Расчет и анализ режимов электроэнергетической системы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Анализ исходных данных

Характеристика района строительства сети

Характеристика потребителей

Характеристика источников питания

Выбор основных параметров сети

Графики электрических нагрузок

Предварительная наметка конфигурации линии

Выбор параметров воздушных линий

Выбор трансформаторов и автотрансформатора

Схемы электрических соединений элементов сети

Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариантов сети

Капитальные вложения

Издержки

Потери электроэнергии

Затраты

Сравнение затрат

Математическое моделирование элементов сети

Математическое моделирование воздушных линий

Математическое моделирование трансформаторов

Математическое моделирование нагрузок и источников

Расчёты и анализ характерных режимов

Режим наибольших нагрузок

Режим наименьших нагрузок

Режим послеаварийный

Режим ресинхронизации

Технико-экономические показатели

Стоимость строительства

Издержки на эксплуатацию

Потери электроэнергии

Спецификация основного оборудования и материалы

Высоковольтные выключатели

Список используемой литературы

Анализ исходных данных

сеть электроэнергия воздушная линия

В данной главе анализируются страна, в которой сооружаем сеть, потребители и источники электроэнергии.

Характеристика района строительства сети

Электроэнергетическая сеть сооружается в Сыктывкаре, относящейся по ([1], рис. 2. 5) к III району по толщине стенки гололёда. По скоростному напору ветра местность относится к IV району; по пляске проводов - к району с умеренной пляской (1 раз в 5-10 лет). Среднегодовая продолжительность гроз - от 20 до 40 часов. Эквивалентная температура охлаждающего воздуха ([2], табл. 1. 37, с. 60) : годовая +6, 5, зимняя -14, 1 0С, летняя +15 0С.

Характеристика потребителей:

В районе строительства существует пять пунктов потребления электроэнергии, наибольшие зимние нагрузки которых равны соответственно П1- 100, П2- 50, П3-300, П4-100, П5- 220 МВт. Во всех пунктах, кроме П1 и П5, потребители по надёжности электроснабжения имеют I и II категории. Потребители П1и П5 имеют только I категорию надежности.

Характеристика источников питания:

Потребители получают электроэнергию от двух источников - гидроэлектростанции (ГЭС) и энергосистемы (С). Располагаемая мощность ГЭС 300 МВт-зимой и 400 МВт летом; резерв системы составляет 200 МВт. Диапазон изменения от

-0, 3 до +0, 3.

Вывод:

Получена характеристика района, где сооружается электрическая сеть, характеристика потребителей, для питания которых она необходима, и характеристика источников питания.

Выбор основных параметров сети

В данной главе рассматривается схема электрических соединений основных элементов электрической сети, и принимаются решения о выборе основных ее параметров для двух выбранных вариантов.

Графики электрических нагрузок

На основании заданных в относительных единицах зимних суточных графиков нагрузок составим графики нагрузок потребителей для зимы и лета, результаты расчетов сведем в табл. 1.

Табл. 1

Графики электрических нагрузок потребителей и потоки мощности от ГЭС и системы.

Потребитель	Сезон	Нагрузка потребителей, МВт в часы:
		0 - 4	4 - 8	8 - 12	12 - 16	16 - 20	20 - 24
П1	зима	60	60	60/80	80/100	100	100
	Лето	24	24	24/32	32/40	40	40
П2	зима	20	20	40	40	50	50
	лето	10	10	20	20	25	25
П3	зима	300	300	150	150	0	0
	лето	210	210	105	105	0	0
П4	зима	40	40	80	80	100	100
	лето	24	24	48	48	60	60
П5	зима	220	220	88	88	0	0
	лето	88	88	35. 2	35. 2	0	0
П?	зима	640	640	418/438	438/458	250	250
	лето	356	356	232/240	240/248	165	165
Мощность от ГЭС	зима	300	300	300	300	300	300
	лето	400	400	400	400	400	400
Обмен мощностью с системой С	зима	340	340	118/138	138/158	-50	-50
	лето	-44	-44	-168/-160	-160/-152	-235	-235

Из приведенной таблицы видно, что режим наибольшей нагрузки имеет место зимой c 0 до 8 часов (потребляемая мощность - 640 МВт), а режим наименьшей нагрузки - летом с 16 до 24 часов (потребляемая мощность 165 МВт)..

1. Годовое потребление электроэнергии:

2. Средняя мощность

3. Число часов использования наибольшей нагрузки

,

где - максимальная мощность потребителей, МВт.

4. Время потерь

5. Коэффициент разновременности максимумов нагрузки

Предварительная наметка конфигурации линии

На базе данных о географическом расположении пунктов потребления электроэнергии и их нагрузках намечаем две схемы распределения мощностей. Различие схем состоит в конфигурации схем СВН. Схема сети СВН в первом варианте состоит из двухцепных линий от ГЭС и С, а во втором варианте сеть СВН представлена в виде кольца, состоящего из одноцепных линий



Рис.1 Два варианта конфигурации линий.

Выбор параметров ВЛ

Выбор номинальных напряжений и числа цепей линий проектируемой сети тесно связан и в общем случае представляет сложную технико-экономическую задачу, при решении которой требуется учитывать множество факторов: надежность электроснабжения потребителей, обеспечение нормируемого качества электроэнергии на зажимах электроприемников, перспективу развития сети и т. д. В данном случае выбор номинального напряжения осуществляется по формуле:

Выполним расчёт экономического напряжения UЭК для 1-го варианта схемы (участок ПС1-ПС5) :

Результаты расчетов для всех участков схем сведены в таблицы 2 и 3. По полученным экономическим значениям напряжений принимаем номинальные напряжения линий

После определения номинальных напряжений, устанавливается количество цепей ВЛ -исходя из условий надёжности питания потребителей I и II категорий ([1], п. 1. 2. 17-1. 2. 19) (принимаем, что ремонт ВЛ или замена трансформатора менее, чем за сутки невозможны).

