49617

Проектирование районной электрической сети

Курсовая

Энергетика

В данной работе проводится учебное проектирование электрической сети питающей 6 пунктов и имеющей один источник питания также выявляется необходимость реактирования линий 10 кВ отходящих от подстанции. В первом разделе работы проводится анализ исходных данных и устанавливаются батареи статических конденсаторов БСК в соответствие с требованиями приказа Минэнерго от 20022007 №49 в следующем разделе формируются варианты сети и выбираются номинальные напряжения участков схем сети. Проводится сопоставление вариантов...

Русский

2014-01-15

3.19 MB

100 чел.

PAGE  5

МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

(ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)

Кафедра ЭЭС

Курсовой проект по дисциплине

“Электрические сети электропитающих систем”

Проектирование районной электрической сети”

                              Выполнил: Подгорнов В.С.

Группа: Э-09-07

Руководитель: Власова Т.А.

Москва 2011

АННОТАЦИЯ

В  данной работе проводится учебное проектирование электрической сети, питающей 6 пунктов и имеющей один источник питания, также выявляется необходимость реактирования линий 10 кВ, отходящих от подстанции.

В первом разделе работы проводится анализ исходных данных и устанавливаются батареи статических конденсаторов (БСК) в соответствие с требованиями приказа Минэнерго от 20,02,2007 №49, в следующем разделе формируются варианты сети и выбираются номинальные напряжения участков схем сети. Затем составляется баланс реактивной мощности, и при необходимости расставляются дополнительные БСК, после чего выбираются провода линий электропередач трансформаторы на подстанциях и схемы распределительных устройств. Проводится сопоставление вариантов сети по натуральным показателям и дисконтированным затратам и выбираются наиболее рациональный и экономически целесообразный вариант схемы сети. Затем рассчитываются его основные нормальные и послеаварийные режимы и анализируются результаты расчетов. После этого рассчитываются основные технико-экономические показатели спроектированной сети сети.

Проводится расчет токов коротких замыканий на шинах 10 кВ подстанций спроектированной сети, их анализ и расстановка токоограничивающих реакторов.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 6

1.Анализ исходных данных 8

1.1 Климатические данные региона проектируемой сети. 8

1.2. Анализ мощностей нагрузок пунктов потребления 8

1.3. Длины воздушных линий между пунктами потребления 9

1.4 Суммарное потребление активной мощности в проектируемой сети 10

1.5 Установка компенсирующих устройств 10

2. Формирование конкурентно способных вариантов схем сети 12

2.1 Формирование вариантов. 12

2.2. Выбор номинальных напряжений участков схем сети 15

3. Выбор основного оборудования 17

3.1 Расчет варианта №1. 17

3.1.1 Оценка баланса реактивной мощности. 17

3.1.2 Расстановка компенсирующих устройств согласно балансу реактивной мощности. 18

3.1.3 Определение приведенных нагрузок подстанций. 19

3.1.4 Выбор сечений проводов воздушных линий. 20

3.1.5 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость. 22

3.1.6 Выбор трансформаторов. 24

3.1.7 Выбор распред. устройств подстанций. 25

3.1.8 Определение количество отходящих линий 10кВ от подстанций. 26

3.2 Расчет подварианта варианта №1. 27

3.2.1 Оценка баланса реактивной мощности. 27

3.2.2 Определение приведенных нагрузок подстанций. 27

3.2.3 Выбор сечений проводов воздушных линий. 27

3.2.4 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость. 29

3.3 Расчет варианта №2. 30

3.3.1 Оценка баланса реактивной мощности. 30

3.3.2 Определение приведенных нагрузок подстанций. 31

3.3.3 Выбор сечений проводов воздушных линий. 32

3.3.4 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость. 36

3.3.5 Выбор трансформаторов. 40

3.3.6 Выбор распред. устройств подстанций. 40

3.4 Расчет варианта №1. 41

3.4.1 Оценка баланса реактивной мощности. 41

3.4.2 Расстановка компенсирующих устройств согласно балансу реактивной мощности. 42

3.4.3 Определение приведенных нагрузок подстанций. 44

3.4.4 Выбор сечений проводов воздушных линий. 45

3.4.5 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость. 46

3.4.6 Выбор трансформаторов. 50

3.1.7 Выбор распред. устройств подстанций. 50

4. Выбор рационального варианта схемы сети 52

4.1 Сопоставление вариантов по натуральным показателям. 52

4.2 Сравнение вариантов по дисконтированным затратам. 52

4.2.1Сравнение различающихся частей варианта№1 и подварианта  варианта №1. 52

4.2.2 Сравнение различающихся частей варианта№1 и варианта №2. 54

5. Расчет основных режимов работы спроектированной сети 57

5.1 Параметры схемы замещения сети. 57

5.2 Расчет режима набольших нагрузок 60

5.3Анализ расчета режимов 73

6. Основные технико-экономические показатели спроектированной сети 75

6.1 Расчет потерь активной мощности. 75

6.2 Расчет суммарных капиталовложений на сооружение спроектированной сети. 76

6.3 Расчет суммарных издержек на передачу электроэнергии по спроектированной сети. 78

6.4 Расчет  себестоимости передачи электроэнергии по спроектированной сети. 78

7. Выявление необходимости реактирования линий 10 кВ, отходящих от подстанции 79

7.1 Теоретическая справка. 79

7.2 Расчет токов КЗ на шинах 10 кВ подстанций сети . 84

7.3 Выбор токоограничивающих реакторов. 89

7.3 Анализ выявления необходимости реактиования линий 10 кВ, отходящих от подстанций. 92

Заключение 93

Список литературы 94

Приложение 1 95

ВВЕДЕНИЕ

Задачами проектирования электроэнергетических систем является разработка и технико-экономическое обоснование решений по формированию целесообразного комплекса электрических станций, линий электропередачи и понижающих подстанций, обеспечивающих требуемый уровень надежности электроснабжения всех потребителей рассматриваемого района качественной электроэнергией с наименьшими затратами.

В данном курсовом проекте осуществляется “эскизное” проектирование электрических сетей заданного района с шестью пунктами потребления электроэнергии, в которых будут сооружаться понижающие подстанции[3].

Расстановка компенсирующих устройств проводится по двум критериям: в соответствии с требованиями приказа Минэнерго от 20,02,2007 №49 и требованиями выполнения баланса реактивной мощности.

Для выбора сечений воздушных линий будем применять метод экономической плотности тока с учетов технических ограничений: условия механической прочности, условия ограничения потерь мощности на корону и условия радиопомех, условия длительно допустимого нагрева в послеаварийном режиме. Также необходимо будет проверить выбранные варианты схем сети на требования технической осуществимости.

Выбор трансформаторов будем производить в соответствии с ГОСТ-14209-97, автотрансформаторов и схем распределительных устройств в соответствии с техническими стандартами ФСК ЕЭС.

Для выбора рациональной схемы сети, варианты схем сети сравниваются по натуральным показателям и дисконтированным затратам. К натуральным показателям относятся: суммарная длина трасс линий в пределах одного номинального напряжения, суммарная длина воздушных линий в одноцепном исполнении одного номинально напряжения, суммарное количество выключателей распределительных устройств подстанций в пределах одного номинального напряжения.

Расчет режимов будем производить методом в два этапа. Оценку достаточности диапазонов устройств регулирования напряжения на шинах низшего напряжения подстанций будем производить в соответствии с ПУЭ.

После расчета режимов нужно проанализировать их. Проверяется выполнение баланса реактивной мощности, производится проверка выбора сечений проводов линий электропередач по экономической плотности тока и по длительно допустимому нагреву проводов в послеаварийном режиме.

Производится расчет основных технико-экономических показателей: суммарные потери активной мощности и электроэнергии, суммарные капиталовложение на сооружение проектируемой сети, ежегодные издержки на передачу электроэнергии, Себестоимость передачи электроэнергии.

Выявляется необходимость реактирования линий 10 кВ, отходящих от подстанций, на основе расчета токов коротких замыканий.

  1.  АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1.1 Климатические данные региона проектируемой сети

Район сооружения сети – Пермский край (Урал).

Среднеянварская температура -15,1°С.

Среднегодовая температура 1,5°С.

Среднеиюльская температура 18,1°С.

Район по гололеду II.

Ветровой район II.

Исходная схема расположения пунктов представлена на рис.1.1

Рис.1.1 Схема расположения пунктов сети

1.2 Анализ мощностей нагрузок пунктов потребления

Для пункта 1 находим полную и реактивную мощность нагрузки.

cosφ1 = 0,85 (tgφ1 = 0,620)

Для остальных пунктов потребления расчет аналогичный, результаты расчетов представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Мощности нагрузок пунктов потребления

                 Пункт

потребления                                                                 

                               1                                Параметр

1

2

3

4

5

6

50

50

13

32

28

24

0,85

0,85

0,93

0,90

0,90

0,87

0,620

0,620

0,395

0,484

0,484

0,567

31,000

31,000

5,135

15,488

13,552

13,608

58,824

58,824

13,977

35,556

31,111

27,586

1.3 Длины воздушных линий между пунктами потребления

Исходные расстояния между пунктами в проектируемой сети представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 Исходные расстояния мжеду пунктами потребления

Расстояние между пунктами, км

М

1

2

3

4

5

6

М

-

80

107,703

113,137

133,417

152,315

148,661

1

-

-

44,721

80

58,310

84,853

104,403

2

-

-

-

44,721

31,623

44,721

60,828

3

-

-

-

-

70,711

63,246

36,056

4

-

-

-

-

-

31,623

72,801

5

-

-

-

-

-

-

50

Определяем длины воздушных линий с учетом коэффициента удлинения трасс линий.

Длины линий между пунктами с учетам коэффициента удлинения трасс линий представлены в таблице 1.3

Таблица 1.3 Длины воздушных линий с учетом коэффициента удлинения трасс линий

Длины линий между пунктами, км

М

1

2

3

4

5

6

М

-

92,800

124,935

131,239

154,764

176,685

172,447

1

-

-

51,876

92,800

67,640

98,429

121,107

2

-

-

-

51,876

36,683

51,876

70,560

3

-

-

-

-

82,025

73,365

41,825

4

-

-

-

-

-

36,683

84,449

5

-

-

-

-

-

-

58,000

1.4 Суммарное потребление активной мощности в проектируемой сети

Определяем суммарное потребление активной мощности в проектируемой сети.

