Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Исходные данные

1. Выбор вариантов распределительной сети

1.1 Выбор вариантов схемы соединений сети

1.1.1 Разомкнутая сеть

1.1.2 Замкнутая сеть

1.2 Выбор номинальных напряжений сети

1.2.1 Расчет номинальных напряжений для участков разомкнутой сети

1.2.2 Расчет номинальных напряжений для участков замкнутой сети

1.3 Выбор сечения проводов

1.3.1 Разомкнутая сеть

1.3.2 Замкнутая сеть

1.4 Проверка сечений проводов по техническим ограничениям

1.4.1 Разомкнутая сеть

1.5 Определение сопротивлений и проводимостей ВЛЭП

1.5.1 Разомкнутая сеть

1.5.2 Замкнутая сеть

1.6 Приближенное определение потерь напряжения

1.6.1 Разомкнутая сеть

1.6.2 Замкнутая сеть

1.7 Выбор трансформаторов на подстанции

1.7.1 Разомкнутая сеть

1.7.2 Замкнутая сеть

1.8 Определение проводимостей и сопротивлений трансформаторов

1.9 Приближенный расчет потерь активной и реактивной мощностей

1.9.1 Разомкнутая сеть

1.9.2 Замкнутая сеть

1.10 Составление балансов активной и реактивной мощностей

1.10.1 Разомкнутая сеть

1.10.2 Замкнутая сеть

2. Технико-экономическое сравнение вариантов сети

2.1 Составление полных схем электрических соединений

2.1.1 Схема разомкнутой сети

2.1.2 Схема замкнутой сети

2.2 Определение экономических показателей и выбор целесообразного варианта

2.2.1 Разомкнутая сеть

2.2.2 Замкнутая сеть

3. Точный электрический расчет выбранного варианта

3.1 Составление схемы замещения сети

3.2 Расчет потокораспределения в сети без учета потерь мощности

3.2.1 Режим максимальных нагрузок

3.2.2 Режим минимальных нагрузок

3.2.3 Послеаварийный режим

3.3 Расчет потокораспределения в сети с учетом потерь мощности

3.3.1 Режим максимальных нагрузок

3.3.2 Режим минимальных нагрузок

3.3.3 Послеаварийный режим работы

3.4 Определение падений напряжения на головном участке сети и напряжений на шинах узловой подстанции

3.4.1 Режим максимальных нагрузок

3.4.2 Режим минимальных нагрузок

3.4.3 Послеаварийный режим

3.5 Определение потерь напряжений и напряжений в узлах распределительной сети

3.5.1 Режим максимальных нагрузок

3.5.2 Режим минимальных нагрузок

3.5.3 Послеаварийный режим работы

3.6 Выбор ответвлений и расчет действительных напряжений на шинах узловых подстанций

3.6.1 Режим максимальных нагрузок

3.6.2 Режим минимальных нагрузок

3.6.3 Послеаварийный режим

3.7 Выбор ответвлений на трансформаторах и расчет действительных напряжений на шинах подстанций

3.7.1 Режим максимальных нагрузок

3.7.2 Режим минимальных нагрузок

3.7.3 Послеаварийный режим

4. Определение обобщенных показателей сети

4.1 Технические показатели

4.2 Экономические показатели



Исходные данные

Характеристики нагрузки

Нагрузка	1 (К)	2 (О)	3 (В)	4 (В)
Х, см	7,5	2,5	7,8	10,0
Y, см	0,0	2,5	7,0	4,6
РМ, МВт	70	19	28	10
ТМ, ч	4000	3200	6300	5000
cosц	0,81	0,77	0,82	0,78
KК, %	80	50	75	30

Характеристики системы и режима

Система	РЭС
Х, см	11,0
Y, см	8,0
UmaxРЭС, %	111
UminРЭС, %	102
cosцРЭС	0,9
Pmin, %	45
Масштаб, км/см	20

где РМ - активная мощность нагрузки в максимальном режиме;

ТМ - время использования максимальной нагрузки;

КК - доля нагрузки I и II категории;

Pmin - доля нагрузки в минимальном режиме по отношению к максимальному режиму (одинаковая для всех нагрузок).

Коэффициенты мощности для всех нагрузок в минимальном режиме приняты совпадающими с максимальным режимом.



1. Выбор вариантов распределительной сети

1.1 Выбор вариантов схемы соединений сети

Для расчета для линий, в соответствии с заданными координатами нагрузок, выполняю схему размещения и соединения нагрузок в масштабе 20 км/см (рис. 1.1).

Рис 1.1 Схема расположения РЭС и нагрузок 1, 2, 3 и 4. Расстояния указаны в километрах.

В данном проекте будут рассмотрены два варианта сети - замкнутая и разомкнутая. При этом следует учесть, что согласно ПУЭ электроснабжение объектов I и II категории должно быть спроектировано и осуществляться от двух независимых и взаиморезервирующих источников питания.

1.1.1 Разомкнутая сеть

Рассмотрим варианты разомкнутой сети



1. 2.

3. 4.

5.

Суммарные длины линий находим по следующей формуле:



(1.1)

где n - число двухцепных линий;

l - длина двухцепной линии, км;

i и j - соседние соединенные точки.

Остальные линии нахожу аналогичным способом.

Результаты расчетов длин линий сведены в таблицу 1.1

Таблица 1.1

Вариант разомкнутой сети	1	2	3	4	5
Длина сети, км	912	864	1008	1052	956

После проведения расчетов видно, что вариант 2 имеет наименьшую длину. Для разомкнутой сети выбираю вариант 2.

1.1.2 Замкнутая сеть

Рассмотри варианты замкнутой сети



1. 2.

3. 4.

5.

Суммарные длины линий находим по следующей формуле:



(1.2)

где li-jдц - длина двухцепной линии, км;

li-jоц - длина одноцепной линии, км;

nдц - число двухцепных линий;

nоц - число одноцепных линий.

Остальные линии нахожу аналогичным способом.

Результаты расчетов длин линий сведены в таблицу 1.2

Таблица 1.2

Вариант разомкнутой сети	1	2	3	4	5
Длина сети, км	668	652	744	796	502

После проведения расчетов видно, что вариант 5 имеет наименьшую длину. Для замкнутой сети выбираю вариант 5.



1.2 Выбор номинальных напряжений сети

1.2.1 Расчет номинальных напряжений для участков разомкнутой сети

Рис. 1.3 Схема распределения потоков активной мощности в разомкнутой сети

Рассчитываем потоки активной мощности по первому закону Кирхгофа на участках сети без учета потерь:

Полученные результаты отображены на рис. 1.3

По формуле Илларионова находим расчетное напряжение для каждого участка сети:

(1.3)

где l - длина участка сети, км;

Р - поток активной мощности на данном участке сети, МВт.

Полученные напряжения округляем в большую сторону до ближайших стандартных напряжений:

1.2.2 Расчет номинальных напряжений для участков замкнутой сети

Замкнутую сеть представляю в разомкнутом виде (рис. 1.4). Для этого Для этого один источник питания искусственно представляю в виде двух - РЭС и РЭС'.



