49609

Расчёт токов короткого замыкания для оценки параметров основного оборудования подстанций сети. Выявление необходимости реактирования линий 10 кВ, отходящих от подстанций

Курсовая

Энергетика

В первой части расчетнопояснительной записки представлены обоснование и выбор вариантов схем электрической сети произведен выбор основных параметров схем сравнение техникоэкономических показателей схем и определение наилучшего варианта. Вторая часть содержит теоретические выкладки и пример практического расчета по теме: Расчёт токов короткого замыкания для оценки параметров основного оборудования подстанций сети. ФОРМИРОВАНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ СЕТИ. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ.

Русский

2014-12-20

4.99 MB

19 чел.

Аннотация

Объем пояснительной записки составляет 92 страницы. Пояснительная записка содержит 24 иллюстрации и 67 таблиц. В иллюстрациях представлены графики, варианты структурных схем, схем распределительных устройств, а также расчетные схемы.

В первой части расчетно-пояснительной записки представлены обоснование и выбор вариантов схем электрической сети, произведен выбор основных параметров схем, сравнение  технико-экономических показателей  схем и определение наилучшего варианта.

Вторая часть содержит теоретические выкладки и пример практического расчета по теме:  «Расчёт токов короткого замыкания для оценки параметров основного оборудования подстанций сети. Выявление необходимости реактирования линий 10 кВ, отходящих от подстанций ».

Содержание

ВВЕДЕНИЕ.......………………………………………………………………...........5

1.    ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ...............................................................................................................7

1.1.  ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ..................................................7

1.2.  ФОРМИРОВАНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ СЕТИ............................................7

1.3.  ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ....................................12

1.4.  БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ........................................................15

1.5.  РАССТАНОВКА БАТАРЕЙ КОНДЕНСАТОРОВ........................................18

1.6.  РАСЧЁТ ПРИВЕДЁННЫХ НАГРУЗОК ПС..................................................19

2.     ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ СЕТИ И СХЕМ ПС....................................................................................................21

2.1.  ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ.................................................21

2.2.  ПРОВЕРКА ВЫБРАННЫХ ПРОВОДОВ ПО УСЛОВИЮ ДЛИТЕЛЬНО ДОПУСТИМОГО НАГРЕВА...................................................................................25

2.3.   ПРОВЕРКА ПО УСЛОВИЮ ДОПУСТИМОЙ ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ.........................................................................................................29

2.4.   ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС..............................................................35

2.5.   ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПС....................37

3.      СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ СЕТИ ПО КРИТЕРИЮ МИНИМУМА ДИСКОНТИРОВАННЫХ ЗАТРАТ..............................................41

3.1.   РАСЧЁТ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ..............................................................42

3.2.   РАСЧЁТ ИЗДЕРЖЕК.......................................................................................44

4.     РАСЧЁТ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ СЕТИ...........................................................................................................................48

4.1.  ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕМЕНТОВ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ СЕТИ...........................................................................................................................48

4.2.   РАСЧЁТ РЕЖИМА НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК.......................................51

4.3.   РАСЧЁТ РЕЖИМА НАИМЕНЬШИХ НАГРУЗОК......................................62

4.4.   РАСЧЁТ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ...............................................63

5.      ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВАЧНЫХ ДИАПАЗОНОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ............................................................................................65

6.      ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ................................................69

6.1.   ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУММАРНЫХ ПОТЕРЬ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.................................................................................................69

6.2.   ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ В СПРОЕКТИРОВАННУЮ СЕТЬ...........................................................................................................................73

6.3.   ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУММАРНЫХ ИЗДЕРЖЕК.............................................76

6.4.   ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕБЕСТОИМОСТИ ПЕРЕДАЧИ ЭЭ...............................76

7.     НЕОБХОДИМОСТЬ РЕАКТИРОВАНИЯ ЛИНИЙ 10 КВ, ОТХОДЯЩИХ ОТ ПОДСТАНЦИЙ........................................................... .......................................77

7.1.   ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ СПРАВКА.......................................................................77

7.2.   РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ.......................................................................................85

ЗАКЛЮЧЕНИЕ..........................................................................................................92

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.........................................................................................93
ВВЕДЕНИЕ

Данная работа состоит из двух частей. В первой части работы проектируется  районная  электрическая сеть,  во  второй  части  рассчитываются токи короткого замыкания на шинах 10 кВ.

Согласно заданию на  бакалаврскую работу,  требуется  спроектировать электрическую сеть для энергоснабжения шести пунктов потребления расположенных в республике Башкирии от  шин подстанции 220 кВ. Прежде всего,  необходимо разработать несколько конкурентно способных вариантов  схем сети. Для этих схем выбираются номинальные напряжения, и  проверяется выполнение баланса реактивной мощности и, при необходимости, осуществляется расстановка дополнительных источников реактивной мощности. Далее выполняется выбор основного электротехнического  оборудования  сети и схем подстанций, т.е. выбор и проверка по условиям технических ограничений сечений воздушных линий и выбор  трансформаторов  на  подстанциях. Варианты схем  сети,  признанные технически осуществимыми сравниваются по натуральным показателям  и  выбираются несколько наиболее целесообразных вариантов для дальнейшего сравнения. Для выбранных  вариантов  выбираются  схемы   распределительных устройств. Для каждого варианта схемы сети производится технико-экономический расчёт, на основе которого окончательно выбирается схема сети. Для выбранной схемы сети рассчитываются режимы наибольших нагрузок, наименьших нагрузок и наиболее тяжёлые послеаварийные режимы. Для всех режимов сети производится  регулирование  уровня  напряжения с помощью устройств РПН трансформаторов. Далее рассчитывается себестоимость электропередачи для спроектированной сети.

При проектировании кроме технико-экономических показателей учитываются перспективный рост нагрузки и возможность дальнейшего развития сети. Энергоснабжение потребителей осуществляется с учётом требований надёжности.


Задание на курсовой проект «Районная электрическая сеть»

Необходимо спроектировать электрическую сеть для электроснабжения пунктов 1-6, в которых будут сооружены понижающие подстанции. Расположение пунктов представлено на рис.1.

Рис. 1. Схема расположения пунктов

Электрическая сеть сооружается в Башкирии (ОЭС Урала) на железобетонных опорах. Район по гололёду – II.  Данные  по нагрузкам пунктов даны в таблице 1.

Таблица 1. Исходные данные по нагрузкам пунктов

№ ПС

1

2

3

4

5

6

, МВт

52

30

20

15

38

15

cos φ

0,85

0,88

0,9

0,9

0,88

0,9

Источник питания в режиме наибольших нагрузок обеспечивает полную выдачу всей необходимой для потребителей активной мощности, а также 80 Мвар реактивной мощности.

На шинах источника питания района в режиме наибольших нагрузок обеспечивается напряжение, равное 109%, а в режиме наименьших нагрузок 105% от номинального. Для всех пунктов наименьшая нагрузка принимается равной 40% от наибольшей; число часов использования наибольших нагрузок составляет 4800 ч/год.


1.   ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В СЕТИ.

  1.  Потребление активной мощности.

Потребляемая в сети активная мощность находится по формуле

,        

         где  - расчётная потребляемая мощность нагрузки, − потери активной мощности в сети.

– коэффициент одновременности для сетей напряжением 110-220 кВ. Потери активной мощности в сети составляют 5% от  

По формуле (1) получается

По условию источник питания в режиме наибольших нагрузок (НБ) обеспечивает полную выдачу активной мощности.

  1.  Формирование вариантов схем сети.

При выборе вариантов схемы сети учитываем, что в схеме должна быть одна точка для установки автотрансформатора и от шин источника питания отходит не более двух одноцепных линий 220 кВ. Также по условию задано, что в составе потребителей всех ПС имеется нагрузка 1 и 2 категории по надежности, поэтому все радиальные линии выполняются двухцепными.

Из-за сложности выполнения релейной защиты сложно-замкнутые варианты схем сети не рассматриваются.

Расположение источника питания и подстанций для удобства представлено повторно на рис.2.

Рис. 2. Схема расположения потребителей

Формирование вариантов схем сети производится по следующим критериям:

- Нельзя разрабатывать варианты схемы сети по принципу «всевозможных сочетаний» линий, подстанций и номинальных напряжений.

-  Передачу электроэнергии потребителю следует осуществлять по возможно кротчайшему пути, что обеспечит снижение капиталовложений и экономию потерь электроэнергии.

-    Схема сети должна быть по возможности простой.

-   Следует стремиться осуществить электрические сети минимальным количеством трансформаций напряжения, что снижает установленную мощность силовых трансформаторов и соответствующую стоимость и потери.

-    Следует избегать мало загруженных линий, используемых только во время отключения других элементов сети.

- Не рекомендуется сооружать кольцевые сети, снабжающие электроэнергией более четырёх потребителей, из-за больших потерь напряжения в послеаварийном режиме.

Из-за сложности выполнения релейной защиты сложно-замкнутые варианты схем сети не рассматриваются.

Возможные варианты схем сети представлены на рис. 3-7.

По заданию даны расстояния между пунктами по прямой. Однако, для ведения расчётов необходимы длины трасс линий, которые определяются по формуле.

- коэффициент удлинения, учитывающий неровности рельефа и непрямолинейность прохождения трасс линий. Для ОЭС Урала .

Расчёт покажем на примере линии А-1 схемы рис. 2.

Определим расстояние по прямой с учётом масштаба 1см=20 км

Тогда длина трассы составит.

Длины трасс для различных вариантов схемы сети представлены в таблицах 1-5.