 

1.5 Установка компенсирующих устройств для соответствия коэффициента реактивной мощности приказу                                         Минэнерго от 20,02,2007 №49

Приводим коэффициент реактивной мощности на шинах низшего напряжения ПС 1 в соответствии с требованиями приказа Минэнерго от 20,02,2007 №49.

tgφ2 = 0,620

tgφпред = 0,4

tgφ2 > tgφпред => требуется установка батарей статических конденсаторов (БСК).

11Мвар => 12Мвар

Для остальных пунктов потребления расчет аналогичный, результаты расчетов представлены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 Мощности нагрузок пунктов потребления с учетом установки БСК

Пункт потребления                                                                

1                                Параметр

1

2

3

4

5

6

50

50

13

32

28

24

0,620

0,620

0,395

0,484

0,484

0,567

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

11

11

0

2,688

2,352

4,008

12

12

-

4,8

2,4

4,8

19,000

19,000

5,135

10,688

11,152

8,808

53,488

53,488

13,977

33,738

30,139

25,565

  1.  ФОРМИРОВАНИЕ КОНКУРЕНТНО СПОСОБНЫХ ВАРИАНТОВ СХЕМ СЕТИ

2.1 Формирование вариантов

Проанализировав взаимное расположение источника питания и проектируемых подстанций (ПС), а также их мощности, приходим к выводу, что подстанцию 3 нецелесообразно питать от участка сети напряжением 220 кВ, так как она обладает малой активной мощностью нагрузки (). Нецелесообразно сооружать кольцевую сеть 2-5-6-3-2 и 2-4-5-6-2 110кВ, так как такие варианты скорей всего не пройдут техническую осуществимость в послеаварийном режиме из-за большой длины линий (свыше 100км в послеаварийном режиме). Целесообразно питать подстанции 1 и 2 от сети 220кВ, т.к. они обладают наибольшей активной мощностью нагрузки (). Учитывая вышеперечисленное и предполагаемые номинальные напряжения участков сети, формируем варианты схем проектируемой сети.

Конкурентноспособные варианты схем сети представлены на рис.2.1; рис.2.2; рис.2.3. Подвариант варианта №1 (варианта №2) представлен на рис.2.4.

рис.2.1 Вариант 1

рис.2.2 Вариант 2

рис.2.3 Вариант 3

рис.2.4 Подвариант варианта 1

2.2 Выбор номинальных напряжений участков схем сети

Выбор номинальных напряжений участков сети варианта №1.

Находим активные мощности протекающие по одноцепным линиям сети.

Учитывая длины линий выбираем для линий М-1 и 1-2 номинальное напряжение 220 кВ, 2-3, 2-4, 2-5, 3-6 номинальное напряжение 110 кВ.

Для остальных вариантов расчет аналогичный. Результаты расчетов представлены в таблицах 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

Таблица 2.1 Номинальные напряжения варианта 1

Линия

Длина, км

М-1

92,800

98,5

220

1-2

51,876

73,5

220

2-3

51,876

18,5

110

2-4

36,683

16

110

2-5

51,876

14

110

3-6

41,825

12

110

Таблица 2.2 Номинальные напряжения варианта 2

Линия

Длина, км

М-1

92,800

100,908

220

М-2

124,935

96,092

220

1-2

51,876

50,908

220

2-3

51,876

18,5

110

2-4

36,683

34,225

110

2-5

51,876

25,775

110

3-6

41,825

12

110

4-5

36,683

2,225

110

Таблица 2.3 Номинальные напряжения варианта 2

Линия

Длина, км

М-1

92,800

98,5

220

1-4

67,640

73,5

220

2-3

51,876

6,5

110

2-4

36,683

31,5

110

4-5

36,683

26

110

5-6

58,000

12

110

Таблица 2.4 Номинальные напряжения подварианта варианта 1(2)

Линия

Длина, км

2-3

51,876

17,796

110

2-6

70,560

19,204

110

3-6

41,825

4,796

110

  1.  ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Расчет для варианта 1

Схема сети варианта №1 представлена на рис.2.1.

3.1.1 Оценка баланса реактивной мощности

 

Находим потери реактивной мощности в трансформаторах.

Находим генерацию реактивной мощности в линиях и потери реактивной мощности в линиях. На этапе оценки, примем допущения о том, что потери реактивной мощности в линиях 2-4, 2-5, 2-3, 3-6 (110кВ) равны генерации реактивной мощности в этих линиях, поэтому в балансе реактивной мощности эти линии не учитываем.

)

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Потери и генерация реактивной мощности в линиях

Линия

М-1

1-2

25,984

14,525

0,426

0,680

14,915

4,648

<  => Требуется установка дополнительных компенсирующих устройств.

3.1.2 Расстановка компенсирующих устройств согласно балансу реактивной мощности

Исключаем из рассмотрения  ПС4 и ПС6.

На ПС5 дополнительно устанавливаем БСК мощностью 2,4Мвар. Нагрузки подстанций после установки дополнительных БСК представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 Мощности нагрузок пунктов потребления с учетом установки БСК

Пункт потребления                                                                

1                                Параметр

1

2

3

4

5

6

50

50

13

32

28

24

19,000

19,000

5,135

10,688

8,752

8,808

53,488

53,488

13,977

33,738

29,336

25,565

3.1.3 Определение приведенных нагрузок подстанций

Для остальных подстанций расчет аналогичный. Результаты расчета приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 Приведенные нагрузки подстанций

Подстанция

1

2

3

4

5

6

50

50

13

32

28

24

53,488

53,488

13,977

33,738

29,336

25,565

23,279

23,279

6,253

13,387

11,099

10,853

55,154

55,154

14,426

34,687

30,120

26,340

3.1.4 Выбор сечений проводов воздушных линий

Для линии М-1 находим целесообразное экономическое сечение и марку провода.

Для ТНб = 3800ч/год  jэк = 0,9

 = >  По экономической плотности тока выбираем марку АС 300/39.

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 Марки проводов линий

                   Линия                                                                                                   Параметр

М1

12

23

24

25

36

197,000

147,000

37,000

32,000

28,000

24,000

88,150

64,871

17,106

13,387

11,099

10,853

215,823

160,677

40,763

34,687

30,120

26,340

283,19

210,83

106,98

91,03

79,04

69,12

297,35

221,38

112,32

95,58

83,00

72,58

330,39

245,97

124,80

106,20

92,22

80,65

Марка провода по экономическому сечению

300/39

240/32

120/19

95/16

95/16

70/11

Марка провода с учетом технических ограничений

300/39

240/32

120/19

120/19

120/19

120/19

Проверка выбранных сечений по условиям технических ограничений.

а) Условия механической прочности.

Для двухцепной линии и II району по гололеду .

Выбранные сечения линий 24, 25 и 36 не удовлетворяют условию => для этих линий выбираем марку проводов АС 120/19.

б) Условия ограничения потерь на корону и уровня радиопомех.

Для   

Для   

Выбранные сечения удовлетворяет требованию.

в) Условия длительно допустимого нагрева.

Так как в проектируемой сети нет замкнутых сетей, и все сечения линий выбраны исходя из экономической плотности тока, а некоторые были увеличены исходя из условий механической прочности, то проверку по условию длительно допустимого нагрева можно не проводить.

Результаты проверки по условиям технических ограничений представлены в таблице 3.4.

3.1.5 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость

Очевидно, что в послеаварийном режиме потери напряжения будут больше, чем в нормальном режиме, по этому расчет делаем только для послеаварийного режима. Рассматриваем послеаварийный режим, отключаем одну цепь самой загруженной линии М-1.

 (для АС 300/39)

 (для АС 300/39)

 (для АС 240/32)

 (для АС 240/32)

 < 15% => Данная схема сети, в рамках одного номинального напряжения (220кВ), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

(для АС 120/19)

 (для АС 120/19)

 

 < 15% => Данная линия (2-4), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

 

 < 15% => Данная линия (2-5), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

 

 

 < 15% => Данная магистральная линия (2-6), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

3.1.6 Выбор трансформаторов

=> выбираем ТРДН-40000/220.

Т.к.  => => выбираем АТДЦТН-200000/220/110.

=> выбираем ЛТДН-40000/10

=> выбираем ТДН-10000/110.

=> выбираем ТРДН-25000/110.

=> выбираем ТРДН-25000/110.

=> выбираем ТРДН-25000/110.

3.1.7 Выбор схем распределительных устройств подстанций

Для ПС1, ПС3 в качестве схемы распределительного устройства высшего напряжения (РУВН) выбираем схему “одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. к этим подстанциям подключено по 4 цепи. Для ПС2, ПС4, ПС5, ПС6 в качестве схемы РУВН выбираем схему “четырехугольник”, т.к. мы не знаем требования по надежности и бесперебойности электроснабжения, поэтому выбираем, рассчитывая на самые жесткие требования потребителей.

Для ПС1, ПС4, ПС5, ПС6 в качестве схемы распределительного устройства низшего напряжения (РУНН) применяем схему “две секционированные выключателями системы шин”, т.к. на всех подстанциях устанавливаются  два трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Для ПС2, ПС3 в качестве схемы РУНН применяем схему “одна секционированная выключателями система шин”, т.к. на  подстанциях устанавливаются  два трансформатора с нерасщепленной обмоткой низшего напряжения.

Для ПС2 в качестве схемы распределительного устройства среднего напряжения (РУСН) применяем схему “одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. от подстанции со стороны среднего напряжения отходят 6 цепей.

3.1.8 Определение количества отходящих линий 10кВ от подстанций

=> Количество отходящих линий 10кВ от ПС1 равно 17.

=>Количество отходящих линий 10кВ от ПС2 равно 17.

=> Количество отходящих линий 10кВ от ПС3 равно 4.

=> Количество отходящих линий 10кВ от ПС4 равно 11.

=> Количество отходящих линий 10кВ от ПС5 равно 9.

=> Количество отходящих линий 10кВ от ПС6 равно 8.

3.2 Расчет для подварианта варианта 1

Схема сети подварианта варианта №1 (№2) представлена на рис.2.4.

3.2.1 Оценка баланса реактивной мощности

Так как в этом варианте отличается только питающая сеть подстанций 3 и 6, то будем проводить расчет только для кольцевой сети 2-3-6-2. Так как эта сеть 110 кВ то в балансе реактивной мощности не учитываем. Баланс мощности остается таким как и при расчете варианта №1

3.2.2 Определение приведенных нагрузок подстанций

Приведенные нагрузки остаются такими как и при расчете варианта №1. результаты расчета представлены в таблице 3.3.