Все ЛЭП, кроме С-ГЭС, ГЭС-ПС3, ПС1-С, ПС1-ПС2 (входят в кольцо) выполняются двухцепными в варианте II, а в варианте I - все ЛЭП - двухцепные линии.

Выбор сечения линии производится по следующим условиям ПС1-ПС5:

По короне: По ([3], табл. 4. 10) минимальное сечение провода 330 кВ по условиям короны 2хАС 240/32

По допустимым потерям и отклонениям напряжения ВЛ 35 кВ и выше проверке не подлежат ([3], с. 160).

Выбор сечения по экономической плотности тока:

Расчётная токовая нагрузка

где N - число цепей линии; - максимальная мощность, протекающая по линии, - принятый коэффициент мощности.

Сечение провода:

-нормированное значение экономической плотности тока, из [1. табл1. 3. 36] принимаем равной 1. 1. Выбираем провод: 2хАС 240/32

Проверка выбранного сечения провода по нагреву.

Iдоп = 2•605 = 1210А

Iдоп =1210А > Iр =2*227=454А, значит провод по нагреву проходит

Выбор напряжений и сечений проводов остальных ВЛ производится аналогично и представлены в таблицах 2, 3 для схемы А и В соответственно.

Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 1

Таблица 2

Линия	Длина, км	, МВт	, кВ	, кВ	Сечение	,	, А	А
ГЭС-ПС3	140	400	319	330	2*АС 240/32	211	412	1210
ПС3-ПС4	105	100	185	220	АС 240/39	93	155	605
ПС3-ПС2	52. 5	50	130	220	АС 240/39	74	80	605
С- ПС1	140	340	303	330	2*АС 240/32	210	350	1210
ПС3 - ПС1	87. 5	450	297	330	2*АС 240/32	97	464	1210
ПС1- ПС5	87. 5	220	243	330	2*АС 240/32	206	227	1210

Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 2

Таблица 3

Линия	Длина, км	, МВт	, кВ	, кВ	Сечение	,	, А	А
ГЭС-ПС3	140	640	366	500	3*АС 400/51	310	996	3340
ПС3-ПС4	105	100	185	220	АС 240/39	93	155	610
ПС3-ПС2	52. 5	50	130	220	АС 240/39	74	80	610
С- ПС1	140	640	366	500	3*АС 400/51	320	935	3340
ПС3 - ПС1	87. 5	640	335	500	3*АС 400/51	207	915	1210
ПС1- ПС5	87. 5	220	243	330	2*АС 240/32	206	227	1210
С-ГЭС	87. 5	640	335	500	3*АС 400/51	374	824	3340

Выбор трансформаторов и автотрансформатором

Выбор трансформаторов связи между двумя сетями зависит от многих факторов:

- номинальных напряжений объединяемых сетей;

- нагрузок на сторонах высокого, среднего и низкого напряжений подстанций;

- требования к надёжности электроснабжения потребителей;

- требований к регулированию напряжений;

- окружающей среды и т. д.

По условиям надёжности электроснабжения потребителей I и II категорий у всех потребителей устанавливаю двухтрансформаторные ПС.

Расчётная мощность трансформатора для схемы А на ПС5:

где

- принятый коэффициент мощности.

- максимальный поток мощности через трансформатор, МВА (МВт) ;

1, 4 - коэффициент, учитывающий аварийную перегрузку трансформатора.

Выбор марок трансформаторов осуществлялся по табл. 5. 18-5. 25 [2]. Результаты выбора сведены в таблицы 4 и 5.

Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 1

Таблица 4

Подстанция	Тип Т (АТ)	Напряжение, кВ	, МВА	, МВА
		ВН	СН	НН
ПС5	ТДЦ-200000/330	330	-	10, 5	200	185
ПС4	ТРДЦН-100000/220	230	-	10, 5	100	85
ПС3	3*АОДЦТН-133000/330/220			10. 5	3*133	321
ПС2	ТРДНС-40000/220	220	-	10, 5	40	40
ПС1	ТДЦ-250000/330	330	-	10, 5	250	235

Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 2

Таблица 5

Подстанция	Тип Т (АТ)	Напряжение, кВ	, МВА	, МВА
		ВН	СН	НН
ПС5	ТДЦ-200000/330	330	-	10, 5	200	185
ПС4	ТРДЦН-100000/220	230	-	10, 5	100	85
ПС3	АТДЦТН-500000/500/230	500	230	10	500	321
ПС2	ТРДНС-40000/220	220	-	10, 5	40	40
ПС1	3*АОДЦТН-167000/500/330	500/	330/	10, 5	3*167	235

Схемы электрических соединений элементов

Схемы электрических соединений элементов принимаю в соответствии с рекомендациями ([3], рис. 4. 9).

Для варианта А:

Подстанция	U, кВ	Схема электрических соединений
ПС1	330	Полуторная схема
ПС2	220	Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
ПС3	330	Расширенный четырехугольник
	220	Трансформатор - шины с полуторным присоединением линий
ПС4	220	Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
ПС5	330	Четырехугольник

Для варианта Б:

Схемы соединений для остальных ОРУ те же, что и в варианте А.

Подстанция	U, кВ	Схема электрических соединений
ПС1	500	Четырехугольник
	330	Четырехугольник
ПС2	220	Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
ПС3	500	Четырехугольник
	220	Трансформатор - шины с полуторным присоединением линий
ПС4	220	Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
ПС5	330	Четырехугольник

Рис. 2 Схемы электрических соединений элементов варианта А



Рис. 3 Схемы электрических соединений элементов варианта Б

Вывод по пункту:

Намечены две схемы электрических соединений элементов для дальнейших расчётов. Выбрано напряжение и сечение проводов ВЛ, типы и мощности трансформаторов потребителей, схемы РУ.

Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариантов сети

В этой главе на основе технико-экономического анализа из двух ранее намеченных схем электрической сети определяется оптимальная с точки зрения приведенных затрат. Цены приведены по справочнику И. М. Шапиро, С. С. Рокотяна (т. е. на 1985 г.)

Приведенные затраты на проектируемую сеть:

,

где ЕН = 0, 12 - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений; К? - суммарные капитальные вложения, тыс. руб. ; И - суммарные издержки, тыс. руб. ; У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.

В данном проекте У = 0.

В соответствии с ([3], с. 314) одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются. В схемах А и Б одинаковыми элементами являются схемы РУ ПС2, ПС4 и ПС5, трансформаторы установленные на ПС5, ПС4 и ПС2, а также двухцепные линии ПС3-ПС4, ПС3-ПС2 и ПС1-ПС5.

Капитальные вложения

,

где- капитальные вложения в линии, тыс. руб. ; - капитальные вложения в подстанции, тыс. руб.

Линии:

,

где- удельная стоимость сооружения линии, тыс. руб. /км, L -длина линии, км.

Для линии С-ПС1:

Вариант А: UH = 330 кВ, L = 140 км, провод 2хАС240/32, по ([3] табл. 9. 7) тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Вариант Б: UH = 500 кВ, L = 140км, провод 3хАС400/51 по ([3] табл. 9. 8) тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Для линии ГЭС-ПС3:

Вариант А: UH = 330 кВ, L = 140 км, провод 2хАС240/32, по ([3] табл. 9. 7) тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Вариант Б: UH = 500 кВ, L = 140 км, провод 3хАС400/51, по ([3] табл. 9. 8) тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Для линии ПС1-ПС3:

Вариант А: UH = 330 кВ, L =87. 5 км, провод 2хАС240/32, по ([3] табл. 9. 7)

тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Вариант Б: UH = 500 кВ, L = 87. 5 км, провод 3хАС400/51, по ([3] табл. 9. 8) тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Для линии С-ГЭС:

Вариант Б: UH = 500 кВ, L = 87. 5 км, провод 3хАС400/51, по ([3] табл. 9. 7) тыс. руб. /км., тогда тыс. руб.

Капитальные вложения в линии для схем:

 тыс. руб.

тыс. руб.

Подстанции:

ПС 1:

,

где - стоимость открытого распределительного устройства подстанции, тыс. руб. ; - стоимость трансформаторов, тыс. руб. ; - постоянная часть затрат, тыс. руб.

Вариант А:

ПС 1: Сторона ВН ПС1: 330кВ «Полуторная схема», тогда по ([3] табл. 9. 15, с. 334) тыс. руб.

тыс. руб.

Вариант Б:

ПС 1: Сторона ВН ПС1: 550кВ «Четырёхугольник», тогда по ([3] табл. 9. 15, с. 334) тыс. руб.

тыс. руб.

Учтём стоимость устанавливаемых трансформаторов:

Вариант А:

ПС1: UВН-Т = 330 кВ, UНН-Т = 10 кВ, SТ=400 МВА, тыс. руб. ([3] табл. 9. 22) : тыс. руб. ;

Вариант Б:

ПС1: UВН-Т=500кВ, UСН-Т = 330 кВ, UНН-Т = 10 кВ, SТ=3*167 МВА, тыс. руб. ([3] табл. 9. 23) : тыс. руб.

Постоянная часть затрат:

Вариант А:

Для ВН ПС1: 330 «Полуторная» по ([3] табл. 9. 35) тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

Вариант Б:

Для ВН ПС1: 500 «Четырёхугольник» по ([3] табл. 9. 35) тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

? Результаты расчётов капитальных вложений в подстанции схемы 1, 2 представлены в таблицах 8, 9.

Капитальные вложения в подстанции схемы А

Таблица 8

Подстанция	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб
ПС1	3600	798	2100	6498
ПС3	2190	1116	1910	5216
?				11714

Капитальные вложения в подстанции схемы Б

Таблица 9

Подстанция	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб
ПС1	1520	1212	2400	5132
ПС3	2310	980	3150	6440
?				11572

Суммарные капитальные вложения:

Вариант А:

тыс. руб.

Вариант Б:

тыс. руб.

Издержки

Суммарные издержки , где - издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП и ПС, тыс. руб. ; - издержки на стоимость потерянной в сети электроэнергии, тыс. руб.

Линии:

.

, где - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП в процентах от капитальных затрат; - стоимость сооружения линии, тыс. руб.

Для варианта А:

По ([3], табл. 8. 2, с. 315) %, тыс. руб.

Для варианта Б: тыс. руб.

Подстанции:

;

, где - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС в процентах от капитальных затрат; - стоимость сооружения ПС, тыс. руб.

;

Для ПС1 (вариант А) :

По ([3], табл. 8. 2) , тыс. руб.

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС схемы А и Б

Таблица 10

Вариант	Номер подстанции	, тыс. руб.	, %	, тыс. руб.
А	ПС1	6498	8, 4	546
Б	ПС1	5132	8, 4	431
А	ПС3	5216	8, 4	438
Б	ПС3	6440	8, 4	541

тыс. руб.

тыс. руб.

Потери электроэнергии

Издержки на стоимость потерянной электроэнергии:

, тыс. руб., где коп/кВтч - стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии.

Число часов использования наибольшей нагрузки и время потерь определяются на основании графиков электрических нагрузок табл. 1.

Зимний, летний и годовой потоки электроэнергии через ПС3-ПС1 схемы А:

МВтч;

МВтч;

МВтч.

