ID: 48712

Название работы: Электрический расчет основных режимов работы сети

Категория: Курсовая

Предметная область: Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы

Описание: Схема выбирается по экономическому расчету, который содержит: расчет наиболее экономичного строительства, расчет передачи энергии как от РЭС, так и от подстанций к друг другу. Из четырех вариантов схем, будет выбрана одна – наиболее экономичная. Для которой будет выполнен, электрический расчет основных режимов работы сети.

Язык: Русский

Дата добавления: 2013-12-26

Размер файла: 2.08 MB

Работу скачали: 30 чел.

Аннотация

 Данный курсовой проект содержит 3 графика, 9 рисунков, 13 таблиц. В проекте будет выбрана схема распределения электроэнергии от РЭС до пяти подстанций. Эта схема выбирается по экономическому расчету, который содержит: расчет наиболее экономичного строительства, расчет передачи энергии как от РЭС, так и от подстанций к друг другу. Из четырех вариантов схем, будет выбрана одна – наиболее экономичная. Для которой будет выполнен, электрический расчет основных режимов работы сети.    

Содержание

[1] Аннотация [2] Содержание [3] Введение [4] 1. Предварительный (приближенный) расчёт электрической сети [5] 1.1 Расчет баланса активной и реактивной мощности [6] в электрической сети [6.1] 1.1.1 Расчет баланса активной мощности электрической сети [6.2] 1.1.2 Расчет баланса реактивной мощности электрической сети [7] 1.2 Выбор номинального напряжения схем вариантов электрической сети [7.1] 1.2.1 Выбор категории электрической цепи [7.2] 1.2.2 Составление схем вариантов проектируемой сети [7.3] 1.2.3 Расчет ориентировочного напряжения схем вариантов электрической сети [8] 1.3 Расчет сечений проводов ЛЭП электрической сети [8.1] 1.3.1 Проверка проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелом аварийном режиме [8.2] 1.3.2 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и аварийном режимах [9] 1.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на потребительских подстанциях [10] 2.  Технико-экономическое обоснование вариантов схемы электроснабжения [11] 3. Электрические расчеты основных режимов работы выбранного варианта сети. [12] 4. Проверочный баланс активной и реактивной мощности в сети [13] 5. Вывод [14] Список используемой литературы

Введение

Электроэнергетическая система представляет собой совокупность электрических станций, электрических и тепловых сетей и узлов потребления, объединенных процессом производства, передачи и распределения электроэнергии и связанных общим оперативным и хозяйственным управлением.

РЭС представляет собой производственное объединение нескольких разнородных энергетических предприятий по эксплуатации электрических сетей, ремонтных баз, заводов энергетического профиля, проектно-конструкторских организаций, подстанций. Часть электрической системы, состоящую из генераторов, распределительных устройств электростанций, электрической сети (линии электропередач и подстанции) и приемников электроэнергии называют электроэнергетической системой.

Главным потребителем электроэнергии является промышленность. За последние 10 лет в структуре энергобмена страны более чем в два раза увеличилась доля электроэнергии, потребляемой на потенциально-бытовые нужды.

Структура и характеристика потребителей определяют условия построения схемы их электроснабжения, а в ряде случаев могут предъявляться специфические требования и существенно влиять на режимы работы системы в целом. Так для особо ответственных потребителей может появиться необходимость сооружения небольших электростанций для обеспечения надежности электроснабжения.      

1. Предварительный (приближенный) расчёт электрической сети

По заданным Pmax и соsφ определяем Qmax и Smax по формулам:

Q = P·tgφ                                        (1)

S = P/cosφ                            (2)

Полученные значения заносим в таблицу 1.

Таблица 1

Исходные данные к проекту

№ п/ст	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВА	cosφ	tgφ
1	41	22,14	46,591	0,88	0,54
2	35	17,85	39,326	0,89	0,51
3	25	13,5	28,409	0,88	0,54
4	13	7,41	14,943	0,87	0,57
5	10	4,8	11,111	0,9	0,48
Σ

1.1 Расчет баланса активной и реактивной мощности

в электрической сети

1.1.1 Расчет баланса активной мощности электрической сети

Расчет баланса активной   мощности электрической сети рассчитываем по формуле:

Рсист = Рнагр + ∆Рсети + ∆Рсн,     (3)

где Рсист - активная мощность системы, требуемая для работы проектируемой сети;

Рнагр - суммарная мощность потребителей;

∆Рсети - суммарные потери активной мощности в элементах сети,

∆Рсн - расход активной мощности на собственные нужды электростанции.

  Рнагр = Р1 + Р2 + Р3 + Р4 + Р5 = 124 МВт;

   ∆Рсети = ∆Рлэп + ∆Ртр       (4)

где ∆Рлэп - потери активной мощности в ЛЭП;

∆Ртр - потери активной мощности в трансформаторах.

Принимаем:

∆Рсети = 0,05·Рнагр = 0,05·124 = 6,2 МВт,   (5)

∆Рсн = 0,04 ·Рнагр = 0,04·124 = 4,96 МВт,

Тогда мощность, требуемая от системы равна:

Рсист = 124 + 6,2 + 4,96 = 135,16 МВт

1.1.2 Расчет баланса реактивной мощности электрической сети

Расчет баланса реактивной  мощности электрической сети рассчитываем по формуле:

Qист = Qнагр + ΔQсети + ΔQсн,     (6)

где      Qист - реактивная мощность,

Qнагр - суммарная реактивная мощность потребителей (из таблицы 1);

ΔQсети - суммарные потери реактивной мощности в элементах сети;

ΔQсн - расход активной мощности на собственные нужды.

Qист = Qсист + Qку         (7)

или  Qсист + Qку = Qнагр + ΔQсети + ΔQсн,      (8)

где Qку - реактивная мощность компенсирующих устройств;

Qсист - реактивная мощность системы, необходимая для работы всей проектируемой электрической сети, определяемая по формуле:

  Qсист = Рсист·tgφсист

tgφсист = tg(arccosφсист) = tg(arccos0,925) = 0,41,

тогда                        Qсист = 135,16·0,41 = 55,416 Мвар.

Из выражения (8) получаем:

Qку = Qнагр + ΔQсети + ΔQсн - Qсист    (9)

Принимаем:

  ΔQсн = 0,04·Sнагр = 0,04·140,38 = 5,615 Мвар,

где       Sнагр - суммарная нагрузка проектируемой сети (берем из таблицы 1).

ΔQсети = ΔQтр ,

где       ΔQтр - потери реактивной мощности в трансформаторах. Принимаем

ΔQтр = 0,1·Sнагр = 0,1·140,38 = 14,038 Мвар.

Полученные значения подставляем в формулу (9) и определяем мощность компенсирующих устройств:

Qку = 65,7 + 14,038 + 5,615 - 55,416 = 29,937 Мвар.