3.2.3 Выбор сечений проводов воздушных линий

 Проверка выполнения баланса активной мощности.

 Баланс мощностей выполняется.

Таблица 3.5 Марки проводов линий

                   Линия                                                                                                   Параметр

23

26

36

17,796

19,204

4,796

8,166

8,940

1,913

19,580

21,183

5,163

102,77

111,18

27,10

107,91

116,74

28,46

119,90

129,71

31,62

Марка провода по экономическому сечению

120/19

120/19

35/6.2

Марка провода с учетом технических ограничений

120/19

120/19

70/11

Проверка выбранных сечений по условиям технических ограничений.

а) Условия механической прочности.

Для одноцепной линии и II району по гололеду

Выбранные сечения всех линий удовлетворяют условию

б) Условия ограничения потерь на корону и уровня радиопомех.

Для   

Для   

Выбранное сечение линии 36 не удовлетворяет условию => для этой линии выбираем марку проводов АС 70/11.

в) Условия длительно допустимого нагрева. Очевидно, что токи, протекающие по линиям, будут больше в послеаварийном режиме, чем в нормальном, поэтому вариант схемы сети проверяем в послеаварийном режиме.

Для линии 2-3 (отключается линия 2-6):

Для АС 120/19 .

Среднеянварская температура (-15,1°С) меньше 20°С =>=> выбранное сечение линии 2-3 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

Для линии 2-6 расчет аналогичный т.к. сечение линии 2-6 такое же как и у линии 2-3 (), а ток в после аварийном режиме будет иметь такое же значение ()=> выбранное сечение линии 2-6 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

Поскольку для линии 36 выбираем марку АС 70/11 (), а ток в послеаварийном режиме будет меньше 214А, то можно сделать вывод, что сечения этой линии удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

3.2.4 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость

Очевидно, что в послеаварийном режиме потери напряжения будут больше, чем в нормальном режиме, по этому расчет делаем только для после аварийного режима. Рассматриваем послеаварийный режим, отключаем самую загруженную линию 2-6 кольцевой сети 2-3-6-2.

(для АС 120/19)

(для АС 300/39)

(для АС 70/11)

(для АС 70/11)

 

 < 15% => Данная схема сети, в рамках одного номинального напряжения (110кВ), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

3.3 Расчет для варианта 2

Схема сети варианта №2 представлена на рис.2.2.

3.3.1 Оценка баланса реактивной мощности

 

Находим потери реактивной мощности в трансформаторах.

Находим генерацию реактивной мощности в линиях и потери реактивной мощности в линиях. На этапе оценки, примем допущения о том, что потери реактивной мощности в линиях 2-4, 2-5, 2-3, 3-6 (110кВ) равны генерации реактивной мощности в этих линиях, поэтому в балансе реактивной мощности эти линии не учитываем.

)

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 Потери и генерация реактивной мощности в линиях

Линия

М-1

M-2

1-2

12,992

17,491

7,263

0,397

0,454

0,847

7,834

9,55

1,111

> =>  Установка дополнительных компенсирующих устройств не требуется.

3.3.2 Определение приведенных нагрузок подстанций

Находим приведенные нагрузки подстанций.

Для остальных подстанций расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.7.

Таблица 3.7 Приведенные нагрузки подстанций

Подстанция

1

2

3

4

5

6

50

50

13

32

28

24

53,488

53,488

13,977

33,738

30,139

25,565

23,279

23,279

6,253

13,387

13,563

10,853

55,154

55,154

14,426

34,687

31,112

26,340

3.3.3 Выбор сечений проводов воздушных линий

Для линии М-1 находим целесообразное экономическое сечение и марку провода.

Находим потокораспределение реактивной мощности по сети.

Проверка выполнения баланса реактивной мощности.

Баланс реактивной мощности выполняется.

 

Проверка выполнения баланса реактивной мощности.

Баланс активной мощности выполняется.

Для ТНб = 3800ч/год  jэк = 0,9

= >  По экономической плотности тока выбираем марку АС 300/39.

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.8.

Таблица 3.8 Марки проводов линий

                   Линия                                                                                                   Параметр

М1

М2

12

23

24

25

45

36

100,908

96,092

50,908

37,000

34,225

25,775

2,225

24,000

46,469

44,145

23,190

17,106

15,084

11,866

1,697

10,853

111,094

105,747

55,941

40,763

37,402

28,375

2,798

26,340

291,55

277,51

146,81

106,97

196,31

148,93

14,69

69,12

306,12

291,39

154,15

112,32

206,12

156,38

15,42

72,58

340,14

323,77

171,28

124,80

229,03

173,75

17,14

80,64

Марка провода по экономическому сечению

300/39

300/39

185/29

120/19

240/32

185/29

35/6,2

70/11

Марка провода с учетом технических ограничений

300/39

300/39

240/32

120/19

240/32

185/29

70/11

120/19

Проверка выбранных сечений по условиям технических ограничений.

а) Условия механической прочности.

Выбранное сечение линии 36 не удовлетворяет условию => для этих линий выбираем марку проводов АС 120/19.

Сечения всех линий удовлетворяют условию .

б) Условия ограничения потерь на корону и уровня радиопомех.

Для   

Для   

Выбранные сечения линий 12, 45 не удовлетворяют условию => для этих линий выбираем марки проводов АС 240/32 и АС 70/11 соответственно.

в) Условия длительно допустимого нагрева. Очевидно, что токи, протекающие по линиям, будут больше в послеаварийном режиме, чем в нормальном, поэтому вариант схемы сети проверяем в послеаварийном режиме.

Для линии М-2 (отключается линия М-1):

Для АС 300/39 .

Среднеянварская температура (-15,1°С) меньше 20°С =>=> выбранное сечение линии М-2 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

Для линии М-1 расчет такой же т.к. сечения линий М-1 и М-2 одинаковые и => выбранное сечение линии М-1 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

Поскольку на линии 12 выбираем марку АС 240/32 (), а ток в послеаварийном режиме будет меньше 569А, то можно сделать вывод, что сечение этой линий удовлетворяют условию длительно допустимого нагрева.

Для линии 2-5 (отключается линия 2-4):

Для АС 185/29 .

Среднеянварская температура (-15,1°С) меньше 20°С =>=> выбранное сечение линии 2-5 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

Для линии 2-4 расчет аналогичный т.к. сечение линии 2-4 больше чем у линии 2-5 () и =>  выбранное сечение линии 2-4 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

Для АС 70/11 .

Среднеянварская температура (-15,1°С) меньше 20°С =>=> выбранное сечение линии 4-5 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

3.3.4 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость

Очевидно, что в послеаварийном режиме потери напряжения будут больше, чем в нормальном режиме, по этому расчет делаем только для после аварийного режима. Рассматриваем послеаварийный режим, отключаем самую загруженную линию М-1.

(для АС 300/39)

(для АС 300/39)

(для АС 240/32)

(для АС 240/32)

 

≈ 15-17%, что вполне приемлемо => данная схема сети, в рамках одного номинального напряжения (220кВ), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

(для АС 120/19)

(для АС 240/32)

(для АС 185/29)

(для АС 70/11)

(для АС 120/19)

(для АС 240/32)

(для АС 185/29)

(для АС 70/11)

Рассматриваем послеаварийный режим, отключаем самую загруженную линию 2-4.

 

 

< 15% => Данная кольцевая сеть (2-4-5-2), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

 

 

< 15% => Данная магистральная линия (2-6), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

3.3.5 Выбор трансформаторов

Так как подстанции 1, 3, 6 питаются от тех же номинальных напряжений, что и в первом варианте, и на них не было установлены дополнительные БСК, следовательно, все трансформаторы этих подстанций будут такие же, как и в первом варианте. Так как автотрансформаторы установлены на ПС2 и, на ней не было установлено дополнительных БСК, то линейные регулировочные трансформаторы будут такие же, как и в первом варианте.

Для ПС1 выбираем ТРДН-40000/220.

Т.к.  => => выбираем АТДЦТН-200000/220/110, ЛТДН-40000/10

Для ПС3 выбираем ТДН-10000/110.

Для ПС4 выбираем ТРДН-25000/110.

=> выбираем ТРДН-25000/110.

Для ПС6 выбираем ТРДН-25000/110.

3.3.6 Выбор схем распределительных устройств подстанций

Для ПС1, ПС2, ПС4, ПС5 в качестве схемы РУВН выбираем схему “четырехугольник” “одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. эти подстанции находятся в кольцевых сетях. Для ПС3 в качестве схемы РУВН выбираем схему “ одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. к этой подстанции подключено 4 цепи. Для ПС6 выбираем схему “четырехугольник”, т.к. мы не знаем требования по надежности и бесперебойности электроснабжения, по этому выбираем, рассчитывая на самые жесткие требования потребителей.

Для ПС1, ПС4, ПС5, ПС6 в качестве схемы РУНН применяем схему “две секционированные выключателями системы шин”, т.к. на всех подстанциях устанавливаются  два трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Для ПС2, ПС3 в качестве схемы РУНН применяем схему “одна секционированная выключателями система шин”, т.к. на  подстанциях устанавливаются  два трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Для ПС2 в качестве схемы РУСН применяем схему “ одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. от подстанции со стороны среднего напряжения отходят 4 цепи.

3.4 Расчет для варианта 3

Схема сети варианта №1 представлена на рис.2.3.

3.4.1 Оценка баланса реактивной мощности

 

Находим потери реактивной мощности в трансформаторах.

Находим генерацию реактивной мощности в линиях и потери реактивной мощности в линиях. На этапе оценки, примем допущения о том, что потери реактивной мощности в линиях 2-4, 2-5, 2-3, 3-6 (110кВ) равны генерации реактивной мощности в этих линиях, поэтому в балансе реактивной мощности эти линии не учитываем.

)

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.9.

Таблица 3.9 Потери и генерация реактивной мощности в линиях

Линия

М-1

1-4

25,984

18,939

0,426

0,680

14,915

12,879

<   =>  Требуется установка дополнительных компенсирующих.

3.4.2 Расстановка компенсирующих устройств согласно балансу реактивной мощности

Исключаем из рассмотрения  ПС4.

Исключаем из рассмотрения  ПС6.

На ПС5 дополнительно устанавливаем БСК мощностью 2,4Мвар. Нагрузки подстанций после установки дополнительных БСК представлены в таблице 3.10.

