Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Российский государственный профессионально-педагогический университет»

Институт электроэнергетики и информатики

Кафедра автоматизированных систем электроснабжения

Курсовая работа

По курсу «Электрические сети и системы»

На тему

«Проектирование развития районной электрической сети»

Екатеринбург 2009

Содержание

• 1. Исходные данные
• 2. Разработка вариантов развития сети
• 2.1 Расчет первого варианта
• 2.1.1 Расчет токораспределения в сети
• 2.1.2 Выбор сечений линий электропередачи
• 2.1.3 Результаты расчетов по варианту 1
• 2.1.4 Выбор схемы подстанции
• 2.2 Расчет второго варианта
• 2.2.1 Расчет токов в кольцевом участке
• 2.2.2 Выбор сечений линий электропередачи
• 2.2.3 Результаты расчетов по варианту 2
• 2.2.4 Выбор схемы подстанции
• 2.2.5 Экономическое сопоставление вариантов подключения узла 4 на предмет ущерба от перерыва снабжения потребителей (в ценах 1985 г.)
• 2.3 Расчет третьего варианта
• 2.3.1 Расчет токов в кольцевом участке
• 2.3.2 Выбор сечений линий электропередачи
• 2.3.3 Результаты расчетов по варианту 3
• 2.3.4 Выбор схемы подстанции
• 2.4. Расчет четвертого варианта
• 2.4.1 Выбор сечений линий электропередачи
• 2.4.2 Результаты расчетов по варианту 4
• 2.4.3 Выбор схемы подстанции
• 3. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
• 4. Расчет экономических показателей линий
• 4.1 Вариант 1
• 4.2 Вариант 2
• 4.3 Вариант 3
• 4.4 Вариант 4
• 5. Расчет установившихся режимов
• 6. Параметры схемы замещения сети
• 7. Выбор средств регулирования напряжения
• 8. Расчет мощности компенсирующих устройств
• 9. Параметры схемы замещения сети
• 10. Выбор средств регулирования напряжения
• 11. Расчет мощности компенсирующих устройств
• Источники
• 1. Исходные данные

ток электропередача подстанция

Расположение потребителей и источника питания (балансирующего узла), мощности нагрузок, номера узлов и расстояния между узлами:

источник питания (1) - 110 кВ;

· cos ц = 0,9;

· все потребители узла 4 являются потребителями III категории надежности, в остальных узлах состав потребителей: I - 30 %, II - 30 %, III - 40 %;

· номинальное напряжение потребителей 6 кВ;

· Тmax нагрузок - 6500 ч;

· район проектирования - Урал;

· масштаб: 1см - 20 км.

2. Разработка вариантов развития сети

1. LУ = 348 км

2. LУ = 340 км

3. LУ = 368 км

4. LУ = 388 км

Узловые токи нагрузки определяются по соотношению

2.1 Расчет первого варианта

Кольцевая схема. Общая протяженность линий 348 км.

2.1.1 Расчет токораспределения в сети

Ток на головном участке 1 - 2 определяется по правилу моментов:

I23 = I12 - I2 = 0,259 - 0,146 = 0,113 кА

I34 = I23 - I3 = 0,113 - 0,117 = - 0,004 кА

I45 = I34 - I4 = - 0,004 - 0,088 = - 0,092 кА

I15 = I5 - I45 = 0,234 + 0,092 = 0,326 кА

Предполагается сооружение на всех участках одноцепных линий электропередачи.

2.1.2 Выбор сечений линий электропередачи

Токи на участках:

1 - 2:

I12 = 259 А. Ближайший критический ток Iкр = 370 А соответствует сечению 240 мм2. На этом участке выбирается одноцепная линия с проводом АС-240.

2 - 3:

I23 = 113 А. Iкр = 170 А. 120 мм2. АС-120.

3 - 4:

I34 = 4 А. Iкр = 80 А. 70 мм2. АС-70 (предварительно).

4 - 5:

I45 = 92 А. Iкр = 170 А. 120 мм2. АС-120.

1 - 5:

I15 = 326 А. Iкр = 370 А. 240 мм2. АС-240.

Анализ распределения тока в кольцевой сети показал, что не соответствуют условиям надежности выбранные сечения для участка

3 - 4 (70 мм2) и участка 2 - 3 (120 мм2) при отключенной линии 1 - 5. В первом случае I34АВ = 322 А (при Iдоп = 265 А), во втором I23АВ = 439 А (при Iдоп = 370 А). Поэтому для линии 3 - 4 выбираем провод АС-120, для линии 2 - 3 АС-240.