Рис. 3. Первый вариант схемы сети

Таблица 2. Длины линий первого варианта схемы сети

Участок

А1

108

125,3

12

42,4

49,2

23

31,6

36,7

34

30

34,8

14

60

69,6

46

28,3

32,8

15

56,6

65,7

Рис. 4. Второй вариант схемы сети

Таблица 3. Длины линий второго варианта схемы сети

Участок

А1

108

125,3

12

42,4

49,2

23

31,6

36,7

54

36,1

41,8

56

41,2

47,8

46

28,3

32,8

15

56,6

65,7

Рис. 5. Третий вариант схемы сети

Таблица 4. Длины линий третьего варианта схемы сети

Участок

А1

108

125,3

12

42,4

49,2

23

31,6

36,7

15

56,6

65,7

14

60

69,6

54

36,1

41,8

46

28,3

32,8

Рис. 6. Четвёртый вариант схемы сети

Таблица 5. Длины линий четвёртого варианта схемы сети

Участок

А1

108

125,3

12

42,4

49,2

23

31,6

36,7

15

56,6

65,7

54

36,1

41,8

46

28,3

32,8

Рис. 7. Пятый вариант схемы сети

Таблица 6. Длины линий пятого варианта схемы сети

Участок

А1

108

125,3

А5

111,8

129,7

15

56,6

65,7

14

60

69,6

46

28,3

32,8

12

42,4

49,2

23

31,6

36,7

1.3.   Выбор номинального напряжения сети

Выбор происходит среди трёх классов напряжения 35, 110 и 220 кВ. Однако, в силу небольшой пропускной способности сетей класса напряжения 35 кВ их целесообразно заменять на напряжение 110 кВ.

В ходе расчёта используется эмпирическая формула Илларионова с учётом рекомендаций по выбору номинального напряжения по соотношениям мощностей потребителей и расстояний между ними.

- мощность, протекающая по линии в одноцепном исчислении.

Пример расчёта приведём для первого варианта схемы сети рис.3.

Для определения активной мощности, протекающей по одной цепи каждой линии в кольцевой сети, необходимо найти ее потокораспределение. Т.к. на данном этапе сопротивления линий неизвестны, то принимается, что все линии выполнены проводами одного сечения. Тогда в расчетные формулы вместо сопротивлений линий подставляются их длины.

Расчетная схема показана на рис.8.

Рис. 8 Распределение мощностей в кольце

Проверка:   44,2+35,8=30+20+30  (верно).

Таким образом, точка 3 является точкой потокораздела по активной мощности.

Покажем определение мощности, протекающей по магистральной линии, на примере линии А-1.

         Выбор номинального напряжения покажем для линии 1-2.

Для остальных линий расчёт номинального напряжения аналогичен.

Результаты расчёта приведены в таблице 7

Таблица 7. Выбор номинального напряжения схемы рис.3

линия

А-1

1-2

2-3

3-4

1-4

4-6

1-5

, км

125,3

49,2

36,7

34,8

69,6

32,8

65,7

, МВт

85

44,2

14,2

5,8

38,81

7,5

19

, кВ

173,03

122,42

72,61

47,38

113,96

53,5

84,7

, кВ

220

110

110

110

110

110

110

Выбор номинальных напряжений остальных схем ведётся аналогично и представлен в таблицах 8,9,10,11.

Таблица 8. Выбор номинального напряжения схемы рис.4

линия

А-1

1-2

1-5

5-4

5-6

4-6

2-3

, км

125,3

49,2

65,7

41,8

47,8

32,8

36,7

, МВт

85

25

34

15,74

14,26

0,74

10

, кВ

173,03

95,23

111,02

76,52

73,37

17,17

61,59

, кВ

220

110

110

110

110

110

110

Таблица 9. Выбор номинального напряжения схемы рис.5

линия

А-1

1-5

1-4

5-4

4-6

2-3

1-2

, км

125,3

65,7

69,6

41,8

32,8

36,7

49,2

, МВт

85

35,69

32,31

2,31

7,5

10

25

, кВ

173,03

113,48

108,75

30,23

53,56

61,59

95,28

, кВ

220

110

110

110

110

110

110

Таблица 10. Выбор номинального напряжения схемы рис.6

линия

А-1

1-2

2-3

1-5

5-4

4-6

, км

125,3

49,2

36,7

65,7

41,8

32,8

, МВт

85

25

10

34

15

7,5

, кВ

173,03

95,3

61,6

111,02

74,8

53,5

, кВ

220

110

110

110

110

110

Таблица 11. Выбор номинального напряжения схемы рис.7

линия

А-1

A-5

1-5

1-4

4-6

1-2

2-3

, км

125,3

129,7

65,7

69,6

32,8

49,2

36,7

, МВт

95,79

74,21

36,21

15

7,5

25

10

, кВ

182,3

163,2

114,2

75,8

53,6

95,3

61,6

, кВ

220

220

220

110

110

110

110

1.4.   Баланс реактивной мощности

Для удобства расчёта характеристики пунктов повторно приведены в таблице 12.

Таблица 12. Данные по пунктам

ПС

1

2

3

4

5

6

, МВт

52

30

20

15

38

15

170

cosφ

0,85

0,88

0,9

0,9

0,88

0,9

-

tgφ

0,619

0,539

0,484

0,484

0,539

0,484

-

, Мвар

32,19

16,17

9,68

7,26

20,48

7,26

93,04

, МВА

61,15

34,08

22,22

16,66

43,17

16,66

193,94

Условие выполнения баланса реактивной мощности

         

– приходная часть баланса реактивной мощности, –расходная часть баланса реактивной мощности.

Приходная часть баланса реактивной мощности дана в задании

Расходная часть баланса определяется по формуле

              

– коэффициент одновременности максимумов нагрузки по реактивной мощности, = 0,98 для сетей 110-220 кВ; – суммарная нагрузка по реактивной мощности;  – суммарные потери реактивной мощности в сети.

– суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах подстанций (ПС);  – суммарные потери реактивной мощности в линиях; – суммарная генерация реактивной мощности линиями.

В трансформаторах реактивной мощности теряется приблизительно 10% от полной мощности при каждой трансформации.

- количество трансформаций i-ой нагрузки в сети.                        

Для линий 110 кВ принимается допущение о равенстве потерь и генерации реактивной мощности. Для линии 220 кВ расчёт ведётся приближённым методом, через натуральную мощность   , удельная генерация для линии 220 кВ

 

Генерация реактивной мощности линей 220 кВ определяется по формуле

                           

Потери реактивной мощности

     

Пример расчёта баланса реактивной мощности приведём для схемы рис.3.

 

В данной схеме линия 220 кВ только одна (линия А-1).

Тогда требуемая реактивная мощность будет равна

         , то требуются источники реактивной мощности (батареи конденсаторов).

Для схем, представленных на рис. 4, 5, 6., численно баланс будет аналогичен так, как в этих схемах только одна линия 220 кВ (А-1).

Для схемы рис. 7 порядок расчёта аналогичен.

                                               

Как видно по результатам баланс также не выполняется. Следовательно, необходима установка батарей конденсаторов.   

1.5.   Расстановка батарей конденсаторов

Расстановку БК с целью компенсации реактивной мощности целесообразно начинать с самой электрически удалённой ПС, но, так как на данном этапе, однозначно определить самую электрически удалённую ПС нельзя, расстановка БК выполняется по равенству коэффициентов мощности нагрузки на шинах 10 кВ. При этом учитывается, что для сетей напряжением 6−20 кВ tgφ ≤ 0,4.

- суммарная мощность БК

Мощность БК на каждой ПС определяется по формуле

Количество батарей определяется как

, где  - номинальная мощность единичной батареи конденсаторов.

Расчёт покажем для схемы рис.3.

Так как для шин 10 кВ  tgφ ≤ 0,4 , примем tgφб = 0,4

Тогда ,

Расчет покажем на примере ПС 1.

Округляем требуемое количество батарей до большего четного значения.

Т.о. ,  

Расчет для остальных ПС аналогичен. Результаты сведены в таблицу 13.

Для схем рисунок 4,5,6 результаты аналогичны т.к. баланс реактивной мощности для них идентичен.

Рассчитаем  для схемы рис. 7.

 

Так как для шин 10 кВ  tgφ ≤ 0,4 , примем tgφб = 0,4

Следовательно, результаты будут теми же, что и для предыдущих схем (таблица 13).

1.6.   Расчёт приведённых нагрузок ПС

После установки БК изменится реактивная мощность на ПС

 

Потери активной мощности в трансформаторах пренебрежительно малы, а потери реактивной мощности составляют приблизительно 10% от полной мощности

.

Тогда  и

Расчёт приведём для ПС 1.

Для остальных ПС расчёт аналогичен, полученные данные сведены в таблицу 13.

Таблица 13. Мощность и количество БК на подстанциях

Подстанция

1

2

3

4

5

6

, Мвт

52

30

20

15

38

15

, Мвар

32,19

16,17

9,68

7,26

20,48

7,26

 tg

0,619

0,539

0,484

0,484

0,539

0,484

, Мвар

11,38

4,17

1,68

1,26

5,28

1,26

,шт

9,49

3,58

1,4

1,05

4,4

1,05

,шт

10

4

2

2

4

2

, Мвар

12

4,8

2,4

2,4

4,8

2,4

, Мвар

20,19

11,37

7,28

4,86

15,68

4,86

, МВА

55,78

32,08

21,28

15,78

41,11

15,78

, Мвар

25,77

14,58

9,41

6,44

19,79

6,44

S, МВА

58,03

33,35

22,1

16,32

42,84

16,32

2.    ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ СЕТИ И СХЕМ ПС

2.1.  Выбор сечений воздушных линий

Для выбора сечений воздушных линий используется метод экономической плотности тока.

Ток, протекающий по линии  определяется по формуле

                                                                                             

Расчетный ток в линии  определяется как

 

где  – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для ЛЭП 35-220 кВ  =1,05.

При числе часов использования наибольших нагрузок Tнб = 4800 ч/год  экономическая плотность тока  Jэк = 0,9 А/мм2, для стандартных алюминиевых проводов.

 

Округляем полученное значение до ближайшего стандартного сечения.

Пример расчёта приведём для схемы рис. 3.

Для определения полной мощности, протекающей по линии, необходимо сначала определить потоки реактивной мощности.

Расчёт для магистральной линии покажем на примере линии 1-5.

Выбираем ближайшее стандартное сечение 120 мм2.

Покажем расчёт для кольца, расчётная схема представлена на рис. 9.

Рис.9. Расчётная схема

Проверка:

                  20,68+16,19=14,58+9,41+12,88 (верно).

Таким образом, точка 3 является точкой потокораздела по реактивной мощности.

Для остальных линий расчёт аналогичен и приведён в таблице 14.

Для схем рис. 4,5,6,7 результаты сведены в таблицы 15,16,17,18 соответственно.

