86241

Проектирования электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ

Курсовая

Энергетика

Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

Русский

2015-04-04

3.14 MB

5 чел.

СОДЕРЖАНИЕ:

Введение           6

1 ЗАДАНИЕ НА ВЫПОЛНЕНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА   7

2 РАЗРАБОТКА СХЕМ РАЗВИТИЯ СЕТИ     9

2.1 Варианты схем развития сети              10

3 РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТИ           13

3.1 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 1           13

3.2 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 2           15

3.3 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 3           16

3.4 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 4           18

3.5 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 5           19

4 ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ           22

5 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛЭП НА УЧАСТКАХ СЕТИ           25

5.1 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 1           26

5.2 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 2           29

5.3 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 3           29

5.4 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 4           30

5.5 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 4           31

6 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ                 33

7 ВЫБОР СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ              36

8 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ                   39

8.1 Расчет приведенных затрат. Вариант 1             42

9 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ СЕТИ           48

9.1 Расчет  установившегося режима  максимальных нагрузок.     Вариант 4                    48

9.1.1Составление схемы замещения сети и определение ее параметров 48

9.1.2 Определение расчётных нагрузок в узлах сети           51

9.1.3 Расчёт потоков мощности на участках сети            51

9.1.4 Расчёт потоков мощности в кольцевой схеме           53

9.1.5 Определение напряжений в узлах сети            56

9.1.6 Выбор средств регулирования напряжения            59

9.2 Расчет  установившегося режима  максимальных нагрузок.     Вариант 4                    60

9.2.1Составление схемы замещения сети и определение ее параметров 60

9.2.2 Определение расчётных нагрузок в узлах сети           62

9.2.3 Расчёт потоков мощности на участках сети            63

9.2.4 Определение напряжений в узлах сети            65

9.3 Расчет  установившегося режима  максимальных нагрузок.     Вариант 5                    67

9.3.1Составление схемы замещения сети и определение ее параметров 67

9.3.2 Определение расчётных нагрузок в узлах сети           69

9.3.3 Расчёт потоков мощности на участках сети            70

9.3.4 Расчёт потоков мощности в кольцевой схеме           72

9.3.5 Определение напряжений в узлах сети            75

9.3.6 Выбор средств регулирования напряжения            77

10 РАСЧЕТ СЕТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОГРАММЫ RASTR         85

10.1 Расчёт установившихся режимов. Вариант 4           85

10.2 Расчёт установившихся режимов. Вариант 5           95

ЗАКЛЮЧЕНИЕ                        103

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ             104

Приложение А. Ведомость технического проекта         105


АННОТАЦИЯ

В данном курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической сети. Проведен анализ различных вариантов развития сети.

Для выбранных вариантов проведен выбор номинального напряжения сети; определены сечения линий электропередача, также проведен выбор трансформаторов на понижающих подстанциях и определены схемы подстанций.

Проведено экономическое сопоставление вариантов.

Рассчитаны установившиеся режимы сети для двух наиболее экономичных вариантов развития сети.


ВВЕДЕНИЕ

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного тока.

В настоящее время ЕЭС России включают в себя семь параллельно работающих объединений энергосистем: Центра, Средней Волги, Урала, Северо-запада, Востока, Юга и Сибири.

Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

Задача проектирования электрической сети относится к классу оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной многокритериальностью, многопараметричностью и динамическим характером задачи, дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.

В этих условиях проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надёжности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.

1 ЗАДАНИЕ НА ВЫПОЛНЕНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

Вариант №54.

Исходная схема развития сети приведена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Исходная схема развития сети

В соответствии с вариантом получаем следующие нагрузки узлов.

Таблица 1.1 – Нагрузки узлов

№ узла

2

3

6

8

12

P, МВт

30

25

25

10

20

Дополнительные данные:

1) cosφ = 0,9 для всех нагрузок;

2) Потребители узла 8 - потребители III категории надежности, в остальных узлах состав потребителей по надежности одинаков: I категории - 30%, II - 30%, III - 40%;

3) Номинальное напряжение потребителей 10 кВ;

4) TMAX нагрузок 4500 ч;

5) Район проектирования - Урал;

6) Масштаб: 1 см - 10 км.


2 РАЗРАБОТКА СХЕМ РАЗВИТИЯ СЕТИ

Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей. В проектной практике для построения рациональной конфигурации сети принимают повариантный метод, при котором для заданного расположения потребителей намечаются несколько вариантов и из них на основе технико-экономического сравнения выбирается лучший. Этот вариант должен обладать необходимой надежностью, экономичностью и гибкостью.

В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).

Двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категорий, так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников III категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта, то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.

Для каждого потребителя I и II категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне.

При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рисунки 2.1-2.5) учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.

Потребитель узла 8 - потребитель III категории надежности, однако на участке 6-8 (рисунок 2.1) и 1-8 (рисунок 2.2) рассматриваем сооружение двух цепей, так как за этим потребителем в узле 12 находятся потребители I и II категории. Поэтому все разомкнутые варианты, в связи с заданной категорийностью потребителей по надежности, требуют сооружения на всех участках двух параллельных цепей.

Рассмотрение кольцевых сетей позволяет наметить сооружение одной цепи на большинстве трасс. Однако это решение не окончательное, и оно должно быть проверено в соответствии с пропускной способностью линии при возможных отключениях источника. Таким образом, к дальнейшему рассмотрению предложены все 5 вариантов развития сети.

2.1 Варианты схем развития сети

Рисунок 2.1 - Вариант 1 развития сети

Рисунок 2.2 - Вариант 2 развития сети

Рисунок 2.3 - Вариант 3 развития сети

Рисунок 2.4 - Вариант 4 развития сети

Рисунок 2.5 - Вариант 5 развития сети


3 РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТИ

В сетях с односторонним питанием потокораспределение рассчитываем последовательным сложением мощности узлов, начиная от самых отдаленных и постепенно двигаясь к источнику. Таким образом, получаем перетоки мощности на всех радиальных участках сети.

В случае сети замкнутого типа, перетоки рассчитываем, используя правило «моментов», представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием. При этом мощность каждого источника такой сети определяем по формуле:

 , , (3.1)

где ,  - определяемые активная и реактивная мощности источников;

,  - активная и реактивная составляющие в узлах потребителей;

- расстояние противоположного источника до потребителя;

- общее расстояние между источниками.

На остальных участках мощность определяется по закону Кирхгофа.

Если в кольце имеются участки с двумя параллельными цепями, то эти участки приводим к эквивалентным длинам:

 (3.2)

где  - длина линии, км;

- число параллельных ветвей.

3.1 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 1

В варианте 1 рассматривается радиальная схема сети, т.е. схема с односторонним питанием, поэтому потоки мощности на участках определяем по первому закону Кирхгофа.

Реактивную мощность определяем по формуле:

 (3.3)

где (т.к. )

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

Таким образом, потокораспределение:

Потокораспределение в сети показано на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Потокораспределение в сети. Вариант 1

3.2 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 2

В варианте 2 рассматривается радиальная схема сети, т.е. схема с односторонним питанием, поэтому потоки мощности на участках определяем по первому закону Кирхгофа.