2.1.3 Результаты расчетов по варианту 1

Линия	Ток участка, А	Число цепей, сечение	Вид аварии	IАВ, А	Iдоп, А
1 - 2	259	АС-240	Обрыв 1 - 5	585	610
2 - 3	113	АС-240	Обрыв 1 - 5	439	610
3 - 4	4	АС-120	Обрыв 1 - 5	322	370
4 - 5	92	АС-120	Обрыв 1 - 2	351	370
1 - 5	326	АС-240	Обрыв 1 - 2	585	610

2.1.4 Выбор схемы подстанции

Число ячеек выключателей 110 кВ:

Узел	Число присоединений	Число ячеек выключателей 110 кВ
	Линий	Трансформаторов
1	2	2	5
2	2	2	5
3	2	2	5
4	2	2	5
5	2	2	5

Всего выключателей - 25.

2.2 Расчет второго варианта

Общая протяженность линий 340 км.

2.2.1 Расчет токов в кольцевом участке

Ток на головном участке 1 - 2 определяется по правилу моментов:



I25 = I12 - I2 = 0,157 - 0,146 = 0,011 кА

I15 = I5 - I25 = 0,234 - 0,011 = 0,223 кА

2.2.2 Выбор сечений линий электропередачи

Токи на участках:

1 - 3:

I13 = 205 А. С учетом необходимости двух параллельных цепей величина тока на одну цепь составляет:

Ближайший критический ток Iкр = 170 А соответствует сечению 120 мм2. На этом участке выбираются две одноцепные линии АС-120.

В условиях аварийного режима I13АВ = 205 А. Iдоп = 370 А.

I13АВ < Iдоп . - Удовлетворяет условию работы в аварийном режиме.

3 - 4:

а) На одну цепь IЦ = 44 А. Iкр = 85 А. 2АС-70.

б) I34 = 88 А. Iкр = 170 А. 120 мм2. АС-120.

На данном участке, питающем потребителей III категории надежности, возможно строительство двух одноцепных линий сечением АС-70 (вариант а, без отключения потребителей) или одной линии АС-120 (вариант б).

Необходимо рассчитать величину ущерба от перерыва снабжения потребителей в варианте б.

1 - 2:

I12 = 157 А. Iкр = 170 А. 120 мм2. АС-120. (предварительно)

2 - 5:

I25 = 11 А. Iкр = 80 А. АС-70

1 - 5:

I15 = 223 А. Iкр = 370 А. 120 мм2. АС-240.

Анализ кольцевой части сети по условиям надежности показал, что худшим аварийным режимом является режим с отключенной линией 1 - 5. В этом случае по линии 1 - 2 протекает ток I13АВ = 380 А при Iдоп = 370 А. Принимаем для линии 1 - 2 провод АС-240. Сечения линий 1 - 3 и 3 - 4 удовлетворяют условиям надежности.

2.2.3 Результаты расчетов по варианту

Линия	Ток участка, А	Число цепей, сечение	Вид аварии	IАВ, А	Iдоп, А
1 - 2	157	АС-240	Обрыв 1 - 5	380	610
2 - 5	11	АС-70	Обрыв 1 - 5	234	265
1 - 5	223	АС-240	Обрыв 1 - 2	380	610
1 - 3	102	2АС-120	Обрыв 1 цепи	205	370
3 - 4 а 3 - 4 б	44 88	2АС-70 АС-120	Обрыв 1 цепи Ущерб	88 ?	265 ?

2.2.4 Выбор схемы подстанции

Число ячеек выключателей 110 кВ:

Узел	Число присоединений	Число ячеек выключателей 110 кВ
	Линий	Трансформаторов
1	4	2	7
2	2	2	5
3 а 3 б	4 3	2 2	7 6
4 а 4 б	2 1	2 1	5 2
5	2	2	5

Всего выключателей - а) 29

б) 25

2.2.5 Экономическое сопоставление вариантов подключения узла 4 на предмет ущерба от перерыва снабжения потребителей (в ценах 1985 г.)

Вариант А:

В этом случае узел 4 подключается к узлу 3 по двум линиям АС-70 с установкой на подстанции 4 двух трансформаторов ТДН - 16000/110.

Капитальные вложения в линии с проводом АС-70 при Uном = 110 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду рассчитываются по удельной стоимости сооружения с0 = 16,5 т.р./км:

КЛ = 2с0 · l =16,5 · 64 · 2 = 2112 т.р.

Стоимость подстанции КП включает стоимость трансформатора (63 т.р.) и стоимость ячеек выключателей 110 кВ (35 т.р.)

КП = nКТ + nКВ = 63 · 2 + 35 · 5 = 301 т.р.

Суммарные капитальные вложения в строительство варианта составят

КУ = КЛ + КП = 2112 + 301 = 2413 т.р.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для линий составляют 2,8%, для подстанций 110 кВ - 9,4%, соответственно бл = 0,028, бп = 0,094.

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:

RЛ = r · l/n = 0,428 · 64/2 = 13,7 Ом

RП = R Т/n = 4,38 /2 = 2,19 Ом

RУ = RЛ + RП = 13,7 + 2,19 = 15,9 Ом

ДРхх = ДРтхх · n = 0,019 · 2 = 0,038 МВт

Потери мощности в максимальном режиме по току I34 = I4 = 0,088 А

ДРмах = 3 · I24 · RУ = 3 · 0,0882 · 15,9 = 0,369 МВт

Число часов максимальных потерь

ф = (0,124 + Тмах / 104)2 · 8760 = 5248 ч.