Распределим Qку по потребительским подстанциям из условия:

cosφ1 = cosφ2 = cosφ3 = cosφ4 = cosφ5

Находим средневзвешенный tgφсети :

tgφсети = (Qнагр – Qку)/ Pнагр = (65,7-29,937)/124 = 0,288

При этом потери мощности компенсирующего устройства каждой подстанции будет равна:

Qкуi = Pi( tgφi - tgφсети ),            (10)

где Pi, tgφi - активная мощность и тангенс угла φ каждой подстанции (берем из таблицы 1).

Qку1 = 41·(0,54 - 0,288) = 41·0,252 = 10,332 Мвар,

Qку2 = 35·(0,51 - 0,288) = 35·0,222 = 7,77 Мвар,

Qку3 = 25·(0,54 - 0,288) = 25·0,252 = 6,3 Мвар,

Qку4 = 13·(0,57 - 0,288) = 13·0,282 = 3,666 Мвар,

Qку5 = 10·(0,48 - 0,288) = 10·0,192 = 1,92 Мвар,

При этом реактивную мощность потребителей электроэнергии каждой подстанции определяем следующим образом:

 Qi = Qiз - Qкуi; tgφi = Qi / Pi ,      (11)

Q1 = 22,14 - 10,332 = 11,808 Мвар; tgφ1 = 0,288; соsφ1 = 0,961;

Q2 = 17,85 - 7,77 = 10,08 Мвар; tgφ2 = 0,288; соsφ2 = 0,961;

Q3 = 13,5 - 6,3 = 7,2 Мвар; tgφ3 = 0,288; соsφ3 = 0,961;

Q4 = 7,41 - 3,666 = 3,744 Мвар; tgφ4 = 0,288; соsφ4 = 0,961;

Q5 = 4,8 - 1,92 = 2,88 Мвар; tgφ5 = 0,288; соsφ5 = 0,961;

Результаты расчетов баланса активной и реактивной мощности в электрической сети сводим в таблицу 2.

Таблица 2

Баланс активной и реактивной мощности

N п/ст	Qз, Мвар	Qк, Мвар	Q, Мвар	P, МВт	S, MBA
1	22,14	10,332	11,808	41	42,666
2	17,85	7,77	10,08	35	36,423
3	13,5	6,38	7,2	25	26,016
4	7,41	3,666	3,744	13	13,528
5	4,8	1,92	2,88	10	10,524
Σ					129,151

1.2 Выбор номинального напряжения схем вариантов электрической сети

1.2.1 Выбор категории электрической цепи

Для электроснабжения заданного района принимаем воздушные линии электропередач с унифицированными опорами. Провода - голые, сталеалюминевые (марка АС).

Для электроснабжения потребителей первой категории применяем двухцепные ЛЭП, а для второй категории - одноцепные. В замкнутых системах сети все линии выполняются одноцепными.      

1.2.2 Составление схем вариантов проектируемой сети 

По заданному расположению легочника питания и потребителей электроэнергии   составляем схемы вариантов электрической сети. Находим расстояние между районами электрической станцией (РЭС) и подстанциями, и между подстанциями.

Находим расстояние между РЭС и подстанцией в зависимости от предложенных вариантов.

Вариант 1

Расстояние между РЭС и всеми подстанциями:

L01 = 61 км,   L02 = 22 км,

L03 = 40 км,

L04 = 51 км,

L05 = 44 км

Вариант 2

Расстояние между РЭС и подстанциями 3,5 и между подстанциями 1-2, 2-4, 4-3, 1-5

L03 = 40 км,

L05 = 44 км,

L12 = 65 км,

L24 = 40 км,

L43 = 33 км,

L15 = 36 км

Вариант3

Расстояние между РЭС и всеми подстанциями и между подстанциями 2-4, 1-5

L01 = 61 км,  

L02 = 22 км,

L03 = 40 км,

L04 = 51 км,

L05 = 44 км,

L24 = 40 км,

L15 = 36 км

Вариант 4

Расстояние между РЭС и подстанциями 2,3,5 и между подстанциями 1-2, 2-4, 4-3, 1-5

L02 = 22 км,

L03 = 40 км,

L05 = 44 км,

L12 = 65 км,

L24 = 40 км,

L43 = 33 км,

L15 = 36 км

1.2.3 Расчет ориентировочного напряжения схем вариантов электрической сети

Для расчета ориентировочного напряжения схем вариантов электрической сети находим активную мощность в ЛЭП считая, что рассматриваемая электрическая сеть однородна. Выбор номинального напряжения для схем каждого варианта производим по наибольшему значению ориентированного напряжения, при этом ограничиваемся двумя ближайшими стандартными значениями.   

Вариант 1

Находим активную мощность на всех участках ЛЭП:

P01 = P1 = 41 МВт; P02 = P2 = 35 МВт; P03 = P3 = 25 МВт;

P04 = P4 = 13 МВт; P05 = P5 = 10 МВт;

Ориентировочное напряжение определяется по формуле (12):

         (12)

  кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной электрической сети, равным 110 кВ.

Вариант 2

Составляем уравнение для нахождения активной мощности на участках 0-5 и 0-3

 

P03 = 64,535 МВт

P05 = 59,616 МВт

Проведем проверку:

P03 + P05 = P1 + P2 + P3 + P4 + P5

64,535 + 59,616 = 124

124,1512 = 124

Неизвестные мощности по участкам ЛЭП выражаются через известные мощности нагрузок и контурные мощности:

P43 = - P03 + P3 = 25 - P03

P43 = 25 - 59,616 = - 34,616 МВт

P42 = - P43 - P4 = P03 – 38

P42 = 59,616  - 38 = 21,616 МВт

P21 = P42 - P2 = P03 - 73

P21 = 59,616  - 73 = -13,384 МВт

P51 = - P21 + P1 = 114 - P03 

P51 = 114 - 59,616 = 54,384 МВт

Определяем ориентировочные напряжения для схем данного варианта.

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной электрической сети, равным 110 и 220 кВ.

Вариант 3

P03 = P3 = 25 МВт

Составляем уравнение для нахождения активной мощности на участках 0-4, 0-2, 0-1 и 0-5

P04 = 13,947 МВт

P02 = 34,053 МВт

P05 = 24,617 МВт

P01 = 26,383 МВт

Проведем проверку:

P01 + P02 + P04 + P05 = P1 + P2 + P4 + P5

26,383 + 34,053 + 13,947 + 24,617 = 41 + 35 + 13 + 10

99 = 99

Неизвестные мощности по участкам ЛЭП выражаются через известные мощности нагрузок и контурные мощности:

P42 = P04 - P4 = 13,947 – 13 = 0,947 МВт

P51 = P05 – P5 = 24,617 – 10 = 14,617 МВт

Определяем ориентировочные напряжения для схем данного варианта.

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной электрической сети, равным 110 кВ

Вариант 4

Находим активную мощность на участках ЛЭП методом контурных уравнений.