Потокораспределение в сети показано на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 - Потокораспределение в сети. Вариант 2

3.3 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 3

В варианте 3 рассматривается смешанная схема сети, поэтому вначале рассчитываем распределение потоков мощности в радиальной части, а потом в кольце, представив ее в виде схемы с двусторонним питанием. В кольце длину участков с двумя параллельными цепями приводим к эквивалентной по формуле 3.2. Мощность каждого из источников определяем согласно правилу моментов по формуле 3.1.

Распределение потоков мощности в радиальной части сети:

Распределение потоков мощности в кольцевой части сети:

Рисунок 3.3 - Потокораспределение в кольце. Вариант 3

Потоки мощности на участках определяем по первому закону Кирхгофа.

Потокораспределение в сети показано на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 - Потокораспределение в сети. Вариант 3

3.4 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 4

В варианте 4 рассматривается кольцевая схема сети, поэтому представим данную схему в виде схемы с двусторонним питанием. Длину участков с двумя параллельными цепями приводим к эквивалентной по формуле 3.2. Мощность каждого из источников определяем согласно правилу моментов по формуле 3.1.

Рисунок 3.5 - Потокораспределение в кольце

Потоки мощности на участках определяем по первому закону Кирхгофа.

Потокораспределение в сети показано на рисунке 3.6.

Рисунок 3.6 - Потокораспределение в сети. Вариант 4

3.5 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 5

В варианте 5 рассматривается смешанная схема сети, поэтому вначале рассчитываем распределение потоков мощности в радиальной части, а потом в кольце, представив ее в виде схемы с двусторонним питанием. В кольце длину участков с двумя параллельными цепями приводим к эквивалентной по формуле 3.2. Мощность каждого из источников определяем согласно правилу моментов по формуле 3.1.

Распределение потоков мощности в радиальной части сети:

;

Распределение потоков мощности в кольцевой части сети:

Рисунок 3.7 - Потокораспределение в кольце

Потоки мощности на участках определяем по первому закону Кирхгофа.

Потокораспределение в сети показано на рисунке 3.8.

Рисунок 3.8 - Потокораспределение в сети. Вариант 5


4 ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ

Выбор напряжения определяется экономическими факторами, при увеличении номинального напряжения возрастают капиталовложения в сооружение сети, но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.

Для расчета напряжения будем использовать формулу Г.А.Илларионова, дающую удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ,

, (4.1)

где - переток мощности на рассматриваемом участке, МВт; 

    - длина линии на рассматриваемом участке, км;

   - количество параллельных цепей на рассматриваемом участке.

4.1 Выбор номинального напряжения сети. Вариант 1

По формуле 4.1 получим:

    

  

 

4.2 Выбор номинального напряжения сети. Вариант 2

  

   

 

4.3 Выбор номинального напряжения сети. Вариант 3

    

  

    

4.4 Выбор номинального напряжения сети. Вариант 4

  

  

      

4.5 Выбор номинального напряжения сети. Вариант 5

 

    

   

Таким образом, на основании расчетов и, учитывая напряжение существующей линии, во всех вариантах принимаем номинальное напряжение линий 110 кВ.


5 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛЭП НА УЧАСТКАХ СЕТИ

Экономические интервалы для различных стандартных сечений определенного класса напряжения получены при построении зависимости приведенных затрат в сооружение 1 км линии от тока. Вид зависимостей показан на рис. 3.

Сечение  - стандартные сечения для класса номинального напряжения . Экономические интервалы однозначно определяют сечение воздушной линии в зависимости от тока максимального нормального режима . Если ток в линии лежит в интервале от 0 до  - наиболее экономично сечение , при токе от  до  - сечение  и т.д. Здесь под  понимается ток в одной цепи линии.

Согласно справочным данным на напряжении 110 кВ минимальное сечение принимается 70 мм2, а максимальное 240 мм2

Для выбора сечений необходимо определить токи в сети. При этом расчет токов в кольце выполняется одновременно с выбором сечений. При несовпадении заданного числа параллельных цепей в кольце с выбранным токи следует пересчитать заново с выбранным числом параллельных линий и уточнить выбор сечений.

Токораспределение в сети определяется по формуле:

    (5.1)

Для определения значений токов на различных участках сети воспользуемся значениями ранее полученных мощностей.

После расчета выбранное на участке схемы сечение необходимо проверить по условию нагрева. Для этого сравниваем ток в цепи в аварийном режиме с допустимом током .

 (5.2)

Если выбранный провод не проходит по условию нагрева, то выбираем провод следующего сечения и его также проверяем по условию (5.2).

5.1 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 1

1) Ток максимального нормального режима на участке 8-12:

.

По предельной экономической нагрузке на две цепи Iкр =80·2=160 А по таблице 1.16 ([2]) выбираем провод 2АС-70/11, для которого Iдоп =265 А (таблица 1.13 [2]), и проверяем по условию нагрева (5.2).

Ток в аварийном режиме (отключение одной линии): Iав 8-12 =117 А.

Iав 8-12=117 А < Iдоп.=265 А.

Следовательно, данный провод удовлетворяет всем условиям.

2) Ток максимального нормального режима на участке 6-8:

.

По предельной экономической нагрузке на две цепи Iкр =170·2=340 А выбираем провод 2АС-120/19, для которого Iдоп=390 А.

Ток в аварийном режиме (отключение одной линии): Iав 6-8 =175 А.

Iав 6-8=175 А < Iдоп.=390 А.

Следовательно, данный провод удовлетворяет всем условиям.

3) Ток максимального нормального режима на участке 2-6:

.

По предельной экономической нагрузке на две цепи Iкр =170·2=340 А выбираем провод 2АС-120/19, для которого Iдоп=390 А.

Ток в аварийном режиме (отключение одной линии): Iав 2-6 =321 А.

Iав 2-6=321 А < Iдоп.=390 А.

Следовательно, данный провод удовлетворяет всем условиям.

4) Ток максимального нормального режима на участке 1-3:

.

По предельной экономической нагрузке на две цепи Iкр =80·2=160 А выбираем провод 2АС-70/11, для которого Iдоп=265 А.

Ток в аварийном режиме (отключение одной линии): Iав 1-3 =146 А.

Iав 1-3=146 А < Iдоп.=265 А.

Следовательно, данный провод удовлетворяет всем условиям.

5) Ток максимального нормального режима на участке 1-2:

.

На участке 1-2 был выбран провод 2АС-240/39, для которого Iдоп=610 А. Предельная экономическая нагрузка на две цепи Iкр =370·2=740 А.

Ток в аварийном режиме (отключение одной линии): Iав 1-2 =496 А.

Iав 1-2 =496 А < Iдоп.=610 А.

Следовательно, данный провод удовлетворяет всем условиям.

Результаты расчета сведем в таблицу 5.1.

Таблица 5. – Выбор сечений проводов ЛЭП. Вариант 1

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

, А

8-12

проект 

117

АС-70 

2 

Обрыв 1 цепи

117

265 

6-8 

проект 

175

АС-120 

2 

Обрыв 1 цепи  

175

390

2-6 

проект 

321

АС-120 

2 

Обрыв 1 цепи  

321

390

1-3 

проект 

146

АС-70 

2 

Обрыв 1 цепи  

146

265

1-2

сущест 

496

АС-240

2 

Обрыв 1 цепи 

496

610

5.2 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 2

Таблица 5.2 – Выбор сечений проводов ЛЭП. Вариант 2

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

, А

8-12

проект 

117

АС-70 

2 

Обрыв 1 цепи

117

265 

1-8 

проект 

175

АС-120 

2 

Обрыв 1 цепи  

175

390

1-2

сущест 

467

АС-240

2 

Обрыв 1 цепи 

467

610

2-3 

проект 

146

АС-70 

2 

Обрыв 1 цепи  

146

265

2-6 

проект 

146

АС-70 

2 

Обрыв 1 цепи  

146

265

5.3 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 3

Аварийные режимы:

а) отключение источника 1 со стороны потребителя 2.