Удельная стоимость потерь электроэнергии составляет 1,5 коп/ кВтч или

в0 = 1,5 · 10-2 т.р. / МВТч

Годовая стоимость потерь электроэнергии - издержки:

ИДЭ = в0 (ф · ДРмах + 8760 · ДРхх) = 1,5 · 10-2 (5248 · 0,369 + 8760 · 0,038) = = 34 т.р.

ЕН - нормативный коэффициент эффективности (ЕН = 0,12…0,15)

Приведенные затраты в варианте а составляют

За = ЕН · КУ + бл · Кл + бп · КП + ИДЭ = 0,12 · 2413 + 0,028 · 2112 +

+ 0,094 · 301 + 34 = 411 т.р.

Вариант Б:

КЛ = с0 · l =16,9 · 64 = 1081 т.р.

КП = nКТ + nКВ = 63 + 35 · 2 = 133 т.р.

КУ = КЛ + КП = 1214,6 т.р.

RЛ = r · l/n = 0,249 · 64 = 15,94 Ом

RП = R Т/n = 4,38 Ом

RУ = RЛ + RП = 15,94 + 4,38 = 20,32 Ом

ДРхх = ДРтхх = 0,019 МВт

ДРмах = 3 · I24 · RУ = 3 · 0,0882 · 20,32 = 0,472 МВт

ИДЭ = 1,5 · 10-2 (5248 · 0,472 + 8760 · 0,019) = 39,7 т.р.

В рассматриваемом варианте при отключении линии или трансформатора электроснабжение потребителя прекращается. При расчете ущерба, связанного с перерывом питания, следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2), полное отключение нагрузки е = 1, удельный ущерб б = 6 · 103 т.р. / МВт и Рмах = 15 МВт. Параметры потока отказов линии щл = 1,1 отказа/год на 100 км, трансформатора щт = 0,02 отказа/год. Среднее время восстановления для линии Твл = 1,0 · 10-3 лет/отказ, трансформатора - Твт = 20 · 10-3 лет/отказ. Величина ущерба составляет:

У = б Рмах е(щл(l/100) Твл + щт Твт) = 6 · 103 · 15 · 1· (1,1 · (64/100) · 10-3 + 0,02 · 20 · 10-3) = 99 т.р.

Приведенные затраты в варианте б составляют

Зб = ЕН · КУ + бл · Кл + бп · КП + ИДЭ + У = 0,12 · 1214 + 0,028 · 2112 + 0,094 · 133 + 39,7 + 99 = 356 т.р.

Вариант «Б» дешевле варианта «А» на 13,4 %. Поэтому во всех вариантах развития сети питание потребителей узла 4 предусматривается по одной линии АС-120 с установкой на подстанции одного трансформатора ТРДН-16000/110.

2.3 Расчет третьего варианта

Общая протяженность линий 368 км

2.3.1 Расчет токов в кольцевом участке

Ток на головном участке 1 - 5

I54 = I15 - I5 = 0,257 - 0,234 = 0,023 кА

I43 = I54 - I4 = 0,023 - 0,088 = - 0,065 кА

I13 = I3 - I43 = 0,117 + 0,065 = 0,182 кА

2.3.2 Выбор сечений линий электропередачи

Токи на участках:

1 - 2:

I12 = 146 А. С учетом необходимости двух параллельных цепей величина тока на одну цепь составляет:

Ближайший критический ток Iкр = 85 А соответствует сечению 70 мм2. На этом участке выбираются две одноцепные линии АС-70.

В условиях аварийного режима (обрыв 1 цепи) I12АВ = 146 А. Iдоп = 265 А.

I12АВ < Iдоп - Удовлетворяет условию работы в аварийном режиме.

Кольцевая часть:

1 - 5:

I15 = 257 А. Iкр = 370 А. АС-240.

5 - 4:

I54 = 23 А. Iкр = 80 А. АС-70

4 - 3:

I43 = 65 А. Iкр = 80 А. АС-70 (предварительно)

1 - 3:

I13 = 182 А. Iкр = 370 А. АС-240.

Анализ распределения токов в кольцевой части сети по условиям надежности показал, что худшим аварийным режимом является режим с отключенной линией 1 - 5. В этом случае по линии 3 - 4, имеющей сечение 70 мм2 протекает ток I34АВ = 322 А при Iдоп = 265 А.

Принимаем для линии 3 - 4 провод АС-120.