Рис. 1.4 Схема распределения потоков активной мощности в замкнутой сети

Нахожу приближенное (без учета потерь) потокораспределение мощностей в головных участках сети:

(1.4)

где LРЭС-РЭС' = 502 км - длина линии от РЭС до РЭС'.

(1.5)

Рассчитываем потоки активной мощности, протекающие по остальным участкам сети. Для этого применяем первый закон Кирхгофа:

Знак «минус» в значении активной мощности на участке 4-1 значит, что в узле 1 происходит раздел потоков мощностей от источников.

По формуле Илларионова (1.3) находим расчетное напряжение на самом загруженном и самом длинном участках цепи:

Принимаем напряжение для всех участков сети равным .

1.3 Выбор сечения проводов

1.3.1 Разомкнутая сеть

Нахождение полной мощности, передаваемой по участкам сети. Для этого находим значение реактивных мощностей нагрузок:



, (1.6)

где .

Затем нахожу полную мощность нагрузок:

(1.7)

Все расчеты сведены в таблицу 1.3

Таблица 1.3

Величины	Нагрузка
	1	2	3	4
P, МВт	70	19	28	10
cosц	0,81	0,77	0,82	0,78
tgц	0,724	0,829	0,698	0,802
Q, МВАр	50,679	15,744	19,544	8,023
S, МВА	86,42	24,675	34,146	12,821

Находим с помощью первого закона Кирхгофа потокораспределение полной мощности по участкам сети без учета потерь:

Вычисляем наибольший ток, протекающий по проводам линии (Sij в кВА):



Для каждого участка сети, по которому осуществляется питание нескольких нагрузок, находим средневзвешенное значение количества часов использования максимальной нагрузки ТМс.вз для этих нагрузок:

, (1.8)

Провода выбираю сталеалюминевые марки АС.

В соответствии с ПУЭ «Экономическая плотность тока» [1, таблица 1.3.36] для изолированного провода марки АС для каждого участка выбираю значение экономической плотности тока:



, , , .

Расчетное сечение проводов по экономической плотности тока:

Выбираю стандартные сечения проводов, близкие к расчетным:

, , ,

1.3.2 Замкнутая сеть

Потокораспределение полной мощности в головных участках сети:

Рассчитываем потоки полной мощности, протекающих по остальным участкам сети по первому закону Кирхгофа:

Знак «минус» в значении активной мощности на участке 4-1 значит, что в узле 1 происходит раздел потоков мощностей от источников.

Вычисляем ток, протекающий по проводам участков (S в кВА):

Мысленно разделяем сеть в точке потокораздела на два участка, словно они разомкнутые (рис. 1.5):



Рис. 1.5 Замкнутая сеть в виде двух разомкнутых участков

Для каждого участка находим средневзвешенное значение количества часов использования максимальной нагрузки ТМс.вз для этих нагрузок по формуле (1.8):

Провода выбираю сталеалюминевые марки АС.

В соответствии с ПУЭ «Экономическая плотность тока» [1, таблица 1.3.36] для изолированного провода марки АС для каждого участка выбираю значение экономической плотности тока:

, , ,

,



Расчетное сечение проводов по экономической плотности тока:

Выбираю стандартные сечения проводов, близкие к расчетным:

, , ,

, .

1.4 Проверка сечений проводов по техническим ограничениям

1.4.1 Разомкнутая сеть

Рассчитываем ток в послеаварийном режиме (обрыв одной цепи двухцепной линии):

Выбор сечения по условию нагрева проводим в соответствии с ПУЭ [1, таблица 1.3.29].

Проверку выбранного сечения по условию короны для каждого номинального напряжения проводим с соответствии с ПУЭ [1, таблица 2.5.6].

Результаты расчетов и выбора по соответствующим условиям сведены в таблицу 1.4.

Таблица 1.4

	РЭС-3	3-2	2-1	1-4
Uном, кВ	220	220	220	110
Ток в рабочем режиме, А	207,402	162,597	130,219	33,645
Ток в послеаварийном режиме, а	414,805	325,194	260,438	67,29
Экономическая плотность тока, А/мм2	1,1	1,1	1,1	1,1
Сечение, рассчитанное по экономической плотности тока, мм2	185	150	120	35
Длительно допустимая токовая нагрузка, А	510	450	390	177
Сечение, выбранное по условию нагрева, мм2	120	95	70	10
Сечение, выбранное по условию короны, мм2	240	240	240	70
Сечение, выбранное по условию механической прочности, мм2	50	50	50	50
Окончательный выбор сечения и марки провода	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32	АС-70/11

1.4.2 Замкнутая сеть

В качестве аварийных ситуаций рассмотрим самые тяжелые случаи, когда авария случается в головных участках сети.

Ситуация, когда выведен из работы участок РЭС-4, условно назовем «послеаварийный режим 1» (рис. 1.6).

Послеаварийный режим 1



Рис. 1.6 Потокораспределение полной мощности в замкнутой сети в послеаварийном режиме 1.

Рассчитываем перераспределение потоков полной мощности в послеаварийном режиме 1, без чета потерь:

Рассчитываем токи, которые будут протекать по проводам линий в послеаварийном режиме 1 (S в кВА):

Ситуация, когда выведен из работы участок РЭС'-3, условно назовем «послеаварийный режим 2» (рис. 1.7).

Послеаварийный режим 2

Рис. 1.6 Потокораспределение полной мощности в замкнутой сети в послеаварийном режиме 2.

Рассчитываем перераспределение потоков полной мощности в послеаварийном режиме 2, без чета потерь:

Рассчитываем токи, которые будут протекать по проводам линий в послеаварийном режиме 2 (S в кВА):

Выбор сечения по условию нагрева проводим в соответствии с ПУЭ [1, таблица 1.3.29].

Проверку выбранного сечения по условию короны для каждого номинального напряжения проводим с соответствии с ПУЭ [1, таблица 2.5.6].

Результаты расчетов и выбора по соответствующим условиям сведены в таблицу 1.5.

Таблица 1.5

	РЭС-4	4-1	1-2	2-3	3-РЭС'
Uном, кВ	220	220	220	220	220
1	2	3	4	5	6
Ток в рабочем режиме, А	219,995	186,35	40,443	105,199	194,81
Ток в послеаварийном режиме 1, А	нет	33,645	260,438	325,194	414,805
Ток в послеаварийном режиме 2, А	414,805	381,16	154,367	89,611	нет
Экономическая плотность тока, А/мм2	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
Сечение, рассчитанное по экономической плотности тока, мм2	185	185	35	95	185
Сечение, выбранное по условию нагрева послеаварийного режима 1, мм2	70	50	70	95	150
Сечение, выбранное по условию нагрева послеаварийного режима 2, мм2	150	120	35	16	50
Сечение, выбранное по условию короны, мм2	240	240	240	240	240
Сечение, выбранное по условию механической прочности, мм2	50	50	50	50	50
Окончательный выбор сечения и марки провода	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32

1.5 Определение сопротивлений и проводимостей ВЛЭП

Удельные величины для сталеалюминевого провода АС-70/11 при

Uном = 110 кВ:

, , ,

где r0 - удельное активное сопротивление провода;

х0 - удельное реактивное сопротивление провода;

b0 - удельная проводимость провода;

Qc0 - удельная зарядная мощность провода.