Рисунок 5.1 – Потоки мощности при отключении источника 1 со стороны потребителя 2. Вариант 3

б) отключение источника 1 со стороны потребителя 82.

Рисунок 5.2 – Потоки мощности при отключении источника 1 со стороны потребителя 8. Вариант 3

Таблица 5.3 – Выбор сечений проводов ЛЭП. Вариант 3

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

, А

1-8

проект 

276

АС-120

2

Откл. источника

642

390

8-12 

проект 

117

АС-70 

2 

Обрыв 1 цепи  

117

265

8-3

проект

100

АС-240

1 

Откл. источника

467

610

1-2 

сущест 

366

АС-240

2 

Откл. источника

642

610

2-6 

проект 

191

АС-240 

1

Откл. источника

467

610

6-3 

проект 

45

АС-120

1

Откл. источника

321

390

5.4 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 4

Аварийные режимы:

а) отключение источника 1 со стороны потребителя 2.

Рисунок 5.3 – Потоки мощности при отключении источника 1 со стороны потребителя 2. Вариант 4

б) отключение источника 1 со стороны потребителя 3.

Рисунок 5.4 – Потоки мощности при отключении источника 1 со стороны потребителя 3. Вариант 4

Таблица 5.4 – Выбор сечений проводов ЛЭП. Вариант 4

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

, А

1-3

проект 

293

АС-120

2

Откл. источника

642

390

3-8 

проект 

148

АС-240

1

Откл. источника

496

610

8-12

проект

89

АС-240

1 

Откл. источника

437

610

1-2 

сущест 

348

АС-240

2 

Откл. источника

642

610

2-6 

проект 

173

АС-240 

1

Откл. источника

467

610

6-12 

проект 

27

АС-120

1

Откл. источника

321

390

5.5 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 5

Аварийные режимы:

а) отключение источника 1 со стороны потребителя 2.

Рисунок 5.5 – Потоки мощности при отключении источника 1 со стороны потребителя 2. Вариант 5

б) отключение источника 1 со стороны потребителя 8.

Рисунок 5.6 – Потоки мощности при отключении источника 1 со стороны потребителя 8. Вариант 5

Таблица 5.5 – Выбор сечений проводов ЛЭП. Вариант 5

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

, А

1-8

проект 

216

АС-120

2

Откл. источника

642

390

8-12

проект 

117

АС-120

2

Обрыв 1 цепи  

117

390

1-2 

сущест 

443

АС-240

2 

Откл. источника

642

610

2-6

проект

146

АС-70

2 

Обрыв 1 цепи  

145

265

2-3

проект 

105

АС-120 

1

Откл. источника

321

390

3-8 

проект 

41

АС-240

1

Откл. источника

467

610


6 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ

Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов) зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей.

Условиями выбора являются:

1) ;     (6.1)

2) ;     (6.2)

3) .   (6.3)

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.

Мощность трансформатора в нормальных условиях должна обеспечить питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечение энергией потребителей I и II категорий в случае аварии с одним из трансформаторов и его отключения. При этом оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей I и II категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. В этом случае его проверка осуществляется по условию:

 (6.4)

где  - наибольшая нагрузка подстанции,

- номинальная мощность выбранного трансформатора,

- коэффициент допустимой перегрузки.

Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории.

Типы, мощности и число понижающих трансформаторов на подстанциях во всех вариантах одинаковы, так как не зависят от схемы сети 110 кВ.

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 2.

Узел 2 потребитель I категории надёжности, поэтому на подстанции нужно установить два трансформатора. Фактическая мощность трансформатора:

Выбираем два трансформатора марки [1, таблица 5.13] ТРДН – 25000/110. Параметры трансформатор удовлетворяют условиям (6.1)-(6.3).

Проверка по условию (6.4):

Следовательно, в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов, обеспечить питание потребителей I и II категорий.

Вариант установки одного трансформатора для питания потребителей III категории не рассматривается, так как в сетевом районе нет передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.

Выбор трансформаторов в остальных узлах осуществляется аналогично и отображен в таблице 6.1

№ узла

Мощность нагрузки

S/1,4,

МВ·А

Тип и число трансформаторов

Р, МВт

S, МВт

2

30

33,3

23,8

2ТРДН-25000/110 

3

25

27,78

19,8

2ТРДН-25000/110 

6

25

27,78

19,8

2ТРДН-25000/110 

8

10

11,1

7,9

2ТДН-10000/110 

12

20

22,2

15,9

2ТДН- 16000/110 

Таблица 6.1 – Выбор трансформаторов


7 ВЫБОР СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ

Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций выполняется только на стороне высшего напряжения, так как схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети.

Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.

При выборе схем подстанций руководствуемся рекомендациями ПУЭ и стандартом организации ОАО «ФСК ЕЭС».

Определение схем подстанций и числа ячеек выключателей 110 кВ для всех вариантов сведено в таблицы 7.1-7.5.