Таблица 3.10 Мощности нагрузок пунктов потребления с учетом установки БСК

Пункт потребления                                                                

1                                Параметр

1

2

3

4

5

6

50

50

13

32

28

24

19,000

19,000

5,135

10,688

8,752

8,808

53,488

53,488

13,977

33,738

29,336

25,565

3.4.3 Определение приведенных нагрузок подстанций

Находим приведенные нагрузки подстанций.

Для остальных подстанций расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.11.

Таблица 3.11 Приведенные нагрузки подстанций

Подстанция

1

2

3

4

5

6

50

50

13

32

28

24

53,488

53,488

13,977

33,738

29,336

25,565

23,279

23,279

6,253

13,387

11,099

10,853

55,154

55,154

14,426

34,687

30,120

26,340

3.4.4 Выбор сечений проводов воздушных линий

Для линии М-1 находим целесообразное экономическое сечение и марку провода.

Для ТНб = 3800ч/год  jэк = 0,9

= >  По экономической плотности тока выбираем марку АС 300/39.

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.12.

 

Таблица 3.12 Марки проводов линий

                   Линия                                                                                                   Параметр

М1

14

24

23

45

56

197,000

147,000

63,000

13,000

52,000

24,000

88,150

34,662

29,532

6,253

21,952

10,853

215,823

151,031

69,578

14,426

56,444

26,340

283,19

198,18

182,60

37,86

148,13

69,12

297,35

208,09

191,73

39,75

155,53

72,58

330,39

231,21

213,03

44,17

172,81

80,65

Марка провода по экономическому сечению

300/39

240/32

240/32

70/11

185/29

70/11

Марка провода с учетом технических ограничений

300/39

240/32

240/32

120/19

185/29

120/19

Проверка выбранных сечений по условиям технических ограничений.

а) Условия механической прочности.

Для двухцепной линии и II району по гололеду

Выбранные сечения линий 23 и 56 не удовлетворяют условию => для этих линий выбираем марку проводов АС 120/19.

б) Условия ограничения потерь на корону и уровня радиопомех.

Для   

Для   

Выбранные сечения удовлетворяет требованию.

в) Условия длительно допустимого нагрева.

Так как в проектируемой сети нет замкнутых сетей, и все сечения линий выбраны исходя из экономической плотности тока, а некоторые были увеличены исходя из условий механической прочности, то проверку по условию длительно допустимого нагрева можно не проводить.

3.4.5 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость

Очевидно, что в послеаварийном режиме потери напряжения будут больше, чем в нормальном режиме, по этому расчет делаем только для после аварийного режима. Рассматриваем послеаварийный режим, отключаем одну цепь самой загруженной линии М-1.

(для АС 300/39)

(для АС 300/39)

(для АС 240/32)

(для АС 240/32)

 

< 15% => Данная схема сети, в рамках одного номинального напряжения (220кВ), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

(для АС 120/19)

(для АС 185/29)

(для АС 240/32)

(для АС 120/19)

(для АС 185/29)

(для АС 240/32)

 

 

< 15% => Данная магистральная линия (4-3), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

 

 

< 15% => Данная магистральная линия (4-6), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

3.4.6 Выбор трансформаторов

=> выбираем ТРДН-40000/220.

=> выбираем ТДН-40000/110.

=> выбираем ТДН-10000/110.

Т.к.  => => выбираем АТДЦТН-200000/220/110.

=> выбираем ЛТДН-40000/10

=> выбираем ТРДН-25000/110.

=> выбираем ТРДН-25000/110.

3.4.7 Выбор схем распределительных устройств подстанций

Для ПС1, ПС2, ПС5 в качестве схемы РУВН выбираем схему “одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. к этим подстанциям подключено по 4 цепи. Для ПС3, ПС4, ПС6 в качестве схемы РУВН выбираем схему “четырехугольник”, т.к. мы не знаем требования по надежности и бесперебойности электроснабжения, по этому выбираем, рассчитывая на самые жесткие требования потребителей.

Для ПС1, ПС5, ПС6 в качестве схемы РУНН применяем схему “две секционированные выключателями системы шин”, т.к. на всех подстанциях устанавливаются  два трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Для ПС2, ПС3, ПС4 в качестве схемы РУНН применяем схему “одна секционированная выключателями система шин”, т.к. на  подстанциях устанавливаются  два трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Для ПС2 в качестве схемы РУСН применяем схему “одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. от подстанции со стороны среднего напряжения отходят 4 цепи.

  1.  ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ СЕТИ

4.1 Сопоставление вариантов по натуральным показателям

Натуральные показатели рассматриваемых вариантов схем сети представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 Натуральные показатели вариантов схем сети.

 

длина трасс, км

длина 1ц, км

кол-во выключателей

макс потери в п/ав,%

вариант

220

110

220

110

220

110

220

110

1

144,676

182,260

289,353

364,521

13

32

12,46

8,12

2

269,612

218,943

269,612

312,644

8

30

15,49

12,3

3

160,440

183,242

320,879

366,483

13

35

13,19

7,19

По натуральным показателям убираем из дальнейшего рассмотрения вариант №3, т.к. у него длина трасс линий в одноцепном исполнении превышает длины трасс линий в одноцепном исполнении других вариантов, и количество выключателей также превышает количество выключателей других вариантов.

4.2 Сравнение вариантов по дисконтированным затратам

4.2.1 Сравнение различающихся частей варанта№1 и подварианта варианта №1

Различаться данные варианты будут сетью, питающей подстанции 3 и 6, и количеством выключателей в схеме РУВН подстанции 3. Так как для схемы РУВН четырехугольник и сборные шины постоянная часть капиталовложений в подстанцию одинаковая, то ее при сравнении данных вариантов не учитываем.

(для варианта №1)

Расчет капиталовложений в остальные линии и подстанции в обоих вариантах выполняется аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 Капиталовложения в разлучающиеся части сравниваемых вариантов

вариант

1

1`

182548,13

81132,50

308055,90

186354,80

248369,68

140027,35

-

253475,29

Сумма, тыс.руб

738973,71

660989,95

На этапе технико-экономического обоснования допускается проводить расчет потерь, без учета потерь в элементах. Т.к. трансформаторы в сравниваемых вариантах одинаковые, потери холостого хода и нагрузочные потери в них не учитываем. Также пренебрегаем потерями на корону в линиях.

(для варианта №1)

(для варианта №1)

Расчет потерь активной мощности для остальных линий аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 Потери и издержки на возмещение потерь разлучающихся                            частей   сравниваемых вариантов

вариант

1

1`

0,818

0,401

0,276

0,039

-

0,638

1,093

1,078

ΔЭ, МВт··час/год

2586,45

2551,10

3879,68

3826,64

отсюда делаем вывод, что экономически более выгодным для строительства является подвариант варианта №1 (кольцевая сеть 2-3-6-2). В дальнейшем будем рассматривать вариант №1 и вариант №2 именно с такой сетью, питающей подстанции 3 и 6.

4.2.2 Сравнение различающихся частей варанта№1 и №2

Отдельно сравниваем по дисконтированным затратам части 220кВ и 110кВ в обоих вариантах. Различаться данных варианты будут сетью(220кВ), питающей от источника питания подстанции 1 и 2, и количеством выключателей в схеме РУВН подстанции 1 и в схеме РУСН подстанции 2. Так как для схемы РУВН четырехугольник и сборные шины постоянная часть капиталовложений в подстанцию одинаковая, ее при сравнении данных вариантов не учитываем. Так же данные варианты будут различаться сетью(110кВ), питающей от подстанции 2 подстанции 4 и 5, и  капиталовложениями в дополнительные батареи конденсаторов и потерями активной мощности ПС5. Т.к. трансформаторы в сравниваемых вариантах одинаковые, потери холостого хода в них не учитываем. Также пренебрегаем потерями на корону в линиях.

Сравнение вариантов №1 и №2 по капиталовложениям представлено в таблице 4.4, по издержкам на возмещение потерь представлено в таблице 4.5.

Таблица 4.4 Сравнение вариантов по капиталовложениям

вариант

1

2

387090,00

172040,00

40566,25

0,00

4838,63

0,00

916191,20

482587,84

-

649699,48

481733,51

251008,51

217835,12

153291,38

308055,9

202835,16

-

122812,39

1397924,71

1383295,83

525891,02

478938,93

427656,25

172040,00

4838,63

0,00

2356310,60

2034274,76

Таблица 4.5 Сравнение вариантов по капиталовложениям

вариант

1

2

4,041

2,123

-

2,586

1,540

0,368

0,421

0,464

0,450

0,262

-

0,007

0,045

0,048

0,051

0,052

5,632

5,128

0,916

0,780

6,548

5,908

13322,69

12129,85

2167,57

1845,50

15490,26

13975,35

19984,04

18194,78

3251,35

2768,24

23235,39

20963,02

Для сети 220 кВ:

отсюда делаем вывод, что экономически более выгодным для строительства является вариант №2.

Для сети 110 кВ:

отсюда делаем вывод, что экономически более выгодным для строительства является вариант №

2.

Наиболее выгодная по дисконтированным затратам схема представлена на рис. 4.1.

Рис. 4.1 Выбранный вариант схемы сети

  1.  РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ

5.1 Параметры схемы замещения сети

Расчет параметров схем замещения линий электропередач.

Схема замещения линии представлена на рис. 5.1.

Рис. 5.1 Схема замещения линии

Пример расчета для линии М-1.

(для АС 300/39)

(для АС 300/39)

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 Параметры схем замещения линий

ЛЭП

Uном,, кВ

nц

L, км

Марка провода

Погонные параметры

Расчетные данные

R0, Ом/км

X0, Ом/км

B0, См/км

Qc0/2, МВар/км

Rл, Ом

Xл, Ом

Qc/2, Мвар

М-1

220

1

92,8

АС 300/39

0,096

0,429

0,064

8,909

39,811

5,94

М-2

220

1

124,935

АС 300/39

0,096

0,429

0,064

11,994

53,597

7,997

1-2

220

1

51,876

АС 240/32

0,118

0,435

0,063

6,121

22,566

3,269

2-4

110

1

36,683

АС 240/32

0,118

0,405

0,017

4,329

14,857

0,623

2-5

110

1

51,876

АС 185/29

0,159

0,413

0,017

8,248

21,425

0,862

4-5

110

1

36,683

АС 70/11

0,422

0,444

0,015

15,48

16,287

0,565

2-3

110

1

51,876

АС 120/19

0,244

0,427

0,016

12,658

22,151

0,834

2-6

110

1

70,56

АС 120/19

0,244

0,427

0,016

17,217

30,129

1,135

3-6

110

1

41,825

АС 70/11

0,422

0,444

0,015

17,65

18,57

0,644

Расчет параметров схем замещения трансформаторов.