Удельные величины для сталеалюминевого провода АС-70/11 при

Uном = 110 кВ:

, , ,

1.5.1 Разомкнутая сеть

Находим сопротивление участков сети по следующим формулам:

, (1.9)



(1.10)

где n - количество цепей в линии.

Рассчитываем зарядную мощность участков сети по следующим формулам:

(1.11)

Для сталеалюминевого провода АС-70/11 (110 кВ):

Для сталеалюминевого провода АС-240/32 (220 кВ):

,

,

,

1.5.2 Замкнутая сеть

Находим сопротивление участков сети по следующим формулам (1.9), (1.10) и (1.11) в которых, в данном случае, n = 1:

Для сталеалюминевого провода АС-240/32 (220 кВ):

,

,

,

,

,

1.6 Приближенное определение потерь напряжения

1.6.1 Разомкнутая сеть

Рассчитываем потокораспределение реактивной мощности на участках сети без учета потерь, используя первый закон Кирхгофа:

Так как в сети присутствуют разные уровни напряжения, сначала находим потери напряжения на каждом участке, а затем переводим их в проценты. Расчеты ведем по следующим формулам:

Продольная составляющая потерь напряжения:

(1.12)

Поперечная составляющая потерь напряжения:

(1.13)

Полные потери напряжения:

(1.14)

Полные потери напряжения в процентах от номинального:

(1.15)

Рассчитываем продольную составляющую потерь напряжения на всех участках сети:

Рассчитываем поперечную составляющую потерь напряжения на всех участках сети:

Полные потери напряжения на всех участках сети:

Полные потери напряжения в процентах номинального:

Результаты расчетов сведены в таблицу 1.6

Таблица 1.6

	РЭС-3	3-2	2-1	1-4
Uном, кВ	220	220	220	110
ДU', кВ	10,649	13,197	8,889	3,707
дU'', кВ	8,254	10,069	6,948	0,476
ДU, кВ	13,474	16,6	11,283	3,738
ДU%	6,124	7,545	5,128	3,398

Потери напряжения на участке РЭС-4:

Для сетей 110 кВ и выше допустимое отклонение напряжение считается равным 10-15 % [5, с.293]. Расчет показывает, что потери напряжения выше допустимых, из чего делаю вывод, что на подстанции 1 и подстанции 4 на сторонах низкого напряжения необходимо поставить вольтодобавочные трансформаторы марок ЛТДН-40000/10 и ЛТМН-16000/10 соответственно.

1.6.2 Замкнутая сеть

Находим потокораспределение реактивной мощности в головных участках сети:



Продольную и поперечную составляющие потерь напряжения, полные потери напряжения и полные потери напряжения в процентах считаем по формулам (1.12), (1.13), (1.14) и (1.15):

Результаты расчетов сведены в таблицу 1.7

Таблица 1.7

	РЭС-4	4-2	1-2	2-3	3-РЭС'
Uном	220	220	220	220	220
ДU', кВ	9,437	11,817	2,68	8,6	9,975
дU'', кВ	11,122	14,032	3,334	9,974	11,847
ДU, кВ	14,586	18,346	4,227	13,169	15,487
ДU%	6,63	8,339	1,944	5,986	7,04

Потери напряжение на участке РЭС-1:



Потери напряжение на участке РЭС'-4:

Для сетей 110 кВ и выше допустимое отклонение напряжение считается равным 10-15 %. Расчет показывает, что потери напряжения в пределах допустимых.

1.7 Выбор трансформаторов на подстанции

На подстанциях, где имеются потребители I и II категорий, необходимо устанавливать как минимум два трансформатора, мощность которых выбирается таким образом, чтобы в случае отключения одного из них второй мог обеспечить питание этих потребителей с допустимой перегрузкой, при отключении потребителей III категории. Правила устройства электроустановок разрешают перегрузку трансформаторов сверх номинальной на 40% на время общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течении 5 суток подряд.

Мощность трансформаторов при количестве n ? 2 выбирается по расчетной нагрузке:

(1.16)

где Sр - расчетная полная нагрузка.

Также мощность трансформаторов выбирается по послеаварийному режиму, обусловленному отключением одного из трансформаторов.



(1.17)

где КК - доля нагрузки I и II категории;

kП = 1,4 - коэффициент перегрузки.

Затем путем сравнения и , выбирается мощность трансформатора.

1.7.1 Разомкнутая сеть

Рис. 1.7 Схема соединения участков сети с указанием ступеней напряжения, полных мощностей нагрузок и долями нагрузок I и II категорий.

Подстанция 3

Так как минимальная мощность трансформатора, рассчитанного на 220 кВ, составляет 32 МВА, выбираем трансформатор ТРДН-32000/220.

Подстанция 2

Выбираем трансформатор ТРДН-32000/220.

Подстанция 1

При выборе трансформатора для подстанции 1 следует учесть, что от нее к подстанции 4 будет отходить участок сети с более низким номинальным напряжением. Принимаю решение к установке автотрансформатора, который будет обеспечивать переход с напряжения 220 кВ на 110 кВ. Так как участок сети от подстанции 1 до подстанции два будет запитан через автотрансформаторы, то следует честь мощность и характер нагрузки подстанции 4 в составе нагрузки автотрансформаторов подстанции 1.

Расчет мощности нагрузки на стороне среднего напряжения (далее СН) 110 кВ:

Рис. 1.8 Фрагмент схемы разомкнутой сети

Мощность на конце участка 1-4:

Потери мощности на участке 1-4:

Мощность в начале участка 1-4:

Нагрузка на шинах СН:

Расчет мощности нагрузки на стороне низшего напряжения (далее НН) 10 кВ:

Расчет требуемой мощности автотрансформатора для нормального режима:

При выборе автотрансформатора следует учитывать, что номинальная мощность обмотки НН автотрансформатора составляет не более 50% от его номинальной мощности .



В нормальном режиме каждый трансформатор будет нагружен мощностью:

на шинах СН ,

на шинах НН .

Расчет послеаварийного режима (при отключении одного из автотрансформаторов):

Мощность в конце участка 1-4:

Мощность потерь на участке 1-4:

Мощность в начале участка 1-4:

Полная мощность на стороне СН в послеаварийном режиме:



Полная мощность на стороне НН в послеаварийном режиме:

где kП = 1,2 - коэффициент перегрузки.

Выбираем автотрансформатор по . Предварительно выбираем автотрансформатор АТДЦТН-63000/220/110 Sн = 63 МВА, SнНН = 31,5 МВА.