2.3.3 Результаты расчетов по варианту 3

Линия	Ток участка, А	Число цепей, сечение	Вид аварии	IАВ, А	Iдоп, А
1 - 2	73	2АС-70	Обрыв 1 цепи	146	265
1 - 5	257	АС-240	Обрыв 1 - 3	439	610
5 - 4	23	АС-70	Обрыв 1 - 5	234	265
4 - 3	65	АС-120	Обрыв 1 - 5	322	370
1 - 3	182	АС-240	Обрыв 1 - 5	439	610

2.3.4 Выбор схемы подстанции

Число ячеек выключателей 110 кВ:

Узел	Число присоединений	Число ячеек выключателей 110 кВ
	Линий	Трансформаторов
1	4	2	7
2	2	2	5
3	2	2	5
4	2	2	5
5	2	2	5

Всего выключателей - 27

2.4 Расчет четвертого варианта

Общая протяженность линий 388 км.

2.4.1 Выбор сечений линий электропередачи

Токи на участках:

1 - 2:

I12 = 146 А. С учетом необходимости двух параллельных цепей величина тока на одну цепь составляет:

Ближайший критический ток Iкр = 85 А . 2АС-70.

В условиях аварийного режима I12АВ = 146 А. Iдоп = 265 А.

I13АВ < Iдоп . - Удовлетворяет условию работы в аварийном режиме.

1 - 3:

I13 = 117 А. Iц = 58 А. Iкр = 85 А. 2АС-70.

I12АВ = 117 А при Iдоп = 265 А.

1 - 5:

I15 = 234 А. Iц = 117 А. Iкр = 180 А. 2АС-120.

I15АВ = 234 А при Iдоп = 370 А.

1 - 4:

I14 = 88 А. Iкр = 170 А. АС-120.

В расчете второго варианта было проведено экономическое сопоставление вариантов подключения узла 4 по линиям АС-120 и АС-70 на предмет ущерба от перерыва электроснабжения, которое однозначно определяет выбор одноцепной линии АС-120.

2.4.2 Результаты расчетов по варианту 4

Линия	Ток участка, А	Число цепей, сечение	Вид аварии	IАВ, А	Iдоп, А
1 - 2	73	2АС-70	Обрыв 1 цепи	146	265
1 - 3	58	2АС-70	Обрыв 1 цепи	117	265
1 - 5	117	2АС-120	Обрыв 1 цепи	234	370
1 - 4	88	АС-120	Ущерб	-	-

2.4.3 Выбор схемы подстанции

Число ячеек выключателей 110 кВ:

Узел	Число присоединений	Число ячеек выключателей 110 кВ
	Линий	Трансформаторов
1	7	2	10
2	2	2	5
3	2	2	5
4	1	1	2
5	2	2	5

Всего выключателей - 27

3. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

Узел	Мощность нагрузки	S / 1,4 МВ · А	Тип и число трансформаторов
	Р, МВт	S, МВ · А
2	25	27,8	19,9	2ТРДН-25000/110
3	20	22,2	15,9	2ТДН-16000/110
4	15	16,7	-	ТРДН-16000/110
5	40	44,4	31,7	2ТРДН-40000/110

4. Расчет экономических показателей линий

4.1 Вариант 1

Линия	Длина, км	Ток, А	Сечение, число цепей	R, Ом	ДРмах, МВт	Кл, т.р.
1 - 2	54	259	АС-240	6,53	1,314	1015,2
2 - 3	84	113	АС-240	10,16	0,389	1579,2
3 - 4	64	4	АС-120	15,94	0,0008	1081,6
4 - 5	104	92	АС-120	25,9	0,658	1757,6
1 - 5	42	326	АС-240	5,08	1,620	789,6
Всего:	3,982	6223,2

Участок 1 - 2: Rл = r · l / n = 0,121 · 54 = 6,53 Ом

ДРмах = 3 · I2 · Rл = 3 · 0,2592 · 6,53 = 1,314 МВт

Кл = n · c0 · l = 18,8 · 54 = 1015,2 т.р.

Участок 2 - 3: Rл = 0,121 · 84 = 10,16 Ом

ДРмах = 3 · 0,1132 · 10,16 = 0,389 МВт

Кл = 18,8 · 84 = 1579,2 т.р.

Участок 3 - 4: Rл = 0,249 · 64 = 15,94 Ом

ДРмах = 3 · 0,0042 · 15,94 = 0,0008 МВт

Кл = 16,9 · 64 = 1081,6 т.р.

Участок 4 - 5: Rл = 0,249 · 104 = 25,9 Ом

ДРмах = 3 · 0,0922 · 25,9 = 0,658 МВт

Кл = 16,9 · 104 = 1757,6 т.р.

Участок 1 - 5: Rл = 0,121 · 42 = 5,08 Ом

ДРмах = 3 · 0,3262 · 5,08 = 1,620 МВт

Кл = 18,8 · 42 = 789,6 т.р.

Издержки на компенсацию потерь энергии

ИДЭ = 1,5 · 10-2 · 5248 · ДРмахУ = 1,5 · 10-2 · 5248 · 3,982 = 313,5 т.р.

Стоимость выключателей Кв = 25 · 35 = 875 т.р.

Общие затраты:

З1 = ЕН · Кл + бл · Кл + ИДЭ + Кв = 0,12 · 6223,2 + 0,028 · 6223,2 + 313,5 + 875 = 2109,5 т.р.