Число часов использования наибольшей нагрузки:

ч, где - максимальная активная мощность, протекающая через линию, МВт.

Число часов наибольших потерь:

, где - активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; - длительность появления мощности в году, ч. ч

Годовые потери электроэнергии в линии ПС3-ПС1:

МВт ч,

где =38 МВт ч/км -средне годовые потери на корону (для ВЛ 330 кВ), ([3], табл. 7. 7) ; n - число цепей линии; L - длина линии, км;

=0, 121 ([3], табл. 7. 1)

МВт - потери активной мощности в линии; - поправочный температурный коэффициент. (среднегодовая температура выше +5 ° С).

Результаты расчётов для остальных ВЛ схемы А и Б приведены в таблице 11.

Стоимость потерянной в линиях схемы А и Б электроэнергии

Таблица 11

Линия	, МВт	, ч	, ч/год	, кВ	, МВт	, МВт ч	, тыс. руб
С-ПС1 (А)	280	4357	2898	330	8. 4	35098	351
ГЭС-ПС3 (А)	400	7470	6503	330	17. 2	122491	1225
ПС3-ПС1 (А)	300	3840	2240	330	6	20090	201
С-ПС1 (Б)	640	5030	3451	500	23. 8	90570	906
ГЭС-ПС3 (Б)	640	5030	3451	500	23. 8	90570	906
С-ГЭС (Б)	400	7470	6503	500	5. 8	43053	430
ПС3-ПС1 (Б)	360	6528	3921	500	4. 7	23712. 6	237
? А		1777
? Б		2479

Рассмотрим определение стоимости потерь электроэнергии для автотрансформаторов подстанции ПС3 для схемы А.

Зимний, летний и годовой потоки мощности через обмотки автотрансформаторов определяются на основании графиков потоков мощности (см. таблицу 1).

Для обмотки ВН трансформатора АТ1 подстанции ПС3:

 = (60+60+80+100+100+100) •4 = 2000 МВт•ч;

= (24+24+32+40+40+40) •4 = 800 МВт•ч;

= 215•2812+ 150•1737 = 550000 МВт•ч.

Число часов использования наибольшей нагрузки

, где - максимальная активная мощность, перетекающая через автотрансформаторы подстанции, МВт.

= 5500 ч.

Число часов наибольших потерь

, где

- активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; - длительность появления мощность в году, ч.

= 4168 ч.

Для остальных обмоток автотрансформатора расчёт производится аналогично и представлен в таблице 12.

Потоки мощности через обмотки автотрансформатора АТ1, число часов максимальной нагрузки и число часов наибольших потерь

Таблица 12

	Параметр	Ступень напряжения автотрансформатора
		ВН	СН	НН
АТ1	, МВт•ч	2000	2640	3600
	, МВт•ч	800	1512	2520
	, МВт•ч	550000	794400	1152000
	, ч	5500	5296	3840
	, ч	4168	3804	2885

Годовые потери электроэнергии в автотрансформаторах подстанции ПС3 определяются по следующей формуле [4]:

где n - число автотрансформаторов на подстанции;

- потери холостого хода автотрансформатора, МВт;

, , - потери короткого замыкания в обмотках ВН, СН и НН, МВт;

, , - число часов наибольших потерь на сторонах ВН, СН и НН автотрансформаторов, ч;

, , - максимальный поток мощности через обмотки ВН, СН и НН автотрансформаторов, МВА;

- номинальная мощность, автотрансформаторов, МВА.

Для автотрансформаторов подстанции ПС3 и ПС1 схемы А и схемы Б расчёт проводится аналогично. Результаты расчёта потерь электроэнергии представлены в таблице 13.

Расчёт потерь электроэнергии в автотрансформаторах для схемы А и схемы Б

Таблица 13

Трансформатор	схема	, МВт•ч	, тыс. руб
3*АОДЦТН-133000/330/230	А	1167. 1	11, 7
АТДЦТН-500000/500/230	Б	4186. 3	41, 9
ТДЦ-250000/330	А	894	8. 94
3*АОДЦТН-167000/500/330	Б	2148	21, 5
?	А		20, 3
	Б		63, 4

Суммарные издержки для схемы А и схемы Б:

тыс. руб.

тыс. руб

Затраты

тыс. руб. тыс. руб.

Сравнение затрат

Вывод по пункту: В результате проведенного технико-экономического расчёта получили два сущёственно различающихся по экономическим затратам варианта. Второй вариант с кольцевым исполнением системы (см. рис. 1) оказался на 20% дешевле первого варианта. Таким образом принимаем в качестве наиболее рационального наименее затратный второй вариант исполнения электрической сети.

Математическое моделирование элементов сети

В данной главе рассматривается моделирование всех элементов электрической сети: воздушных линий, трансформаторов, реакторов, нагрузок и источников.

Воздушные линии

Линии 220 кВ выполняются на промежуточных двухцепных свободностоящих опорах П220-2 ([4], табл. 8-23, рис. 8, 26з).

Линии 330 кВ выполняются на промежуточных двухцепных свободностоящих опорах П330-2 ([4], табл. 8-24, рис. 8, 27д).

Рис. 4. а) Опора П220-2, б) Опора П330-2

Линии 500 кВ выполняются на промежуточных свободностоящих опорах

Р-2 ([4], табл. 8-25, рис. 8, 28в).

Рис 5. Опора ПБ-3

По ([4], табл. 8, 65.) для линий напряжением 220 кВ необходима гирлянда из 14 изоляторов ПФ100-В высотой, где H = 146 мм - высота одного изолятора ([4], табл. 8, 67).

Высота подвески фазы определена по формуле , где h - высота точки крепления изолятора на опоре; стрела провеса:

Сведём конструктивные параметры для ВЛ 220 кВ, 110кВ, 500кВ в табл. 14:

Табл. 14

Конструктивные параметры ВЛЭП.