Выполняем проверку соответствия нагрузки на шинах НН:

Мощность на НН в нормальном режиме:

Проверка показала, что автотрансформатор АТДЦТН-63000/220/110 не подходит по нагрузке НН в нормальном режиме. Выбираем более мощный автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110 Sн = 125 МВА,

SнНН = 63,5 МВА.

Выполняем проверку соответствия нагрузки на шинах НН:

Мощность на НН в нормальном режиме:

Мощность на НН в послеаварийном режиме:

Принимаем во внимание общую реальную нагрузку в послеаварийном режиме:

Окончательно принимаем для подстанции 1 автотрансформатор

АТДЦТН-125000/220/110.

Подстанция 4

Выбираем трансформатор ТДН-10000/110.

Результаты выбора трансформаторов для разомкнутой сети сведены в таблицу 1.8

Таблица 1.8

	1	2	3	4
Uном, кВ	ВН	220	220	220	110
	СН	110	-	-	-
	НН	10	10	10	10
Полная нагрузка на подстанции, МВА	86,42	24,675	34,146	12,821
Подключенная мощность I и II категорий, МВА	69,136	12,338	25,61	3,846
Номинальная мощность трансформатора, МВА	125	32	32	10
Аварийная перегрузка, МВА	34,568	8,813	18,293	2,747
Тип трансформатора	АТДЦТН-125000/220/110	ТРДН-32000/220	ТРДН-32000/220	ТДН-10000/110

1.7.2 Замкнутая сеть

Подстанция 4

Выбираем трансформатор ТРДН-32000/220.

Подстанция 1

Выбираем трансформатор ТРДН-63000/220.

Подстанция 2

Выбираем трансформатор ТРДН-32000/220.

Подстанция 3

Выбираем трансформатор ТРДН-32000/220.

Результаты выбора трансформаторов для разомкнутой сети сведены в таблицу 1.9.



Таблица 1.9

	1	2	3	4
Uном, кВ	ВН	220	220	220	220
	НН	10	10	10	10
Полная нагрузка на подстанции, МВА	86,42	24,675	34,146	12,821
Подключенная мощность I и II категорий, МВА	69,136	12,338	25,61	3,846
Номинальная мощность трансформатора, МВА	63	32	32	32
Аварийная перегрузка, МВА	49,383	8,813	18,293	2,747
Тип трансформатора	ТРДН-63000/220	ТРДН-32000/220	ТРДН-32000/220	ТРДН-32000/220

1.8 Определение проводимостей и сопротивлений трансформаторов

Активное сопротивление трансформатора рассчитываем по формуле:

(1.18)

где ДРк - потери короткого замыкания, кВт;

UВН2 - напряжение обмотки ВН, кВ.

Реактивное сопротивление трансформатора рассчитываем по формуле:

(1.19)

где uк - напряжение короткого замыкания, %.

Активную проводимость ветви намагничивания рассчитываем по формуле:



(1.20)

где ДРхх - потери холостого хода, кВт.

Реактивную проводимость ветви намагничивания рассчитываем по формуле:

(1.21)

где - ток холостого хода, %.

Реактивную мощность потерь ветви намагничивания рассчитываем по формуле:

(1.22)

ТРДН-32000/220

Каталожные данные

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения UВН = 230 кВ;

Номинальное напряжение обмотки низшего напряжения UНН = 11 кВ;

Потери холостого хода ДРхх = 45 кВт;

Потери короткого замыкания ДРк = 150 кВт;

Напряжение короткого замыкания uк = 11,5 %;

Ток холостого хода Iх = 0,65 %;

Номинальная мощность трансформатора Sн = 32 МВА.



ТРДН-63000/220

Каталожные данные

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения UВН = 230 кВ;

Номинальное напряжение обмотки низшего напряжения UНН = 11 кВ;

Потери холостого хода ДРхх = 70 кВт;

Потери короткого замыкания ДРк = 265 кВт;

Напряжение короткого замыкания uк = 11,5 %;

Ток холостого хода Iх = 0,5 %;

Номинальная мощность трансформатора Sн = 63 МВА.

ТДН-10000/220

Каталожные данные

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения UВН = 115 кВ;

Номинальное напряжение обмотки низшего напряжения UНН = 11 кВ;

Потери холостого хода ДРхх = 10 кВт;

Потери короткого замыкания ДРк = 56 кВт;

Напряжение короткого замыкания uк = 10,5 %;

Ток холостого хода Iх = 0,26 %;

Номинальная мощность трансформатора Sн = 10 МВА.

АТДЦТН-125000/220/110

Каталожные данные [2]

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения UВН = 230 кВ;

Номинальное напряжение обмотки среднего напряжения UСН = 121 кВ;

Номинальное напряжение обмотки низшего напряжения UНН = 11 кВ;

Потери холостого хода ДРхх = 70 кВт;

Потери короткого замыкания между обмотками высшего и среднего напряжения ДРк В-С = 315 кВт;

Потери короткого замыкания между обмотками высшего и низшего напряжения ДРк В-Н = 315 кВт;

Потери короткого замыкания между обмотками среднего и низшего напряжения ДРк С-Н = 315 кВт;

Напряжение короткого замыкания между обмотками высшего и среднего напряжения uк В-С = 11 %;

Напряжение короткого замыкания между обмотками высшего и низшего напряжения uк В-Н = 45 %;

Напряжение короткого замыкания между обмотками среднего и низшего напряжения uк С-Н = 28 %;

Ток холостого хода Iх = 0,4 %;

Номинальная мощность трансформатора Sн = 125 МВА;

Активное сопротивление обмотки ВН RВ = 0,5 Ом;

Активное сопротивление обмотки СН RС = 0,5 Ом;

Активное сопротивление обмотки НН RН = 1 Ом;

Реактивное сопротивление обмотки ВН ХВ = 48,6 Ом;

Реактивное сопротивление обмотки СН ХС = 0 Ом;

Реактивное сопротивление обмотки НН ХН = 82,5 Ом;

Реактивная мощность потерь ветви намагничивания ДQх = 0,625 МВАр.

1.9 Приближенный расчет потерь активной и реактивной мощностей

При приближенном расчете потерь активной и реактивной мощностей в сетях пользуются следующими допущениями:

1. Потоки мощности в сетях определяются без учета потерь мощности.

2. Расчеты ведутся по номинальному напряжению в линии.

3. Потери мощности определяются для режима максимальной нагрузки.

4. Вначале определяются потери в трансформаторах, а затем потери в линиях без учета потерь в трансформаторах и предыдущих линиях.

Потери активной мощности в трансформаторах рассчитываем по формуле:

(1.23)

где n - число параллельно работающих трансформаторов;

ДРх - в МВт.

Потери реактивной мощности в трансформаторах рассчитываем по формуле:

, (1.24)

где ДQх - в МВАр.

Потери активной мощности в ВЛ рассчитываю по формуле:

(1.25)

Потери реактивной мощности в ВЛ рассчитываю по формуле:

, (1.26)

1.9.1 Разомкнутая сеть

Потери в трансформаторах:



Расчеты сведены в таблицу 1.10.