4.2 Вариант 2

Линия	Длина, км	Ток, А	Сечение, число цепей	R, Ом	ДРмах, МВт	Кл, т.р.
1 - 2	54	157	АС-240	6,53	0,483	1015,2
2 - 5	80	11	АС-70	34,24	0,012	1320
1 - 5	42	223	АС-240	5,08	0,758	789,6
1 - 3	50	102	2АС-120	6,23	0,194	1690
3 - 4	64	88	АС-120	15,94	0,370	1081,6
Всего:	1,817	4896,4

Участок 1 - 2: Rл = r · l / n = 0,121 · 54 = 6,53 Ом

ДРмах = 3 · I2 · Rл = 3 · 0,1572 · 6,53 = 0,483 МВт

Кл = n · c0 · l = 18,8 · 54 = 1015,2 т.р.

Участок 2 - 5: Rл = 0,428 · 80 = 34,24 Ом

ДРмах = 3 · 0,0112 · 34,24 = 0,012 МВт

Кл = 16,5 · 80 = 1320 т.р.

Участок 1 - 5: Rл = 0,121 · 42 = 5,08 Ом

ДРмах = 3 · 0,2232 · 5,08 = 0,758 МВт

Кл = 18,8 · 42 = 789,6 т.р.

Участок 1 - 3: Rл = 0,249 · 50 / 2 = 6,23 Ом

ДРмах = 3 · 0,1022 · 6,23 = 0,194 МВт

Кл = 2 · 16,9 · 50 = 1690 т.р.

Участок 3 - 4: Rл = 0,249 · 64 = 15,94 Ом

ДРмах = 3 · 0,0882 · 15,94 = 0,370 МВт

Кл = 16,9 · 64 = 1081,6 т.р.

Издержки на компенсацию потерь энергии

ИДЭ = 1,5 · 10-2 · 5248 · ДРмахУ = 1,5 · 10-2 · 5248 · 1,817 = 143 т.р.

Стоимость выключателей Кв = 25 · 35 = 875 т.р.

Общие затраты:

З2 = ЕН · Кл + бл · Кл + ИДЭ + Кв = 0,12 · 4896,4 + 0,028 · 4896,4 +143 + 875 = 1742,7 т.р.

4.3 Вариант 3

Линия	Длина, км	Ток, А	Сечение, число цепей	R, Ом	ДРмах, МВт	Кл, т.р.
1 - 2	54	73	2АС-70	11,56	0,185	1782
1 - 5	42	257	АС-240	5,08	1,007	789,6
5 - 4	104	23	АС-70	44,51	0,071	1716
4 - 3	64	65	АС-120	15,94	0,202	1081,6
1 - 3	50	182	АС-240	6,05	0,601	940
Всего:	2,066	6309,2

Участок 1 - 2: Rл = r · l / n = 0,428 · 54 / 2 = 11,56 Ом

ДРмах = 3 · I2 · Rл = 3 · 0,0732 · 11,56 = 0,185 МВт

Кл = n · c0 · l = 2 · 16,5 · 54 = 1782 т.р.

Участок 1 - 5: Rл = 0,121 · 42 = 5,08 Ом

ДРмах = 3 · 0,2572 · 5,08 = 1,007 МВт

Кл = 18,8 · 42 = 789,6 т.р.

Участок 5 - 4: Rл = 0,428 · 104 = 44,51 Ом

ДРмах = 3 · 0,0232 · 44,51 = 0,071 МВт

Кл = 16,5 · 104 = 1716 т.р.

Участок 4 - 3: Rл = 0,249 · 64 = 15,94 Ом

ДРмах = 3 · 0,0652 · 15,94 = 0,202 МВт

Кл = 16,9 · 64 = 1081,6 т.р.

Участок 1 - 3: Rл = 0,121 · 50 = 6,05 Ом

ДРмах = 3 · 0,1822 · 6,05 = 0,601 МВт

Кл = 18,8 · 50 = 940 т.р.

Издержки на компенсацию потерь энергии

ИДЭ = 1,5 · 10-2 · 5248 · ДРмахУ = 1,5 · 10-2 · 5248 · 2,066 = 162,6 т.р.

Стоимость выключателей Кв = 27 · 35 = 945 т.р.

Общие затраты:

З2 = ЕН · Кл + бл · Кл + ИДЭ + Кв = 0,12 · 6309,2 + 0,028 · 6309,2 + 162,6 + 945 = 2041,4 т.р.

4.4 Вариант 4

Линия	Длина, км	Ток, А	Сечение, число цепей	R, Ом	ДРмах, МВт	Кл, т.р.
1 - 2	54	146	2АС-70	11,56	0,739	1782
1 - 3	50	117	2АС-70	10,7	0,439	1650
1 - 4	96	88	АС-120	23,9	0,555	1622,4
1 - 5	42	234	2АС-120	5,23	0,859	1419,6
Всего:	2,592	6474

Участок 1 - 2: Rл = r · l / n = 0,428 · 54 / 2 = 11,56 Ом

ДРмах = 3 · I2 · Rл = 3 · 0,1462 · 11,56 = 0,739 МВт

Кл = n · c0 · l = 2 · 16,5 · 54 = 1782 т.р.