Таблица 14. Выбор сечений проводов воздушных линий для первого варианта (рис.3)

Линия

А-1

1-2

2-3

3-4

1-4

4-6

1-5

, МВт

170

44,2

14,2

5,8

35,8

15

38

95,5

20,68

6,1

3,31

16,2

6,44

19,79

194,96

48,79

15,46

6,68

39,29

16,32

42,84

2

1

1

1

1

2

2

255,82

256,13

81,12

35,05

206,24

42,84

112,44

268,61

268,93

85,17

36,8

216,56

44,98

118,06

298,5

298,8

94,6

40,9

240,6

50

131,2

300

240

95

701

240

701

120

Марка провода

АС 300/39

АС 240/32

АС 95/16

АС 70/11

АС 240/32

АС 70/11

АС 120/19

1 – Согласно [1] (таблица 3.7) минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ по условиям «короны» и радиопомех составляет 70 мм2.

Таблица 15. Выбор сечений проводов воздушных линий для второго варианта (рис.4)

Линия

А-1

1-2

1-5

5-4

5-6

4-6

2-3

, МВт

170

50

68

15,74

14,26

0,74

20

95,5

24

32,68

6,76

6,12

0,32

9,41

194,96

55,45

75,44

17,13

15,52

0,81

22,1

2

2

2

1

1

1

2

255,82

145,55

197,99

89,91

81,45

4,23

58,02

268,61

152,83

207,89

94,41

85,52

4,44

60,92

298,5

169,8

231

104,9

95

4,9

67,7

300

185

240

95

95

701

70

Марка провода

АС 300/39

АС 185/29

АС 240/32

АС 95/16

АС 95/16

АС 70/11

АС 70/11

Таблица 16. Выбор сечений проводов воздушных линий для третьего варианта (рис.5)

Линия

А-1

1-5

1-4

5-4

4-6

2-3

1-2

, МВт

170

35,69

32,31

2,31

15

20

50

95,5

17,51

15,16

2,28

6,44

9,41

24

194,96

39,75

35,69

3,25

16,32

22,1

55,45

2

1

1

1

2

2

2

255,82

208,65

187,32

17,04

42,84

58,02

145,55

268,61

219,09

196,69

17,89

44,98

60,92

152,83

298,5

243,4

218,5

19,9

50

67,7

169,8

300

240

240

701

701

70

185

Марка провода

АС 300/39

АС 240/32

АС 240/32

АС 70/11

АС 70/11

АС 70/11

АС 185/29

Таблица 17. Выбор сечений проводов воздушных линий для четвёртого варианта (рис.6)

Линия

А-1

1-2

2-3

1-5

5-4

4-6

, МВт

170

50

20

68

30

15

95,5

24

9,41

32,68

12,88

6,44

194,96

55,45

22,1

75,44

32,65

16,32

2

2

2

2

2

2

255,82

145,55

58,02

197,99

85,68

42,84

268,61

152,83

60,92

207,89

89,96

 44,98

298,5

169,8

67,7

231

100

50

300

185

70

240

95

701

Марка провода

АС 300/39

АС 185/29

АС 70/11

АС 240/32

АС 95/16

АС 70/11

Таблица 18. Выбор сечений проводов воздушных линий для пятого варианта (рис.7)

Линия

А-1

А-5

1-5

1-4

4-6

2-3

1-2

, МВт

95,79

74,21

36,21

30

15

20

50

51,53

39,7

19,9

12,88

6,44

9,41

24

108,77

84,16

41,32

32,65

16,32

22,1

55,45

1

1

1

2

2

2

2

285,45

220,87

108,43

85,68

42,84

58,02

145,55

299,72

231,91

113,85

89,96

44,98

60,92

152,83

333

257,7

126,5

100

50

67,7

169,8

300

240

2402

95

701

70

185

Марка провода

АС 300/39

АС 240/32

АС 240/32

АС 95/16

АС 70/11

АС 70/11

АС 185/29

2 - Согласно [1] (таблица 3.7) минимальное сечение для воздушных линий 220 кВ по условиям «короны» и радиопомех составляет 240 мм2.

2.2.   Проверка выбранных проводов по условию длительно допустимого нагрева

Расчёт приведём для первого варианта схемы.

Для линии А-1 длительно допустимый ток для провода марки АС 300/39 вне помещений  согласно справочнику Файбисовича (таблице 3.15) составляет . (Значение дается для   и допустимой температуры нагрева проводов ).

Проверка выполняется для режима наибольших нагрузок в зимний период      (как наихудший случай). Соответственно необходимо табличный длительно допустимый ток привести к реальной температуре окружающей среды, которая  для Уфы в январе равна . Введем поправочный коэффициент, учитывающий разницу температур.

                                                                                

Тогда длительно допустимый ток с учетом реальной температуры окружающей среды будет равен:

 

Ток для линии 2-3 в режиме наибольших нагрузок:

Теперь рассмотрим послеаварийный режим для линии А-1 (отключение одной цепи).

Следовательно, провода линии А-1 полностью удовлетворяют условию длительно допустимого нагрева.

Проверка в режиме наибольших нагрузок для остальных линий аналогична.

Рассмотрим послеаварийный режим для кольца (1-2-3-4).

Для линии 1-2 наиболее худшим режимом будет отключение линии 1-4 так, как по ней потечёт вся нагрузка.

Для линии 2-3 наиболее худшим случаем будет отключение линии 1-4.

         

Проверка для кольцевых линий в послеаварийном режиме аналогична.

Результаты представлены в таблице 19.

Таблица 19. Проверка проводов по длительно допустимому нагреву  для первого варианта

Линия

А-1

1-2

2-3

3-4

1-4

4-6

1-5

Марка провода

АС 300/39

АС 240/32

АС 95/16

АС 70/11

АС 240/32

АС 70/11

АС 120/19

690

610

330

265

610

265

390

, А

946

836

452

363

836

363

535

255,82

256,13

81,12

35,05

206,24

42,84

112,44

, А

511,64

463,93

287,3

291

463,93

85,68

224,88

Согласно результатам расчёта все провода первого варианта схемы прошли проверку по условию длительно допустимого нагрева.

Результаты проверки проводов второго варианта схемы представлены в таблице 20.

Таблица 20. Проверка проводов по длительно допустимому нагреву  для второго варианта

Линия

А-1

1-2

1-5

5-4

5-6

4-6

2-3

Марка провода

АС 300/39

АС 185/29

АС 240/32

АС 95/16

АС 95/16

АС 70/11

АС 70/11

690

510

610

330

330

265

265

, А

946

699

836

452

452

363

363

255,82

145,55

197,9

89,91

81,45

4,23

58,02

, А

511,64

291,1

395,8

171,3

171,3

85,66

116,04

 

Все провода второго варианта схемы удовлетворяют условию длительно допустимого нагрева.

Результаты проверки проводов третьего варианта схемы представлены в таблице 21.

Таблица 21. Проверка проводов по длительно допустимому нагреву  для третьего варианта

Линия

А-1

1-2

1-5

1-4

5-4

4-6

2-3

Марка провода

АС 300/39

АС 185/29

АС 240/32

АС 240/32

АС 70/11

АС 70/11

АС 70/11

690

510

610

610

265

265

265

, А

946

699

836

836

363

363

363

255,82

145,55

208,7

187,32

17,04

42,84

58,02

, А

511,64

291,1

396,2

396,2

224,85

85,68

116,04

Все провода третьего варианта схемы удовлетворяют условию длительно допустимого нагрева.

Результаты проверки проводов четвёртого варианта схемы представлены в таблице 22.

Таблица 22. Проверка проводов по длительно допустимому нагреву  для четвёртого варианта

Линия

А-1

1-2

1-5

5-4

4-6

2-3

Марка провода

АС 300/39

АС 185/29

АС 240/32

АС 95/16

АС 70/11

АС 70/11

690

510

610

330

265

265

, А

946

699

836

452

363

363

255,82

145,55

198

85,68

42,84

58,02

, А

511,64

291,1

396

171,36

85,68

116,04

Все провода четвёртого варианта схемы удовлетворяют условию длительно допустимого нагрева.

Результаты проверки проводов пятого варианта схемы представлены в таблице 23.

Таблица 23. Проверка проводов по длительно допустимому нагреву  для пятого варианта

Линия

А-1

А-5

1-5

1-4

4-6

1-2

2-3

Марка провода

АС 300/39

АС 240/32

АС 240/32

АС 95/16

АС 70/11

АС 185/29

АС 70/11

690

610

610

330

265

510

265

, А

946

836

836

452

363

699

363

285,45

220,87

108,43

85,68

42,84

145,55

58,02

, А

506,31

506,31

393,88

171,2

85,68

291,1

116,04

Все провода пятого варианта схемы удовлетворяют условию длительно допустимого нагрева.

2.3.   Проверка по условию допустимой потери напряжения

Суммарные потери напряжения  определяются от шин ИП до наиболее электрически удаленной точки в пределах сети одного номинального напряжения.

Для сетей 110 кВ:

Для сетей 220 кВ:

Для начала рассчитаем сопротивления линий. В качестве примера возьмём линию А-1 первого варианта схемы сети..

Удельные значения сопротивлений берутся из справочника Файбисовича (таблица 3.8, 3.9).

Тогда сопротивление линии будет определяться как

 

Расчёт сопротивлений остальных линий аналогичен и представлен в таблице 24.

Таблица 24. Сопротивления линий первого варианта схемы (рис.3)

Линия

А-1

1-2

2-3

3-4

1-4

4-6

1-5

мм2

300

240

95

70

240

70

120

0,096

0,118

0,301

0,422

0,118

0,422

0,244

0,429

0,405

0,434

0,444

0,405

0,444

0,427

125,3

49,2

36,7

34,8

69,6

32,8

65,7

2

1

1

1

1

2

2

6,01

5,81

11,05

14,69

8,213

6,921

8,02

26,88

19,93

15,93

15,45

28,19

7,28

14,03

Сопротивления линий второго, третьего, четвёртого и пятого вариантов схем сети представлены в таблицах 25,26,27,28 соответственно.