Таблица 7.1 – Выбор схем подстанций. Вариант 1

узла

Число

присоединений

Схема РУ 110 кВ

Число ячеек

выключателей

110 кВ

линий

тр-ров

1

4

2

Две рабочие и обходная системы шин

8

2

4

2

Одна рабочая секцион. и обходная системы шин

8

3

2

2

Два блока с выкл. и неавтомат. перемычкой со стор. линии

2

6

4

2

Одна рабочая секцион. и обходная системы шин

8

4

2

Одна рабочая секцион. и обходная системы шин

8

12

2

2

Два блока с выкл. и неавтом. перемычкой со стороны линии

2

Итого:           36


Таблица 7.2 - Выбор схем подстанций. Вариант 2

узла

Число

присоединений

Схема РУ 110 кВ

Число ячеек

выключателей

110 кВ

линий

тр-ров

1

4

2

Две рабочие и обходная системы шин

8

2

6

2

Две рабочие и обходная системы шин

10

3

2

2

Два блока с выкл. и неавтом. перемычкой со стороны линии

2

6

2

2

Два блока с выкл. и неавтом. перемычкой со стороны линии

2

4

2

Одна рабочая секцион. и обходная системы шин

8

12

2

2

Два блока с выкл. и неавтом. перемычкой со стороны линии

2

Итого:           32

Таблица 7.3 - Выбор схем подстанций. Вариант 3

узла

Число

присоединений

Схема РУ 110 кВ

Число ячеек

выключателей

110 кВ

линий

тр-ров

1

4

2

Две рабочие и обходная системы шин

8

2

3

2

Одна рабочая секцион. и обходная системы шин

7

3

2

2

Мостик с ремонтной перемычкой со стороны трансформатора

3

6

2

2

Мостик с ремонтной перемычкой со стороны трансформатора

3

5

2

Одна рабочая секцион. и обходная системы шин

9

12

2

2

Два блока с выкл. и неавтом. перемычкой со стороны линии

2

Итого:           32


Таблица 7.4 - Выбор схем подстанций. Вариант 4

узла

Число

присоединений

Схема РУ 110 кВ

Число ячеек

выключателей

110 кВ

линий

тр-ров

1

4

2

Две рабочие и обходная системы шин

8

2

3

2

Одна рабочая секцион. и обходная системы шин

7

3

3

2

Одна рабочая секцион. и обходная системы шин

7

6

2

2

Мостик с ремонтной перемычкой со стороны трансформатора

3

2

2

Мостик с ремонтной перемычкой со стороны трансформатора

3

12

2

2

Мостик с ремонтной перемычкой со стороны трансформатора

3

Итого:           31

Таблица 7.5 - Выбор схем подстанций. Вариант 5

узла

Число

присоединений

Схема РУ 110 кВ

Число ячеек

выключателей

110 кВ

линий

тр-ров

1

4

2

Две рабочие и обходная системы шин

8

2

5

2

Две рабочие и обходная системы шин

9

3

2

2

Мостик с ремонтной перемычкой со стороны трансформатора

3

6

2

2

Два блока с выкл. и неавтом. перемычкой со стороны линии

2

5

2

Одна рабочая секцион. и обходная системы шин

9

12

2

2

Два блока с выкл. и неавтом. перемычкой со стороны линии

2

Итого:           33


8 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ

Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы, т.е. обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности должна учитываться величина ущерба народному хозяйству от вероятного нарушения электроснабжения.

Технико-экономическое сравнение вариантов производится по методу приведенных затрат. При определении приведенных затрат учитываем, что линия 1-2 существующая, и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются.

Во всех вариантах в узлах стоят одинаковые трансформаторы и поэтому необходимо учитывать только разницу в числе выключателей. Число выключателей, которое следует учитывать при сопоставлении вариантов, показано в таблице 8.1.

Подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле:

 (8.1)

где  - нормативный коэфф-т эффективности. В энергетике принимается

- суммарные капитальные вложения, тыс. руб.;

- суммарные издержки, тыс. руб.;

- математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения, тыс. руб.

Суммарные капитальные вложения определяются по формуле:

,     (8.2)

где ,  - капитальные вложения в линии и подстанции соответственно.

Капитальные вложения в линии определяются по формуле:

,                            (8.3)

где С - стоимость 1 км линии ([2], таблица 2.23), руб/км;

l – длина линии, км;

n – число цепей в линии.

Капитальные вложения в подстанции:

, (8.4)

где ,  соответственно число и стоимость трансформаторов ([2], таблица 2.7);

- число и стоимость ячеек выключателей ([2], таблица 2.23).

Суммарные издержки определяем по формуле:

     (8.5)

где ,  - издержки на амортизацию и обслуживание линий и ПС;

- издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях.

Ежегодные издержки ,  определяются суммой отчислений от капитальных вложений:

 (8.6)

где ,  - коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание линий и подстанций. .

Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле:

 (8.7)

где - удельная стоимость потерь активной энергии. =0,9 руб/кВт·ч;

- суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок, кВт;

- число часов максимальных потерь в году, ч;

- суммарные потери холостого хода трансформаторов, кВт.

Число часов максимальных потерь в году определяется по формуле:

 (8.8)

Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:

 (8.9)

где a - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения ([2], рис. 2.2), тыс. руб./кВт;

- максимальная нагрузка потребителя, кВт;

- коэффициент вынужденного простоя;

- степень ограничения потребителя. =1 при полном отключении потребителя.

Коэффициент вынужденного простоя определяется из выражения:

 (8.10)

где   m - число последовательно, включенных элементов сети;

 - среднее время восстановления элемента [2, табл. 2.33];

- параметр потока отказов элемента i [2, табл. 2.32];.

На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с наименьшими приведенными затратами. Причем варианты схем считаются экономически равноценными, если разница в приведенных затратах равна или менее 5%.

8.1 Расчет приведенных затрат. Вариант 1

Перед анализом экономических характеристик учтем, что во всех вариантах в узлах стоят одинаковые трансформаторы, и поэтому будем принимать во внимание только разное число выключателей, а результаты сведем в таблицу.

Таблица 8.1 - Число ячеек выключателей по вариантам

Вариант

1

2

З

4

5

Число ячеек выключателей

36

32

32

31

33

Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении

5

1

1

0

2

1) Капиталовложения в линии на участке 2-3:

Потери мощности в максимальном режиме:

;

кА;

.

2) Капиталовложения в линии на участке 1-2:

Потери мощности в максимальном режиме:

;

кА;

.

3) Капиталовложения в линии на участке 2-6:

Потери мощности в максимальном режиме:

;

кА;

.

4) Капиталовложения в линии на участке 6-8:

Потери мощности в максимальном режиме:

;

кА;

.

5) Капиталовложения в линии на участке 8-12:

Потери мощности в максимальном режиме:

;

кА;

.

В варианте 1 используется на 5 выключателей больше, чем в варианте 4, в котором минимальное число ячеек. Поэтому учтем капиталовложения в эти выключатели.

Тогда суммарные капиталовложения в линии и подстанции равны:

Издержки на амортизацию и обслуживание линий и ПС:

Суммарные потери:

л+п

Суммарные потери в трансформаторах не учитываем, так как потери в трансформаторах во всех вариантах будут одинаковыми.

Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле (8.7):

Приведенные затраты в варианте 1 равны:

В остальных вариантах производятся аналогичные расчеты, результаты которых представляются в таблицах (8.3)-(8.6).

Таблица 8.2 - Капитальные вложения в линии. Вариант 1

Линия

Вид

Длина,

км

Ток,

А

Сечение

R,

Ом

,

МВт

,

тыс.руб.

1-2

сущест

24

496

2АС-240

1,44

1,06

0

1-3

проект

30

146

2АС-70

5,136

0,33

59400

2-6

проект

24

321

2АС- 120

2,988

0,92

48672

6-8

проект

32

175

2АС-120

3,984

0,37

64896

8-12

проект

24

117

2АС-70

5,136

0,21

47520

ВСЕГО

2,89

230988

Таблица 8.3 - Капитальные вложения в линии. Вариант 2

Линия

Вид

Длина,

км

Ток,

А

Сечение

R,

Ом

,

МВт

,

тыс.руб.

1-2

сущест

24

467

2АС-240

1,44

0,94

0

1-8

проект

54

175

2АС-120

6,723

0,62

109512

8-12

проект

24

117

2АС- 70

5,136

0,21

47520

2-3

проект

16

146

2АС-70

3,424

0,22

31680

2-6

проект

24

146

2АС-70

5,136

0,33

47520

ВСЕГО

2,32

236232

Таблица 8.4 - Капитальные вложения в линии. Вариант 3

Линия

Вид

Длина,

км

Ток,

А

Сечение

R,

Ом

,

МВт

,

тыс.руб.

1-2

сущест

24

366

2АС-240

1,44

0,58

0

1-8

проект

54

276

2АС-120

6,723

1,54

109512

8-12

проект

24

117

2АС- 70

5,136

0,21

47520

2-6

проект

24

191

АС-240

2,88

0,32

27072

6-3

проект

18

45

АС-120

4,482

0,03

18252

3-8

проект

23

100

АС-240

2,76

0,08

25944

ВСЕГО

2,76

228300

Таблица 8.5 - Капитальные вложения в линии. Вариант 4

Линия

Вид

Длина,

км

Ток,

А

Сечение

R,

Ом

,

МВт

,

тыс.руб.