Параметры	ВЛ 220 кВ	ВЛ 330 кВ	ВЛ 500 кВ
Тип опоры	П220-2	ПБ330-2	ПБ-3
Материал опоры	ж/б	ж/б	Ж/б
Количество цепей	2	2	1
Тип и количество изоляторов	14хПФ70-В	19хПФ70-В	24xПФ70В
Высота гирлянды hИ, мм	2044	2774	3504
Число фаз NФ	3	3	3
Число тросов NТ	2	2	2
Провод фазы	АС 240/39	2хАС 240/32	3хАС 400/51
Провод троса	С 50	С 50	С 70

При расчёте режима сети для прямой последовательности ВЛ представляются многополюсниками, параметры которых определяются на основании расчётных данных ВЛ ([3], табл. 7. 6).

Табл. 15

Параметры ВЛ.

Параметры (на одну цепь)	ГЭС-С	ГЭС-ПС3	ПС3 -ПС1	С-ПС1	ПС1-ПС5	ПС3-ПС2	ПС3-ПС4
Провод	4хАС 400/93	4хАС 400/93	4хАС 400/93	4хАС 400/93	2хАС 240/32	АС 240/39	АС 240/39
, Ом/км	0, 019	0, 019	0, 019	0, 019	0, 06	0, 121	0, 121
, Ом/км	0, 306	0, 306	0, 306	0, 306	0, 331	0, 435	0, 435
, См/км	3, 6210-6	3, 6210-6	3, 6210-6	3, 6210-6	3, 3810-6	2, 610-6	2, 610-6
Длина L, км	87. 5	140	87. 5	140	87. 5	52. 5	105
R, Ом	1, 66	2, 66	1, 66	2, 66	5. 25	6. 35	12, 7
Х, Ом	26, 8	42, 8	26, 8	42, 8	29	22, 8	45, 6
В, См	3, 210-4	5, 110-4	3, 210-4	5, 110-4	2, 9510-4	1, 3610-4	2, 7310-4

Моделирование трансформаторов

Для двухобмоточных трансформаторов принята Г-образные схемы замещения, которые составляются на основе каталожных данных:

Табл. 16

Каталожные данные трансформаторов.

Параметры	Т1	Т4	Т2	Т3	Т5
Тип	3*АОДЦТН-167000/500/330	ТРДЦН-100000/220	ТРДНС-40000/220	АТДЦТН-500000/500/220	ТДЦ-200000/330
Номинальная мощность SН, МВА	167	100	40	500	200
Номинальное напряжение, кВ	UВН	500/	230	230	500	330
	UСН	330/	-	-	230	-
	UНН	10. 5	11	11	10	13, 8
Потери холостого хода PХ, кВт	70	115	50	120	220
Ток холостого хода IХ, %	0, 3	0, 7	0, 9	0, 15	0, 45
Потери КЗ, кВт	PКВС	320	-	-	950	-
	PКВН	-	360	170	-	560
	PКСН	-	-	-	-	-
Напряжение КЗ, %	UКВС	9. 5	12	11, 5	12	11
	UКВН	67			50
	UКСН	61			35
Активное сопротивление обмоток, Ом	RВН	0, 48	1, 9	5, 6	0, 95	1, 68
	RСН	0, 48			0. 95
	RНН	2, 4			4. 3
Реактивное сопротивление обмоток, Ом	XВН	38. 8	63, 5	152. 4	67, 5	66, 2
	XСН	0			0
	XНН	296
					178
Диапазон РПН, %	12% *6ст	12% *12ст	12% *12ст	СН 12% *8ст. ВН (10-12) % *8ст.	-
Мощность обмотки НН, % от SН	SНН	33	-	-	110	-

Модели нагрузок и источников

Узел 1, к которому подключена приемная система, задаётся балансирующим (тип VФ). Указывается модуль и угол напряжения. Узел 2, к которому подключена ГЭС, задаётся генераторным узлом типа PV, для которого указываются генерируемая мощность, модуль и стартовое значение угла напряжения. Нагрузки моделируются узлами типа PQ. Для них задаётся статическая характеристика нагрузки, потребляемая мощность и начальные приближения модуля и угла напряжения.

Рис. 8 Схема замещения сети из многополюсников.

Вывод:

Получена схема замещения для прямой последовательности проектируемой сети и определены параметры всех ее элементов, включая воздушные линии, трансформаторы и автотрансформаторы. Определены конструктивные параметры ВЛЭП и трансформаторов.

Расчеты и анализ характерных режимов

В этой главе проводится расчёт характерных режимов сети, анализ результатов и, при необходимости, корректировка параметров сети и повторный расчёт.

Режим наибольших нагрузок

Имеет место зимой с 0 до 8 ч, когда потребляемая мощность составляет 640 МВт. ГЭС вырабатывает 300 МВт.

Первоначальный расчёт показал, что напряжения практически во всех узлах не удовлетворяет требованиям. Установим синхронные компенсаторы на ПС3-КСВБ-50-11и на ПС5-КСВБ-50-11 и КСВБ-100-11.

Режим наименьших нагрузок

Имеет место летом c 16 до 24 ч, когда потребляемая мощность составляет 165МВт. ГЭС вырабатывает 400 МВт.

Послеаварийный режим

В качестве послеаварийного принят режим сети при отключенной ВЛ С-ПС1 в режиме максимальных нагрузок.

Режим ресинхронизации

В качестве послеаварийного принят режим сети при отключенной ГЭС в режиме максимальных нагрузок.

Технико-экономические показатели

В данной главе определяются основные технико-экономические показатели: капитальные вложения, издержки на эксплуатацию сети, потери электроэнергии, тариф на услуги по передаче и распределению электроэнергии, спецификация основного оборудования и материалов.