Таблица 1.10

№ ПС	n, шт	R, Ом	Х, Ом	P, МВт	Q, МВАр	ДРх, МВт	ДQх, МВАр	ДРтр, МВт	ДQтр, МВАр	Uном, кВ
ПС1в	2	0,5	48,6	80,221	51,859	0,065	0,625	0,177	5,831	220
ПС1с	2	0,5	0	10,221	1,18	0	0	5,47 *10-4	0	220
ПС1н	2	1	82,5	70	50,679	0	0	0,077	6,365	220
ПС2	2	7,749	190,109	19	15,744	0,045	0,208	0,139	1,612	220
ПС3	2	7,749	190,109	28	19,544	0,045	0,208	0,183	2,706	220
ПС4	2	7,406	138,863	10	8,023	0,01	0,026	0,07	0,995	110
Всего								0,647	17,509

Потери в линиях

Расчеты сведены в таблицу 1.11.

Таблица 1.11

Участок	R, Ом	Х, Ом	Р, МВт	Q, МВАр	ДР, МВт	ДQ, МВАр	Uном, кВ
4-1	22,256	23,088	10	8,023	0,302	0,314	110
2-1	6,766	24,08	80	58,702	1,378	4,899	220
3-2	7,986	28,38	99	74,446	2,532	8,997	220
РЭС-3	5,082	18,06	127	93,99	2,621	9,315	220
Всего					6,834	23,5

1.9.2 Замкнутая сеть

Потери в трансформаторах:



Расчеты сведены в таблицу 1.12.

Потери в линиях

Расчеты сведены в таблицу 1.13.

Таблица 1.12

№ ПС	n, шт	R, Ом	Х, Ом	P, МВт	Q, МВАр	ДРх, МВт	ДQх, МВАр	ДРтр, МВт	ДQтр, МВАр	Uном, кВ
ПС3	2	7,749	190,109	28	19,544	0,045	0,280	0,183	2,706	220
ПС2	2	7,749	190,109	19	15,744	0,045	0,208	0,139	1,612	220
ПС1	2	3,532	96,563	70	50,679	0,07	0,315	0,413	8,08	220
ПС4	2	7,749	190,109	10	8,023	0,045	0,208	0,073	1,343	220
Всего								0,807	13,741

Таблица 1.13

Участок	R, Ом	Х, Ом	Р, МВт	Q, МВАр	ДР, МВт	ДQ, МВАр	Uном, кВ
РЭС'-3	10,164	36,12	59,797	43,928	1,156	4,109	220
3-2	15,972	56,76	31,797	24,384	0,53	1,883	220
2-1	13,552	48,16	12,797	8,64	0,067	0,237	220
1-4	12,584	44,72	57,203	42,039	1,31	4,656	220
4-РЭС	8,47	30,1	67,203	50,062	1,229	4,367	220
Всего					4,292	15,252

1.10 Составление балансов активной и реактивной мощностей

В электроэнергетической системе в каждый момент времени должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощностей.

1.10.1 Разомкнутая сеть

Суммарная активная мощность нагрузки в режиме максимальной нагрузки:

Суммарные потери активной мощности в режиме максимальной нагрузки:

Потребляемая активная мощность от источника питания:

сеть сопротивление трансформатор подстанция

Суммарная реактивная мощность нагрузки в режиме максимальной нагрузки:

Суммарные потери реактивной мощности в режиме максимальной нагрузки:

Суммарная зарядная мощность всех линий:



Потребляемая реактивная мощность от источника питания:

Реактивная мощность, которой располагает РЭС (источник питания):

Согласно заданию cosцРЭС = 0,9

tgцРЭС = tg(arcos(cosцРЭС)) = tg(arcos(0,9)) = 0,484

QП = 36,767 < QРЭС = 65,132

Компенсация реактивной мощности не требуется.

1.10.2 Замкнутая сеть

Суммарная активная мощность нагрузки в режиме максимальной нагрузки:

Суммарные потери активной мощности в режиме максимальной нагрузки:

Потребляемая активная мощность от источника питания:



Суммарная реактивная мощность нагрузки в режиме максимальной нагрузки:

Суммарные потери реактивной мощности в режиме максимальной нагрузки:

Суммарная зарядная мощность всех линий:

Потребляемая реактивная мощность от источника питания:

Реактивная мощность, которой располагает РЭС (источник питания):

Согласно заданию cosцРЭС = 0,9

tgцРЭС = tg(arcos(cosцРЭС)) = tg(arcos(0,9)) = 0,484

QП = 53,205 < QРЭС = 63,979

Компенсация реактивной мощности не требуется.



2. Технико-экономическое сравнение вариантов сети

2.1 Составление полных схем электрических соединений

2.1.1 Схема разомкнутой сети

Схему понижающих подстанций выбираю ответвительную (рис. 2.1). Присоединение подстанций через ответвления к ЛЭП дешевле, т.к. требуется меньше коммутационной аппаратуры.

Недостатком является то, что при проведении ремонтных работ нужно отключать всю линию.

Подстанцию 4 выполняю тупиковой.

Распределительное устройство низшего напряжения (далее РУНН) детально не рассматриваем. Для всех подстанций выбираю схему «квадрат», отличающуюся высокой надежностью. Для распределительного устройства среднего напряжения (далее РУСН) подстанции 1 выбираю схему «одна рабочая секционированная».

2.1.2 Схема замкнутой сети

Схему понижающих подстанций выбираю проходную (рис. 2.2).

Распределительное устройство низшего напряжения (далее РУНН) детально не рассматриваем. Для всех подстанций выбираю схему «квадрат», отличающуюся высокой надежностью.

2.2 Определение экономических показателей и выбор целесообразного варианта

При экономическом сравнении принимаем следующие допущения:

1. Капиталовложения в сеть принимаются единовременными (срок строительства 1 год), эксплуатационные расходы - постоянными во времени.

2. По надежности варианты принимаются равноценными.

Для выполнения сравнения по экономическим показателям применяем [3].

2.2.1 Разомкнутая сеть

Расчет стоимости РУВН(СН) подстанций:

Расчет проводим по [3, таблица 7.19]. Выбираем элегазовые выключатели. Расчеты сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

№ ПС	Uном выключателя, кВ	Количество	Цена, тыс. руб.	Стоимость, тыс. руб.
ПС1 (ВН)	220	4	15000	60000
ПС1 (СН)	110	5	7300	36500
ПС2	220	4	15000	60000
ПС3	220	4	15000	60000
ПС4	110	4	7300	29200

Расчет потерь электроэнергии в ВЛ:

Находим время наибольших потерь по формуле:

(2.1)

Находим потери электроэнергии за год по формуле:

(2.2)

Расчеты сведены в таблицу 2.2.