1-2

сущест

24

348

2АС-240

1,44

0,52

0

1-3

проект

30

293

2АС-120

3,735

0,96

60840

2-6

проект

24

173

АС- 240

2,88

0,26

27072

6-12

проект

57

27

АС-120

14,193

0,03

57798

3-8

проект

23

148

АС-240

2,76

0,18

25944

8-12

проект

24

89

АС-240

2,88

0,07

27072

ВСЕГО

2,02

198726

Таблица 8.6 - Капитальные вложения в линии. Вариант 5

Линия

Вид

Длина,

км

Ток,

А

Сечение

R,

Ом

,

МВт

,

тыс.руб.

1-2

сущест

24

443

2АС-240

1,44

0,85

0

1-8

проект

54

216

2АС-120

6,723

0,94

54756

2-6

проект

24

146

2АС- 70

5,136

0,33

24336

2-3

проект

16

105

АС-120

3,984

0,13

8112

3-8

проект

23

41

АС-240

2,76

0,014

12972

8-12

проект

24

117

АС-120

2,988

0,12

24336

ВСЕГО

2,384

124512

Таблица 8.7 - Экономическое сопоставление вариантов развития сети

вар.

,

отн.ед.

тыс.руб.

1

230988

10500

230988

7506,5

42385,72

1,22

2

236232

2100

238332

6026

41437,74

1,20

3

228300

2100

230400

7168,8

41406,6

1,19

4

198726

0

198726

5246,7

34658,12

1

5

124512

4200

128712

6183,6

25510,14

0,74

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является 5-й вариант распределительной сети, следующий по экономичности после него вариант 4. Именно эти варианты рекомендуются для дальнейшего рассмотрения.


9 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ СЕТИ

Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений.

Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:

составление схемы замещения и расчет ее параметров для двух наиболее экономичных вариантов сети;

расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах (для обеих схем);

анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения (выбор рациональных отпаек на трансформаторах, батарей конденсаторов) с целью соблюдения требований ГОСТ по напряжению;

- результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносятся на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторах.

9.1 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок. Вариант 4

9.1.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров

Для расчета установившегося режима составляем схему замещения сети, показанной на рисунке 9.1, причем нагрузки указываем в новых узлах 2’, 3’, 6’, 8’ и 12’. Параметры узлов сети приведены в таблице 9.1. Параметры ветвей сети приведены в таблице 9.2.

Рисунок 9.1 - Схема замещения сети. Вариант 4

При составлении схемы замещения учтены трансформаторы подстанций  с номинальными коэффициентами трансформации:

 (9.1)


Таблица 9.1 - Параметры узлов сети. Вариант 4

№ узла

, кВ

Мощность нагрузки

, МВт

, МВАр

1

115

-

-

2

110

0,054

0,350

3

110

0,054

0,350

6

110

0,054

0,350

8

110

0,028

0,140

12

110

0,038

0,224

2’

110

30

14,52

3’

110

25

12,1

6’

110

25

12,1

8’

110

10

4,84

12’

110

20

9,68

Емкости линий определяем по формуле:

;    (9.2)

.     (9.3)

где - удельная емкостная проводимость ([1], таблица 3.8).

Таблица 9.2 - Параметры ветвей сети. Вариант 4

№ узла

R, Ом

X, Ом

, мкСм

, МВАр

нач.

кон.

1

2

1,44

4,86

134,88

0,89

-

2

2’

1,27

27,95

--

--

0,091

2

6

2,88

9,72

67,44

0,45

-

6

6’

1,27

27,95

--

--

0,091

6

12

14,19

24,34

151,62

1,00

-

12

12’

2,19

43,35

--

--

0,096

1

3

3,74

6,41

159,6

1,06

-

3

3’

1,27

27,95

--

--

0,091

3

8

2,76

9,32

64,63

0,43

-

8

8’

3,975

69,5

--

--

0,096

8

12

2,88

9,72

67,44

0,45

9.1.2 Определение расчётных нагрузок в узлах сети

 

9.1.3 Расчёт потоков мощности на участках сети

Потери в элементах сети определяем методом последовательной итерации. При этом сначала определяем потери при условии, что конечное и начальное значения мощности равны. Затем полученные значения прибавляем к величине начальной мощности и опять определяем потери.

Потери мощности на участках рассчитываются по формулам:

;     (9.4)

.     (9.5)

1) Мощность в начале участка 6-6':

 

2) Эквивалентная мощность в узле 6:

3) Мощность в начале участка 12-12':

 

4) Эквивалентная мощность в узле 12:

5) Мощность в начале участка 2-2':

6) Эквивалентная мощность в узле 2:

7) Мощность в начале участка 8-8':

 

8) Эквивалентная мощность в узле 8:

9) Мощность в начале участка 3-3':

 

10) Эквивалентная мощность в узле 3:

9.1.4 Расчёт потоков мощности в кольцевой схеме

Кольцевую схему сети рассчитывают, разрезая её по балансирующему узлу 1 (рисунок 9.2). Вначале по формулам (9.6) находят распределение потоков мощности в сети без учёта потерь в зависимости от нагрузок и полных комплексных сопротивлений ветвей сети, входящих в кольцо, и определяют точку потокораздела и потоки мощности, поступающие в неё с двух сторон.

 (9.6)

Рисунок 9.2 – Потокораспределение в кольце. Вариант 4

Рассчитываем потоки мощности в кольцевой сети.

Сделаем проверку:

Баланс мощностей выполняется.

Определим потокораспределение по участкам кольцевой сети.

Следовательно, точкой потокораздела активной и реактивной мощностей является узел 12 (рисунок 9.3).

Рисунок 9.3 – Потокораспределение в кольце. Вариант4

1) Мощность в начале участка 6-12":

2) Мощность в начале участка 2-6:

3) Мощность в начале участка 1'-2:

4) Мощность в начале участка 12'-8:

5) Мощность в начале участка 3-8:

6) Мощность в начале участка 1'-3:

9.1.4  Определение напряжений в узлах сети

Напряжение на высокой стороне определяется по формулам:

,   (9.7)

.     (9.8)

где - потеря напряжения в ветви, кВ.

Напряжения на низкой стороне определяются по формулам:

 (9.9)

(9.10)

где  - напряжение, приведенное к высокой стороне, кВ.

1) Напряжение в узле 2:

2) Напряжение в узле 2':

3) Напряжение в узле 6:

4) Напряжение в узле 6':

5) Напряжение в узле 12:

6) Напряжение в узле 3:

7) Напряжение в узле 3':

8) Напряжение в узле 8:

9) Напряжение в узле 8':

10) Напряжение в узле 12:

Разница напряжений в узле 12 лежит в пределах 1…2%, следовательно, фактическое значение напряжения определяем как среднеарифметическое:

11) Напряжение в узле 12':

9.1.6 Выбор средств регулирования напряжения

В соответствии с ГОСТ 13109-87 напряжение на шинах потребителя в нормальном режиме должно находиться в интервале Uном ±5%. Если напряжения на шинах потребителей находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.

Потребители электрической энергии могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения подстанций или могут быть удалены от них, поэтому на шинах низкого напряжения подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанции до шин потребителей.

Регулирование напряжения осуществляется с помощью устройства РПН силовых трансформаторов.