Стоимость строительства:

Все показатели рассчитываются так же, как в ГЛ. 3, поэтому результаты расчёта приводится в табличной форме.

Линии:

Табл. 17

Капитальные вложения в линии

Линия	, кВ	, км	, тыс. руб. /км	Марка провода	, тыс. руб.
ГЭС-ПС3	500	140	77	3*АС 400/51	10780
ПС3-ПС4	220	105	40, 6	АС 240/39	8526
ПС3-ПС2	220	52. 5	40, 6	АС 240/39	4263
С- ПС1	500	140	77	3*АС 400/51	10780
ПС3 - ПС1	500	87. 5	77	3*АС 400/51	6737
ПС1- ПС5	330	87. 5	77. 2	2*АС 240/32	13475
С-ГЭС	500	87. 5	77	3*АС 400/51	6737

тыс. руб.

Подстанции:

Табл. 18

Стоимость ОРУ ПС

Номер подстанции	, тыс. руб.
ПС 1	2160
ПС 2	110
ПС 3	2510
ПС 4	110
ПС 5	640

тыс. руб.

Трансформаторы:

Табл. 19

Стоимость трансформаторов

Номер подстанции	Тип трансформаторов	, тыс. руб.
ПС 1	3*АОДЦТН-167000/500/330	1212
ПС 2	ТРДНС-40000/220	280
ПС 3	АТДЦТН-500000/500/220	980
ПС 4	ТРДЦН-100000/220	440
ПС 5	ТДЦ-200000/330	590

тыс. руб.

Постоянная часть затрат:

тыс. руб.

тыс. руб.

?Суммарные капитальные вложения тыс. руб.

Издержки на эксплуатацию

Линии:

тыс. руб.

Подстанции:

Табл. 22

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС

Номер подстанции	, тыс. руб.	, %	, тыс. руб.
ПС 1	5330	8, 4	448
ПС 2	630	8, 4	53
ПС 3	5890	8, 4	495
ПС 4	790	8, 4	66, 3
ПС 5	2390	8, 4	200, 7

тыс. руб.

Суммарные издержки:

тыс. руб.

Потери электроэнергии

Потери электроэнергии делятся на условно- постоянные и условно-переменные.

Условно-постоянные:

На холостой ход трансформаторов:

Табл. 23

Потери электроэнергии на холостой ход трансформаторов

Номер подстанции	PХ, кВт	n	, МВт?ч
ПС 1	70	2	4186
ПС 2	50	2	590
ПС 3	120	2	2148
ПС 4	115	2	1240
ПС 5	220	2	1450

2. На корону ВЛ:

Табл. 24

Потери электроэнергии на корону ВЛ

Линия	, кВ	, км	, МВт ??ч/км	, МВт?ч
ГЭС-ПС3	500	140	60	90570
ПС3-ПС4	220	105	24	16288
ПС3-ПС2	220	52. 5	24	4579
С- ПС1	500	140	60	90570
ПС3 - ПС1	500	87. 5	60	23712
ПС1- ПС5	330	87. 5	38	20680
С-ГЭС	500	87. 5	60	43053

.

Годовые условно-постоянные потери электроэнергии

Условно-переменные:

Потери мощности в сети в режиме наибольшей нагрузки:

.

Годовые условно-переменные потери электроэнергии

Суммарные годовые потери

Спецификация основного оборудования и материалов

Табл. 25

Спецификация основного оборудования и материалов

№	Наименование	Марка	Ед. изм.	Количество
1	Трансформатор	ТДЦ-200000/330	шт.	2
2	Автотрансформатор	ТРДЦН-100000/220	шт.	2
3	Трансформатор	АТДЦТН-500000/500/230	шт.	2
4	Трансформатор	ТРДНС-40000/220	шт.	2
5	Трансформатор	3*АОДЦТН-167000/500/330	шт.	6
6	Промежуточные опоры	П220-2	шт.	59
7	Сложные опоры (15%)	УБ220-12	шт.	9
8	Промежуточные опоры	П330-2	шт.	31
9	Сложные опоры (15%)	УБ330-1-1	шт.	5
10	Промежуточные опоры	ПБ-3	шт.	193
11	Сложные опоры (15%)	УБ-1	шт.	30
12	Провода	АС 400/51	км.	455
13	Провода	АС 240/32	км	87. 5
14	Провода	АС 240/39	км	157. 5

Высоковольтные выключатели

Высоковольтный выключатель - коммутационный аппарат, предназначенный для оперативных включений и отключений отдельных цепей или электрооборудования в энергосистеме, в нормальных или аварийных режимах, при ручном дистанционном или автоматическом управлении.

Высоковольтный выключатель состоит из: контактной системы с дугогасительным устройством, токоведущих частей, корпуса, изоляционной конструкции и приводного механизма (например электромагнитный привод, ручной привод).

В соответствии с ГОСТ Р 52565-2006 выключатели характеризуются следующими параметрами:

1. Номинальное напряжение Uном (напряжение сети, в которой работает выключатель) ;

2. Номинальный ток Iном (ток через включённый выключатель, при котором он может работать длительное время) ;

3. Номинальный ток отключения Iо. ном - наибольший ток короткого замыкания (действующее значение), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях восстанавливающегося напряжения и заданном цикле операций;

4. Допустимое относительное содержание апериодического тока в токе отключения;

5. Устойчивость при сквозных токах КЗ, которая характеризуется токами термической стойкости Iт и предельным сквозным током

6. Номинальный ток включения - ток КЗ, который выключатель с соответствующим приводом способен включить без приваривания контактов и других повреждений при Uном и заданном цикле.

7. Собственное время отключения - промежуток времени от момента подачи команды на отключение до момента начала расхождения дуго-гасительных контактов.