Таблица 2.2

Участок	Т, ч	ф, ч	ДР, МВт	ДЭ, МВт*ч
РЭС-3	4466	2852	2,621	7476,139
3-2	3947	2357	2,532	5967,819
2-1	4125	2521	1,378	3475,584
1-4	5000	3410	0,302	1031,207
Всего				17950,75

Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах:

Для автотрансформаторов подстанции 1 для обмотки ВН необходимо найти свое значение числа часов использования максимальной нагрузки как средневзвешенное между Т1СН и Т1НН:

Т1НН = Т1 = 4000 ч, Т1СН = Тс.вз1-4 = 5000 ч

где P1НН = Р1;

Р1СН = Р4.

Время наибольших потерь и потери электроэнергии за год находим по формулам (2.1) и (2.2).

Расчеты сведены в таблицу 2.3.

Таблица 2.3

№ ПС	Т, ч	ф, ч	ДР, МВт	ДЭ, МВт*ч
ПС1 (ВН)	4125	2521	0,177	446,623
ПС1 (СН)	5000	3411	0,0005	1,865
ПС1 (НН)	4000	2405	0,077	185,574
ПС2	3200	1727	0,139	239,594
ПС3	6300	4980	0,183	913,032
ПС4	5000	3411	0,07	239,793
Всего				2026,551

Общие потери в сети:

где ДЭтр - общие потери электроэнергии в трансформаторах, МВт*ч;

ДЭВЛ - общие потери электроэнергии в линиях, МВт*ч;

2.2.2 Замкнутая сеть

Расчет стоимости РУВН подстанций:

Расчет проводим по [3, таблица 7.19]. Выбираем элегазовые выключатели. Расчеты сведены в таблицу 2.4.

Таблица 2.4

№ ПС	Uном выключателя, кВ	Количество	Цена, тыс. руб.	Стоимость, тыс. руб.
ПС1	220	4	15000	60000
ПС2	220	4	15000	60000
ПС3	220	4	15000	60000
ПС4	220	4	15000	60000

Расчет потерь электроэнергии в ВЛ проводим по формулам (2.1) и (2.2):

Расчеты сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5

Участок	Т, ч	ф, ч	ДР, МВт	ДЭ, МВт*ч
РЭС-4	4149	2544	1,229	3126,189
4-1	4000	2405	1,31	3151,56
1-2	4000	2405	0,067	160,565
2-3	3522	1986	0,53	1052,528
3-РЭС	4823	3220	1,156	3722,655
Всего				11213,497

Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах:

Время наибольших потерь и потери электроэнергии за год находим по формулам (2.1) и (2.2).

Расчеты сведены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6

№ ПС	Т, ч	ф, ч	ДР, МВт	ДЭ, МВт*ч
ПС1	4000	2405	0,413	992,187
ПС2	3200	1757	0,139	239,594
ПС3	6300	4980	0,183	913,062
ПС4	5000	3411	0,073	247,74
Всего				2392,583

Общие потери в сети:

Согласно постановлению РЭК КО от 31.12.2011г. №484 примем к расчету тариф по региону на закупку электроэнергии = 44,28 руб./(МВт*ч).

По принятому условию, что срок возведения сети 1 год, для для нахождения приведенных затрат применяем формулу (12.25) [2]:

(2.3)



где И - годовые эксплуатационные расходы;

К - капитальные затраты;

Е = 0,125 - коэффициент дисконта.

Для расчета капитальных затрат на сооружение ВЛ использую

[3, таблица 7.4, с.340].

Зональный коэффициент к базовой стоимости беру из

[3, таблица 7.2, с.337].

Постоянная часть затрат на подстанции беру из

[3, таблица 7.30, с.359].

Стоимость трансформаторов и автотрансформаторов беру из

[3, таблица 7.20, с.353].

Стоимость беру вольтодобавочных трансформаторов из

[3, таблица 7.24, с.355].

Сравнение привожу в таблице 2.7.

Таблица 2.7

Разомкнутая сепь	Замкнутая сеть
Название	Цена, тыс. руб.	Кол-во, шт	Всего, тыс. руб.	Название	Цена, тыс. руб.	Кол-во, шт	Всего, тыс. руб.
1. Капитальный затраты на сооружение ВЛ
220 кВ				220 кВ
РЭС - 3	2195	84	184380	РЭС - 4	1310	70	91700
3-2	2195	132	289740	4 - 1	1310	104	136240
2-1	2195	112	245840	1 - 2	1310	112	146720
110 кВ				2 - 3	1310	132	172920
1-4	1795	104	186680	3 - РЭС'	1310	84	110040
Всего			906640	Всего			657620
Зональный коэф-нт	1,7	1541288	Зональный коэф-нт	1,7	1117954
2. Постоянная часть затрат на подстанции
ПС1	30000	1	30000	ПС1	21000	1	21000
ПС2	21000	1	21000	ПС2	21000	1	21000
ПС3	21000	1	21000	ПС3	21000	1	21000
ПС4	21000	1	21000	ПС4	21000	1	21000
Всего			93000	Всего			84000
Зональный коэф-нт	1,6	148800	Зональный коэф-нт	1,6	134400
3. Стоимость трансформаторов
ТРДН-32000/220	10000	4	40000	ТРДН-32000/220	10000	6	60000
АТДЦТН-125000/220/110	15525	2	31050	ТРДН-63000/220	12625	2	25250
ТД-10000/110	3700	2	7400
ЛТМН-16000/10	2875	2	5750
ЛТДН-40000/10	3750	2	7500
Всего			91700	Всего			85250
4. Стоимость ОРУ
ПС1 (220)	96500	1	96500	ПС1	60000	1	60000
ПС2 (220)	60000	1	60000	ПС2	60000	1	60000
ПС3 (220)	60000	1	60000	ПС3	60000	1	60000
ПС4 (110)	29200	1	29200	ПС4	60000	1	60000
Всего			245700	Всего			240000
5. Капитальные вложения, определенные по укрупненным показателям (1 + 2 + 3 + 4)
По ценам 2000 г.	2027488	По ценам 2000 г.	1577604
6. Ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт относительно капительных затрат
ВЛ			1541288	ВЛ			1117954
коэффициент	2,80%	0,028	43156,064	коэффициент	2,80%	0,028	31302,712
Силовое оборудование			486200	Силовое оборудование			459650
коэффициент	8,40%	0,084	40840,8	коэффициент	8,40%	0,084	38610,6
Всего			83996,864	Всего			69913,312
7. Стоимость потерь электроэнергии
Потери	МВт*ч	19977,26	Потери	МВт*ч	13606,08
Тариф	руб/(МВт*ч)	44,28	Тариф	руб/(МВт*ч)	44,28
Стоимость потерь электроэнергии	884,5930728	Стоимость потерь электроэнергии	602,4772224
8. Годовые эксплуатационные расходы
И	(6 + 7)	84881,45707	И	(6 + 7)	70515,78922
9. Приведенные затраты
К * Е	0,125	253436	К * Е	0,125	197200,5
И + К * Е		338317,4571	И + К * Е		267716,2892

Разница в приведенных затратах составляет:

где - приведенные затраты на разомкнутую сеть;

- приведенные затраты на замкнутую сеть.