Схема замещения трансформатора представлена на рис. 5.2.

Рис. 5.2 Схема замещения трансформатора

Для остальных трансформаторов расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2. Параметры схем замещения трансформаторов

ПС (узел)

Каталожные данные

Расчетные данные

Sном, МВА

UВН, кВ

UНН, кВ

Uк, %

ΔРк, кВт

ΔРх, кВт

Iх, %

Rт, Ом

Xт, Ом

ΔРх, МВт

ΔQх, Мвар

1

40

230

11-11

12

170

50

0,9

2,810

79,35

0,100

0,720

3

10

115

11

10,5

60

14

0,7

3,967

69,431

0,028

0,140

4

25

115

10,5-10,5

10,5

120

27

0,7

1,27

27,773

0,054

0,350

5

25

115

10,5-10,5

10,5

120

27

0,7

1,27

27,773

0,054

0,350

6

25

115

10,5-10,5

10,5

120

27

0,7

1,27

27,773

0,054

0,350

Расчет параметров схемы замещения автотрансформаторов.

Схема замещения автотрансформатора представлена на рис. 5.3.

Рис. 5.3 Схема замещения автотрансформатора

Мощность обмотки низшего напряжения составляет 50% от номинальной мощности трансформаторов =>

Результаты  расчета представлены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 Параметры схемы замещения автотрансформаторов ПС2

ПС (узел)

Sном, МВА

Каталожные данные

UВН, кВ

UСН, кВ

UНН, кВ

ΔРк, кВт ВН-СН

ΔРх, кВт

Iх, %

Uк, % ВН-СН

Uк, % ВН-НН

Uк, % СН-НН

2

200

230

121

11

430

125

0,5

11

32

20

Расчетные данные

Rт2в, Ом

Rт2с, Ом

Rт2н, Ом

Xт2в, Ом

Xт2с, Ом

Xт2н, Ом

х2, МВт

DQх2, Мвар

0,142

0,142

0,284

15,209

0

27,111

0,25

2

5.2 Расчет режима наибольших нагрузок

Схема замещения сети представлена на рис. 5.4.

Рис. 5.4 Схема замещения сети

Расчет приведенной к шинам высшего напряжения и расчетной нагрузок подстанции 1 к сети 220 кВ

Расчет приведенных к шинам высшего напряжения и расчетных нагрузок остальных подстанций выполняем аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 5.4.

Таблица 5.4 Приведенные нагрузки подстанций  

Узел

Рн, МВт

DРт, МВт

DРх, МВт

Рр, МВт

Qн, Мвар

DQт, Мвар

DQх, Мвар

ΣQc/2, Мвар

Qр, Мвар

1

50

0,166

0,1

50,266

19

4,691

0,72

9,209

15,201

3

13

0,064

0,028

13,092

5,135

1,121

0,14

1,479

4,917

4

32

0,119

0,054

32,173

10,688

2,613

0,35

1,118

12,462

5

28

0,095

0,054

28,149

11,152

2,085

0,35

1,427

12,16

6

24

0,069

0,054

24,123

8,808

1,5

0,35

1,779

8,879

Расчетная схема сети представлена на рисунке 5.5.

Рис. 5.5 Расчетная схема сети

1-ый этап.

Находим потокораспределение в кольцевой сети 2-4-5-2.

Проверка выполнения баланса мощностей:

Баланс мощностей выполняется.

Точка 5 будет точкой потокораздела по активной и реактивной мощности.

Расчет 1-ого этапа режима кольца 2-4-5-2 (рис.5.6.)

Рис.5.6 Расчет режима кольца 2-4-5-2

Находим потокораспределение в кольцевой сети 2-3-6-2.

Проверка выполнения баланса мощностей:

Баланс мощностей выполняется.

Точка 6 будет точкой потокораздела по активной и реактивной мощности.

Расчет 1-ого этапа режима кольца 2-3-6-2 (рис.5.7.)

Рис.5.7 Расчет режима кольца 2-3-6-2

Расчет 1-ого этапа режима автотрансформаторов ПС2 (рис.5.8.)

Рис.5.8 Расчет режима автотрансформаторов ПС2

Расчет луча среднего напряжения:

Расчет луча низшего напряжения:

Расчет луча высшего напряжения:

Находим потокораспределение в кольцевой сети М-1-2-М.

Проверка выполнения баланса мощностей:

Баланс мощностей выполняется.

Точка 2 будет точкой потокораздела по активной и реактивной мощности.

Расчет 1-ого этапа режима кольца М-1-2-М (рис.5.9.)

Рис.5.9 Расчет режима кольца М-1-2-М

 <   =>  Требуется установка дополнительных компенсирующих.

На ПС5 ставим БСК мощностью 2,4Мвар

Проводим 1 этап расчета режима наибольших нагрузок с учетом установки дополнительных БСК на ПС5. Результаты расчета сводим в таблицы 5.5; 5.6; 5.7; 5.8.

Таблица 5.5 Расчетные нагрузки подстанций

Узел

Рн, МВт

DРт, МВт

DРх, МВт

Рр, МВт

Qн, Мвар

DQт, Мвар

DQх, Мвар

ΣQc/2, Мвар

Qр, Мвар

1

50

0,166

0,1

50,266

19

4,691

0,72

9,209

15,201

3

13

0,064

0,028

13,092

5,135

1,121

0,14

1,399

4,917

4

32

0,119

0,054

32,173

10,688

2,613

0,35

1,118

12,462

5

28

0,09

0,054

28,144

8,752

1,975

0,35

1,427

9,65

6

24

0,069

0,054

24,123

8,808

1,5

0,35

1,479

8,879

Таблица 5.6 Потери мощности в линиях сети 110 кВ

Линия

 Р``, МВт

 Q``, Мвар

 ΔР, МВт

 ΔQ, Мвар

 Р`, МВт

 Q`, Мвар

4-5

 2,375

0,91 

 0,008

 0,009

 2,384

 0,919

2-4

 34,557

 13,381

 0,491

 1,686

 35,048

 15,067

2-5

 25,769

 8,74

 0,505

 1,311

 26,274

 10,051

3-6

 6,035

1,713 

0,057

 0,06

 6,092

 1,774

2-3

 19,184

6,691

 0,432

 0,756

 19,616

 7,447

2-6

 18,088

 7,166

 0,539

 0,942

 18,626

8,108 

Таблица 5.7 Потери мощности в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь

Р``, МВт

Q``, Мвар

ΔР, МВт

ΔQ, Мвар

Р`, МВт

Q`, Мвар

DРх, МВт

DQх, Мвар

ΣQc/2, Мвар

Рр, МВт

Qр, Мвар

НН

50

19

0,017

1,603

50,017

20,603

-

-

-

-

-

СН

99,564

37,218

0,033

0

99,598

37,218

-

-

-

-

-

ВН

149,614

57,821

0,076

8,804

149,69

65,906

0,25

2

11,266

149,94

56,639

Таблица 5.8 Потери мощности в линиях сети 220 кВ

Линия

 Р``, МВт

 Q``, Мвар

 ΔР, МВт

 ΔQ, Мвар

 Р`, МВт

 Q`, Мвар

1-2

 52,116

20,459 

 0,396

 1,462

 52,513

 21,92

M-1

 102,779

 37,121

 2,198

 9,822

 104,977

 46,944

M-2

 97,824

 36,181

 2,696

 12,047

 100,519

 48,228

2-ой этап

Расчет потерь напряжения в кольце М-1-2-М

Расчет напряжения двух параллельно работающих трансформаторов подстанции 1.

Оценка достаточности регулировочных диапазонов устройств РПН трансформаторов подстанции 1.

Расчет второго этапа режима работы автотрансформаторов на ПС2. 

Потерями напряжения в ЛРТ на ПС2 пренебрегаем.

Оценка достаточности регулировочных диапазонов устройств ЛРТ трансформаторов подстанции 2.

 

 

Оценка достаточности регулировочных диапазонов устройств РПН трансформаторов подстанции 2.

Расчет потокораспределения в кольцевых сетях 2-4-5-2 и 2-6-3-2 проводим аналогично расчету кольцевой сети М-1-2-М. Оценку диапазонов регулирования устройств РПН подстанций 3, 4, 5, 6 проводим аналогично оценке ПС1. Результаты расчетов представлены в таблицах 5.9, 5.10.

Таблица 5.9 Потери напряжения в сети 110кВ.

Линия

 Uнач, кВ

 Uкон, кВ

 ΔU, кВ

4-5

 117,676

117,235 

 0,441

2-4

 120,785

 117,676

 3,109

2-5

 120,785

 117,208

 3,577

3-6

117,364

116,167 

1,197

2-3

 120,785

117,364

 3,421

2-6

 120,785

 116,108

 4,678

Таблица 5.10 Оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН

Узел

Uв, кВ

ΔUт, кВ

U`н, кВ

nотвжел

nотвдейтс

Uн, кВ

3

117,364

4,143

113,221

1,765

1

10,64

4

117,676

3,468

114,191

-0,395

-1

10,615

5

117,222

2,846

114,376

-0,305

-1

10,632

6

116,137

2,728

113,409

-0,777

-1

10,542

Результаты расчетов остальных режимов представлены в приложении 1.

5.3 Анализ результатов расчета режимов

1. По результатам расчета режима наибольших нагрузок реактивная мощность, передаваемая из электроэнергетической системы в спроектированную сеть, меньше располагаемой реактивной мощности источника, следовательно, баланс реактивной мощности выполняется.

2. Проверка выбора сечений проводов ЛЭП по экономической плотности тока. Результаты расчета представлены в таблице 5.11.

Таблица 5.10 Проверка сечений по экономической плотности тока

                   Линия                                                                                                   Параметр

М1

М2

12

23

24

25

45

36

26

301,83

292,59

149,34

108,65

200,23

146,09

13,41

33,30

106,62

316,92

307,21

156,80

114,08

210,24

153,40

14,08

34,97

111,95

352,14

341,35

174,22

126,76

233,60

170,44

15,65

38,85

124,39

Марка провода по экономическому сечению

300/39

300/40

240/33

120/19

240/32

185/29

70/11

70/11

120/19

Для линии М-1 сечение по экономической плотности тока , это значит что для данной линии сечения АС 300/39 и АС 400/51 равноэкономичны. Оставляем для линии М-1 сечение АС 300/39.