8. Параметры восстанавливающегося напряжения при номинальном токе отключения - скорость восстанавливающегося напряжения, нормированная кривая, коэффициент превышения амплитуды и восстанавливающегося напряжения.

По назначению выключатели классифицируются на:

1. Сетевые выключатели на напряжения от 6 кВ и выше, применяемые в электрических цепях (кроме цепей электрических машин и электротермических установок) и предназначенные для пропускания и коммутирования тока в нормальных условиях работы цепи, а также для пропускания в течение заданного времени и коммутирования тока в заданных ненормальных условиях, таких как условия короткого замыкания

2. Генераторные выключатели на напряжения от 6 до 20 кВ, применяемые в цепях электрических машин (генераторов, синхронных компенсаторов, мощных электродвигателей) и предназначенные для пропускания и коммутаций тока в нормальных условиях, а также в пусковых режимах и при коротких замыканиях.

3. Выключатели на напряжение от 6 до 220 кВ для электротермических установок, применяемые в цепях крупных электротермических установок (например, сталеплавильных, руднотермических и других печей) и предназначенные для пропускания и коммутаций тока в нормальных условиях, а также в различных эксплуатационных режимах и при коротких замыканиях.

4. Выключатели специального назначения.

По способу гашения дуги выключатели делятся на:

1. Масляные выключатели

а) Баковые выключатели

В масляных баковых выключателях масло служит для гашения дуги и изоляции токоведущих частей. При напряжении до 10 кВ (в некоторых типах выключателей до 35 кВ) выключатель имеет один бак, в котором находятся контакты всех трех фаз, при большем напряжении для каждой фразы предусматривается свой бак. В установках 6 - 10 кВ применяли масляные выключатели ВМБ-10, ВМЭ-6, ВМЭ-10, ВС-10, им на смену пришли выключатели маломасляные и элегазовые.

В отличие от простейшего выключателя они имеют специальные устройства - гасительные камеры.

По принципу действия дугогасительные устройства можно разделить на три группы:

1) с автодутьем, в которых высокое давление и большая скорость движения газа в зоне дуги создаются за счет выделяющейся в дуге энергии;

2) с принудительным масляным дутьем, у которых к месту разрыва масло нагнетается с помощью специальных гидравлических механизмов;

3) с магнитным гашением в масле, в которых дуга под действием магнитного поля перемещается в узкие каналы и щели.

Выключатель работает по двухступенчатому циклу: сначала размыкаются контакты дугогасительных камер, происходит гашение дуг и прерывается цепь основного тока, затем в открытом разрыве контактов траверсы и контактов дугогасительных камер прерывается ток, протекающий через шунты. Траверса приводится в движение изолирующей тягой, связанной с приводным механизмом. На днище бака установлено льдоулавливающее устройство, предотвращающее всплытие замерзшего конденсата. Для подогрева масла при низких температурах к днищу крепится устройство электроподогрева, которое включается при температурах воздуха ниже - 150С. Это необходимо чтобы не снижалась скорость перемещения подвижных частей выключателя при увеличении вязкости масла. Например, в выключателе У-220 на три полюса необходимо 27000 кг масла.

Недостатки баковых выключателей:

1. Взрыво- и пожароопасность;

2. Необходимость периодического контроля за состоянием и уровнем масла в баке и на вводах;

3. Большой объем масла, что обусловливает большую затрату времени на его замену,

4. Необходимость больших запасов масла;

5. Непригодность для установки внутри помещений;

6. Непригодность для выполнения быстродействующего АПВ;

7. Большая затрата металла, большая масса, неудобство перевозки, монтажа и наладки.

б) Маломасляные выключатели

Маломасляные выключатели (горшковые) получили широкое распространение в закрытых (ЗРУ) и открытых (ОРУ) распределительных устройствах всех напряжений.

Масло в этих выключателях в основном служит дугогасящей средой и только частично изоляцией между разомкнутыми контактами. Изоляция токоведущих частей друг от друга и от заземленных конструкций осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Контакты выключателей для внутренней установки находятся в стальном бачке (горшке), отсюда сохранилось название выключателей «горшковые». Маломасляные выключатели напряжением 35 кВ и выше имеют фарфоровый корпус. Самое широкое применение имеют выключатели 6-10 кВ подвесного типа. В этих выключателях корпус крепится на фарфоровых изоляторах к общей раме для всех трех полюсов. В каждом полюсе предусмотрен один разрыв контактов и дугогасительная камера.

Достоинствами маломасляных выключателей являются небольшое количество масла, относительно малая масса, более удобный, чем у баковых выключателей, доступ к дугогасительным контактам, возможность создания серии выключателей на разное напряжение с применением унифицированных узлов.

Недостатки маломасляных выключателей: взрыво- и пожароопасность, хотя и значительно меньшая, чем у баковых выключателей; невозможность осуществления быстродействующего АПВ; необходимость периодического контроля, доливки, относительно частой замены масла в дугогасительных бачках; трудность установки встроенных трансформаторов тока; относительно малая отключающая способность.

Воздушные выключатели

В воздушных выключателях гашение дуги происходит сжатым воздухом, а изоляция токоведущих частей и дугогасительного устройства осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Конструктивные схемы воздушных выключателей различны и зависят от их номинального напряжения, способа создания изоляционного промежутка между контактами в отключенном положении, способа подачи сжатого воздуха в дугогасительные устройства.

В выключателях на большие номинальные токи (рис. а, б) имеются главный и дугогасительный контуры, как и в маломасляных выключателях МГ и ВГМ.