У всех выбранных трансформаторов регулирование осуществляется в пределах ±9•1,78%, откуда цена отпайки 115·1,78% = 2,047 кВ.

, (9.11)

где  - требуемое напряжение на шинах НН ПС, кВ. =10,5 кВ;

- номинальные напряжения трансформаора соответственно на высокой и низкой сторонах;

Выбор отпайки осуществляется по формуле:

, (9.12)

Тогда напряжение у потребителя при работе трансформатора на данной отпайке находится:

, (9.13)

Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 2'.

Выбираем отпайку -3. Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на данной отпайке:

В остальных узлах отпайки определяются аналогичным образом. Все полученные значения занесем в таблицу 9.3.

Таблица 9.3 - Выбор отпаек трансформаторов. Вариант 4

№ узла

2

6

12

8

3

Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

U на шинах ПС до регулирования, кВ

9,88

9,75

10,04

10,22

9,86

Рациональная отпайка

-3

-4

-3

-2

-3

U на шинах ПС после регулирования, кВ

10,47

10,53

10,57

10,56

10,45

Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.

9.2 Расчет установившегося послеаварийного режима. Вариант 4

Рассмотрим установившийся послеаварийный режим - отключение источника 1 со стороны потребителя 2

9.2.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров

Для расчета установившегося послеаварийного режима составляем схему замещения сети, показанной на рисунке 9.4, причем нагрузки указываем в новых узлах 2’, 3’, 6’, 8’ и 12’. Параметры узлов сети приведены в таблице 9.4. Параметры ветвей сети приведены в таблице 9.5.

Рисунок 9.4 - Схема замещения сети. Послеаварийный режим. Вариант 4

При составлении схемы замещения учтены трансформаторы подстанций  с номинальными коэффициентами трансформации:

 (9.1)


Таблица 9.4 - Параметры узлов сети. Вариант 4

№ узла

, кВ

Мощность нагрузки

, МВт

, МВАр

1

115

-

-

2

110

0,054

0,350

3

110

0,054

0,350

6

110

0,054

0,350

8

110

0,028

0,140

12

110

0,038

0,224

2

110

30

14,52

3’

110

25

12,1

6’

110

25

12,1

8’

110

10

4,84

12’

110

20

9,68

Емкости линий определяем по формулам (9.2), (9.3):

Таблица 9.5 - Параметры ветвей сети. Вариант 4

№ узла

R, Ом

X, Ом

, мкСм

, МВАр

нач.

кон.

2

2

1,27

27,95

--

--

0,091

2

6

2,88

9,72

67,44

0,45

-

6

6’

1,27

27,95

--

--

0,091

6

12

14,19

24,34

151,62

1,00

-

12

12’

2,19

43,35

--

--

0,096

1

3

3,74

6,41

159,6

1,06

-

3

3’

1,27

27,95

--

--

0,091

3

8

2,76

9,32

64,63

0,43

-

8

8’

3,975

69,5

--

--

0,096

8

12

2,88

9,72

67,44

0,45

9.2.2 Определение расчётных нагрузок в узлах сети

 

9.2.3 Расчёт потоков мощности на участках сети

1) Эквивалентная мощность в узле 6:

2) Эквивалентная мощность в узле 12:

3) Эквивалентная мощность в узле 2:

4) Эквивалентная мощность в узле 6:

5) Эквивалентная мощность в узле 3:

Рисунок 9.5 – Потокораспределение. Вариант 4

1) Мощность в начале участка 6-2:

2) Мощность в начале участка 12-6:

3) Мощность в начале участка 8-12:

4) Мощность в начале участка 3-8:

5) Мощность в начале участка 1-3:

9.2.4 Определение напряжений в узлах сети

1) Напряжение в узле 3:

2) Напряжение в узле 3':

3) Напряжение в узле 8:

4) Напряжение в узле 8':

5) Напряжение в узле 12:

6) Напряжение в узле 12':

7) Напряжение в узле 6:

8) Напряжение в узле 6':

9) Напряжение в узле 2:

10) Напряжение в узле 2':

9.3 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок. Вариант 5

9.3.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров

Для расчета установившегося режима составляем схему замещения сети, показанной на рисунке 9.6, причем нагрузки указываем в новых узлах 2’, 3’, 6’, 8’ и 12’. Параметры узлов сети приведены в таблице 9.6. Параметры ветвей сети приведены в таблице 9.7.

Рисунок 9.6 - Схема замещения сети. Вариант 5

При составлении схемы замещения учтены трансформаторы подстанций  с номинальными коэффициентами трансформации:

 (9.1)


Таблица 9.6 - Параметры узлов сети. Вариант 5

№ узла

, кВ

Мощность нагрузки

, МВт

, МВАр

1

115

-

-

2

110

0,054

0,350

3

110

0,054

0,350

6

110

0,054

0,350

8

110

0,028

0,140

12

110

0,038

0,224

2’

110

30

14,52

3’

110

25

12,1

6’

110

25

12,1

8’

110

10

4,84

12’

110

20

9,68

Емкости линий определяем по формулам (9.2) и (9.3).

Таблица 9.7 - Параметры ветвей сети. Вариант 5

№ узла

R, Ом

X, Ом

, мкСм

, МВАр

нач.

кон.

1

2

1,44

4,86

134,88

0,89

-

2

2’

1,27

27,95

--

--

0,091

2

6

5,14

5,33

122,4

0,81

-

6

6’

1,27

27,95

--

--

0,091

2

3

3,98

6,83

42,56

0,28

-

3

3’

1,27

27,95

--

--

0,091

3

8

2,76

9,32

64,63

0,43

-

8

8’

3,975

69,5

--

--

0,096

1

8

6,72

11,53

287,28

1,9

-

8

12

2,99

5,12

127,68

0,84

12

12’

2,19

43,35

--

--

0,096

9.3.2 Определение расчётных нагрузок в узлах сети

 

9.3.3 Расчёт потоков мощности на участках сети

Потери мощности на участках рассчитываются по формулам (9.4) и (9.5).

1) Мощность в начале участка 6-6':

 

2) Мощность в начале участка 2-6:

3) Мощность в начале участка 2-2':

4) Эквивалентная мощность в узле 2:

5) Мощность в начале участка 3-3':

 

6) Эквивалентная мощность в узле 3:

7) Мощность в начале участка 12-12':

8) Мощность в узле 12:

9) Мощность в начале участка 8-12:

10) Эквивалентная мощность в узле 8:

9.3.4 Расчёт потоков мощности в кольцевой схеме

Кольцевую схему сети рассчитывают, разрезая её по балансирующему узлу 1 (рисунок 9.7). Вначале по формулам (9.6) находят распределение потоков мощности в сети без учёта потерь в зависимости от нагрузок и полных комплексных сопротивлений ветвей сети, входящих в кольцо, и определяют точку потокораздела и потоки мощности, поступающие в неё с двух сторон.

 (9.6)

Рисунок 9.7 – Потокораспределение в кольце. Вариант 5

Рассчитываем потоки мощности в кольцевой сети.

Сделаем проверку:

Баланс мощностей выполняется.

Определим потокораспределение по участкам кольцевой сети.

Следовательно, точкой потокораздела активной и реактивной мощностей является узел 3 (рисунок 9.8).