Таблица 25. Сопротивления линий второго варианта схемы (рис.4)

Линия

А-1

1-2

2-3

5-4

5-6

4-6

1-5

мм2

300

185

70

95

95

70

240

0,096

0,159

0,422

0,301

0,301

0,422

0,118

0,429

0,413

0,444

0,434

0,434

0,444

0,405

125,3

49,2

36,7

41,8

47,8

32,8

65,7

2

2

2

1

1

1

2

6,01

3,91

7,74

12,58

14,39

13,84

3,88

26,88

10,16

8,15

18,14

20,75

14,56

13,3

Таблица 26. Сопротивления линий третьего варианта схемы (рис.5)

Линия

А-1

1-2

2-3

1-5

1-4

5-4

4-6

мм2

300

185

70

240

240

70

70

0,096

0,159

0,422

0,118

0,118

0,422

0,422

0,429

0,413

0,444

0,405

0,405

0,444

0,444

125,3

49,2

36,7

65,7

69,6

41,8

32,8

2

2

2

1

1

1

2

6,01

3,91

7,74

7,75

8,213

17,64

6,921

26,88

10,16

8,15

8,21

28,19

18,56

7,28

Таблица 27. Сопротивления линий четвёртого варианта схемы (рис.6)

Линия

А-1

1-2

2-3

1-5

5-4

4-6

мм2

300

185

70

240

95

70

0,096

0,159

0,422

0,118

0,301

0,422

0,429

0,413

0,444

0,405

0,434

0,444

125,3

49,2

36,7

65,7

41,8

32,8

2

2

2

2

2

2

6,01

3,91

7,74

3,88

6,29

6,92

26,88

10,16

8,15

13,3

9,07

7,28

Таблица 28. Сопротивления линий пятого варианта схемы (рис.7)

Линия

А-1

А-5

1-5

1-4

4-6

1-2

2-3

мм2

300

240

240

95

70

185

70

0,096

0,118

0,118

0,301

0,422

0,159

0,422

0,429

0,435

0,435

0,434

0,444

0,413

0,444

125,3

129,7

65,7

69,6

32,8

49,2

36,7

1

1

1

2

2

2

2

12,02

15,31

7,75

10,48

6,92

3,91

7,74

53,76

56,42

28,58

15,1

7,28

10,16

8,15

Расчёт приведём для первого варианта схемы сети (рис.3).

Рассмотрим сначала часть сети  напряжением 220 кВ (линия А-1).

Нормальный режим

- напряжение на шинах источника питания района.

Послеаварийный режим

Отключение одной цепи линии А-1. Поток мощности не изменится, а сопротивление удвоится.

 

 

Рассмотри часть сети напряжением 110 кВ

Нормальный режим

Рассчитаем потери напряжения до точки потокораздела в кольце (точка 3)

Считаем, что с помощью РПН автотрансформатора возможно отрегулировать напряжение на ПС1 до уровня 1,1.

Рассчитаем потери напряжения от точки 1 до точки 6

     

Рассчитаем потери напряжения от точки 1 до точки 5

Послеаварийный режим

Рассмотрим отключение самой нагруженной линии в кольце

(линия 1-2)

Просчитаем потери напряжения до точки 2.

  

Так как данный вариант условию по допустимым потерям напряжения не удовлетворяет, в дальнейших расчётах мы его не учитываем.

Для остальных вариантов расчёт аналогичен, результаты сведены в таблицу 29.

Таблица 29. Потери напряжения

Вариант схемы сети

220 кВ

110кВ

Норм. режим, %

П/ав режим, %

Норм. режим, %

П/ав режим, %

1

6,8

13,6

7,03

26,98

9,34

4,4

2

6,8

13,6

7,9

13

13,3

3

6,8

13,6

5,6

19,79

7,4

12,4

4

6,8

13,6

8,9

14,4

5

7,4

21,4

9,34

13

Как видно из таблицы 29 первый и пятый варианты  условию по допустимым потерям напряжения не удовлетворяют, следовательно в дальнейших расчётах мы их не учитываем.

Вывод: выбор оборудования осуществляем для второго, третьего и четвёртого вариантов.

Итоговые показатели для всех вариантов представлены в таблице 30.

Таблица 30. Итоговое сравнение показателей для всех вариантов.

№ варианта

1

2

3

4

5

125,3

125,3

125,3

125,3

320,7

250,6

250,6

250,6

250,6

320,7

248,9

274

295,8

195

188,3

333,8

425,6

414,5

390

376,6

584,4

676,2

665,1

640,6

697,3

24

24

24

24

24

2.4.   Выбор трансформаторов ПС

Для прошедших трёх вариантов схем трансформаторы будут одинаковы, т.к. они имеют одинаковые участки напряжением 220 кВ и установленные батареи конденсаторов.

Так как в составе потребителей всех подстанций имеется нагрузка первой  категории, то необходимо устанавливать по два трансформатора на каждой ПС.

Выбор покажем на примере ПС2.

определяется из условия:

                                                                                                       

где  – коэффициент аварийных перегрузок, равный 1,4.

По справочнику Файбисовича (таблица 5.13) выбираем ближайший больший по мощности трансформатор – ТРДН 25000/220. Мощности трансформаторов на остальных подстанциях рассчитываются аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 31.

Мощность автотрансформатора выбирается по двум условиям:

1)                                                                                         

Для автотрансформаторов коэффициент аварийных перегрузок принимается равным 1,2.

2)                                                                                                             

Тогда

1)

2)

Определяющим является условие 1, значит

По [1] (таблица 5.18) выбираем ближайший больший по мощности автотрансформатор – АТДЦТН 200000/220/110.

ЛРТ выбираем из условия:

                                                                                                             

По [1] (таблица 5.24) выбираем ближайший больший по мощности ЛРТ марки  ЛТДН 40000/10.

Таблица 31. Выбор трансформаторов

Подстанция

1

2

3

4

5

6

, МВА

186,6

32,08

21,28

15,76

41,11

15,77

 

155,5

22,9

15,2

11,26

29,36

11,26

, кВ

220

110

110

110

110

110

, МВА

200

25

16

16

40

16

Марка

АТДЦТН-200000/220/110

ТРДН-25000/110

ТДН-16000/110

ТДН 16000/

110

ТРДН 40000/

110

ТДН 16000/

110

2.5.   Выбор схем распределительных устройств ПС

Выбор схем РУ покажем на примере второго варианта схемы сети (рис. 4).

ПС1 является проходной подстанцией, с установленными на ней двумя автотрансформаторами. Для РУ высшего напряжения (220 кВ) выбирается схема типа «квадрат» (рис. 10), для РУ среднего напряжения (110 кВ) – схема с одно секционированной системой сборных шин с обходной (рис. 11), для РУ низшего напряжения (10 кВ) - одна секционированная система сборных шин (рис. 14).

ПС2 является проходной подстанцией. Для РУ высшего напряжения выбирается схема с одной секционированной системой сборных шин с обходной (рис.11). Для РУ низшего двух секционированная система сборных шин, т.к. установлены трансформаторы с расщеплённой обмоткой низшего напряжения (рис. 15).

ПС3 является тупиковой подстанцией. Для РУ высшего – схема типа «мостик» (рис.12). Для РУ низшего напряжения – одно секционированная система сборных шин (рис 14).

ПС4 и ПС6 являются подстанциями в кольцевой сети 110 кВ. На них установлены трансформаторы малой мощности, следовательно, для РУ высшего напряжения используется схема «мостик с ремонтной перемычкой» (рис. 13). Для РУ низшего напряжения - одно секционированная система сборных шин (рис. 14).

ПС5 является проходной подстанцией в кольцевой сети 110 кВ. Для РУ высшего напряжения выбирается схема с одной секционированной системой сборных шин с обходной (рис. 11). Для РУ низшего двух секционированная система сборных шин, т.к. установлены трансформаторы с расщеплённой обмоткой низшего напряжения (рис. 15).

Результаты выбора схем РУ для остальных вариантов представлены в таблицах 32, 33, 34.

Рис. 10. Схема типа «квадрат»

Рис. 11. Одно секционированная система сборных шин с обходной

Рис. 12. Схема типа «мостик»

Рис. 13. Мостик с ремонтной перемычкой

Рис. 14. Одно секционированная система сборных шин

Рис.15. Двух секционированная система сборных шин

Таблица 32. Выбор схем РУ для второго варианта (рис.4)

ПС

1

2

3

4

5

6

Схема РУВН

Рис.10

Рис.11

Рис.12

Рис.13

Рис.11

Рис.13

Схема РУСН

Рис.11

-

-

-

-

-

Схема РУНН

Рис.14

Рис.15

Рис.14

Рис.14

Рис.15

Рис.14

Таблица 33. Выбор схем РУ для третьего варианта (рис.5)

ПС

1

2

3

4

5

6

Схема РУВН

Рис.10

Рис.11

Рис.12

Рис.11

Рис.10

Рис.12

Схема РУСН

Рис.11

-

-

-

-

-

Схема РУНН

Рис.14

Рис.15

Рис.14

Рис.14

Рис.15

Рис.14

Таблица 34. Выбор схем РУ для четвёртого варианта (рис.6)

ПС

1

2

3

4

5

6

Схема РУВН

Рис.10

Рис.11

Рис.12

Рис.11

Рис.11

Рис.12

Схема РУСН

Рис.11

-

-

-

-

-

Схема РУНН

Рис.14

Рис.15

Рис.14

Рис.14

Рис.15

Рис.14

3.  СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ СЕТИ ПО КРИТЕРИЮ МИНИМУМА ДИСКОНТИРОВАННЫХ ЗАТРАТ.

Особенности:

- сеть сооружается в течение одного года, т.е.  и  

-  начиная со второго года, сеть эксплуатируется с проектным уровнем нагрузки.

-  отчисления на реновацию не учитываются.

Также используются следующие допущения:

- при сравнении одинаковые составляющие сравниваемых вариантов рассмотрению не подлежат.

- при разнице в величине дисконтированных затрат меньше 5%, варианты считаются равно экономичными.

С учётом выше написанного дисконтированные затраты равны:

где - норматив дисконтирования,

- расчетный период,

- издержки на эксплуатацию сети без учета отчислений на реновацию,

 - издержки на возмещение потерь электроэнергии,

- суммарные капиталовложения в сеть.

Сначала будем сравнивать второй вариант (рис. 4) с четвёртым (рис. 6),

а затем оставшийся с третьим.