Участок 1 - 3: Rл = 0,428 · 50 / 2 = 10,7 Ом

ДРмах = 3 · 0,1172 · 10,7 = 0,439 МВт

Кл = 2 · 16,5 · 50 = 1650 т.р.

Участок 1 - 4: Rл = 0,249 · 96 = 23,9 Ом

ДРмах = 3 · 0,0882 · 23,9 = 0,555 МВт

Кл = 16,9 · 96 = 1622,4 т.р.

Участок 1 - 5: Rл = 0,249 · 42 / 2 = 5,23 Ом

ДРмах = 3 · 0,2342 · 5,23 = 0,859 МВт

Кл = 2 · 16,9 · 42 = 1419,6 т.р.

Издержки на компенсацию потерь энергии

ИДЭ = 1,5 · 10-2 · 5248 · ДРмахУ = 1,5 · 10-2 · 5248 · 2,592 = 204 т.р.

Стоимость выключателей Кв = 27 · 35 = 945 т.р.

Общие затраты:

З2 = ЕН · Кл + бл · Кл + ИДЭ + Кв = 0,12 · 6474 + 0,028 · 6474 + 204 + 945 = 2107,2 т.р.

5. Расчет установившихся режимов

Выбираем из четырех вариантов развития сети два самых экономичных. Это варианты 2 и 3

Вариант 2

Схема замещения сети

Узел 4:

Нагрузка в узле 4

S4 = 15 + j 7,3 МВА

Параметры трансформатора ТРДН-16000/110:

uк = 10,5%, ДРк = 85 кВт, ДРх = 21 кВт, ДQx = 136 квар,

Rтр = 4,38 Ом, Хтр = 86,7 Ом

Полное сопротивление трансформатора

Zтр = 4,38 + j 86,7 Ом

Потери в трансформаторе:

ДSт = ДРт + ДQт = 0,13 + j 2,09 МВА

Потери мощности в шунте линии 3 - 4:

r34 = 15,94 Ом; х34 = 0,427 · 64 = 27,33 Ом

Z34 = 15,94 + j 27,33 Ом;

b34 = b0 · l · n = 2,66 · 10-6 · 64 = 1,7 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 3 - 4:

Sк34 = S4 - jQ + ДSт = 15 + j 7,3 + j 1,03 + 0,13 + j 2,09 = 15,13 + j 10,42 МВА

Потери мощности в линии 3 - 4:

Поток мощности в начале линии 3 - 4:

Sн34= Sк34 + ДS34 = 15,13 + j 10,42 + 0,45 + j 0,77 = 15,58 + j 11,19 МВА

Потери в трансформаторах узла 3:

(2ТДН-16000/110)

ДSт = ДРт + ДQт = 0,09 + j 1,57 МВА

Полное сопротивление двух трансформаторов

Zтр = (4,38 + j 86,7) / 2 = 2,19 + 43,35 Ом

Потери мощности в шунте линии 1 - 3:

r13 = 6,23 Ом; х13 = 0,427 · 50 / 2 = 10,68 Ом

Z13 = 6,23 + j 10,68 Ом;

b13 = b0 · l · n = 2,66 · 10-6 · 50 · 2 = 2,66 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 1 - 3:

Sк13 = S3 - jQ + Sн34 + ДSт = 20 + j 9,7 + j 1,61 + 15,58 + j 11,19 + 0,09 + j 1,57 = 35,67 + j 24,07 МВА

Потери мощности в линии 1 - 3:

Поток мощности в начале линии 1 - 3:

Sн13= Sк13 + ДS13 = 35,67 + j 24,07 + 0,95 + j 1,63 = 36,62 + j 25,7 МВА

Потокораспределение мощности в кольцевом участке 1-2-5-1:

Упрощенная схема замещения разомкнутого кольца

Сопротивления участков:

1 - 2: r12 = 6,53 Ом; х12 = 0,405 · 54 = 21,87 Ом

2 - 5: r25 = 34,24 Ом; х25 = 0,444 · 80 = 35,52 Ом

1? - 5: r1?5 = 5,08 Ом; х1?5 = 0,405 · 42 = 17,01 Ом

Z12 = 6,53 + j 21,87 Ом;

Z25 = 34,24 + j 35,52 Ом;

Z1?5 = 5,08 + j 17,01 Ом

Сначала рассчитаем распределение потоков в кольцевом участке без учета потерь мощности. Используем сопряженные значения сопротивлений участков.



Проверка:

S12 + S1?5 = S2 + S5

26,74 + j 12,52 + 38,26 + j 19,08 = 25 + j 12,2 + 40 + j 19,4 = 65 + j 31,6 МВА

Расчет мощностей произведен верно.