3. В режиме наименьших нагрузок реактивная мощность, передаваемая из электроэнергетической системы в спроектированную электрическую сеть положительная.

4. В послеаварийном режиме все сечения удовлетворяют требованиям длительно допустимого нагрева.

5. В послеаварийном режиме (линия М-1 отключена) диапазона устройств регулирования под нагрузкой (РПН) на ПС1 не достаточно для обеспечения . , что является приемлемым для послеаварийного режима. Во всех остальных режимах диапазона устройств РПН всех подстанций достаточно для поддержания напряжения на желаемом уровне.

  1.  ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ

6.1 Расчет потерь активной мощности

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Потери на корону в линиях

 

Uном, кВ

nц

марка

l, км

ΔP, МВт

M-1

220

1

300/39

92,8

0,078

M-2

220

1

300/39

124,935

0,105

1-2

220

1

240/32

51,876

0,054

2-3

110

1

120/19

51,876

0,004

2-4

110

1

240/32

36,683

0,001

2-5

110

1

185/29

51,876

0,003

2-6

110

1

120/19

70,560

0,006

3-6

110

1

70/11

36,056

0,005

4-5

110

1

70/11

36,683

0,005

 Σ

-

-

-

-

0,261

Результаты расчета приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 Диэлектрические потери в конденсаторах

ПС

Qбск, Мвар

ΔP, МВт

1

12

0,036

2

12

0,036

3

0

0,000

4

4,8

0,014

5

4,8

0,014

6

4,8

0,014

Σ

38,4

0,115

6.2 Расчет суммарных капиталовложений на сооружение спроектированной сети

 

Для остальных подстанций расчет аналогичный. Результаты расчета приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 Капиталовложения и издержки на эксплуатацию в подстанции сети

подстанция

ПС1

ПС2

ПС3

ПС4

ПС5

ПС6

Σ

Ктр, тыс.руб

97750,00

205763,75

36167,50

53762,50

53762,50

53762,50

Крувн, тыс руб

172040,00

172040,00

81132,50

81132,50

81132,50

81132,50

Крунн, тыс руб

14662,50

12903,00

4105,50

12316,50

11143,50

10557,00

Круcн, тыс руб

-

182548,13

-

-

-

-

Кдоп.об, тыс руб

18328,13

54984,38

0,00

7331,25

7331,25

7331,25

Кпост, тыс руб

95306,25

146625,00

59871,88

59871,88

59871,88

59871,88

Кпс, тыс руб

398086,88

774864,25

181277,38

214414,63

213241,63

212655,13

1994539,88

Иэкспл, тыс.руб/год

39410,60

76711,56

19759,23

23371,19

23243,34

23179,41

205675,34

 

Для остальных подстанций расчет аналогичный. Результаты расчета приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 Капиталовложения и издержки на эксплуатацию в ЛЭП сети

Линия

Клэп, тыс.руб

Иэкспл, тыс.руб/год

М-1

482587,8

27990,1

М-2

649702,0

37682,7

1-2

251010,3

14558,6

2-3

186356,1

10808,7

2-4

153290,0

8890,8

2-5

202836,6

11764,5

2-6

253475,3

14701,6

3-6

140027,4

8121,6

4-5

122811,3

7123,1

Σ

2442096,7

141641,6

(для

6.3 Расчет суммарных издержек на передачу электроэнергии по спроектированной сети

6.4 Расчет себестоимости передачи электроэнергии по спроектированной сети

  1.  ВЫЯВЛЕНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РЕАКТИРОВАНИЯ ЛИНИЙ        10 кВ, ОТХОДЯЩИХ ОТ ПОДСТАНЦИЙ.

7.1 Теоретическая справка

При протекании тока короткого замыкания (КЗ) температура проводника повышается. Длительность процесса КЗ обычно мала (в пределах нескольких секунд), поэтому тепло, выделяющееся в проводнике, не успевает передаться в окружающую среду и практически целиком идет на нагрев проводника.

Поскольку ток КЗ значительно превышает ток рабочего режима, нагрев проводника может достигать опасных значений, приводя к плавлению или обугливанию изоляции, деформации и плавлению токоведущих частей и т.п.[4]

Из этого делаем вывод, что термическая стойкость электротехнического оборудования и проводников, является одним из основных критериев их выбора. Для выбора и проверки электрических аппаратов и проводников по условиям термической стойкости к токам коротких замыканий необходимо:

- Выбрать методику расчета;

- Составить схему замещения исследуемой электрической цепи, определить параметры схемы замещения;

- Определить расчетную точку КЗ и расчетный вид КЗ;

- Определить продолжительность действия тока КЗ (время отключения КЗ);

- Рассчитать ток КЗ и сравнить с допустимым для проверяемого вида оборудования.

Параметры различных элементов электроэнергетических систем, а также параметры режима (напряжение, ток, мощность и т.д.), как и другие физические величины, могут быть выражены как в системе именованных, так и в системе относительных единиц, т.е. в долях от определенных значений этих же величин, принятых за единицу измерения. При этом точность получаемых результатов расчетов не зависит от используемой системы единиц измерения.

Применение системы относительных единиц часто существенно упрощает расчетные выражения, описывающие процессы в различных элементах электроэнергетической системы, облегчает контроль расчетных данных и сопоставление результатов расчетов для установок различной мощности, поскольку для таких установок относительные значения расчетных величин часто имеют одинаковый порядок.[5]

В данном расчете для определения токов КЗ будем применять систему относительных единиц.

Расчетные точки КЗ выбирают таким образом, чтобы расчетные токи КЗ в рассматриваемом элементе схемы были наибольшими[4]. Для кабельных линий отходящих от шин НН подстанции такой точкой будет начало кабельной линии, т.к. в этой точке не учитываем сопротивление самого кабеля, т.е. фактически мы рассчитываем КЗ на шинах НН подстанции.

Чтобы получить относительные значения различных физических величин, необходимо предварительно выбрать значения соответствующих величин, принимаемые за базисные, т.е. в качестве единиц измерения: базисную мощность   и базисные напряжения , из которых определяется базисный ток .  При выборе базисных напряжений разных ступеней необходимо учитывать коэффициенты трансформации трансформаторов.

Приведение ЭДС и сопротивления всех элементов расчетной схемы к одним базисным условиям:

Сопротивление ЛЭП:

 

Сопротивление двухобмоточного трансформатора:

Сопротивление трехфазного трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения(НН):

(в данном расчете сопротивление обмотки НН приводим стороне НН)

Напряжение на источнике питания:

Сопротивление системы:

Затем с помощью элементарных преобразований необходимо свести схему замещения сети к схеме показанной на рис. 7.1

                                       

Рис. 7.1 Расчетная схема

Определяем периодическую составляющую тока КЗ.

Сравниваем получившееся значение с допустимыми токами. Если допустимый ток больше расчетного нужно предпринять меры по обеспечению требований термической стойкости.

Для обеспечения термической стойкости отходящих кабельных линий, необходимо выбрать такие сечения жилы, которые обеспечивают требования термической стойкости к токам КЗ. Если же не возможно подобрать такое сечение, то необходимо устанавливать токоограничивающие реакторы, которые снизят токи КЗ.

Трехфазный токоограничивающий реактор состоит из трех катушек без стальных сердечников (рис. 7.2), следовательно, с линейной вольтамперной характеристикой в широких пределах изменения тока - от номинального до тока КЗ, превышающего номинальный в 10-20 раз. Активное сопротивление катушек относительно мало[4].

Рис. 7.2 Трехфазный бетонный реактор с вертикальным расположением фаз

Обмотки реакторов выполняют из многожильного провода — медного или алюминиевого. Провод имеет наружную изоляцию, а также изоляцию жил для уменьшения дополнительных потерь от вихревых токов.

Обмотку реакторов с номинальным током 630 А и выше выполняют из нескольких параллельных ветвей. При намотке провода применяют транспозицию ветвей, что обеспечивает равномерное распределение в них токов как в продолжительном рабочем режиме, так и при КЗ.

Чтобы придать обмотке необходимую механическую прочность, ее заливают в особой форме раствором цемента. После затвердевания цемента его просушивают и окрашивают во избежание проникновения влаги. Катушки устанавливают на фарфоровых изоляторах.

Рис. 7.3  Способы установки ректоров

Фазы бетонных реакторов мот быть установлены вертикально (рис. 7.3а), ступенчато (рис. 7.3б) или горизонтально (рис. 7.3в). Способ установки реакторов выбирают в соответствии с размерами и массой катушек, а также конструкцией РУ.

Наряду с реакторами описанной конструкции, называемыми одинарными применение получили также сдвоенные реакторы, в основном в качестве линейных. В отличие от одинарного сдвоенный реактор имеет две катушки на фазу, намотанные в одном направлении и включенные согласно, и три зажима один средний и два крайних. Средним зажимом реактор присоединяют к источнику энергии. За номинальный ток сдвоенного реактора принимают поминальный ток катушки. Средний зажим рассчитан на двойной номинальный ток.

При установке реакторов в помещениях необходимо обеспечить защиту окружающих ферромагнитных конструкций (колонн, балок, арматуры железобетонных стен и перекрытий) от чрезмерного нагревания индуктированными токами.

Потери мощности в реакторах относительно малы. Однако обмотки реакторов нагреваются. Выделяющееся тепло отводится в окружающую среду. Сечение проводов обмотки выбирают с таким расчетом, чтобы температура обмотки в наиболее нагретых точках не превышала допустимую температуру для примененной изоляции. При внутренней установке реакторов необходимо обеспечить вентиляцию помещения. В особо тяжелых условиях применяют принудительное охлаждение с помощью вентиляторов[7].

Для выявления необходимости реактирования линий 10 кВ, отходящих от подстанции, необходимо рассчитать токи КЗ на шинах 10 кВ всех подстанций.

7.2 Расчет токов КЗ на шинах 10 кВ подстанций сети

Выполнить расчет токов короткого замыкания для оценки параметров основного оборудования подстанций сети, если .

Принимаем, что отходящие кабельные линии выполнены кабелем с изоляцией из сшитого полиэтилена с алюминиевой жилой сечением 120мм2, и максимальное время отключения короткого замыкания составляет 0,55с (учтено время срабатываний максимальной токовой защиты и время отключения тока КЗ вакуумным выключателем).

Для данных кабелей: .

Схема замещения сети показана на рис. 7.4.