3.1.  Расчёт капиталовложений

Суммарные капиталовложения в сеть определяются как:

,                                                                                               

где - суммарные капиталовложения в линии электропередач.

Капиталовложения в одну линию определяются по формуле:

,                                                                                       

где  - удельные капиталовложения в линию с указанными параметрами

- зональный коэффициент, учитывающий удаленность линии от центра  (для ОЭС Урала )

 - коэффициент дефляции, для перехода от базовых цен (цены 2000 года) к текущим ценам,

- суммарные капиталовложения в ПС.

Капиталовложения в одну ПС определяются по формуле:

,                                                                

где - суммарные капиталовложения в ячейки трансформаторов,

- суммарные капиталовложения в РУ,

- капиатловложения в дополнительное оборудование (ЛРТ и КУ),

- постоянная часть затрат.

Определим капиталовложения в линии второго варианта

Район по гололёду второй.

 

Для четвёртого варианта

Варианты 2 и 4 различаются в ПС 4. Во втором варианте там схема типа «мостик» с 3 выключателями, а в четвёртом варианте схема с одной секционированной системой сборных шин с обходной и 8 выключателей.

Тогда капиталовложения в ПС для второго варианта

Для четвёртого варианта

Суммарные капиталовложения для второго варианта

Для четвёртого варианта

3.2. Расчёт издержек

Суммарные издержки без учета отчислений на реновацию определяются как:

                                                                                           

Издержки на эксплуатацию без учета отчислений на реновацию определяются по формуле:

,                                                                           

- нормы отчислений на обслуживание и капитальный ремонт соответственно.

Для ВЛ 35 кВ и выше, сооружаемых на железобетонных опорах установлены следующие нормы отчислений:

Для силового электрооборудования и коммутационной аппаратуры ПС  

При высшем напряжении до 150 кВ:   

При высшем напряжении 220 кВ и выше:  

Издержки на возмещение потерь электроэнергии определяются по формуле:

,                                                                                                   

где  - тариф на электроэнергию, равный для ОЭС Урала  ,

- суммарные потери электроэнергии, причем

, где  

,  где

- время наибольших потерь.

Расчёт издержек на возмещение потерь электроэнергии для второго варианта

тыс.руб.

Для четвёртого варианта

тыс.руб.

Расчёт издержек на эксплуатацию для второго варианта

Для четвёртого варианта

Теперь определи дисконтированные издержки

Для второго варианта

Для четвёртого варианта

Тогда разница в вариантах составит

Второй вариант значительно лучше четвёртого.

Теперь необходимо сравнить второй вариант с третьим.

Расчёт аналогичен выше написанному, результаты сведены в таблицу 35.

Таблица 35. Результаты сравнения вариантов схем сети по дисконтированным затратам

Схемы

2-ой вар.

3-ий вар.

, тыс. руб.

739185,2

726483,92

, тыс. руб.

36225

66010

, тыс. руб.

775410,2

792493,9

, тыс. руб

5913,48

5811,87

, тыс. руб

2137,28

3894,59

45,59

, тыс.руб.

8050,76

9706,46

,

157,68

175,2

,

8081,74

6840,98

, тыс. руб.

11535,19

9822,65

, тыс. руб.

888205,69

904962,04

Варианты равно экономичны, однако длина трасс второго варианта меньше, а в третьем варианте потери напряжения в кольце в послеаварийном режиме предельно укладываются в допустимые пределы. В связи с вышеизложенным выбор остановим на втором варианте (рис.4).

4.  РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ СЕТИ

Рассчитываются четыре основных режима работы сети:

Режим наибольших нагрузок (НБ).

Режим наименьших нагрузок (НМ).

Наиболее тяжелый п/ав режим для сети 110 кВ.

Наиболее тяжелый п/ав режим для сети 220 кВ.Расчет всех режимов выполняется итерационным методом в «два этапа».

4.1.   Определение параметров элементов схемы замещения сети

Схема замещения сети представлена на рис.16

Рис. 16. Схема замещения сети

Схема замещения воздушной линии представлена на рис. 17.

Рис. 17. Схема замещения линии

Сопротивления линий определялись ранее, но для удобства приведём их в таблице 36.

Покажем расчёт зарядных мощностей на примере линии 1-2.

Удельные емкостные проводимости для определения зарядных мощностей берутся из справочника Файбисовича (таблицы 3.8, 3.9).

Тогда удельная зарядная мощность линии равна

Соответственно половина зарядной мощности равна

Для остальных расчёт аналогичен, результаты сведены в таблицу 36.

Таблица  36. Сопротивления воздушных линий

Линия

А-1

1-2

2-3

1-5

5-4

5-6

4-6

300

185

70

240

95

95

70

0,096

0,159

0,422

0,118

0,301

0,301

0,422

0,429

0,413

0,444

0,405

0,434

0,434

0,444

125,3

49,2

36,7

65,7

41,8

47,8

32,8

, мкСм/км

2,645

2,747

2,547

2,808

2,611

2,611

2,547

2

2

2

2

1

1

1

6,014

3,91

7,74

3,88

12,58

14,39

13,84

26,88

10,16

8,15

13,3

18,14

20,75

14,56

, Мвар

16,04

1,64

1,13

2,23

0,66

0,76

0,51

Схема замещения двухобмоточного трансформатора представлена на рис. 18

Рис. 18. Схема замещения двухобмоточного трансформатора

Каталожные данные берутся из справочника Файбисовича (таблица 5.13).

Т.к. на всех подстанциях установлено по два трансформатор, необходимо пересчитать сопротивления и потери холостого хода.

Расчёт покажем на примере ПС2.

                   

Для трансформаторов ПС3, ПС4, ПС5, ПС6 расчёт аналогичен, результаты в таблице 37.

Таблица 37. Параметры схемы замещения двухобмоточных трансформаторов

ПС

Каталожные данные

Эквивалентные значения

Ом

Ом

Мвт

Мвар

Ом

Ом

Мвт

Мвар

2

2,54

55,9

0,027

0,175

1,27

27,95

0,054

0,350

3

4,38

86,7

0,019

0,112

2,19

43,45

0,038

0,224

4

4,38

86,7

0,019

0,112

2,19

43,45

0,038

0,224

5

1,4

34,7

0,036

0,26

0,7

17,35

0,072

0,52

6

4,38

86,7

0,019

0,112

2,19

43,45

0,038

0,224

Схема замещения автотрансформатора представлена на рис. 19.

Рис. 19. Схема замещения автотрансформатора

Автотрансформаторы установлены на ПС1. Каталожные данные берутся из справочника Файбисовича (таблица 5.18). Расчёт аналогичен двухобмоточным трансформаторам, результаты представлены в таблице 38.

Таблица 38. Расчетные данные для АТ и ТТ

Ом

Ом

Ом

Ом

Ом

Ом

Мвт

Мвар

Кат.д.

0,3

0,3

0,6

30,4

0

54,2

0,125

1,0

Экв.д.

0,15

0,15

0,3

15,2

0

27,1

0,250

2

4.2.  Расчёт режима наибольших нагрузок

Сначала определим расчётные нагрузки ПС.

Расчёт покажем на примере ПС2.

Потери мощности в трансформаторе:

 

Тогда приведённая нагрузка ПС:

Расчётная нагрузка:

Для ПС 3,4,5,6 расчёт аналогичен. Результаты сведены в таблицу 39.

Таблица 39. Определение расчетных нагрузок ПС

ПС

2

3

4

5

6

()

Размерность полной мощности S - МВА.

Расчёт режима сети 110 кВ

Расчёт кольцевой сети (5-4-6). Разомкнём его в точке 5. Схема представлена на рис. 20.

Рис. 20. Схема разомкнутой кольцевой линии

Проверка:

  

Проверка сошлась

          Точкой раздела как активной, так и  реактивной мощностей является точка 6.

Теперь размыкаем сеть по точке потокораздела и расчитываем режимы двух разомкнутых сетей. Схема замещения представлена на рис. 21.

Рис. 21. Схема замещения разомкнутой кольцевой линии.

Левая часть

1-ый этап

         

         Правая часть

1-ый этап

          

Тогда  мощность, поступающая в кольцо:

Расчёт для магистральных линий

1-ый этап

Линия 1-5

          

Линия 2-3

                               

 Линия 1-2

          

             

Автотрансформатор

Схема замещения для расчета режима работы АТ представлена на рис. 22.

Рис. 22. Схема замещения для расчета режима работы АТ

1 этап:  

Луч среднего напряжения:

Луч низшего напряжения:

Луч высшего напряжения:

            

Определение расчётной нагрузки ПС 1:

 

         

Расчёт режима сети 220 кВ

1-ый этап

Уточним генерацию реактивной мощности в линии А-1.

Проверка выполнения баланса реактивной мощности.

Мощность, которую может выдать ИП, равна .

Мощность, необходимая сети в режиме НБ, равна

Следовательно, ИП обеспечивает выдачу всей необходимой реактивной мощности.

Определение напряжений в узлах

Расчёт режима сети 220 кВ (продолжение)

2-ой этап

Автотрансформатор (продолжение)

2-ой этап

Луч высшего напряжения:

Луч низшего напряжения:

Луч среднего напряжения

Для дальнейшего расчета сети 110 кВ необходимо выполнить регулирование напряжения в АТ на стороне СН.

Каталожные данные автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110 представлены в таблице 40.  

Таблица 40. Каталожные данные для АТ

ВН

СН

НН

230

121

11

Диапазон РПН

-

Желаемое напряжение на стороне СН в режиме НБ:

Желаемое количество ответвлений определяется как:

Округляем до ближайшего целого

Тогда напряжение на стороне НН

Расчёт режима сети 110 кВ (продолжение)

2-ой этап

Линия 1-2

ПС 2

Линия 2-3

ПС 3

Линия 1-5

ПС 5

Кольцевая сеть (продолжение)

Левая часть

2-ой этап

Правая часть

2-ой этап

ПС 4

ПС 5

4.3. Расчёт режима наименьших нагрузок

В режиме НМ все дополнительные источники реактивной мощности отключаются. Для всех пунктов наименьшая нагрузка принимается равной 40% от наибольшей. Нагрузка приведена в таблице 41.