Составим уравнения для контуров: 0-5-1-2-0 и 0-2-4-3-0

 P05·L05 + P51·L51 - P21·L21 - P02·L02 = 0     (13)

P02·L02 - P42·L42 + P43·L43 - P03·L03 = 0     (14)

 Неизвестные мощности по участкам ЛЭП выражаются через известные мощности нагрузок и контурные мощности:

P51 = P05 - P5 = P05 - 10

P21 = - P51 + P1 = 51 - P05

P43 = P3 - P03 = 25 - P03 

P42 = - P43 - P4 = - 38 + P03

P02 = P21 - P42 = 51 - P05  + 38 - P03 = 89 - P05  - P03

Подставим эти выражения в (13) и (14):

 P05·44 + (P05 – 10)·36 – (51 - P05)·65 – (89 - P05  - P03)·22 = 0

 44P05 + 36P05 – 360 – 3315 + 65P05 – 1958 + 22P05  + 22P03 = 0

 167P05 + 22P03 = 5633       (13’)

 

(89 - P05  - P03)·22 – (-38 + P03)·40 + (25 - P03)·33 - P03·40 = 0

1958 - 22P03  - 22P05 + 1520 - 40P03 + 825 - 33P03 - 40P03 = 0

-135P03  - 22P05 = - 4303       (14’)

 Решая совместно уравнения (13’) и (14’) получим:

 P05 = 30,179 МВт

 P03 = 26,959 МВт

Найдем оставшуюся мощность:

P02 = 89 - P05  - P03 = 31,862 МВт

P51 = P05 – 10 = 30,179 – 10 = 20,179 МВт

P21 = 51 - P05 = 51 - 30,179 = 20,821 МВт

P43 = 25 - P03 = 25 - 26,959 = -1,959 МВт

P42 = - 38 + P03 = 26,959 – 38 = 11,041 МВт

Определяем ориентировочные напряжения для схем данного варианта.

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной электрической сети, равным 110 кВ

1.3 Расчет сечений проводов ЛЭП электрической сети

Сечение проводов ЛЭП рассчитываем по методу экономической плотности тока:

     (15)

где       Ij - ток, текущий по проводу в режиме максимальной нагрузки, А;

n - число цепей ЛЭП;

Рi - активная мощность, передаваемая по ЛЭП в максимальном режиме, кВт;

UH - номинальное напряжение сети, кВ;

cosφ - коэффициент мощности нагрузки в ЛЭП, cosφ = 0,961 для всех ЛЭП схем вариантов сети;

jЭК - экономическая плотность тока, А/мм2

Для выбора jЭК строим годовой график нагрузки по продолжительности. Суточный график нагрузки для химической промышленности берем из /3/

Рис. 1 Суточный график нагрузки химической промышленности

Высчитываем     годовой расход электроэнергии АГ химической промышленности по формуле:

      (16)

где      Рi - ступень суточного графика в о.е.;

ti -длительность ступени суточного графика нагрузки, ч.

АГ = 365·(0,954·1+0,9·3+0,95·4+1·2+0,95·1+0,9·3+0,95·1+1·2+0,9·2+0,85·2+0,9·3) = 8122

Находим время использования максимальной нагрузки Тm по формуле:

Тm = АГ/Pm         (17)

где      Pm - максимальное значение мощности нагрузки суточного графика в относительных единицах, Pm = 1

  Тm = 8122/1 = 8122 ч

Исходя из суточного графика нагрузки, строим годовой график нагрузки. Построение графика начинаем с максимального значения мощности взятого из суточного графика. Длительность этой нагрузки за год находим следующим образом:

  ΔTГ = ΔTсут·365

где       ΔTсут  - общая длительность рассматриваемой нагрузки за сутки

365 - количество дней в году

Например, ΔTГ(100%) = ΔTсут(100%)·365, ΔTГ(100%) = 4·365 = 1460 ч

Полученное значение откладываем на графике (см. рисунок 2)

                                         Рис. 2. Годовой график нагрузки

Для остальных значений мощностей расчет производим аналогично.

Рассчитываем сечение проводов для всех вариантов проектируемой электрической сети по формуле (15). Результаты расчетов и выбора проводов ЛЭП заносим в таблицу 3.

Например: мм2;

I = 112·1 = 112A; Fcт принимаем 120 мм2

Таблица 3

Вариант электрической сети	Участок электрической сети	Р, МВт	I, A	Fрасч, мм2	Fст, мм2	n
1	0-1 0-2 0-3 0-4 0-5	41 35 25 13 10	112 94,6 68,3 35,3 27,3	112 94,6 68,3 35,5 27,3	120 95 70 70 70	2 2 2 2 2
2 UH = 220кВ	0-5 5-1 1-2 2-4 4-3 3-0	59,6 54,4 13,4 21,6 34,6 64,5	162,8 148,6 36,6 59 94,5 176,1	162,8 148,6 36,6 59 94,5 176,1	240 240 240 240 240 240	1 1 1 1 1 1
3	0-1 0-2 0-3 0-4 0-5 1-5 2-4	26,4 34,1 25 13,9 24,6 14,6 0,95	144,2 186,2 68,3 76 134,4 79,8 5,2	144,2 186,2 68,3 76 134,4 79,8 5,2	150 185 70 70 150 95 70	1 1 2 1 1 1 1
4	0-5 5-1 1-2 2-4 4-3 3-0 0-2	30,2 20,2 20,8 11 2 27 31,9	164,9 110,3 113,6 60,1 10,9 147,5 174,2	164,9 110,3 113,6 60,1 10,9 147,5 174,2	150 120 120 70 70 150 185	1 1 1 1 1 1 1

При расчете варианта 2 на Uном = 110 кВ получили Fрасч > 240 мм2 т.е. площадь сечения провода превышает стандартные значения. Следовательно, вариант 2 будем продолжать рассчитывать только на номинальное напряжение 220 кВ.

1.3.1 Проверка проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелом аварийном режиме

Наиболее тяжелый аварийный режим для электрической сети наступает при обрыве ЛЭП головных участков и при обрыве одной цепи двух цепной линии, например для схем варианта:

- 1 отключение цепи на каждой радиальной ЛЭП

- 2 отключение участков 0-5, 0-3

- 3 отключение участков 0-1, 0-2, 0-4, 0-5; одной цепи 0-3

- 4 отключение участков 0-2, 0-3, 0-5

Условия проверки: Iдоп ≥ Iав max,

где Iдоп – допустимый ток, протекающий по проводу и не вызывающий нагрев, А;

 Iав max – максимальный ток аварийного режима, А;

В первом варианте Iав будет в два раза больше, чем в нормальном режиме, т.к. обрывается только одна из двух цепей.