Рисунок 9.8 – Потокораспределение в кольце. Вариант5

1) Мощность в начале участка 2-3':

2) Мощность в начале участка 1'-2:

3) Мощность в начале участка 8-3":

4) Мощность в начале участка 1"-3:

9.3.4 Определение напряжений в узлах сети

Напряжение на высокой стороне определяется по формулам (9.7) и (9.8).

Напряжения на низкой стороне определяются по формулам (9.9) и(9.10).

1) Напряжение в узле 2:

2) Напряжение в узле 2':

3) Напряжение в узле 6:

4) Напряжение в узле 6':

5) Напряжение в узле 3:

6) Напряжение в узле 8:

7) Напряжение в узле 8':

8) Напряжение в узле 12:

9) Напряжение в узле 12':

10) Напряжение в узле 3:

Разница напряжений в узле 3 лежит в пределах 1…2%, следовательно, фактическое значение напряжения определяем как среднеарифметическое:

11) Напряжение в узле 3':

9.1.6 Выбор средств регулирования напряжения

Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 6'.

Выбираем отпайку -4. Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на данной отпайке:

В остальных узлах отпайки определяются аналогичным образом. Все полученные значения занесем в таблицу 9.8.

Таблица 9.8 - Выбор отпаек трансформаторов. Вариант 5

№ узла

2

6

12

8

3

Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

U на шинах ПС до регулирования, кВ

9,84

9,74

10,1

10,29

9,75

Рациональная отпайка

-3

-4

-2

-1

-4

U на шинах ПС после регулирования, кВ

10,43

10,52

10,43

10,44

10,53

Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.

9.4 Расчет установившегося послеаварийного режима. Вариант 5

Рассмотрим установившийся послеаварийный режим - отключение источника 1 со стороны потребителя 2

9.4.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров

Для расчета установившегося послеаварийного режима составляем схему замещения сети, показанной на рисунке 9.9, причем нагрузки указываем в новых узлах 2’, 3’, 6’, 8’ и 12’. Параметры узлов сети приведены в таблице 9.9. Параметры ветвей сети приведены в таблице 9.10.

Рисунок 9.9 - Схема замещения сети. Послеаварийный режим. Вариант 5

При составлении схемы замещения учтены трансформаторы подстанций  с номинальными коэффициентами трансформации:

 (9.1)


Таблица 9.9 - Параметры узлов сети. Вариант 5

№ узла

, кВ

Мощность нагрузки

, МВт

, МВАр

1

115

-

-

2

110

0,054

0,350

3

110

0,054

0,350

6

110

0,054

0,350

8

110

0,028

0,140

12

110

0,038

0,224

2

110

30

14,52

3’

110

25

12,1

6’

110

25

12,1

8’

110

10

4,84

12’

110

20

9,68

Емкости линий определяем по формулам (9.2), (9.3):

Таблица 9.10 - Параметры ветвей сети. Вариант 5

№ узла

R, Ом

X, Ом

, мкСм

, МВАр

нач.

кон.

2

2’

1,27

27,95

--

--

0,091

2

6

5,14

5,33

122,4

0,81

-

6

6’

1,27

27,95

--

--

0,091

2

3

3,98

6,83

42,56

0,28

-

3

3’

1,27

27,95

--

--

0,091

3

8

2,76

9,32

64,63

0,43

-

8

8’

3,975

69,5

--

--

0,096

1

8

6,72

11,53

287,28

1,9

-

8

12

2,99

5,12

127,68

0,84

12

12’

2,19

43,35

--

--

0,096

9.4.2 Определение расчётных нагрузок в узлах сети

 

9.4.3 Расчёт потоков мощности на участках сети

1) Эквивалентная мощность в узле 2:

2) Эквивалентная мощность в узле 3:

3) Эквивалентная мощность в узле 8:

Рисунок 9.10 – Потокораспределение. Вариант 5

1) Мощность в начале участка 3-2:

2) Мощность в начале участка 8-3:

3) Мощность в начале участка 1-8:

9.4.4 Определение напряжений в узлах сети

1) Напряжение в узле 8:

2) Напряжение в узле 8':

3) Напряжение в узле 12:

4) Напряжение в узле 12':

5) Напряжение в узле 3:

6) Напряжение в узле 3':

7) Напряжение в узле 2:

8) Напряжение в узле 2':

9) Напряжение в узле 6:

10) Напряжение в узле 6':


10  РАСЧЕТ СЕТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОГРАММЫ
RASTR

С помощью программы RASTR был произведен расчет установившихся режимов максимальных нагрузок и послеаварийных режимов для двух наиболее экономичных вариантов развития сети.

10.1 Расчёт установившихся режимов. Вариант 4

Результаты расчёта установившегося режима максимальных нагрузок приведены в таблице 10.1 и на рисунке 10.1.

Рисунок 10.1 – Режим максимальных нагрузок. Вариант 4

Таблица 10.1 – Параметры режима максимальных нагрузок. Вариант 4

Результаты расчёта установившегося послеаварийного режима при отключении источника со стороны потребителя 2 приведены в таблице 10.2 и на рисунке 10.2.

Рисунок 10.2 – Послеаварийный режим – отключении источника со стороны потребителя 2

Таблица 10.2 – Параметры послеаварийного режима. Вариант 4

Результаты расчёта установившегося послеаварийного режима при отключении источника со стороны потребителя 2 с учетом установки конденсаторных батарей в узле 2’ приведены в таблице 10.3 и на рисунке 10.3.

Рисунок 10.3 – Послеаварийный режим – отключении источника со стороны потребителя 2 с учетом установки конденсаторных батарей. Вариант 4

Таблица 10.3 – Параметры послеаварийного режима. Вариант 4

Из расчетов видно, что для возможности поддержания напряжения в узлах сети отпайками трансформаторов в пределах допустимого отклонения установим в узел 2' конденсаторную батарею мощностью 67,5 МВАр, состоящую из n=67,5/0,04=1688 последовательно соединенных конденсаторов марки КС2-0,66-40.

Результаты расчёта установившегося послеаварийного режима при отключении источника со стороны потребителя 3 приведены в таблице 10.4 и на рисунке 10.4.

Рисунок 10.4 – Послеаварийный режим – отключение источника 1 со стороны потребителя 3. Вариант 4

Таблица 10.4 – Параметры режима. Вариант 4

Результаты расчёта установившегося послеаварийного режима при отключении источника со стороны потребителя 3 приведены в таблице 10.5 и на рисунке 10.5.

Рисунок 10.5 – Послеаварийный режим – отключение источника 1 со стороны потребителя 3 с учетом установки конденсаторных батарей. Вариант 4

Таблица 10.5 – Параметры режима. Вариант 4

Из расчетов видно, что для возможности поддержания напряжения в узлах сети отпайками трансформаторов в пределах допустимого отклонения установим в узел 3' конденсаторную батарею мощностью 52,7 МВАр, состоящую из n=52,7/0,04=1318 последовательно соединенных конденсаторов марки КС2-0,66-40.


10.2 Расчёт установившихся режимов. Вариант 4

Результаты расчёта установившегося режима максимальных нагрузок приведены в таблице 10.6 и на рисунке 10.6.

Рисунок 10.6 – Режим максимальных нагрузок. Вариант 5

Таблица 10.6 – Параметры режима. Вариант 5

Результаты расчёта установившегося послеаварийного режима при отключении источника 1 со стороны потребителя 2 приведены в таблице 10.7 и на рисунке 10.7.