Расчет режима НМ выполнен с помощью программы «RegimMPEI».

Результаты расчета сведены в соответствующие таблицы (42-53).

Таблица 41.  Нагрузки ПС в режиме НМ

№ ПС

1

2

3

4

5

6

, МВт

20,8

12

8

6

15,2

6

12,87

6,47

3,87

2,9

8,19

2,9

cos φ

0,85

0,88

0,9

0,9

0,88

0,9

Таблица 42. Результаты расчета режима НМ сети 110 кВ

Линия

1-2

2-3

1-5

5-4

5-6

4-6

20,31

8,10

27,73

6,38

5,8

1,04

0,29

6,23

2,08

8,12

1,54

1,24

0,46

20,17

8,05

27,47

6,33

5,76

0,29

9,32

4,38

11,92

2,82

2,72

0,56

Таблица 43. Напряжения на шинах ПС 110 кВ в режиме НМ

№ ПС

2

3

4

5

6

110,734

109,984

109,462

110,405

109,357

Таблица 44. Результаты расчета режима НМ сети 220 кВ

Линия

A-1

69,66

-1,09

69,08

31,15

Таблица 45. Напряжения на шинах ПС 220 кВ в режиме НМ

№ ПС

1

223,868

4.4. Расчёт послеаварийных режимов

Для аварии в сети 220 кВ.

Наиболее тяжелым послеаварийным режимом сети 220 кВ будет отключение одной из цепей линии А–1.

Таблица 46. Результаты расчета режима п/ав сети 110 кВ

Линия

1-2

2-3

1-5

5-4

5-6

4-6

52,05

20,58

71,72

16,27

14,79

1,04

0,73

24,28

8,62

35,58

6,03

5,43

0,12

50,78

20,16

69,27

15,84

14,38

0,73

23,66

9,9

30,74

6,35

5,91

0,57

Таблица 47. Напряжения на шинах ПС 110 кВ в режиме п/ав

№ ПС

2

3

4

5

6

107,34

103,704

101,65

104,098

101,509

Таблица 48. Результаты расчета режима п/ав сети 220 кВ

Линия

A-1

188,13

136,48

176,27

99,66

Таблица 49. Напряжения на шинах ПС 220 кВ в режиме п/ав

№ ПС

1

190,57

Для аварии в сети 110 кВ.

Наиболее тяжёлым режимом будет отключение линии в кольце, так как по предварительным расчётам там будут наибольшие потери напряжения (см. 2.3). Отключим линию 5-4.

Таблица 50. Результаты расчета режима п/ав сети 110 кВ

Линия

1-2

2-3

1-5

5-6

4-6

51,37

20,39

71,59

31,76

1,04

15,09

19,05

6,81

30,84

11,76

6,09

50,54

20,12

69,93

30,49

15,41

20,74

9,07

30,28

11,49

5,46

Таблица 51. Напряжения на шинах ПС 110 кВ в режиме п/ав

№ ПС

2

3

4

5

6

114,129

112,075

103,607

112,267

106,429

Таблица 52. Результаты расчета режима п/ав сети 220 кВ

Линия

A-1

179,36

67,53

175,36

84,99

Таблица 53. Напряжения на шинах ПС 220 кВ в режиме п/ав

№ ПС

1

218,172

5.   ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНЫХ ДИАПАЗОНОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Режим НБ

В результате расчета режима НБ были получены следующие, приведенные к стороне ВН, напряжения на шинах НН всех ПС (таблица 54):

Таблица 54. Напряжения на шинах НН ПС, привиденные к стороне ВН

№ ПС

1

2

3

4

5

6

219,021

113,612

111,563

109,805

112,008

109,665

Желаемое напряжения на шинах НН ПС равно:

         

Каталожные данные трансформаторов представлены в таблице 55.

Таблица 55. Каталожные данные трансформаторов

№ ПС

1

2

3,4,6

5

230

115

115

115

121

-

-

-

11

10,5

11

10,5

Диапозон РПН

На всех трансформаторах РПН расположен в нейтрали ВН.

Покажем расчёт для ПС1

Желаемая добавка ЭДС в ЛРТ определяется как:

                                                                                                

Желаемое количество ответвлений:

                                                                                                 

Следовательно

Действительное напряжение на шинах НН:

                                                         

Регулирование напряжения на ПС2

Желаемое количество ответвлений определяется как:

                                                                                      

         

Действительное напряжение на шинах НН равно:

                                                                     

Для ПС 3, 4, 5, 6 регулирование осуществляется аналогичным образом.

Результаты представлены в таблице 56.

Таблица  56. Регулирование напряжения на ПС 3, 4, 5, 6

№ ПС

3

4

5

6

111,563

109,805

112,008

109,665

, кВ

10,5

10,5

10,5

53

10,5

0,916

0,016

-1,462

-0,055

1

0

-1

0

, кВ

10,484

10,503

10,412

10,489

На всех ПС напряжение в режиме НБ возможно поддерживать на необходимом уровне, что свидетельствует о достаточности диапазона РПН.

Режим НМ

Желаемое напряжение на шинах НН всех ПС равно номинальному.

Регулирование производится аналогично режиму НБ. Результаты представлены в таблице 57.

Таблица  57. Регулирование напряжения в режиме НМ

№ ПС

1

2

3

4

5

6

223,868

110,739

109,984

109,462

110,405

109,357

, кВ

10

10

10

10

10

10

-4,28

0,62

2,92

2,64

0,45

2,586

-4

0

3

3

0

3

, кВ

10,047

10,11

9,987

9,939

10,08

9,929

Как видно из таблицы, диапазона РПН достаточно для регулирования напряжения на всех ПС в режиме НМ.

На всех ПС напряжение в режиме НМ возможно поддерживать на необходимом уровне.

П/ав режим 220 кВ

Желаемое напряжение на шинах НН всех ПС равно

Регулирование производится аналогично режиму НБ. Результаты представлены в таблице 58.

Таблица  58. Регулирование напряжения в режиме п/ав

№ ПС

1

2

3

4

5

6

190,572

107,34

103,704

101,65

104,098

101,509

, кВ

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

8,39

-3,742

-3,106

5,61

-4,157

-5,325

4,229

8

-4

-3

-4

-5

-4

, кВ

10,434

10,552

10,479

10,468

10,433

10,454

Как видно из таблицы, диапазона РПН достаточно для регулирования напряжения на всех ПС в режиме п/ав при отключении одной цепи линии 220 кВ.

На всех ПС напряжение возможно поддерживать на необходимом уровне.

П/ав режим 110 кВ

Желаемое напряжение на шинах НН всех ПС равно

Регулирование производится аналогично режиму НБ. Результаты представлены в таблице 59.

Таблица  59. Регулирование напряжения в режиме п/ав

№ ПС

1

2

3

4

5

6

218,172

114,129

112,075

103,607

112,267

106,429

, кВ

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

0,398

-0,43

1,178

5,61

-3,156

-1,335

-1,711

0

0

1

-3

-1

-2

, кВ

10,434

10,421

10,533

10,469

10,436

10,556

Как видно из таблицы, диапазона РПН достаточно для регулирования напряжения на всех ПС в режиме п/ав при отключении одной линии 110 кВ.

На всех ПС напряжение возможно поддерживать на необходимом уровне.

6.  ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ

6.1.  Определение суммарных потерь активной мощности и электроэнергии

Потери активной мощности и ЭЭ определяются для режима НБ.

Определим сначала нагрузочные потери.

Нагрузочные потери активной мощности складываются из потерь на нагрев  в проводах ВЛ и потерь в обмотках трансформаторов.

Потери в проводах приведены в таблице 60.

Таблица 60. Потери на нагрев в проводах ВЛ

Линия

А-1

1-2

2-3

1-5

4-6

5-4

5-6

4,378

0,95

0,302

1,74

0,0008

0,289

0,273

7,933

Потери в трансформаторах приведены в таблице 61.

Потери для АТ складываются из потерь в трёх обмотках.

Таблица 61. Нагрузочные потери в трансформаторах

№ ПС

1

2

3

4,6

5

0,183

0,108

0,081

0,046

0,097

0,515

Определим условно-постоянные потери активной мощности

Условно – постоянные потери активной мощности складываются из потерь активной мощности на «корону» в ВЛ, потерь ХХ в трансформаторах и потерь в батареях конденсаторов.

Потери активной мощности на «корону» определяются по формуле:

Для линий 220 кВ:

Для линий 110 кВ:

где  ,  

Результаты расчёта представлены в таблице 62.

Таблица 62. Потери на «корону» в ВЛ

Линия

А-1

1-2

2-3

1-5

4-6

5-4

5-6

, мм

300

185

70

240

70

90

90

-

, км

125,3

49,2

36,7

65,7

32,8

41,8

47,8

-

2

2

2

2

1

1

1

-

0,211

0,005

0,01

0,005

0,004

0,004

0,005

0,244

Потери ХХ в трансформаторах приведены в таблице 63.

Таблица 63. Потери ХХ в трансформаторах

№ ПС

1

2

3,4,6

5

0,25

0,054

0,038

0,072

0,49

Для БК удельные потери активной мощности принимаются равными  

.

Тогда

Определим суммарные потери активной мощности.

Суммарные потери активной мощности равны:

Из них:

Потери активной мощности в линиях:

Потери активной мощности в трансформаторах:

Проанализируем полученные результаты.

Суммарные потери активной мощности в процентах от суммарной нагрузки потребителей:

Полученное значение сравниваем со среднестатистическим по России, которое лежит в пределах %.

5 %  %

Доля нагрузочных потерь:

Доля условно – постоянных потерь:

Нагрузочные потери существенно больше, чем условно – постоянные  

Доля потерь в ВЛ:

Доля потерь в трансформаторах:

Потери активной мощности в линиях существенно больше, чем в трансформаторах.

Определим суммарные потери электроэнергии

Суммарная отпущенная потребителям электроэнергия равна:

Время наибольших потерь равно .

Суммарные потери ЭЭ в линиях:

 

Суммарные потери ЭЭ в трансформаторах:

Суммарные потери электроэнергии

Анализ потерь электроэнергии.

Условие <  – выполняется (4,26% < 5%)

Среднестатистические значения потерь ЭЭ для электрических сетей в России составляют: , .