  Вариант 2

Отключение 0-5:

 P51 = -P5 = 10 МВт

 P21 = P1 - P51 = P1 + P5 = 51 МВт

 P42 = P2 + P21 = P1 + P2 + P5 = 86 МВт

 P43 = -P42 - P4 = -P1 - P2 - P4 - P5 = -99 МВт

P03 = P3 - P43 = -P1 - P2 - P3 - P4 - P5 = -124 МВт

Отключение 0-3:

 P43 = P3 = 25 МВт

 P42 = -P4 - P43 = -P4 - P3 = -38 МВт

 P21 = P42 - P2 = -P4 - P3 - P2 = -73 МВт

 P51 = P21 - P1 = -P4 - P3 - P2 - P1 = -114 МВт

P05 = -P4 - P3 - P2 - P1 - P5 = -124 МВт

  Вариант 3

Отключение 0-1:

P03 = P3 = 25 МВт

МВт

МВт

 P51 = P1 = 41 МВт

 P05 = P5 + P51 = P5 + P1 = 51 МВт

Отключение 0-5:

 P03, P04 и  P02 определяются также как и при отключении 0-5

 P51 = -P5 = -10 МВт

 P01 = P1 - P51 = P5 + P1 = 51 МВт

Отключение 0-2:

P03 = P3 = 25 МВт

 МВт

МВт

P42 = P2 = 35 МВт

 P04 = P42 + P4 = P2 + P4 = 48 МВт

Отключение 0-4:

 P03, P05 и  P01 определяются также как и при отключении 0-2

P42 = -P4 = -13 МВт

 P02 = P2 - P42 = P2 + P4 = 48 МВт

 Вариант 4

Отключение 0-2:

Мы получаем схему аналогичную варианту 2 в нормальном режиме, где:

P03 = 64,535 МВт; P05 = 59,616 МВт; P43 = 34,616 МВт; P42 = 21,616 МВт

P21 = 13,384 МВт; P51 = 54,384 МВт

Отключение 0-3:

P43 = P3 = 25 МВт

 P42 = -P43 - P4 = -P3 - P4 = 38 МВт

P51 = -P5 + P05 = -10 + 33,335 = 23,335 МВт

 P21 = P1 - P51 = 41 – 23,335 = 17,665 МВт

Отключение 0-5:

P51 = -P5 = -10 МВт

 P21 = P1 - P51 = P1 + P5 = 51 МВт

P43 = P3 - P03 = 25 - 43,733 = -18,733 МВт

 P42 = -P4 - P43 = -13 + 18,733 = 5,733 МВт

Из найденных мощностей выбираем наибольшие и заносим в таблицу 4.

          Таблица 4

Результаты расчетов проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелый аварийный режим

Вариант электрической сети	Участок электрической сети	Рав, МВт	Fст, мм2	Iдоп, A	Iав, A	Fприн, мм2
1	0-1 0-2 0-3 0-4 0-5	41 35 25 13 10	120 95 70 70 70	390 330 265 265 265	224 189,2 136,6 70,6 54,6	120 95 70 70 70
2	0-5 5-1 1-2 2-4 4-3 3-0	124 114 73 86 99 124	240 240 240 240 240 240	605 605 605 605 605 605	338,6 311,3 199,4 234,9 270,4 338,6	240 240 240 240 240 240
3	0-1 0-2 0-3 0-4 0-5 1-5 2-4	51 48 25 48 51 41 35	150 185 70 70 150 95 70	450 510 265 265 450 330 265	278,5 262,2 136,6 262,2  278,5 223,9 191,2	150 185 70 70 150 95 70
4	0-5 5-1 1-2 2-4 4-3 3-0 0-2	59,6 54,4 51 38 34 64,5 52,7	150 120 120 70 70 150 185	450 390 390 265 265 450 510	325,5 297,1 278,5 207,5 185,7 352,3 287,8	150 120 120 70 70 150 185

По результатам расчетов составляем таблицу характеристики проводов ЛЭП (таблица 5)

; ; ,

где R0, x0 – активное и индуктивное сопротивление провода на 1км ЛЭП;

 b0 – емкостная проводимость 1 км  ЛЭП;

 n – число цепей ЛЭП.

Таблица 5

Вариант эл. сети	Участок эл. сети	Марка провода	R0, Ом/км	x0, Ом/км	b0·10-6, См/км	l, км	n	R, Ом	x, Ом	b·10-6, См
1	0-1 0-2 0-3 0-4 0-5	АС-120 АС-95 АС-70 АС-70 АС-70	0,249 0,306 0,428 0,428 0,428	0,427 0,434 0,444 0,444 0,444	2,66 2,61 2,55 2,55 2,55	61 22 40 51 44	2 2 2 2 2	7,59 3,37 8,56 10,91 9,42	13,02 4,77 8,88 11,32 9,77	324,5 114,8 204 260,1 224,4
2	0-5 5-1 1-2 2-4 4-3 3-0	АС-240 АС-240 АС-240 АС-240 АС-240 АС-240	0,122 0,122 0,122 0,122 0,122 0,122	0,435 0,435 0,435 0,435 0,435 0,435	2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6	44 36 65 40 33 40	1 1 1 1 1 1	5,37 4,39 7,93 4,88 4,03 4,88	19,14 15,66 28,28 17,4 14,36 17,4	114,4 93,6 169 104 85,8 104
3	0-1 0-2 0-3 0-4 0-5 1-5 2-4	АС-150 АС-185 АС-70 АС-70 АС-150 АС-95 АС-70	0,198 0,162 0,428 0,428 0,198 0,306 0,428	0,420 0,413 0,444 0,444 0,420 0,434 0,444	2,70 2,75 2,55 2,55 2,70 2,61 2,55	61 22 40 51 44 36 40	1 1 2 1 1 1 1	12,08 3,56 8,56 21,83 8,71 11,02 17,12	25,62 9,09 8,88 22,64 18,48 15,62 17,76	164,7 60,5 204 130,1 118,8 94 102
4	0-5 5-1 1-2 2-4 4-3 3-0 0-2	АС-150 АС-120 АС-120 АС-70 АС-70 АС-150 АС-185	0,198 0,249 0,249 0,428 0,428 0,198 0,162	0,420 0,427 0,427 0,444 0,444 0,420 0,413	2,70 2,66 2,66 2,55 2,55 2,70 2,75	44 36 65 40 33 40 22	1 1 1 1 1 1 1	8,71 8,96 16,19 17,12 14,12 7,92 3,56	18,48 15,37 27,76 17,76 14,65 16,8 9,09	118,8 95,8 172,9 102 84,2 108 60,5

1.3.2 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и аварийном режимах

Допустимая потеря напряжения в электрической сети всегда должна быть наибольшей потери напряжения или равна ей, т.е. должно выполняться следующее условие: ΔUдоп ≥ ΔU

Произведем проверку электрической сети по потере напряжения до наиболее удаленной от РЭС подстанции в нормальном и аварийном режимах.

Проверку выполняем, учитывая только продольную составляющую вектора падения напряжения:

,      (18)

где  Рi , Qi - активная и реактивная мощности, текущие соответственно по активному (Ri) и реактивному (Xi) сопротивлениям;

ΔUдоп - допустимая величина падения напряжения

(ΔUдоп.н.р. = (15÷20%)·UH; ΔUдоп.ав.р. = (20÷25%)·UH)

ΔUi - потеря напряжения на i-ом участке.