Основная часть тока во включенном положении выключателя проходит по главным контактам 4, расположенным открыто. При отключении выключателя главные контакты размыкаются первыми, после чего весь ток проходит по дугогасительным контактам, заключенным в камере 2. К моменту размыкания этих контактов в камеру подается сжатый воздух из резервуара 1, создается мощное дутье, гасящее дугу. Дутье может быть продольным или поперечным. Необходимый изоляционный промежуток между контактами в отключенном положении создается в дугогасительной камере путем разведения контактов на достаточное расстояние или специальным отделителем 5, расположенным открыто. После отключения отделителя прекращается подача сжатого воздуха в камеры и дугогасительные контакты замыкаются. В выключателях для открытой установки дугогасительная камера расположена внутри фарфорового изолятора, причем на напряжение 35 кВ достаточно иметь один разрыв на фазу (рис. в), на 110 кВ - два разрыва на фазу (рис. г).

Воздушные выключатели имеют следующие достоинства: взрыво- и пожаробезопасность, быстродействие и возможность осуществления быстродействующего АПВ, высокую отключающую способность, надежное отключение емкостных токов линий, малый износ дугогасительных контактов, легкий доступ к дугогасительным камерам, возможность создания серий из крупных узлов, пригодность для наружной и внутренней установки.

Недостатками воздушных выключателей являются: необходимость компрессорной установки, сложная конструкция ряда деталей и узлов, относительно высокая стоимость, трудность установки встроенных трансформаторов тока.

Элегазовые выключатели

Элегаз SF6 обладает высокими дугогасящими свойствами, которые используются в различных аппаратах высокого напряжения. Выключатели нагрузки элегазовые во многом напоминают конструкцию отделителей. Однако для успешного отключения тока в них предусматриваются устройства для вращения дуги в элегазе. В подвижный и неподвижный контакты встроены постоянные магниты из феррита, которые создают магнитные поля, направленные встречно. При размыкании контактов образуется дуга, ток которой взаимодействует с радиальным магнитным полем, в результате чего создается сила F, перемещающая дугу по кольцевым электродам. Вращение дуги в элегазе способствует быстрому гашению. Чем больше отключаемый ток, тем больше скорость перемещения дуги, это защищает контакты от обгорания. Контактная система описанной конструкции помещается внутри фарфорового корпуса, заполненного элегазом и герметически закрытого. Давление внутри камеры 0, 3 МПа. Подпитка при возможных утечках происходит из баллона со сжатым элегазом.

Достоинства элегазовых выключателей; пожаро- и взрывобезопасность быстрота действия, высокая отключающая способность, малый износ. дугогасительных контактов, возможность создания серий с унифицированными узлами, пригодность для наружной и внутренней установки.

Недостатки: необходимость специальных устройств для наполнения, перекачки и очистки SF6, относительно высокая стоимость SF6, экологические проблемы эксплуатации.

Вакуумные выключатели

Теоретически и практически доказано, что самый простой способ гашения электрической дуги - в вакуумных выключателях, так как в вакуумных камерах практически отсутствует среда, проводящая электрический ток. В эксплуатации вакуумный выключатель также более прост, чем маломасляный и электромагнитный. Прекрасные дугогасящие свойства глубокого вакуума позволили создать выключатели на напряжение 10 кВ, которые благодаря своим преимуществам вытесняют маломасляные и электромагнитные выключатели.

В вакуумных дугогасительных камерах реализуется два очень важных свойства вакуумных промежутков: высокая электрическая прочность (выше, чем у трансформаторного масла, не говоря о воздухе,) и высокая дугогасительная способность.

В глубоком вакууме дугогасительной камеры выключателя длина свободного пробега молекул и электронов составляют десятки и сотни метров, т. е. во много раз больше, чем расстояния между контактами выключателя. Ударная ионизация в вакуумном промежутке практически отсутствует, поэтому вакуумный промежуток не может служить источником заряженных частиц. Заряженные частицы могут появиться при определенных условиях с поверхностей контактов и других частей вакуумной камеры.

Надо отметить, что для изготовления оболочки вакуумной камеры применяются только специальные вакуумноплотные, очищенные от растворенных газов металлы - медь и специальные сплавы, а также специальная керамика. Контакты вакуумной камеры изготавливаются из металлокерамической композиции (как правило, это медь-хром в соотношении 50% -50% или 70% -30%), обеспечивающей высокую отключающую способность, износостойкость и препятствующей возникновению точек сваривания на поверхности контактов. Цилиндрические керамические изоляторы, совместно с вакуумным промежутком при разведенных контактах обеспечивают изоляцию между выводами камеры при отключенном положении выключателя.

Достоинства вакуумных выключателей:

1. Отсутствие необходимости в замене и пополнении дугогасящей среды и масляного хозяйства.

2. Высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и

токов КЗ.

3. Снижение эксплуатационных затрат, простота эксплуатации.

4. Быстрое восстановление электрической прочности.

5. Полная взрыво- и пожаробезопасность.

6. Повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам.

7. Высокое быстродействие, применение для работы в любых циклах

АПВ.

8. Сравнительно малые массы и габариты, небольшие динамические на

грузки на конструкцию при работе из-за относительно малой мощности.

К недостаткам можно отнести:

1. Возможные коммутационные перенапряжения при отключении малых индуктивных токов.

2. Трудности при создании и изготовлении, связанные с созданием

контактных материалов, сложностью вакуумного производства,

3. Склонностью материалов контактов к сварке в условиях вакуума.

4. Большие вложения, необходимые для осуществления технологии

производства, и поэтому большая стоимость.

Список использованной литературы

Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М. : Э нергоатомиздат, 1986. - 648 с. : ил.

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

Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В. В. Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др. ; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М. : Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

4. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. С. А. Бажанов, И. С. Батхон, И. А. Баумштейн и др. ; Под ред. И. А. Баумштейна и М. В. Хомякова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : Энергоиздат, 1981. - 656 с., ил

Размещено на Allbest.ru