Потери в линиях и трансформаторах распределились так же, как и в среднем по стране.

6.2.  Определение капиталовложений в спроектированную сеть

Пример был приведён ранее в разделе 3.1, в данном разделе приведём только результаты.

Определим суммарные капиталовложения (КВ) в ЛЭП.

Результаты расчета сведены в таблицы 64 и 65.

Таблица 64. Определение КВ в ЛЭП 220 кВ

Линия

А-1

тыс. руб/км

1064

125,3

тыс. руб

536609,8

Таблица 65. Определение КВ в ЛЭП 110 кВ

Линия

1-2

2-3

1-5

5-4

5-6

4-6

тыс. руб/км

1361

1103

1485

710

710

685

49,2

36,7

65,7

41,8

47,8

32,8

тыс. руб

269518,8

162932,4

392697,1

119453,9

136600,5,8

90433,7

Определим КВ в ПС.

Суммарные КВ в ПС определяются

КВ в ячейки трансформаторов определяются по формуле:

                                                                                      

где  - стоимость ячейки трансформатора.

Результаты расчета КВ в ячейки трансформаторов всех ПС приведены в таблице 66.

Постоянная часть затрат определяется по формуле:

,                                                                                   

где  - постоянная часть затрат в ценах базового года, которая определяется номинальными напряжениями ПС и схемой  РУВН.

Результаты расчета   для всех ПС приведены в таблице 66.

Дополнительная часть затрат определяется по формуле:

,                                                             

где тыс. руб. – стоимость шунтовой конденсаторной батареи 10 кВ мощностью 1,2 Мвар,

тыс.руб. – стоимость ЛРТ марки ЛТДН 40000/10.

Результаты расчета  для всех ПС приведены в таблице 66.

Суммарные КВ в РУ определяются как:

 

Для РУВН и РУСН выбираются воздушные выключатели.

КВ в РУ любого напряжения определяются по формуле:

                                                                                   

Для РУНН  определяется как:

, где

- количество ячеек силовых трансформаторов, (2 если установлены тр-ры с нерасщепленной обмоткой, 4 - если с расщепленной),

- количество ячеек трансформаторов напряжения, (определяется аналогично ),

- количество ячеек трансформаторов собственных нужд,

- количество секционных выключателей ( для ПС 2, 5 и  для ПС 1, 3, 4, 6),

 - количество отходящих кабельных линий, которое равно:

(с округлением до ближайшего чётного),

где - мощность ПС в режиме НБ без учета установленных КУ.

На напряжение 10 кВ выбираются вакуумные выключатели, стоимость ячейки которых равна

Результаты расчета КВ в РУ всех ПС представлен в таблице 66.

Таблица 66. Определение суммарных КВ в ПС

№ ПС

1

2

3

4

5

6

,тыс. руб.

21050

5500

4300

4300

7300

4300

, тыс. руб.

169453

44275

34615

34615

58765

34615

, тыс.руб

30000

12250

9000

9000

12250

9000

, тыс. руб.

120750

49306,3

36225

36225

49306,3

36225

2

-

-

-

-

-

10

4

2

2

4

2

, тыс. руб.

45281,3

6037,5

3018,8

3018,8

6037,5

3018,8

4

8

3

3

8

3

, тыс. руб

141680

133630

50111,3

50111,3

133630

50111,3

8

-

-

-

-

-

, тыс. руб

133630

-

-

-

-

-

, МВА

61,2

34,1

22,2

16,7

43,2

16,7

18

8

6

4

12

4

26

22

14

12

26

12

, тыс. руб

12558

10626

6762

5796

12558

5796

, тыс. руб.

287868

144256

56873,3

55907,3

146188

55907,3

, тыс. руб

623352,3

243874,8

130732,1

129766,1

260296,8

129766,1

, тыс. руб

623352,3

-

, тыс. руб

-

894435,9

 

Также необходимо учесть два линейных выключателя 220 кВ на шинах источника питания.

Тогда суммарные капиталовложения в спроектированную сеть будут равны:

6.3. Определение суммарных издержек

Издержки на эксплуатацию сети определяются как:

, но с учетом отчислений на реновацию.

Издержки на эксплуатацию ПС берутся с учётом двух линейных выключателей на источнике питания.

Норма отчислений на реновацию для ВЛ и ПС равна соответственно:

, .

Тогда

Издержки на возмещение потерь ЭЭ определяются как:

6.4. Определение себестоимости передачи ЭЭ

Себестоимость передачи ЭЭ равна:

.

7.   НЕОБХОДИМОСТЬ РЕАКТИРОВАНИЯ ЛИНИЙ 10 КВ, ОТХОДЯЩИХ ОТ ПОДСТАНЦИЙ

Данное задание состоит в расчёте токов короткого замыкания на шинах ПС 10 кВ и определении необходимости установки реакторов.

7.1.   Теоретическая справка

Ток короткого замыкания (КЗ) – непосредственное соединение между любыми точками разных фаз, фазы и нулевого провода или фазы с землёй, не предусмотренное нормальными условиями работы установки. Ниже перечислены основные виды коротких замыканий в электрических системах.

- трёхфазное КЗ, при котором все три фазы замыкаются между собой в одной точке. Точка трёхфазного КЗ обозначается .

- двухфазное КЗ, при котором происходит замыкание двух фаз между собой. Точка двухфазного КЗ обозначается .

- двухфазное КЗ на землю, при котором замыкание двух фаз между собой сопровождается замыканием точки повреждения на землю. Точка двухфазного КЗ на землю обозначается .

- однофазное КЗ, при котором происходит замыкание одной из фаз на нулевой провод или на землю. Точка однофазного КЗ обозначается .

Трёхфазное КЗ является симметричным, поскольку при нём все три фазы оказываются в одинаковых условиях. Все остальные виды КЗ являются несимметричными, поскольку фазы не остаются в одинаковых условиях, а системы токов и напряжений получаются искажёнными.

Наиболее часто встречаются однофазные замыкания. На их долю приходится до 65% от общего числа КЗ. Трёхфазное КЗ возникает сравнительно редко – в 5% от общего числа КЗ.

В большинстве случаев причиной возникновения КЗ в системе является нарушение изоляции, вызванные:

- перенапряжениями (особенно в сетях с незаземлёнными или с резонансно-заземлёнными нейтралями);

- прямыми ударами молнии;

- старением изоляции;

- механическими повреждениями;

- набросами посторонних тел, проездом под линиями негабаритных механизмов;

- неудовлетворительным уходом за оборудованием.

Также причиной КЗ могут быть неправильные действия обслуживающего персонала, например ошибочные отключения разъединителем цепи с током, включения разъединителей на «закоротку», ошибочные действия при переключениях в главных схемах и в схемах релейной защиты и автоматики. Такие действия обуславливают до 50-70 % случаев всех отказов, возникающих по вине обслуживающего персонала электроустановок.

При возникновении КЗ общее сопротивление цепи системы электроснабжения уменьшается, вследствие чего токи в ветвях системы резко увеличиваются, а напряжения на отдельных участках системы снижаются.

За время КЗ с момента его возникновения до момента отключения повреждённого участка в цепи протекает переходный процесс с большими мгновенными токами, вызывающими электродинамическое воздействие на электрооборудование. При длительном, более 0,01 с., КЗ токи оказывают термическое действие, которое может привести к значительному повышению температуры нагревания электрооборудования.

Последствия КЗ разнообразны:

- механическое и термическое повреждение оборудования;

- снижение уровня напряжения в сети, ведущее к уменьшению вращающего момента электродвигателей, их торможению, снижению производительности или даже к полной остановке;

- возгорания в электроустановках;

- электромагнитное влияние на линии связи и на системы железнодорожных блокировок.

Вычисление токов КЗ производится для определения условий работы потребителей при аварийных режимах; выбора электрических аппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей; проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики; проектирования защитных заземлений; подбора характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.

В современных электрических системах точный расчёт токов КЗ с учётом всех условий очень сложен и практически невозможен. С другой стороны, требуемая точность расчётов зависит от его назначения. Например, для выбора электрических аппаратов производят приближённое определение токов КЗ, так как интервалы между значениями параметров, характеризующих различные типы аппаратов, велики. Для выбора и настройки устройств релейной защиты и автоматики точность должна быть выше.

По этим причинам в расчётах токов КЗ принимаются следующие допущения:

- в течение всего процесса КЗ э.д.с. генераторов системы считают совпадающими по фазе;

- не учитывают насыщения магнитных систем, что позволяет считать все цепи линейными, следовательно, может быть применён принцип наложения;

- пренебрегают намагничивающими токами силовых трансформаторов;

- трёхфазную систему считают симметричной;

-пренебрегают емкостными проводимостями всех элементов короткозамкнутой сети за исключением линий большой протяжённости и напряжения, например линий напряжением 500 кВ;

- электродвижущие силы всех источников питания, значительно удалённых от места КЗ (), считают неизменными;

- активное сопротивление цепи КЗ учитывают только тогда, когда оно больше одной трети индуктивного сопротивления той же цепи.

Уровни токов и мощностей КЗ характеризуют ожидаемые условия работы электрооборудования в аварийных режимах. Они определяют выбор сечения шин, проводов и кабелей, отключающую и коммутационную способность аппаратов, электродинамическую и термическую стойкость токоведущих частей и конструкций электрооборудования.

В процессе эксплуатации систем электроснабжения, сопровождающейся их развитием с включением новых источников электрической энергии, возникает задача ограничения уровней токов и мощностей КЗ, если они превышают технические параметры установленного электрооборудования. При её решении используют различные меры, связанные с ограничением токов КЗ и направленные на увеличение сопротивления цепи КЗ, локализацию в аварийном режиме источников её питания, отключение повреждённой электрической сети за время t<5 мс.

К  таким методам относятся следующие:

- выбор структуры и схемы электрических соединений элементов системы электроснабжения;

- стационарное и автоматическое деление электрической сети (екционирование);

- выбор режима её эксплуатации;

- выбор схем коммутации;

- применение оборудования с повышенным электрическим сопротивлением, использование быстродействующих коммутационных аппаратов;

- изменение режима нейтрали элементов сети;

При построении схем электроснабжения должно обеспечиваться секционирование и раздельная работа всех ступеней распределения электрической энергии. Такое построение системы электроснабжения позволяет увеличить электрическое сопротивление сети протеканию тока КЗ, предотвратить развитие аварии и локализовать место КЗ.