Все схемы вариантов проектируемой сети выполнены на Uном  = 110кВ. Для них  ΔUдоп.н.р. = (15÷20%)·110 = 16,5 ÷ 22 кВ, ΔUдоп.ав.р. = (20÷25%)·110 = =22 ÷ 27,5 кВ.

А вариант 2 на Uном  = 220кВ.

ΔUдоп.н.р. = (15÷20%)·220 = 33 ÷ 44 кВ, ΔUдоп.ав.р. = (20÷25%)·220 = 44 ÷ 55 кВ.

Вариант 1

Запишем полную мощность каждой подстанции, используя значения таблицы 2:

S01 = 41 – j11,808 MBA; S02 = 35 – j10,08 MBA; S03 = 25 – j7,2 MBA;

S04 = 13 – j3,744 MBA; S05 = 10 – j2,88 MBA

Произведем проверку данного варианта схемы проектируемой сети в нормальном режиме по формуле (18):

  кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

Рассмотрим аварийный режим (обрыв одной из двух цепей ЛЭП). Так как сеть радиальная, то обрыв одной цепи приведет к увеличению падения напряжения в два раза.

 ΔU01ав = 2·ΔU01 = 2·4,227 = 8,454 кВ

ΔU02ав = 2·ΔU02 = 2·1,509 = 3,018 кВ

ΔU03ав = 2·ΔU03 = 2·2,527 = 5,054 кВ

ΔU04ав = 2·ΔU04 = 2·1,675 = 3,350 кВ

ΔU05ав = 2·ΔU05 = 2·1,148 = 2,296 кВ

Аналогично произведем проверку сети по напряжению для последующих трех схем вариантов.

Вариант 2

S03 = 64,535 – j18,586 MBA; S05 = 59,616 – j17,169 MBA;

S43 = 34,616 – j9,969 MBA; S42 = 21,616 – j6,225 MBA;

S21 = 13,384 – j3,855 MBA; S51 = 54,384 – j15,663 MBA.

Наиболее удаленной может оказаться точка потокораздела 3  и точка 5. Для этих точек определим потерю напряжения в нормальном и аварийном режимах.

Нормальный режим:

кВ

кВ

Аварийный режим (разрыв 0-5):

 

где S’51 = 10 - j2,88 МВА; S’21 = 51 – j14,69 МВА; S’42 = 86 – j24,77 МВА;

 S’43 = 99 – j28,51 МВА; S’03 = 124 – j35,71 МВА;

Аварийный режим (разрыв 0-3):

 

где S’51 = 114 – j32,83 МВА; S’21 = 73 – j21,02 МВА;

S’42 = 38 – j10,94 МВА; S’43 = 25 – j7,2 МВА;

S’05 = 124 – j35,71 МВА;

Вариант 3

S01 = 26,383 – j7,598 MBA; S02 = 34,053 – j9,807 MBA;

S03 = 25 – j7,2 MBA; S04 = 13,947 – j4,017 MBA;

S05 = 24,617 – j7,09 MBA; S42 = 0,947 – j0,273 MBA;

S51 = 14,617 – j4,21 MBA;

Наиболее удаленной может оказаться точка потокораздела 1 и точка 5. Для этих точек определим потерю напряжения в нормальном и аварийном режимах.

Нормальный режим:

 кВ

кВ

Аварийный режим (разрыв 0-5):

,

где S’01 = 51 – j14,688 МВА; S’51 = 10 – j2,88 МВА;

кВ

Аварийный режим (разрыв 0-1):

,

где S’05 = 51 – j14,688 МВА; S’51 = 41 – j11,808 МВА;

кВ

Вариант 4

S02 = 31,862 – j9,176 MBA; S03 = 26,959 – j7,764 MBA;

S05 = 30,179 – j8,692 MBA; S51 = 20,179 – j5,812 MBA;

S21 = 20,821 – j5,996 MBA; S43 = 1,959 – j0,564 MBA;

S42 = 11,041 – j3,18 MBA;

Наиболее удаленной может оказаться точка потокораздела 3 и точка 5. Для этих точек определим потерю напряжения в нормальном и аварийном режимах.

Нормальный режим:

кВ

кВ

Аварийный режим (разрыв 0-5):

 

где S’02 = 43,733 – j12,595 МВА; S’21 = 51 – j14,69 МВА; S’51 = 10 – j2,88 МВА;  

кВ

Аварийный режим (разрыв 0-3):

 

где S’02 = 52,665 – j15,168 МВА; S’42 = 38 – j10,944 МВА; S’43 = 25 – j7,2 МВА;

кВ

Таким образом, все схемы вариантов проектируемой сети прошли проверку на потерю напряжения в нормальном и аварийном режимах. Следовательно, будем вести дальнейшие расчеты всех четырех схем.

1.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на потребительских подстанциях

Выбор числа трансформаторов на подстанции произведем в соответствии с категориями электроприемников.

На всех подстанциях выберем два трансформатора.

Определяем среднеквадратическую мощность по суточному графику электрических нагрузок (см. рисунок 3).

Рис. 3. График загрузки трансформаторов

(19)

Полученное значение наносим на график.

Среднеквадратическую мощность можно принять за ориентационную суммарную номинальную мощность трансформаторов подстанции. Тогда ориентировочная номинальная мощность каждого из трансформаторов будет равна:

Sopi = (Sni·SCK)/n,                                      (20)

где       Sni – максимальная мощность i-й подстанции, МВА;

SCK - среднеквадратичная мощность графика нагрузки, о. е;

n -число трансформаторов на i-й подстанции.

Значение Sop округляется до ближайшего большего значения по шкале стандартных номинальных мощностей силовых трансформаторов .

Sop1 = (42,666·0,928)/2 = 19,797 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 25 МВА каждый (2х25 МВА);

 Sop2 = (36,423·0,928)/2 = 16,9 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 25 МВА каждый (2х25 МВА);

 Sop3 = (26,016·0,928)/2 = 12,071 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 16 МВА каждый (2х16 МВА);

 Sop4 = (13,528·0,928)/2 = 6,277 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 10 МВА каждый (2х10 МВА);

 Sop5 = (10,524·0,928)/2 = 4,883 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 10 МВА каждый (2х10 МВА);

На   график   (рис.   3)   наносим   значение   суммарных   номинальных мощностей трансформаторов каждой подстанции (в процентах от Sni)

         (21)

;;;

;.

 Проверяем выбранные трансформаторы по допустимой систематической перегрузке.

Трансформаторы на всех подстанциях не испытывают перегрузок в нормальном режиме работы так как SHTΣ > Sn.