Рис.7.4 Схема замещения рассчитываемой сети

Примечание: для упрощения схемы замещения, на подстанциях 1, 3, 4, 5, 6 показано только по одному трансформатору, т.к. они не имеют электрических связей на стороне НН. На подстанции 2 сопротивления обмоток ВН и СН показаны с учетом параллельной работы автотрансформаторов, т.к. они имеют электрические связи на стороне ВН и СН.

Приводим параметры схемы замещения сети из именованных единиц в базисные.

Выбираем базисную мощность и базисные напряжения для соответствующих ступеней.

Приводим параметры линии М-1 к базисным значениям.

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчетов представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 Параметры схем замещения линий

Линия

M-1

38,811

0,075

M-2

53,597

0,101

1-2

22,566

0,043

2-3

22,151

0,151

2-4

14,857

0,101

2-5

21,425

0,146

2-6

30,129

0,206

3-6

18,57

0,127

4-5

15,48

0,111

Приводим параметры трансформаторов ПС 1 к базисным значениям.

Расчет для трансформаторов подстанций 4, 5, 6 аналогичный. Результаты расчетов представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 Параметры схем замещения трансформаторов

ПС

XВ

XН

1

0,038

0,525

4

0,047

0,664

5

0,047

0,664

6

0,047

0,664

Приводим параметры трансформаторов ПС 2 к базисным значениям.

Приводим параметры трансформаторов ПС 3 к базисным значениям.

Находим сопротивление системы в относительных единицах.

Находим напряжение на источнике питания в относительных единицах.

Пример расчета токов короткого замыкания на шинах 10кВ подстанции 2.

Расчетная схема представлена на рис. 7.5.

Рис.7.5 Расчетная схема для К2

Находим суммарное сопротивление.

Определяем периодическую составляющую тока короткого замыкания. Расчетная схема представлена на рис. 7.1.

 

Т.к. , то возникает вопрос об ограничении токов КЗ. В качестве мероприятий по снижению токов КЗ выбираем установку токоограничивающих реакторов.

Расчет токов короткого замыкания на остальных подстанциях выполняем аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 Токи коротких замыканий на шинах НН посдтанций

ПС

Хсумм

Iкз*

Iкз, кА

1

0,638

1,499

7,868

2

0,212

4,522

23,732

3

1,23

0,778

3,879

4

0,962

0,994

5,226

5

0,976

0,98

5,123

6

1,007

0,95

4,962

Результат расчетов показал, что установка токоограничивающих реакторов требуется только на ПС2. Значение тока КЗ на шинах НН именно этой подстанции значительно больше значения токов КЗ на шинах НН других подстанций. Это объясняется тем, что на данной подстанции установлены автотрансформаторы, у которых нет расщепления обмоток НН, в то время как на подстанциях 1, 4, 5, 6 установлены трансформаторы с расщепленной обмоткой НН. Также участки линий сети 110 кВ имеют достаточное реактивное сопротивление, что снижает токи КЗ на шинах НН подстанций 3, 4, 5, 6. Автотрансформаторы, установленные на ПС 2, имеют малое реактивное сопротивление обмоток, по сравнению с сопротивлением других трансформаторов, что увеличивает ток КЗ на шинах НН ПС 2.

7.3 Выбор токоограничивающих реакторов

Устанавливаем токоограничивающие групповые реакторы на ПС2 в цепи трансформаторов на стороне НН.

Определяем сопротивление реактора.

Определяем максимальный нагрузочный ток, который будет протекать в послеаварийном режиме.

Выбираем одинарный реактор: РБДГ-10-4000-0,18

Определим ток короткого замыкания после установки реактора.

Удовлетворяет требованиям термической стойкости к токам коротких замыканий.

Определяем потери напряжения в нормальном режиме:

,

где ,

выбранный реактор не удовлетворяет требованиям по потерям напряжения в нем.

Для снижения потерь напряжения можно выбрать реактор с меньшим сопротивлением, но это приведет к увеличению токов короткого замыкания, что недопустимо, поэтому выбираем сдвоенный реактор.

Выбираем РБСГ-10-2х1600-0,2

Определим ток короткого замыкания после установки реактора.

Удовлетворяет требованиям термической стойкости к токам коротких замыканий.

Определяем потери напряжения.

В нормальном режиме:

, где ,

В послеаварийном режиме:

выбранный реактор удовлетворяет требованиям по потерям напряжения в нем.

7.4 Анализ выявления необходимости реактиования линий 10 кВ, отходящих от подстанций

Результат расчета токов короткого замыкания показал, что только на  ПС2 токи КЗ превышают допустимые. В качестве мероприятий по снижению токов КЗ была выбрана установка токоограничивающих реакторов. В результате был выбраны реакторы групповые сдвоенные РБСГ-10-2х1600-0,2, которые позволяют снизить токи КЗ до допустимого уровня и удовлетворяют требованиям по потерям напряжения.

Но при установке сдвоенных реакторов, требуется изменение схемы РУНН, которая в данном случае будет заменена  на две секционированные выключателями системы шин (рис. 7.6б), в отличии от схемы без использования реактора (рис 7.6а). Это приведет к увеличению числа выключателей 10 кВ, следовательно, к увеличению капиталовложений в подстанцию.

                а)                                                                 б)

Рис. 7.6 Схемы РУНН

Также можно увеличить сечения отходящих кабельных линий линиями большего сечения. Для удовлетворения требований термической стойкости к токам КЗ сечение отходящих линий 10 кВ должно быть увеличено до 240мм2(, ), что вызовет также увеличение капиталовложений в сеть 10 кВ. 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте была спроектирована электрическая сеть для питания 6 пунктов.

Было предложено несколько вариантов схем сети, из которых по натуральным показателям и дисконтированным затратам был выбран наиболее рациональный вариант схемы сети. Расчет режима наибольших нагрузок показал, что в спроектированной сети требуется установка дополнительных компенсирующих устройств для выполнения баланса реактивной мощности, также была выявлена необходимость замены сечения линии М-1 по экономической плотности тока. Во всех режимах удается поддержать напряжения в рамках допустимых значений.

Были определены основные технико-экономические показатели. Капиталовложения в спроектированную сеть составили , себестоимость составила .

Была выявлена необходимость ограничения токов коротких замыканий на шинах НН подстанций, в качестве мероприятий по ограничению токов была предложена установка токоограничивающих реакторов в цепи трансформаторов на стороне НН.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Электрические системы. Электрические сети: Учеб. для электроэнерг. спец. вузов / В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.; Под ред. В.А. Веникова и В.А. Строева. – М.: Высшая школа, 1998. – 511 с.

2. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005. – 320 с.

3. Глазунов А.А., Шведов Г.В. Проектирование районной электрической сети: методические указания к курсовому проектированию. – М.: Издательский дом МЭИ, 2010. – 72 с.

4. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов. – 2-е изд.,  – М.: Издательский дом МЭИ, 2006. – 288 с., ил.

5. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования: Учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений / И.П. Крючков, Б.Н. Неклепаев, В.А. Старшинова.  – М.: Издательский центр “Академия”, 2005. – 416 с.

6. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций 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.

7. Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов. – М. : Энергия, 1980 . – 608 с. – морф . 

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Расчет режима наименьших нагрузок, для всех пунктов наименьшая нагрузка составляет 35% от наибольшей, напряжение на шинах питания равно 104% от номинальной.

Таблица прил.1 Расчетные нагрузки подстанций.

Узел

Рн, МВт

DРт, МВт

DРх, МВт

Рр, МВт

Qн, Мвар

DQт, Мвар

DQх, Мвар

ΣQc/2, Мвар

Qр, Мвар

1

17,5

0,025

0,1

17,625

10,85

0,695

0,72

9,209

3,056

3

4,55

0,064

0,008

4,586

1,797

0,137

0,14

1,399

0,596

4

11,2

0,016

0,054

11,27

5,421

0,355

0,35

4,252

4,938

5

9,8

0,012

0,054

9,866

4,743

0,272

0,35

1,427

3,938

6

8,4

0,01

0,054

8,462

4,763

1,5

0,214

1,479

3,548

Таблица прил.2 Потери мощности в линиях сети 110 кВ

Линия

 Р``, МВт

 Q``, Мвар

 ΔР, МВт

 ΔQ, Мвар

 Р`, МВт

 Q`, Мвар

4-5

 0,831

0,386

 0,001

 0,001

 0,832

 0,387

2-4

 12,102

 5,325

 0,063

 0,215

 12,165

5,54

2-5

 9,036

 3,552

 0,064

 0,167

 9,1

 3,719

3-6

 2,157

1,113 

0,009

 0,009

 2,165

 1,122

2-3

 6,751

1,718

 0,051

 0,089

 6,802

 1,807

2-6

 6,307

 2,434

 0,065

 0,114

 6,372

2,548 

Таблица прил.3 Потери мощности в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь

Р``, МВт

Q``, Мвар

ΔР, МВт

ΔQ, Мвар

Р`, МВт

Q`, Мвар

DРх, МВт

DQх, Мвар

ΣQc/2, Мвар

Рр, МВт

Qр, Мвар

НН

17,5

10,85

0,002

0,237

17,502

11,087

-

-

-

-

-

СН

34,439

10,159

0,004

0

34,442

10,159

-

-

-

-

-

ВН

51,945

21,247

0,009

0,99

51,954

22,236

0,25

2

11,266

52,204

12,97

Таблица прил.4 Потери мощности в линиях сети 220 кВ

Линия

 Р``, МВт

 Q``, Мвар

 ΔР, МВт

 ΔQ, Мвар

 Р`, МВт

 Q`, Мвар

1-2

 18,082

4,777 

 0,044

 0,163

 18,126

 4,94

М-1

35,751

7,996

0,247

1,104

35,998

9,1

M-2

 34,122

 8,194

 0,305

 1,364

 34,427

 9,557

Второй этап расчета режима наименьших нагрузок.

Таблица прил.5 Потери напряжения в сети 220кВ.

Линия

 Uнач, кВ

 Uкон, кВ

 ΔU, кВ

 δU, кВ

М-1

228,8

225,892

2,985

5,909

М-2

 238,8

224,884 

 4,044

 7,564

1-2

 225,892

 224,914

0,985

 1,677

Таблица прил.6 Потери напряжения и оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН и ЛРТ в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь

Uнач,   кВ   

Uкон,   кВ   

 ΔU, кВ

δU, кВ

Uжел, кВ

Δежел, кВ

nотвжел

nотвдейтв

Uдейст, кВ

ВН

224,884

223,39

1,537

3,499

-

-

-

-

-

СН

223,39

223,368

0,022

-0,006

115,5

-

-0,856

-1

115,161

НН

223,39

222,032

1,368

2,11

10

-0,619

-3,751

-4

9,959

Таблица прил.7  Потери напряжения в сети 110кВ.