Рисунок 10.7 – Послеаварийный режим – отключение источника 1 со стороны потребителя 2. Вариант 5

Таблица 10.7 – Параметры режима. Вариант 5

Результаты расчёта установившегося послеаварийного режима при отключении источника 1 со стороны потребителя 2 с учетом установки конденсаторных батарей приведены в таблице 10.8 и на рисунке 10.8.

Рисунок 10.8 – Послеаварийный режим – отключение источника 1 со стороны потребителя 2 с учетом установки конденсаторных батарей Вариант 5

Таблица 10.8 – Параметры режима. Вариант 5

Из расчетов видно, что для возможности поддержания напряжения в узлах сети отпайками трансформаторов в пределах допустимого отклонения установим в узел 2' конденсаторную батарею мощностью 67,2 МВАр, состоящую из n=67,2/0,04=1680 последовательно соединенных конденсаторов марки КС2-0,66-40.

Результаты расчёта установившегося послеаварийного режима при отключении источника 1 со стороны потребителя 8 приведены в таблице 10.9 и на рисунке 10.9.

Рисунок 10.9 – Послеаварийный режим – отключение источника 1 со стороны потребителя 8. Вариант 5

Таблица 10.9 – Параметры режима. Вариант 5


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ. Рассмотрено пять вариантов развития сети, при этом для всех вариантов произведен выбор напряжения сети, сечений ЛЭП, трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств.

Из пяти схем путем технико-экономического сравнения для дальнейшего рассмотрения приняты две схемы.

Для оставшихся двух схем рассчитаны установившиеся режимы сети.

Выбор наилучшего варианта выполнен на основе сравнения приведённых затрат.


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1.  Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред.   Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005.
  2.  Волкова Т. Ю., Юлукова  Г.М. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» (раздел «Электроэнергетические системы и сети») 2004.
  3.  Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для ВУЗов. - М.: Энергоатомиздат, 1989.
  4.  Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Лист

Дата

Лист

Дата

Подп.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

№ докум.

Лист.

Изм.

Изм.

Подп.

№ докум.

Лист.

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

55+j26,62

 1

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

55+j26,62

30+j14,52

110+j53,24

2

8

3

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

80+j38,72

 1

55+j26,62

25+j12,1

30+j14,52

25+j12,1

30+j14,52

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

55+j26,62

110+j53,24

8

3

Изм.

25+j12,1

30+j14,52

30+j14,52

55+j26,62

Лист

Дата

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

17,95+j8,69

1

27 км

1 “

23 км

16 км

12 км

30+j14,52

25+j12,1

55+j26,62

37,05+j17,93

7,05+j3,41

72,95+j35,31

2

8

3

25+j12,1

25+j12,1

3

80+j38,72

 1

10+j4,84

8

20+j9,68

25+j12,1

30+j14,52

35+j16,94

55+j26,62

110+j53,24

2

12

29,7+j14,37

1

25,3+j12,25

10+j4,84

23 км

24 км

1 “

8

57 км

24 км

12 км

20+j9,68

25+j12,1

30+j14,52

15,3+j7,41

4,7+j2,27

59,7+j28,89

2

12

6

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

32,7+j15,83

1

47,3+j22,89

30+j14,52

27 км

23 км

1 “

8

18 км

24 км

12 км

25+j12,1

25+j12,1

30+j14,52

17,3+j8,37

7,7+j3,73

62,7+j30,35

2

3

6

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

25+j12,1

50,3+j24,35

15 км

3

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

80+j38,72

 1

30+j14,52

2

25+j12,1

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

110+j53,24

8

6

3

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

6

30+j14,52

30+j14,52

2

85+j41,14

 1

25+j12,1

6

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

10+j4,84

25+j12,1

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

80+j38,72

 1

30+j14,52

8

25+j12,1

25+j12,1

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

30+j14,52

30+j14,52

55+j26,62

110+j53,24

2

3

6

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

20+j9,68

55+j26,62

75+j36,3

110+j53,24

3

12

8

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подп.

Дата

Лист

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подп.

Дата

Лист

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Изм.

Лист.

№ докум.

Подп.

Дата

Лист

Изм.

Лист.

№ докум.

Подп.

Дата

Лист

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

Лист

Дата

Подп.

№ докум.

Лист.

Изм.

  1.  

 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

15394. Анализ закрытого акционерного общества ГЕРМАСТ 207 KB
  1. Общая характеристика организации. Полное фирменное наименование: Закрытое акционерное общество €œГЕРМАСТ€ Сокращенное фирменное наименование: ЗАО €œГЕРМАСТ€. Местонахождение: Россия г. Нижний Новгород пр. Ленина д. 88. Почтовый адрес: 606004 Россия г...
15395. Этапы создания и перспективы развития европейского экономического валютного союза 174 KB
  Контрольная работа Дисциплина Финансы и кредит Тема: Этапы создания и перспективы развития европейского экономического валютного союза Введение Европейский Союз объединяет 15 европейских стран с целью обеспечения мира и процветания их г
15396. СУЩНОСТЬ, ФУНКЦИИ И ИСТОЧНИКИ ФОРМИРОВАНИЯ ПРИБЫЛИ 114 KB
  РЕФЕРАТ СУЩНОСТЬ ФУНКЦИИ И ИСТОЧНИКИ ФОРМИРОВАНИЯ ПРИБЫЛИ Введение В рыночной экономике особое место отводится предприятию способному выполнять исключительно важную функцию – €œзарабатывание прибыли€ Прибыль создает определен...
15397. Техника безопасности в походе 76.69 KB
  Правила безопасности перед выходом из лагеря населенного пункта Правила безопасности при движении Правила безопасности при прохождении скального рельефа Правила безопасности при страховке на скальном рельефе Правила безопасности при
15398. Размещение отраслей машиностроительного комплекса 79.5 KB
  КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА по дисциплине Экономическая география на тему: Размещение отраслей машиностроительного комплекса 1. Роль структура и уровень развития отраслей машиностроительного комплекса. Машиностроительный комплекс является ведущим среди межотр
15399. Место и роль России в международной торговле 176 KB
  КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА ПО ДИСЦИПЛИНЕ МИРОВАЯ ЭКОНОМИКА на тему Место и роль России в международной торговле Введение. Самая старая форма международных отношений это международная торговля. На протяжения столетий внешняя торговля была и есть основа междун
15400. РУССКАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ МЫСЛЬ (XIX – начало XX в.) 88.5 KB
  КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА ПО ДИСЦИПЛИНЕ ИСТОРИЯ ЭКОНОМИЧЕСКИХ УЧЕНИЙ ТЕМА № 13 РУССКАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ МЫСЛЬ XIX – начало XX в. Введение Материальное развитие и состояние общества умонастроение и социальное самочувствие населения во всех странах в большой мере
15401. Основные социально-демографические проблемы развития современной России 140 KB
  Анализ изменения численности населения России и ее регионов Рассмотрим изменение численности населения России в 1970-2004 гг. по данным Российского статистического ежегодника за 2004 гг. Данные представим в таблице 1. Таблица 1 Изменение численности населения России в...
15402. Экономическое значение валютного курса. Методы его регулирования 155.5 KB
  Введение Среди факторов оказывающих значительное влияние на экономический рост интенсивность структурных изменений инвестиционную привлекательность страны уровень жизни населения и другие параметры экономического и социального развития выделяют валюту и ва...