Проверим работу трансформаторов в аварийном режиме, при этом учтем, что на двух трансформаторных подстанциях в аварийном режиме работает один трансформатор, а другой отключен все двадцать четыре часа, т.е. hав = 24ч. Определим коэффициент аварийной перегрузки для каждой подстанции по формуле:

 ;

;;

;;

.

Определим коэффициент аварийной перегрузки при h = 24 ч по /4, 35/:

при t1 = -20°С   Кавдоп = 1,6; t2 = -10°C  Кавдоп = 1,5; тогда

 ;

где    tЗ - среднегодовая температура периода зимы для Оренбуржья равная 13,4°С.

Для   того   чтобы   трансформаторы   выдержали   нагрузку   в   аварийном режиме должно выполняться условие:

Кавi < Kавдоп

Все трансформаторы подстанций, кроме первой не испытывают перегрузки в аварийном режиме, так как Кав2,3,4,5 < Кавдоп

Потребители первой подстанции могут получить в аварийном режиме мощность;

1,534·SНТ1 = 1,534·25 = 38,35 MBA

Недоотпуск мощности составит:

SH1 - 1,534·SHТl = 42,666 - 38,35 = 4,316 MBA или 10,1%

Следовательно первую подстанцию необходимо разгрузить в аварийном режиме на 4 МВА. Потребителей третьей категории отсутствуют, поэтому необходимо поставить трансформаторы большей мощности.

Для каждой подстанции, исходя из расчетных значений выбираем трансформатор /2, 239/ и заносим в таблицу 6 его технические данные.

          Таблица 6

Технические данные выбранных трансформаторов для 1,3,4 вариантов

№	Sni, МВА	Число	Тип	SНТ, МВА	UHBH, кВ	UHНH, кВ	ΔРХХ, кВт	ΔРКЗ, кВт	UК, %	IХХ, %
1	42,666	2	ТРДН	40	115	10,5	36	172	10,5	0,65
2	36,423	2	ТРДН	25	115	10,5	27	120	10,5	0,7
3	26,016	2	ТДН	16	115	11	19	85	10,5	0,7
4	13,528	2	ТДН	10	115	11	14	60	10,5	0,7
5	10,524	2	ТДН	10	115	11	14	60	10,5	0,7

 

Для 2 варианта

№	Sni, МВА	Число	Тип	SНТ, МВА	UHBH, кВ	UHНH, кВ	ΔРХХ, кВт	ΔРКЗ, кВт	UК, %	IХХ, %
1	42,666	2	ТДТН	25	230	11	50	135	12,5	1,2
2	36,423	2	ТДТН	25	230	11	50	135	12,5	1,2
3	26,016	2	ТДТН	25	230	11	50	135	12,5	1,2
4	13,528	2	ТДТН	25	230	11	50	135	12,5	1,2
5	10,524	2	ТДТН	25	230	11	50	135	12,5	1,2

Таким образом силовые трансформаторы подстанций выбраны и проверены на перегрузочную способность в соответствии с ГОСТ 14209-85 и ПУЭ.

2.  Технико-экономическое обоснование вариантов схемы электроснабжения

Рассчитаем капитальные вложения для каждого варианта по следующей формуле:

К = Кл + Кп/ст + Kпост       (22)

где     Кл - капитальные вложения на содержание линий, руб;    

Кпост - постоянная часть затрат, включая стоимость подготовки и благоустройства территории, подъездных дорог, средств связи, прокладка сетей, освещения, водопровода и т.д.;

Кп/ст - капитальные вложения в подстанцию.

 Кл = К0·l         (23)

где l - длина линии, км:

К0 - стоимость 1 км линии, справочная величина /3, 326/

Кп/ст = Ктр + Квыкл         (24)

где    Ктр - капитальные вложения в трансформатор, включающие стоимость и монтаж трансформатора

Квыкл - капитальные вложения в выключатель, включающие стоимость и монтаж выключателя

 Ктр = К0·n 

где     К0 - стоимость одного трансформатора, справочная величина /3, 336/;

n - количество трансформаторов.

 Квыкл = К0·n

где     К0 - стоимость одного выключателя, справочная величина /4, 234/

n - количество выключателей.

Для технико-экономического расчета составим электрические схемы каждого варианта (см. рис. 4-7).

Рассчитаем капитальные вложения для первого варианта, используя приведенные выше формулы.

Кл = Кло1 + Кло2 + Кло3 + Кло4 + Кло5 = 38000·61 + 32000·22 + 25000·40 + +25000·51 + 25000·44 = 6 397 000 руб.

Ктр = Ктр1 + Ктр2 + Ктр3 + Ктр4 + Ктр5 = 2950000·2 + 2600000·2 + 2009000·2 + 250000·4 =  16 118 000 руб.

Квыкл = 8500000·10 = 85 000 000 руб.

Кп/ст = Ктр + Квыкл = 16118000 + 85000000 = 101 118 000 руб.

Кпост = 5·210000 = 1 050 000 руб.

К = Кл + Кп/ст + Кпост = 6397000 + 101118000 + 1050000 = 108565000 руб.

Расчеты для других вариантов аналогичны, полученные результаты сводим в таблицу 7.

Рассчитаем  ежегодные  эксплутационные расходы  для  варианта 1 по следующей формуле:

U = Uл + Uп/ст + UΔw,        (25)

где     Uл - годовые издержки на эксплуатацию линии;

Uп/ст - годовые издержки на эксплуатацию подстанции;

UΔw - издержки, связанные с потерей электроэнергии;

Uл = Uла + Uлр + Uло

Uп/ст = Uп/ста + Uп/стр + Uп/сто

где  Uла, Uп/ста - ежегодные амортизационные расходы, идущие на капитальный ремонт и реновацию оборудования ЛЭП и подстанций;

Uлр, Uп/стр - ежегодные издержки идущие на текущий ремонт оборудования ЛЭП и подстанций;

Uло, Uп/сто - ежегодные расходы на обслуживание ЛЭП и подстанции соответственно.

Uла = Lал·Кл = 0,02·6397000 = 127 940 руб.

Uп/ста = Lап/ст·Кп/ст = 0,035·101118000  =  3 539 130 руб.,

где  Lал, Lап/ст - норма амортизационных отчислений на выполнения работ связанных с восстановлением и поддержкой в эксплуатационном состоянии оборудование ЛЭП, подстанций, справочная величина /3, 315/;

Кл, Кп/ст - капитальные вложения в ЛЭП и подстанции, берем из формул (23), (24)

Uлр = Lрл·Кл = 0,004·6397000 = 25588 руб,

Uп/стр = Lрп/ст·Кп/ст = 0,029·101118000 = 2 932 422 руб.,

где  Lрл, Lрп/ст - - норма амортизационных отчислений на ремонт оборудования ЛЭП и подстанций, справочная величина /3, 315/.