По приведенным затратам замкнутая сеть дешевле разомкнутой на 20,87 %.

Разница в капитальных затратах, с учетом издержек и коэффициента дисконта:

где - капитальные затраты с учетом издержек и коэффициента дисконта на разомкнутую сеть;

- капитальные затраты с учетом издержек и коэффициента дисконта на замкнутую сеть.

По капитальным затратам с учетом издержек и коэффициента дисконта замкнутая сеть дешевле разомкнутой на 21,95 %.

Окончательно выбираю вариант с замкнутой сетью.



3 Точный электрический расчет выбранного варианта

3.1 Составление схемы замещения сети

Рис. 3.1 Схема замещения сети

3.2 Расчет потокораспределения в сети без учета потерь мощности

3.2.1 Режим максимальных нагрузок

Рис. 3.2 Потокораспределение в сети без учета потерь мощности в режиме максимальных нагрузок



Напряжение РЭС в режиме максимальных нагрузок:

Определяем расчетные нагрузки по формуле:

(3.1)

где Sнi - полная мощность нагрузки, МВА;

ДSтрi - потери в трансформаторе, МВА;

ДSххтрi - потери холостого хода трансформатора, МВА;

Qк и Qн - зарядные мощности конца и начала линий соответственно рядом с рассматриваемой подстанцией, МВАр;

QКУ - мощность компенсирующего устройства, МВАр.

Потери в трансформаторе рассчитываем по формуле:

(3.2)

где Рнi - активная нагрузка на подстанции, МВт;

Qнi - реактивная нагрузка на подстанции, МВАр;

Rтрi - активное сопротивление трансформатора на подстанции, Ом;

Хтрi - реактивное сопротивление трансформатора на подстанции, Ом;

U - напряжение РЭС в рассматриваемом режиме, кВ.

Зарядная мощность линии определяем по формуле:

(3.3)



Зарядные мощности конца и начала линии определяем по формуле:

(3.4)

Определяем потери в трансформаторе:

Определяем потери холостого хода в трансформаторах:

, ,

, .

Определяем зарядные мощности линий:

Определяем зарядные мощности конца и начала линий:

Определяем расчетные нагрузки:

Потоки мощностей в линиях определяем по следующей формуле:

(3.5)

где Z* - сопряженная величина полного сопротивления.



Проверка правильности расчетов потоков мощностей на головных участках цепи:

Условие выполняется.

Определение потоков мощности в остальных линиях:

Мощность, потребляемая с шин РЭС в режиме максимальных нагрузок:



3.2.2 Режим минимальных нагрузок

Рис. 3.3 Потокораспределение в сети без учета потерь мощности в режиме минимальных нагрузок

Напряжение РЭС в режиме минимальных нагрузок:

По заданию Pmin = 45 %:

Определяем расчетные нагрузки по формуле (3.1).

Потери в трансформаторе рассчитываем по формуле (3.2).

Зарядная мощность линии определяем по формуле (3.3).

Зарядные мощности конца и начала линии определяем по формуле (3.4).

Определяем потери в трансформаторе:

Определяем зарядные мощности линий:

Определяем зарядные мощности конца и начала линий:

Определяем расчетные нагрузки:

Потоки мощностей в линиях определяем по следующей формуле (3.5):



Проверка правильности расчетов потоков мощностей на головных участках цепи:

Условие выполняется.

Определение потоков мощности в остальных линиях:

Мощность, потребляемая с шин РЭС в режиме минимальных нагрузок:

3.2.3 Послеаварийный режим

Аварийным режимом для сети является обрыв самой загруженной линии (РЭС-4) (рис. 3.4).

Рис. 3.4 Потокораспределение в сети без учета потерь мощности в послеаварийном режиме

Расчетные нагрузки в послеаварийном режиме равны расчетным нагрузкам при режиме максимальных нагрузок.

Определение потоков мощности в остальных линиях:

3.3 Расчет потокораспределения в сети с учетом потерь мощности

3.3.1 Режим максимальных нагрузок

Рис. 3.4 Потокораспределение в сети с учетом потерь мощности в режиме максимальных нагрузок

Потери мощности в линии рассчитываем по формуле:

(3.6)

где U2 - напряжение РЭС при рассматриваемом режиме работы.

Мощность в конце линии 1-4:

Потери мощности на участке 1-4:

Мощность в начале линии 1-4:

Расчет линии 4-РЭС:

Расчет линии 1'-2:



Расчет линии 2-3:

Расчет линии 3-РЭС':

3.3.2 Режим минимальных нагрузок

Потери мощности в линии рассчитываем по формуле (3.6).

Расчет линии 4-1:



Расчет линии 4-РЭС:

Расчет линии 1'-2:

Расчет линии 2-3:



Расчет линии 3-РЭС':

3.3.3 Послеаварийный режим работы

Аварийным режимом для сети является обрыв самой загруженной линии (РЭС-4).

Потери мощности в линии рассчитываем по формуле (3.6).

Расчет линии 4-1:

Расчет линии 1-2:

Расчет линии 2-3:



Расчет линии 3-РЭС':

3.4 Определение падений напряжения на головном участке сети и напряжений на шинах узловой подстанции

Падение напряжения состоит из продольной составляющей и поперечной составляющей.

Продольную составляющую рассчитываем по формуле:

(3.7)

где U - напряжение источника питания при рассматриваемом режиме, кВ.

Рi-j - активная мощность в начале линии при рассматриваемом режиме, МВт;

Qi-j - реактивная мощность в начале линии при рассматриваемом режиме, МВАр.

Поперечную составляющую рассчитываем по формуле:

(3.8)

Напряжение на шинах подстанции рассчитываем по формуле:

(3.9)

3.4.1 Режим максимальных нагрузок

Продольную и поперечную составляющие рассчитываем по формулам (3.7) и (3.8) соответственно. Напряжение на шинах подстанции рассчитываем по формуле (3.9).

Участок 4-РЭС:

Участок 3-РЭС':



3.4.2 Режим минимальных нагрузок

Продольную и поперечную составляющие рассчитываем по формулам (3.7) и (3.8) соответственно. Напряжение на шинах подстанции рассчитываем по формуле (3.9).

Участок 4-РЭС:

Участок 3-РЭС':

3.4.3 Послеаварийный режим

Аварийным режимом для сети является обрыв самой загруженной линии (РЭС-4).

Продольную и поперечную составляющие рассчитываем по формулам (3.7) и (3.8) соответственно. Напряжение на шинах подстанции рассчитываем по формуле (3.9).

Участок 3-РЭС':

3.5 Определение потерь напряжений и напряжений в узлах распределительной сети

3.5.1 Режим максимальных нагрузок

Продольную и поперечную составляющие рассчитываем по формулам (3.7) и (3.8) соответственно. Напряжение на шинах подстанции рассчитываем по формуле (3.9).

