в результате расчета напряжения на шинах 10 кВ подстанции, сведены в таблице 4.8.

Таблица 4.8 Напряжения в пунктах для послеаварийного режима при отключении наиболее загруженной линии

Пункт	1	2	3	4	5
U, кВ	10,21	10,13	10,06	10,55	10,50

Согласно действующим требованиям ПУЭ желаемое напряжение 10 кВ. Как видно из таблицы, во всех пунктах напряжение соответствует ПУЭ. Следовательно, регулировка напряжения не требуется.

Анализ послеаварийного режима при отключении наиболее
загруженной линии

Потери активной мощности в сети составили .



4.5.2 Расчёт и анализ послеаварийного режима при отключении самого мощного трансформатора

Пусть в режиме наибольших нагрузок произошло отключение одного наиболее загруженного трансформатора (Т-1). Тогда в работе останется только один из двух параллельно работавших трансформаторов и его активное и реактивное сопротивления увеличатся в 2 раза, а потери холостого хода в 2 раза уменьшатся. В остальном расчёт останется аналогичен методу наибольших нагрузок.

Таблица 4.9 Максимальная нагрузка в системе в зимний период

Пункт	1	2	3	4	5
Р, МВт	27	7,2	8,8	19,2	19
Q, МВАр	10,6	2,8	2,7	7,4	7,3

По заданию напряжение на шинах источника питания в данном режиме равно 105% поэтому Uном=115,5 кВ

Исходные данные и результаты расчета аварийного режима приведены в приложении П1(Таблицы П1.7.-П1.8.)

Полученные в результате расчета напряжения на шинах 10 кВ подстанции, сведены в таблице 4.10.

Таблица 4.10 Напряжения в пунктах для послеаварийного режим при отключении наиболее загруженного трансформатора

Пункт	1	2	3	4	5
U, кВ	9,95	9,98	9,92	10,55	10,50

Согласно действующим требованиям ПУЭ желаемое напряжение 10 кВ. Как видно из таблицы, в пунктах 1,2,3 напряжение оказалось ниже требуемого. Чтобы избежать отклонений, нужно произвести регулировку напряжения с помощью устройства РПН.

Анализ послеаварийного режима при отключении наиболее
загруженного трансформатора

Потери активной мощности в сети составили .

4.7 Регулирование напряжения в электрической сети

Для того чтобы выдержать необходимые отклонения напряжения на приемниках, ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок это напряжение должно быть не ниже 105% от номинального, т.е. не ниже 10,5 кВ. В период наименьших нагрузок - не выше номинального, т.е. не выше 10 кВ. В послеаварийном режиме не ниже номинального, т.е. не ниже 10 кВ. Для регулирования напряжения будем применять трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН).

Выберем необходимое число отпаек РПН трансформаторов для всех рассмотренных ранее режимов следующим образом: выбираем номер отпайки, рассчитываем С, измененный коэффициент трансформации вводим в программу для повторного расчета и так до тех пор пока не получим во всех пунктах желаемое напряжение.

Коэффициент трансформации считается по формуле:

где X - шаг(отпайка) изменения напряжения с помощью РПН, %; n - количество отпаек.

Результаты расчета режимов с отрегулированным напряжением, рассчитанные в программном комплексе RastrWin приведены в приложении П1(Таблицы П1.9.-П1.14.).

Сведем результаты расчета до регулирования и после регулирования напряжения в режиме наибольших нагрузок в таблицу 4.11.

Таблица 4.11 Регулирование напряжения в режиме наибольших нагрузок

Пункт	1	2	3	4	5
Марка тр-ра	ТДТН- 40000/110	ТМН- 6300/35	ТМН- 10000/35	ТДН- 16000/110	ТДН- 16000/110
?Uрег, %	±9Ч1,78%	±6Ч1,5%	±9Ч1,3%	±9Ч1,78%	±9Ч1,78%
Кт	0,091	0,314	0,285	0,096	0,096
Uдо рег , кВ	9,75	10,13	9,50	10,55	10,50
Uпосле рег , кВ	10,62	10,62	10,53	-	-

Сведем результаты расчета до регулирования и после регулирования напряжения в режиме наименьших нагрузок в таблицу 4.12.

Таблица 4.12 Регулирование напряжения в режиме наименьших нагрузок

Пункт	1	2	3	4	5
Марка тр-ра	ТДТН- 40000/110	ТМН- 6300/35	ТМН- 10000/35	ТДН- 16000/110	ТДН- 16000/110
?Uрег, %	±9Ч1,78%	±6Ч1,5%	±9Ч1,3%	±9Ч1,78%	±9Ч1,78%
Кт	0,091	0,314	0,285	0,096	0,096
Uдо рег , кВ	9,90	11,11	10,13	10,42	10,51
Uпосле рег , кВ	9,68	9,93	9,84	9,82	9,91

В аварийном режиме при отключении одной цепи наиболее загруженной линии во всех пунктах напряжения оказалось выше номинального, т.е. в данном режиме напряжение регулировать не требуется.

Сведем результаты расчета до регулирования и после регулирования напряжения в аварийном режиме при отключении одного самого мощного трансформатора в таблицу 4.13.