Uло = Lол·Кл = 0,004·6397000 = 25588 руб,

Uп/сто = Lоп/ст·Кп/ст = 0,03·101118000 = 3 033 540 руб.,

где  Lол, Lоп/ст - норма амортизационных отчислений на обслуживание ЛЭП, подстанций, справочная величина /3, 315/

Uл = 127940 + 25588 + 25588 = 179116 руб

Uп/ст = 3539130 + 2932422 + 3033540 = 9 505 092 руб

UΔw = β·W,                                                     (26)

где      β - стоимость  1 кВт/ч электроэнергии  β = 2,1 руб/кВт· ч;

ΔW - потери электроэнергии в линии и трансформаторах. Рассчитаем потери мощности в электросети:

ΔW = ΔP·τ,         (27)

где  τ - время, за которое электроприёмникам необходимо при постоянном Рmax создать те же потери электроэнергии, которые имеют место при работе по реальному графику.

ΔР - потери активной мощности.

 ,

ч,

ч.

Потери активной мощности найдем как сумму потерь в ЛЭП и трансформаторах. Потери в ЛЭП рассчитаем по формуле:

       (28)

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

 ΔPЛЭПΣ = 1,142 + 0,369 + 0,479 + 0,165 + 0,086 = 2,241 МВт

Потери активной мощности в трансформаторах определяем по формуле:

 ,       (29)

где      ΔРхх - активные потери холостого хода, кВт;

ΔРкз - активные потери короткого замыкания, кВт;

Sном.тр - номинальная мощность, МВА;

n - количество трансформаторов;

S - мощность нагрузки.

Все необходимые значения берем из таблицы 6.

  МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

ΔPтрΣ = 0,162 + 0,172 + 0,142 + 0,079 + 0,058 = 0,613 МВт

ΔPΣ = ΔPЛЭПΣ + ΔPтрΣ = 2,241 + 0,613 = 2,854 МВт

ΔW = 2,854·7678 = 21913 МВт·ч

UΔW = 2,1·21913 = 46 017 300 руб

U = Uл + Uп/ст + UΔw 

U = 179116 + 9505092 + 46017300  = 55 701 508 руб

Определим себестоимость передачи электроэнергии:

 С = U/W,

где W - количество передаваемой электроэнергии за год, кВт·ч.

W = Smax·Tmax,

W = 1·8122 = 8122 кВт·ч,

C = 55701508/8122 = 6858  руб/(кВт·ч)

Расчет остальных вариантов аналогичен, полученные значения занесем в таблицу 7.

Определение приведенных затрат:

З = Рн·K + U,

где Рн - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений;

К - капитальные вложения в сеть;

U - ежегодные эксплутационные расходы.

Рн = 1/Тн,

где Тн - нормативный срок окупаемости капиталовложений.

Тн = (7 - 8 лет).

 Рн = 1/7 - 1/8 = 0,12 – 0,15

 З = 0,12·108565000 + 55701508 = 68 729 308 руб

Полученные значения заносим в таблицу 7. Расчеты остальных вариантов аналогичен.  

Таблицу 7

Сравнение стоимости вариантов сети

Вариант сети	Кл,млн руб	Ктр, млн.р	Квыкл, млн.р	Кп/ст, млн.р	Кпост, млн.р	Кi, млн.р	Uл, тыс.р	Uп/ст, млн.р	UΔW, млн.р	U, млн.р	C, Руб_     кВт·ч	З, млн.р
1	6,397	16,12	85	101,1	1,05	108,6	179,1	9,505	46,02	55,70	6858	68,73
2	15,74	28,07	167	195,1	1,05	211,9	440,7	18,34	38,65	55,99	6893	81,41
3	8,602	16,12	85	101,1	1,05	110,8	240,9	9,505	52,86	62,61	7708	75,9
4	10,21	16,12	85	101,1	1,05	112,4	285,8	9,505	53,34	63,13	7772	76,61

Составляем приведенные затраты четырех вариантов проектируемой электрической сети, выбираем вариант с минимальными затратами – это вариант 1

Для этого варианта рассчитаем основные режимы работы.

 

3. Электрические расчеты основных режимов работы выбранного варианта сети.

Составляем схему замещения варианта 1 на основе электрической принципиальной схемы. (см. рисунок 5)

Рисунок 8. Схема замещения варианта 1

Рассчитаем режим максимальных, минимальных нагрузок и послеаварийный режим по следующим формулам:

,

,

,

,

,

,

  

Расчеты сводим в таблицы 8-10

МВар

МВар

МВт

МВар

МВт

МВар

МВА

Таблица 8

Режим максимальных нагрузок

№ п/ст	РН, МВт	QН, МВар	ΔР, МВт	ΔQ, МВар	ΔРХХ, МВт	ΔQХХ, МВар	РР, МВт	QР, МВар	SP, МВА
1	41	11,808	0,098	1,963	0,072	0,52	41,17	12,754	43,1
2	35	10,08	0,127	0,695	0,054	0,35	35,181	12,521	37,343
3	25	7,2	0,112	1,234	0,038	0,224	25,150	8,411	26,519
4	13	3,744	0,055	1,574	0,028	0,14	13,083	3,271	13,486
5	10	2,88	0,033	1,358	0,028	0,14	10,061	2,244	10,308

Рассчитаем режим минимальных нагрузок

P1Hmin = 0,4∙P1Hmax

Q1Hmin = 0,4∙Q1Hmax

,  , , , , 

, 

Таблица 9

Режим минимальных нагрузок

№ п/ст	РН, МВт	QН, МВар	ΔР, МВт	ΔQ, МВар	ΔРХХ, МВт	ΔQХХ, МВар	РР, МВт	QР, МВар	SP, МВА
1	16,4	4,723	0,0157	0,314	0,072	0,52	16,422	5,058	17,183
2	14	4,032	0,0203	0,695	0,054	0,35	14,013	4,349	14,672
3	10	2,88	0,0179	1,234	0,038	0,224	10,025	3,231	10,533
4	5,2	1,498	0,009	1,574	0,028	0,14	5,228	1,974	5,588
5	4	1,152	0,005	1,358	0,028	0,14	4,057	1,382	4,248

Таблица 10

Послеаварийный режим

№ п/ст	РН, МВт	QН, МВар	ΔР, МВт	ΔQ, МВар	ΔРХХ, МВт	ΔQХХ, МВар	РР, МВт	QР, МВар	SP, МВА
1	41	11,808	0,098	1,963	0,072	0,52	41,17	12,754	43,1
2	35	10,08	0,127	0,695	0,054	0,35	35,181	12,521	37,343
3	25	7,2	0,112	1,234	0,038	0,224	25,150	8,411	26,519
4	13	3,744	0,055	1,574	0,028	0,14	13,083	3,271	13,486
5	10	2,88	0,033	1,358	0,028	0,14	10,061	2,244	10,308

Находим потери мощности на участках сети и величины напряжения на стороне высшего напряжения подстанций.

Режим максимальных нагрузок.

Для подстанции 1:

МВт

МВар

Р01 = РР + ∆Р01 = 41,17 + 1,165 = 42,335 МВт

Q01 = QР + ∆Q01 = 12,754 + 1,998 = 14,752 МВар

кВ

Уточняем потери:

МВт

МВар

Расчет для режима минимальных нагрузок и аварийного режима аналогичен.