Линия

 Uнач, кВ

 Uкон, кВ

 ΔU, кВ

4-5

 113,989

113,82

 0,168

2-4

 115,161

 113,989

 1,172

2-5

 115,161

 113,817

 1,344

3-6

114,065

113,548

0,518

2-3

 115,161

114,065

 1,095

2-6

 115,161

 113,541

 1,619

Таблица прил.8  Оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН

Узел

Uв, кВ

ΔUт, кВ

δUт, кВ

U`н, кВ

nотвжел

nотвдейтс

Uн, кВ

1

225,892

4,274

6,012

221,8

4,02

5

9,863

3

114,065

1,336

-

112,729

4,398

5

9,902

4

113,989

1,532

-

112,457

1,504

2

9,915

5

113,819

1,333

-

112,486

1,519

2

9,917

6

113,545

1,311

-

112,233

1,39

2

9,895

Расчет послеаварийного режима, отключаем линию М-1.

Таблица прил.9  Расчетные нагрузки подстанций.

Узел

Рн, МВт

DРт, МВт

DРх, МВт

Рр, МВт

Qн, Мвар

DQт, Мвар

DQх, Мвар

ΣQc/2, Мвар

Qр, Мвар

1

50

0,166

0,1

50,266

19

4,691

0,72

3,269

21,141

3

13

0,064

0,028

13,092

5,135

1,121

0,14

1,399

4,917

4

32

0,119

0,054

32,173

10,688

2,613

0,35

1,118

12,462

5

28

0,09

0,054

28,144

8,752

1,975

0,35

1,427

9,65

6

24

0,069

0,054

24,123

8,808

1,5

0,35

1,479

8,879

 

Таблица прил.10  Потери мощности в линиях сети 110 кВ

Линия

 Р``, МВт

 Q``, Мвар

 ΔР, МВт

 ΔQ, Мвар

 Р`, МВт

 Q`, Мвар

4-5

 2,375

0,91 

 0,008

 0,009

 2,384

 0,919

2-4

 34,557

 13,381

 0,491

 1,686

 35,048

 15,068

2-5

 25,769

 8,741

 0,505

 1,311

 26,274

 10,052

3-6

 6,035

1,713 

0,057

 0,06

 6,092

 1,774

2-3

 19,184

6,691

 0,432

 0,756

 19,616

 7,447

2-6

 18,088

 7,166

 0,539

 0,942

 18,626

8,108 

Таблица прил.11 Потери мощности в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь

Р``, МВт

Q``, Мвар

ΔР, МВт

ΔQ, Мвар

Р`, МВт

Q`, Мвар

DРх, МВт

DQх, Мвар

ΣQc/2, Мвар

Рр, МВт

Qр, Мвар

НН

50

19

0,017

1,603

50,017

20,603

-

-

-

-

-

СН

99,564

37,22

0,033

0

99,598

37,22

-

-

-

-

-

ВН

149,614

57,822

0,075

8,085

149,69

65,907

0,25

2

11,266

149,94

56,641

Таблица прил.15  Потери мощности в линиях сети 220 кВ

Линия

 Р``, МВт

 Q``, Мвар

 ΔР, МВт

 ΔQ, Мвар

 Р`, МВт

 Q`, Мвар

 I, А

 Iдоптабл, А

 Iдоп, А

1-2

 50,226

21,141 

 0,376

 1,386

 50,642

 22,528

 145,46

 610

 673,77

M-2

 200,582

 79,169

 11,523

 51,494

 212,105

 130,663

 653,77

690

762,13

Таблица прил.16 Потери напряжения в сети 220кВ.

Линия

 Uнач, кВ

 Uкон, кВ

 ΔU, кВ

 δU, кВ

М-2

 239,8

204,121 

 39,813

 40,872

1-2

 204,121

 200,172

 4,009

 4,923

Таблица прил.17 Потери напряжения и оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН и ЛРТ в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь

Uнач,   кВ   

Uкон,   кВ   

 ΔU, кВ

δU, кВ

Uжел, кВ

Δежел, кВ

nотвжел

nотвдейтв

Uдейст, кВ

ВН

204,872

199,416

5,015

11,107

-

-

-

-

-

СН

199,416

199,345

0,071

-0,027

121

-

7,689

6

117,457

НН

199,416

196,66

2,872

6,771

10,5

1,095

6,633

7

10,56

Таблица прил.18  Потери напряжения в сети 110кВ.

Линия

 Uнач, кВ

 Uкон, кВ

 ΔU, кВ

4-5

 114,26

113,806 

 0,454

2-4

 117,457

 114,26

 3,197

2-5

 117,457

 113,779

 3,678

3-6

113,939

112,706 

1,233

2-3

 117,457

113,939

 3,518

2-6

 117,457

 112,647

 4,81

Таблица прил.19 Оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН

Узел

Uв, кВ

ΔUт, кВ

δUт, кВ

U`н, кВ

nотвжел

nотвдейтс

Uн, кВ

1

200,172

10,095

19,554

191,08

-8,664

-8

10,385

3

113,939

4,267

-

109,627

-0,052

-1

10,68

4

114,26

3,59

-

110,67

-2,115

-3

10,675

5

113,793

2,932

-

110,861

-2,022

-3

10,693

6

112,677

2,812

-

109,865

-2,509

-3

10,597

Послеаварийный режим, отключаем линию 2-4.

Таблица прил.20 Расчетные нагрузки подстанций.

Узел

Рн, МВт

DРт, МВт

DРх, МВт

Рр, МВт

Qн, Мвар

DQт, Мвар

DQх, Мвар

ΣQc/2, Мвар

Qр, Мвар

1

50

0,166

0,1

50,266

19

4,691

0,72

9,209

15,201

3

13

0,064

0,028

13,092

5,135

1,121

0,14

1,399

4,917

4

32

0,119

0,054

32,173

10,688

2,613

0,35

0,565

13,085

5

28

0,09

0,054

28,144

11,152

1,975

0,35

1,427

9,65

6

24

0,069

0,054

24,123

8,808

1,5

0,35

1,479

8,879

Таблица прил.21 Потери мощности в линиях сети 110 кВ

Линия

 Р``, МВт

 Q``, Мвар

 ΔР, МВт

 ΔQ, Мвар

 Р`, МВт

 Q`, Мвар

 I, А

 Iдоптабл, А

 Iдоп, А

4-5

 32,173

13,085

 1,543

 1,624

 33,717

 14,709

 193,08

 265

 364,42

2-5

 61,861

24,359 

 3,013

 7,827

 64,874

 31,323

 378,11

510

701,34

3-6

 6,035

1,713 

0,057

 0,06

 6,092

 1,774

-

-

-

2-3

 19,184

6,691

 0,432

 0,756

 19,616

 7,447

-

-

-

2-6

 18,088

 7,166

 0,539

 0,942

 18,626

8,108 

-

-

-

Таблица прил.22 Потери мощности в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь

Р``, МВт

Q``, Мвар

ΔР, МВт

ΔQ, Мвар

Р`, МВт

Q`, Мвар

DРх, МВт

DQх, Мвар

ΣQc/2, Мвар

Рр, МВт

Qр, Мвар

НН

50

19

0,017

1,603

50,017

20,603

-

-

-

-

-

СН

103,117

44,909

0,037

0

103,154

44,909

-

-

-

-

-

ВН

153,171

65,512

0,081

8,721

153,252

74,233

0,25

2

11,266

153,502

64,967

Таблица прил.23 Потери мощности в линиях сети 220 кВ

Линия

 Р``, МВт

 Q``, Мвар

 ΔР, МВт

 ΔQ, Мвар

 Р`, МВт

 Q`, Мвар

1-2

 53,793

24,285 

 0,441

 1,351

 54,234

 25,635

М-1

104,5

40,837

2,317

10,354

106,817

51,191

M-2

 99,709

 39,486

 2,874

 12,842

 102,583

 53,524

Таблица прил.24 Потери напряжения в сети 220кВ.

Линия

 Uнач, кВ

 Uкон, кВ

 ΔU, кВ

 δU, кВ

М-1

239,8

227,884

12,467

15,832

М-2

 239,8

223,625 

 17,094

 20,251

1-2

 227,884

223,937

 3,995

  4,682

Таблица прил.25 Потери напряжения и оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН и ЛРТ в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь

Uнач,   кВ   

Uкон,   кВ   

 ΔU, кВ

δU, кВ

Uжел, кВ

Δежел, кВ

nотвжел

nотвдейтв

Uдейст, кВ

ВН

223,781

218,884

5,142

10,368

-

-

-

-

-

СН

218,884

218,818

0,067

-0,029

121

-

2,555

3

122,024

НН

218,884

216,356

2,617

6,168

10,5

0,153

0,925

1

10,512

Таблица прил.26 Потери напряжения в сети 110кВ.

Линия

 Uнач, кВ

 Uкон, кВ

 ΔU, кВ

4-5

 111,988

105,188 

 6,8

2-5

 122,024

 111,988

 10,036

3-6

118,637

117,453 

1,184

2-3

 122,024

118,637

 3,387

2-6

 122,024

 117,394

 4,63

Таблица прил.27 Оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН

Узел

Uв, кВ

ΔUт, кВ

δUт, кВ

U`н, кВ

nотвжел

nотвдейтс

Uн, кВ

1

227,884

8,868

17,176

219,688

0,043

0

10,507

3

118,637

4,098

-

114,539

2,439

2

10,579

4

105,188

3,899

-

101,288

-6,698

-7

10,564

5

111,988

2,979

-

109,009

-1,472

-2

10,602

6

117,424

2,698

-

114,725

-0,124

-1

10,665

Послеаварийный режим, отключаем линию 2-3.

Таблица прил.28 Расчетные нагрузки подстанций.

Узел

Рн, МВт

DРт, МВт

DРх, МВт

Рр, МВт

Qн, Мвар

DQт, Мвар

DQх, Мвар

ΣQc/2, Мвар

Qр, Мвар

1

50

0,166

0,1

50,266

19

4,691

0,72

9,209

15,201

3

13

0,064

0,028

13,092

5,135

1,121

0,14

0,644