Таблица 4.13 Регулирование напряжения в режиме наименьших нагрузок

Пункт	1	2	3	4	5
Марка тр-ра	ТДТН- 40000/110	ТМН- 6300/35	ТМН- 10000/35	ТДН- 16000/110	ТДН- 16000/110
?Uрег, %	±9Ч1,78%	±6Ч1,5%	±9Ч1,3%	±9Ч1,78%	±9Ч1,78%
Кт	0,091	0,314	0,285	0,096	0,096
Uдо рег , кВ	9,95	9,98	9,92	10,55	10,50
Uпосле рег , кВ	10,16	10,20	10,12	-	-

В данной главе была составлена схема замещения сети и определены её параметры. Рассчитали и проанализировали режим наибольших нагрузок, наименьших нагрузок и послеаварийного режима.

Для всех режимов произвели регулирование напряжение с помощью устройства РПН в соответствии с ПУЭ.



ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Режим наибольших нагрузок (параметры узлов)

Режим наибольших нагрузок (параметры ветвей)

Режим наименьших нагрузок (параметры узлов)



Режим наименьших нагрузок (параметры ветвей)

Послеаварийный режим, отключение одной цепи наиболее загруженной линии (параметры узлов)



Послеаварийный режим, отключение одной цепи наиболее загруженной линии (параметры ветвей)

Послеаварийный режим, отключение одного самого мощного трансформатора (параметры узлов)



Послеаварийный режим, отключение одного самого мощного трансформатора (параметры ветвей)

Регулирование напряжения в режиме наибольших нагрузок (параметры узлов)

Регулирование напряжения в режиме наибольших нагрузок(параметры ветвей)



Регулирование напряжения в режиме наименьших нагрузок (параметры узлов)

Регулирование напряжения в режиме наименьших нагрузок(параметры ветвей)



Регулирование напряжения в послеаварийный режим, отключение одного самого мощного трансформатора (параметры узлов)

Регулирование напряжения в послеаварийный режим, отключение одного самого мощного трансформатора (параметры ветвей)



Рис. П 2.1 Главная схема электрической сети и рациональные варианты схемы сети



Рис. П2.3 Графическая схема сети в программном комплексе RastrWin



ПРИЛОЖЕНИЕ 3

содержание разделов задания и исходные данные

Новая техника и технологии, обеспечивающие развитие и функционирование Единой Национальной Электрической Сети.

Анализ исходных данных. Баланс активной и реактивной мощности.

Выбор схемы и определение параметров электрической сети района энергосистемы.

Расчеты основных режимов работы сети и регулирование напряжения.

перечень графического материала

Выбор схемы и определение параметров электрической сети района энергосистемы.

Главная схема электрической сети. Рациональные варианты схем сети.

Графическая схема сети в программном комплексе RastrWin.

рекомендуемая литература

Правила устройства электроустановок - 7-е издание.- М.: ЗАО «Энергосервис», 2003.

Нормы технологического проектирования подстанции переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ.

Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2009. - 392 с.: ил.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе была выбрана схема и определены параметры электрической сети района энергосистемы.

В первой главе представлена новая техника и технологии, обеспечивающие развитие и функционирование Единой Национальной Электрической Сети. С каждым годом растут требования к устройствам и системам, обеспечивающим повышение пределов передаваемых мощностей, повышение статической и динамической устойчивости ЭЭС, демпфирование качаний мощности, поддержание напряжения и перераспределение потоков мощности в электрических сетях. Развитие, реконструкция и техническое перевооружение электрических сетей необходимо проводить с учетом этих требований и базироваться на применении новых электросетевых технологий и современного оборудования.

Во второй главе для сети, состоящей из 5 пунктов, в которых содержатся потребители 1, 2, 3 категории, была определена потребная району активная мощность, а так же составлен баланс реактивной мощности, после чего выбраны и размещены компенсирующие устройства марки УКЛ56-10,5-450 У3 для компенсации реактивной мощности.

В третьей главе провели подробный выбор схемы и параметров электрической сети. Так же были рассмотрены ряд вариантов схем сети, из них для дальнейшего анализа были выбраны две : №1 и №2. Для этих вариантов были выбраны напряжения линий, сечения проводов, тип опор. В соответствии с графиками нагрузки были рассчитаны мощности и выбраны типы трансформаторов в пунктах питания. Далее, для каждого варианта сети были рассчитаны затраты на сооружение сети. В результате сравнения оказалось, что варианты экономически равноценны и был выбираем вариант №2.

В четвертой главе произведен расчет основных режимов работы сети и регулирование напряжения в программном комлексе RastrWin, была представлена подробная информация о программе, составлены схема замещения сети и определны ее параметры. При расчете режима для каждго пункта при несоответствии напряжения с требованиями ПУЭ проводилась регулировка напряжения с помощью усройства РПН.



Библиографический список

1. Правила устройства электроустановок - 7-е издание.- М.: ЗАО «Энергосервис», 2003.

2. Нормы технологического проектирования подстанции переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ.

3. Электрооборудование электрических станций и подстанций / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. - 4-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2007. - 448 с.

4. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2009. - 392 с.: ил.

5. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок. - М.: МЭИ, 2004г.

6. Выбор главных электрических схем и схем собственных нужд объектов электроэнергетических систем. Справочные материалы / Сост.: В.С. Марков, Л.А. Рыжикова. - Смоленск: филиал ГОУВПО «МЭИ(ТУ)» в г. Смоленске, 2004 г. - 40 с.

7. «Электрические станции», № 10 2002г.

8. «Электричество», №9 2006г.

9. «Новости электротехники», информационно-справочное издание, №6(54) 2008г.

10. Российский рынок электрооборудования. Аналитический обзор. «РосБизнесКонсалтинг», Москва 2008г.

11. www.ielectro.ru

12. www.rastrwin.ru

Размещено на Allbest.ru