Заносим данные в таблицу 11

Таблица 11

№ ЛЭП	∆Р, МВт			∆Q, МВар			UВН, кВ
		Режимы			Режимы			Режимы
		max	min	авар	max	min	авар	max	min	авар
0-1	1,034	0,164	1,034	1,774	0,282	1,774	116,757	119,38	116,757
0-2	0,345	0,053	0,345	0,488	0,075	0,488	119,494	120,433	119,494
0-3	0,442	0,07	0,442	0,458	0,072	0,458	118,531	120,042	118,531
0-4	0,146	0,025	0,146	0,151	0,026	0,151	119,484	120,339	119,484
0-5	0,074	0,012	0,074	0,076	0,013	0,076	120,022	120,57	120,022

Определяем величины напряжений на стороне низшего напряжения (НН) подстанций, приведенные к стороне высшего напряжения (ВН).

,        (30)

где Uвнi - действительное напряжение на стороне ВН i-ой подстанции, кВ;

ΔUнi - потеря напряжения в трансформаторах i-ой подстанции, кВ.

,      (31)

где Pнi, Qнi, - потоки активной и реактивной мощности, протекающие через сопротивления трансформаторов i-ой подстанции со стороны ВН;

rтi, xтi - активное   и   реактивное  сопротивление трансформатора  i-ой подстанции.

 ;  

Выберем ответвления на трансформаторах для обеспечения потребителей качественной электроэнергией.

Требуемое напряжение ответвлений   ВН трансформаторов подстанций

,        (32)

где Uннi - номинальное  напряжение    обмотки НН трансформаторов  i-ой

подстанции (по паспортным данным трансформаторов), кВ;

Uнж - желаемое значение напряжения на стороне НН трансформаторов (для режима максимальных нагрузок и послеаварийного режима принимаем на 5% больше номинального напряжения сети НН, а для режима минимальных нагрузок - равным номинальному напряжению), кВ.

По рассчитанному значению Uотв выбираем ближайшее меньшее стандартное ответвление обмотки ВН трансформаторов Uотвст и для него определяем действительное напряжение Uнд на стороне НН подстанции:

Результаты    расчетов    максимальных    и    минимальных    нагрузок    и послеаварийного режима сведем в таблицах 12, 13.

Например расчет 1 п/ст:

Ом

Ом

кВ

кВ

Таблица 12

Величины напряжения на стороне низшего напряжения подстанций, приведенные к стороне высшего напряжения

№ п/ст	Uвн, кВ	rт, Ом	xт, Ом	Р, МВт	Q, МВар	ΔU, кВ	U´вн, кВ
Режим максимальных нагрузок
1	116,757	0,711	17,358	41,17	12,754	2,147	114,610
2	119,494	1,270	27,773	35,181	12,521	3,284	116,210
3	118,531	2,196	43,395	25,150	8,411	3,545	114,986
4	119,484	3,968	69,431	13,083	3,271	2,335	117,149
5	120,022	3,968	69,431	10,061	2,244	1,631	118,391
Режим минимальных нагрузок
1	119,38	0,711	17,358	16,422	5,058	0,833	115,924
2	120,433	1,270	27,773	14,013	4,349	1,151	118,343
3	120,042	2,196	43,395	10,025	3,231	1,351	117,180
4	120,339	3,968	69,431	5,228	1,974	1,311	118,173
5	120,57	3,968	69,431	4,057	1,382	0,929	119,093
Послеаварийный режим
1	116,757	0,711	17,358	41,17	12,754	2,147	114,610
2	119,494	1,270	27,773	35,181	12,521	3,284	116,210
3	118,531	2,196	43,395	25,150	8,411	3,545	114,986
4	119,484	3,968	69,431	13,083	3,271	2,335	117,149
5	120,022	3,968	69,431	10,061	2,244	1,631	118,391

Режим максимальных нагрузок

Выбор ответвлений на трансформаторах

  кВ

Определим действительное напряжение Uнд на стороне НН подстанции.

  кВ

Таблица 13

№ п/ст	Режим максимальных нагрузок
		U´вн, кВ	Uотв, кВ	Uотвст, кВ	Uнд, кВ
1	114,61	114,61	112,95	10,654
2	116,21	116,21	117,5	10,385
3	114,986	120,462	112,95	11,198
4	117,149	122,728	117,5	10,967
5	118,391	124,029	117,5	11,083
Режим минимальных нагрузок
1	115,924	121,72	119,09	10,221
2	118,343	124,26	123,19	10,087
3	117,18	128,898	127,28	10,127
4	118,173	129,99	129,33	10,051
5	119,093	131,002	129,33	10,129
Послеаварийный режим работы сети
1	114,61	114,61	112,95	10,654
2	116,21	116,21	117,5	10,385
3	114,986	120,462	112,95	11,198
4	117,149	122,728	117,5	10,967
5	118,391	124,029	117,5	11,083

4. Проверочный баланс активной и реактивной мощности в сети

Составим баланс для режима максимальных нагрузок. Баланс активной мощности определяется следующим образом:

 Рсист = Рнагр + ∆Рсети + ∆Рсн

Рнагр = Р1 + Р2 + Р3 + Р4 + Р5 = 124 МВт

∆Рсети =∆РХХ + ∆РКЗ + ∆РЛЭП = ∆РЛЭП + ∆Ртр = 2,041+0,645 = 2,686

∆Рсн = 0,04 ·Рнагр = 0,04·124 = 4,96 МВт

Рсист = 124 + 2,686 + 4,96 = 131,646 МВт

Баланс реактивной нагрузки рассчитаем:

 Qист = Qсист + Qку  

Qист = Qнагр + ∆Qсети + ∆Qсн

Qнагр = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 =  МВар

∆Qсети = ∆Qлэп + ∆Qтр = 2,947 + 8,198 = 11,145 МВар

 Qист = 35,712 + 11,145 = 46,857 МВар

 Qсист = Рr∙tgφ = 131,646∙0,288 = 37,914 МВар

 Qку = Qист - Qсист = 46,857 – 37,914 = 8,943 МВар

5. Вывод

 Источники реактивной мощности (генераторы РЭС и компенсирующие устройства, выбранные в начале расчета) выдают достаточно реактивной мощности, судя по cosφ = 0,961.

Итак, в данном курсовом проекте было выявлено, что радиальная схема оказалась наиболее выгодной, а значит и удобной из всех предложенных схем и то, что схема на 110 кВ предпочтительнее, чем схема на 220кВ в нашем случае.

Список используемой литературы

1. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: Учебное пособие для студентов вузов/ Под ред. В.М. Блок. - М.: Высш. школа, 1981.- 304 с.

2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети.-М.: Энергоатомиздат. 1989.-592 с.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.VI. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станции и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. —М .: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с: ил