Применение электрооборудования с повышенным индуктивным сопротивлением предусматривает установку как общесетевых, так и специальных элементов. К специальному электрооборудованию относятся трансформаторы с расщеплёнными обмотками вторичного напряжения, одинарные и сдвоенные реакторы.

При расчёте токов КЗ все входящие в расчёт величины можно выражать в именованных единицах (кВА, А, В, Ом) или относительных единицах (долях и процентах принятой базисной величины).

Для выражения всех величин в относительных единицах следует установить базисные величины. В качестве независимых базисных величин обычно выбирают базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб.

Базисная мощность - это мощность, величина которой принимается за единицу. Величина базисной мощности выбирается в каждом конкретном случае исходя из соображений возможности сокращения вычислительной работы. Для базисной мощности целесообразно принимать значения 100,1000 МВА и т.д. или полную номинальную мощность одного из источников питания (системы, электростанции или питающего трансформатора).

Базисное напряжение рекомендуется принимать равным его среднему номинальному значению на каждой ступени напряжения. При расчётах не принимают во внимание действительные коэффициенты трансформации трансформаторов; они заменяются отношениями средних номинальных напряжений. При этом пересчёт относительных сопротивлений по напряжению не производится.

В соответствии с изложенным выше э.д.с., напряжение, ток, мощность и сопротивление, выраженные в относительных единицах и приведённые к базисным условиям, будут определяться по следующим формулам:

Для перевода номинальных величин к принятым при расчёте базисным условиям следует использовать следующие формулы:

Будем рассматривать трёхфазное КЗ так как оно является самым тяжёлым для сети. Для определения тока КЗ необходимо составить расчётную схему и преобразовать её в следующем порядке:

- составить полную расчётную схему, на которую нанести все элементы системы электроснабжения с их номинальными параметрами;

- выбрать по схеме расчётные точки КЗ (в нашем случае это шины низшего напряжения 10 кВ на понижающих ПС)

- задаться базисными условиями;

- сопротивление всех элементов схемы привести к базисным условиям;

- произвести упрощение схемы;

- определить результирующие сопротивление от источника до точки КЗ.

Полученные токи сравнивают с предельно-допустимыми токами по условию проверки на термическую стойкость от токов КЗ для отходящих кабелей 10 кВ. При неудовлетворении данной проверке необходимо либо увеличить сечение кабелей, либо установить реакторы.

Токоограничивающие реакторы представляют собой аппараты ( или электротехнические устройства), предназначенные для ограничения токов КЗ в электрической сети. Применение реакторов позволяет снизить требования к электродинамической и термической стойкости проводников и аппаратов; облегчить работу ряда элементов электроустановок, в том числе генераторов электростанций, при переходных процессах; снизить стоимость электроустановок и распределительных сетей. В сетях 6-10 кВ, как правило, применяются сухие бетонные реакторы различного исполнения для внутренней и наружной установки.  

Основными параметрами реакторов являются: номинальное напряжение, номинальный длительный ток, реактивность (в процентах или именованных единицах), потери активной мощности при номинальных условиях, проходная мощность, а также параметры, характеризующие термическую и электродинамическую стойкость реакторов.

Индуктивное сопротивление реактора в относительных единицах рассчитывается из условия ограничения тока короткого замыкания до требуемой величины  по формуле:  

где - расчетная, величина тока короткого замыкания, ограниченного реактором, кА. - базисный ток, кА. - индуктивное сопротивление до места короткого замыкания, исключая сопротивление реактора, в относительных единицах.

Номинальное напряжение и ток реактора выбираются из условий

Выбранный реактор следует проверить на электродинамическую и термическую стойкость при протекании через него тока КЗ.

Электродинамическая стойкость реактора гарантируется при соблюдении следующего условия:

где  - ударный ток при трёхфазном КЗ за реактором, - ток электродинамической стойкости реактора, т.е. максимальный ток при котором не наблюдается остаточной деформации обмоток.

Термическая стойкость реактора характеризуется заводом-изготовителем величиной - временем термической стойкости и среднеквадратичным током термической стойкости . Поэтому условие термической стойкости имеет вид:

где - расчётный импульс квадратичного тока при КЗ за реактором.

При соблюдении указанного условия нагрев обмотки реактора при КЗ не будет превышать допустимого значения.

Также проверяются потери  напряжения в реакторах в нормальном и форсированном режимах, которые должны быть ограничены так, чтобы наибольшее отклонение напряжения у приемников от их номинального напряжения не выходило за допустимые пределы (5%). Это условие будет удовлетворено, если, например, при коэффициенте нагрузки равном 0,85 номинальное сопротивление простого реактора не превысит 8%, а сдвоенного 16%.

7.2.   Расчёт токов короткого замыкания на шинах 10 кВ ПС.

Необходимо определить сечение кабелей отходящих от ПС, так как их термическая стойкость будет определять необходимость установки реакторов.Кабели берём с изоляцией из сшитого полиэтилена. При определении числа отходящих кабелей мощность на кабель бралась .

Ток протекающий по одному кабелю

Тогда сечение кабеля:

Ближайшее стандартное сечение составляет 150 мм2.

Проверим выбранный кабель по термической стойкости в нормальном и послеаварийном режимах.

Согласно справочнику Файбисовича длительно допустимый ток составляет 410 А.

Тогда длительно допустимый ток в нормальном режиме с учетом реальных условий будет определяться как:

 

где -коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды, -коэффициент загрузки, -коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее.( будем считать, что прокладываем по 2 кабеля в траншее).

Длительно допустимы ток в послеаварийном режиме:

Все коэффициенты брались из каталога завода «Камкабель».

Выбранное сечение кабеля проверкам по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах удовлетворяет.

Проверим по условию нагрева от токов КЗ.

Согласно каталожным данным , а приведённое расчётное время КЗ:

где - собственное время выключателя, -время уставки.

На рис. 23 представлена схема сети с указанными ступенями трансформаций, а на рис. 24 расчётная схема замещения.

Рис. 23. Схема сети с указанными ступенями трансформаций

Рис. 24. Схема сети с указанными ступенями трансформаций

Исходными данными является мощность короткого замыкания на шинах 220 кВ.

За базисную мощность примем 100 МВА ().

Базисное напряжение первой ступени .

Ток базисной ступени

Рассчитаем базисные напряжения и токи остальных ступеней.

Параметры системы

Определим сопротивления элементов, приведённые к базисным условиям в относительных единицах.

Определим сопротивления от системы до точек КЗ. на примере ПС 2.

Расчёт для остальных ПС аналогичен, результаты представлены в таблице 67.

Таблица 67. Токи КЗ на шинах 10 кВ ПС

№ ПС

, кА

1

54,64

0,106

2

1,158

4,99

3

1,147

5,045

4

1,075

5,386

5

0,909

6,364

6

1,08

5,358

Сравнивая полученные значения токов КЗ с допустимыми значениями, делаем вывод, что необходимости в реактировании отходящих от подстанций кабельных линий при заданной на источнике питания мощности короткого замыкания нет.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе исходя из известного расположения пунктов потребления электроэнергии и исходных данных были сформированы и обоснованы 5 вариантов схем электрической сети, из которых только 3 варианта оказались технически осуществимы.

В результате сравнения рассматриваемых вариантов по технико-экономическим показателям вариант 2 оказался экономически целесообразнее по критерию минимума дисконтированных затрат. Он был выбран для дальнейшего рассмотрения.

Для выбранного варианта схемы сети был произведен расчет двух нормальных и трех основных послеаварийных режимов работы, расстановка компенсирующих устройств, на шинах НН всех понижающих подстанций  с помощью регулирования напряжения было достигнуто желаемое его значение, тем самым обеспечены требования к качеству электроэнергии. С учетом цен 2008 года были определены технико-экономические показатели электрической сети, себестоимость передачи электроэнергии составила

0,385 руб/кВтчас.

Во второй части работы был произведён расчёт токов короткого замыкания на шинах 10 кВ понижающих ПС. Было выявлено, что необходимости в реактировании ПС нет.


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Справочник по проектированию электрических сетей, под ред. Д.Л. Файбисовича, Москва, «Издательство НЦ ЭНАС», 2005 г.

2. Электроснабжение объектов, Конюхова Е.А., Москва, Издательский центр «Академия», 2009 г.

3. Методическое пособие: Выбор основных параметров линий электропередачи районных электрических сетей в современных условиях, Зуев Э.Н., Москва, Информэлектро, 2003 г.

4.  Электрическая часть электростанций и подстанций, Неклепаев Б.Н.,

Москва, Энергоатомиздат, 1986 г.

5. Электрические системы. Электрические сети. В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.; Под ред. В.А. Веникова и В.А. Строева, Москва , Высшая школа, 1998 г.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

66863. Створення додатку для роботи з базою даних 616.5 KB
  Створення бази даних База даних буда створена у СУБД MS SQL Server 2000 згідно до обраної предметної області пункт прийому сировини шляхом генерації з фізичної моделі побудованої за допомогою Erwin згідно методичних вказівок. Отриманий результат має вигляд...
66865. GREAT BRITAIN AND THE UNITED KINGDOM. THE SYSTEM OF GOVERNMENT IN THE UK 80.5 KB
  The British Isles today are shared by two separate and independent states. The smaller of these is the Republic of Ireland, with its capital in Dublin. The larger, with London as its capital, is the United Kingdom of Great Britain and Northern Ireland.
66869. Базы и банки данных 1.05 MB
  База данных должна содержать сведения о следующих объектах: Клиенты регистрационный номер адрес телефон пол образование номер квитанции об уплате. 1 Разработка концептуальной модели Очевидно что в разрабатываемой базе данных БД предметной областью является Бюро по найму.
66871. Решение алгебраических и трансцендентных уравнений. Метод половинного деления 499 KB
  Анализ технического задания Для выполнения задания требуется: Найти область определения функции корень. Блок-схема алгоритма Блок-схема функции представлена на рисунке 2. Выполняемые функции реализует алгоритм нахождения корня уравнения.