Участок 4-1:

Участок 3-2:

Участок 1-2:

3.5.2 Режим минимальных нагрузок

Участок 4-1:



Участок 3-2:

Участок 1-2:

3.5.3 Послеаварийный режим работы

Аварийным режимом для сети является обрыв самой загруженной линии (РЭС-4).

Участок 3-2:

Участок 1-2:



Участок 4-1:

3.6 Выбор ответвлений и расчет действительных напряжений на шинах узловых подстанций

Потери напряжения в трансформаторе рассчитываем по формуле:

(3.10)

где Pi - активная мощность нагрузки на i-ой подстанции при рассматриваемом режиме, МВт;

ДРтрi - потери активной мощности в трансформаторе на i-ой подстанции при рассматриваемом режиме, МВт;

Qi - реактивная мощность нагрузки на i-ой подстанции при рассматриваемом режиме, МВт;

ДQтрi - потери реактивной мощности в трансформаторе на i-ой подстанции при рассматриваемом режиме, МВт;

Rтi - активное сопротивление трансформатора на i-ой подстанции, Ом;

Хтi - реактивное сопротивление трансформатора на i-ой подстанции, Ом;

Ui - напряжение на i-ой подстанции при рассматриваемом режиме, кВ.

Потери напряжения в трансформаторе, приведенные к вторичной обмотке рассчитываем по формуле:

(3.11)

где UiНН - напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора на i-ой подстанции, кВ;

UiВН - напряжение обмотки высшего напряжения трансформатора на i-ой подстанции, кВ.

Диапазон отклонения напряжения в сети рассчитываем по формуле:

(3.12)

Расчетное напряжение на стороне высшего напряжения определяем по формуле:

(3.13)

где Uхх трi - напряжение холостого хода трансформатора, кВ;

UтрiНН жел - желаемое напряжение на стороне низшего напряжения, кВ.

Действительное напряжение на стороне низшего напряжения рассчитываем по формуле:

(3.14)

На подстанции 1 используются трансформаторы ТРДН-63000/220, на подстанциях 2, 3 и 4 используются трансформаторы ТРДН-32000/220.

Диапазон регулирования трансформатора ТРДН-63000/220 с РПН ±12х1%:

nотв	-12	-11	-10	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3
Uотв, кВ	202,4	204,7	207	209,3	211,6	213,9	216,2	218,5	220,8	223,1
nотв	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6	7
Uотв, кВ	225,4	227,7	230	232,3	234,6	236,9	239,2	241,5	243,8	246,4
nотв	8	9	10	11	12
Uотв, кВ	248,4	250,7	253	255,3	257,36

Диапазон регулирования трансформатора ТРДН-32000/220 с РПН ±8х1,5%:

nотв	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0
Uотв, кВ	202,4	205,85	209,3	212,75	216,2	219,65	223,1	226,55	230
nотв	1	2	3	4	5	6	7	8
Uотв, кВ	233,45	236,9	240,35	243,8	247,25	250,7	254,15	257,6

Так как UНН lля трансформаторов ТРДН-63000/220 и ТРДН-32000/220 равно 11 кВ, то Uхх трi = 1,1 UНН = 12,1 кВ.

3.6.1 Режим максимальных нагрузок

Для режима максимальных нагрузок UтрiНН жел = 1,05 UНН = 11,55 кВ.

Подстанция 4

Определяем потери напряжения в трансформаторе по (3.10):

Определяем потери напряжения в трансформаторе, приведенные к вторичной обмотке по (3.11):

Определяем диапазон отклонения напряжения в сети по (3.12):

Определяем расчетное напряжение на стороне высшего напряжения по (3.13):

Выбираем номер ответвления, соответствующего :

n = 5

Определяем действительное напряжение на стороне низшего напряжения по (3.14):

Подстанция 3

n = 3

3.6.2 Режим минимальных нагрузок

Для режима минимальных нагрузок UтрiНН жел = 1 UНН = 11 кВ.

Подстанция 4

n = 5

Подстанция 3

n = 3

3.6.3 Послеаварийный режим

Для послеаварийного режима UтрiНН жел = 1,05 UНН = 11,55 кВ.

Подстанция 3

n = 0

3.7 Выбор ответвлений на трансформаторах и расчет действительных напряжений на шинах подстанций

Расчеты производятся по тем же формулам, что и в пункте 3.6:

Потери напряжения в трансформаторе по (3.10); потери напряжения в трансформаторе, приведенные к вторичной обмотке по (3.11); диапазон отклонения напряжения в сети по (3.12); расчетное напряжение на стороне высшего напряжения по (3.13); действительное напряжение на стороне низшего напряжения по (3.14).



3.7.1 Режим максимальных нагрузок

Для режима максимальных нагрузок UтрiНН жел = 1,05 UНН = 11,55 кВ.

Подстанция 1

n = 0

Подстанция 2

n = 2



3.7.2 Режим минимальных нагрузок

Для режима минимальных нагрузок UтрiНН жел = 1 UНН = 11 кВ.

Подстанция 1

n = 3

Подстанция 2

n = 5



3.7.3 Послеаварийный режим

Для послеаварийного режима UтрiНН жел = 1,05 UНН = 11,55 кВ.

Подстанция 2

n = -4

Подстанция 1

В связи с тем, что диапазон отклонения напряжения в сети больше, чем диапазон регулирования трансформатора ТРДН-63000/220 с РПН±12х1%, считаю нужным установить регулировочный трансформатор ЛТДЦТНФ-400000/220 с РПН±15х1%.

nотв	-15	-14	-13	-12	-11	-10	-9	-8	-7	-6
Uотв, кВ	195,5	197,8	200,1	202,4	204,7	207	209,3	211,6	213,9	216,2
nотв	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4
Uотв, кВ	218,5	220,8	223,1	225,4	227,7	230	232,3	234,6	236,9	239,2
nотв	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Uотв, кВ	241,5	243,8	246,4	248,4	250,7	253	255,3	257,36	259,9	262,2	264,5

n = -14



4. Определение обобщенных показателей сети

4.1 Технические показатели

Падение напряжения в режиме максимальной нагрузки до наиболее удаленного потребителя на одной ступени напряжения:

Суммарные потери активной мощности в режиме максимально нагрузки:

Суммарные потери электрической энергии в % от всей потребляемой электрической энергии:

Коэффициент использования трансформаторов:

Годовое потребление эклектической энергии:



Удельный расход электрической энергии на ее транспортировку по линиям сети:

где - ток в линии, А;

li-j - длина линии, км;

Si-j - сечение провода линии, мм2;

фi-j - время максимальных потерь в линии, ч;

г = 31,7 - удельная проводимость алюминиевых и сталеалюминевых проводов, м/(Ом*мм2);

WГ - годовое потребление электрической энергии, кВт.

Удельный расход электрической энергии на ее преобразование в трансформаторах:



4.2 Экономические показатели

Себестоимость передачи и распределения электрической энергии:

Удельные капиталовложения:

Удельные приведенные затраты:

Размещено на Allbest.ru