S25 = S12 - S2 = 26,74 + j 12,52 - (25 + j 12,2) = 1,74 + j 0,32 МВА

Расчет замкнутого участка сети с учетом потерь мощности

«Разрежем» схему в узле 5:

Потери мощности в шунте линии 2 - 5:

b25 = b0 · l · n = 2,55 · 10-6 · 80 = 2,04 · 10-4 См;

Мощность в конце линии 2 - 5:

Sк25 = S25 - jQ = 1,74 + j 0,32 + j 1,24 = 1,74 + j 1,56 МВА

Потери мощности в линии 2 - 5:

Поток мощности в начале линии 2 - 5:

Sн25= Sк25 + ДS25 = 1,74 + j 1,56 + 0,02 + j 0,02 = 1,76 + j 1,58 МВА

Потери в трансформаторах узла 2:

(2ТРДН-25000/110)

Параметры трансформатора ТРДН-25000/110:

uк = 10,5%, ДРк = 120 кВт, ДРх = 29 кВт, ДQx = 200 квар,

Rтр = 2,54 Ом, Хтр = 55,9 Ом

Полное сопротивление двух трансформаторов

Zтр = (2,54 + j 55,9) / 2 = 1,27 + j 27,95 Ом

ДSт = ДРт + ДQт = 0,13 + j 2,02 МВА

Потери мощности в шунте линии 1 - 2:

b12 = b0 · l · n = 2,81 · 10-6 · 54 = 1,52 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 1 - 2:

Sк12 = S2 - jQ + Sн25 + ДSт = 25 + j 12,2 + j 0,92 + 1,76 + j 1,58 + 0,13 + j 2,02 = 26,89 + j 14,7 МВА

Потери мощности в линии 1 - 2:

Поток мощности в начале линии 1 - 2:

Sн12 = Sк12 + ДS12 =26,89 + j 14,7 + 0,51 + j 1,7 = 27,4 + j 16,4 МВА

Потери в трансформаторах узла 5:

(2ТРДН-40000/110)

Параметры трансформатора ТРДН-40000/110:

uк = 10,5%, ДРк = 175 кВт, ДРх = 42 кВт, ДQx = 280 квар,

Rтр = 1,44 Ом, Хтр = 34,8 Ом

Полное сопротивление двух трансформаторов

Zтр = (1,44 + j 34,8) / 2 = 0,72 + j 17,4 Ом

ДSт = ДРт + ДQт = 0,19 + j 3,15 МВА

Потери мощности в шунте линии 1? - 5?:

b1?5 = b0 · l · n = 2,81 · 10-6 · 42 = 1,18 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 1? - 5?:

Sк1?5 = S1?5 - jQ + ДSт = 38,26 + j 19,08 + j 0,72 + 0,19 + j 3,15 = 38,45 + j 22,95 МВА

Потери мощности в линии 1? - 5?:

Поток мощности в начале линии 1? - 5?:

Sн1?5? = Sк1?5? + Д S1?5? = 38,45 + j 22,95 + 0,84 + j 2,82 = 39,29 + j 25,8 МВА

Прямой ход первой итерации окончен.

Обратный ход первой итерации.

Определение напряжений в узлах.

Примем напряжение на шинах вторичной обмотки источника питания 1

U1 = U2 = U3 = U4 = U5 = 115 кВ

Поперечную составляющую падения напряжения можно не учитывать.

Напряжение в узле 3:

Напряжение в узле 4:

Определение напряжений в узлах замкнутого участка

Напряжение в узле 5?:

Напряжение в узле 2:

Напряжение в узле 5:

Вторая итерация

Потери мощности в шунте линии 3 - 4:

b34 = 1,7 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 3 - 4:

Sк34 = S4 - jQ + ДSт = 15 + j 7,3 + j 0,95 + 0,13 + j 2,09 = 15,13 + j 10,34 МВА

Потери мощности в линии 3 - 4:

Поток мощности в начале линии 3 - 4:

Sн34= Sк34 + ДS34 = 15,13 + j 10,34 + 0,48 + j 0,82 = 15,61 + j 11,16 МВА

Потери мощности в шунте линии 1 - 3:

b13 = 2,66 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 1 - 3:

Sк13 = S3 - jQ + Sн34 + ДSт = 20 + j 9,7 + j 1,63 + 15,61 + j 11,16 + 0,09 + j 1,57 = = 35,7 + j 22,49 МВА

Потери мощности в линии 1 - 3:

Поток мощности в начале линии 1 - 3:

Sн13= Sк13 + ДS13 = 35,7 + j 22,49 + 0,9 + j 1,55 = 36,6 + j 24,04 МВА

Потокораспределение мощности в кольцевом участке 1-2-5-1:

Потери мощности в шунте линии 2 - 5:

b25 = 2,04 · 10-4 См;

Мощность в конце линии 2 - 5:

Sк25 = S25 - jQ = 1,74 + j 0,32 + j 1,22 = 1,74 + j 1,54 МВА

Потери мощности в линии 2 - 5:

Поток мощности в начале линии 2 - 5:

Sн25= Sк25 + ДS25 = 1,74 + j 1,54 + 0,02 + j 0,02 = 1,76 + j 1,56 МВА

Потери мощности в шунте линии 1 - 2:

b12 = 1,52 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 1 - 2:

Sк12 = S2 - jQ + Sн25 + ДSт = 25 + j 12,2 + j 0,93 + 1,76 + j 1,56 + 0,13 + j 2,02 = 26,89 + j 16,71 МВА

Потери мощности в линии 1 - 2:

Поток мощности в начале линии 1 - 2:

Sн12 = Sк12 + ДS12 =26,89 + j 16,71 + 0,54 + j 1,79 = 27,43 + j 18,5 МВА

Потери мощности в шунте линии 1? - 5?:

b1?5 = 1,18 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 1? - 5?:

Sк1?5 = S1?5 - jQ + ДSт = 38,26 + j 19,08 + j 0,7 + 0,19 + j 3,15 = 38,45 + j 22,93 МВА

Потери мощности в линии 1? - 5?:

Поток мощности в начале линии 1? - 5?:

Sн1?5? = Sк1?5? + Д S1?5? = 38,45 + j 22,93 + 1,85 + j 4,86 = 40,3 + j 27,79 МВА

Прямой ход второй итерации окончен.

Обратный ход второй итерации.

U1 = 115 кВ; U2 = 110,33 кВ; U3 = 110,63 кВ; U4 = 105,63 кВ; U5 = 109,2 кВ;U5? = 109,27 кВ .

Напряжение в узле 3:

Напряжение в узле 4:

Определение напряжений в узлах замкнутого участка

Напряжение в узле 5?:

Напряжение в узле 2:

Напряжение в узле 5:

Наибольшая потеря напряжения в нормальном режиме

ДUнб = ДU12 + ДU25 = 5,08 + 1,05 = 6,13 кВ

Рассмотрим послеаварийные режимы.

При отключении линии 1 - 5 мощность в линии 1 - 2

S12 = S5 + S2 =40 + j 19,4+ 25 + j 12,2 = 65 + j 31,6 МВА

Мощность в линии 2 - 5

S25 = 40 + j 19,4 МВА

Определим потери напряжения в линиях 1 - 2, 2 - 5, напряжения в узлах 2, 5 и ДUнбав:

ДU15ав = 9,7 + 19,55 = 29,25 кВ

При отключении линии 1 - 2

S1?5? = S2 + S5 = 25 + j 12,2 + 40 + j 19,4 = 65 + j 31,6 МВА

S25 = S2 = 25 + j 12,2 МВА

ДU52ав = 7,55 + 12 = 19,55 кВ

Наибольшая потеря напряжения в послеаварийном режиме имеет место при отключении линии 1 - 5, т.е. ДUнб.ав = ДU15ав = 29,25 кВ

ДUнб.ав % = 26,6%

6. Параметры схемы замещения сети

Информация по узлам
Узел	Мощность нагрузки	Узел	Мощность нагрузки
	ДРт, МВт	ДQт, МВАр		Р, МВт	Q, МВАр
2	0,13	2,02	21	25	12,2
3	0,09	1,57	31	20	9,7
4	0,13	2,09	41	15	7,3
5	0,19	3,15	51	40	19,4

Информация по ветвям цепи
Ветвь	R, Ом	Х, Ом	В, мкСм	Ветвь	R, Ом	Х, Ом	В, мкСм
1	3	6,23	10,68	-26,6	2	21	1,27	27,95	0
3	31	2,19	43,35	0	2	5	34,24	35,52	-20,4
3	4	15,94	27,33	-17	5	51	0,72	17,4	0
4	41	4,38	86,7	0	1	5	5,08	17,01	-11,8
1	2	6,53	21,87	-15,2

7. Выбор средств регулирования напряжения

Наименьшее значение напряжения имеется в узле 41 U4 = 105,79 кВ. Проверим допустимость подобного снижения напряжения. На подстанции 4 установлен трансформатор ТРДН-16000/110 с пределами регулирования ± 9х1,78%, UВН = 115 кВ, UНН = 6,3 кВ, номинальное напряжение у потребителя равно 6 кВ.

kт = 6,3/115 = 0,055

= kт · U4 = 0,055· 105,79 = 5,82 кВ

что меньше допустимого на 0,18 кВ. Необходимо рассчитать коэффициент трансформации трансформатора, обеспечивающий номинальное значение напряжения у потребителя, т.е. выбрать необходимое число отпаек, изменяющих коэффициент трансформации.

Коэффициент трансформации, обеспечивающий номинальное напряжение у потребителя равен

kтр = UПОТР / U41 = 6/105,79

Можно выбрать 2 отпайки, тогда

Таким образом, обеспечиваем необходимый уровень напряжения во всех узлах:

Узел	21	31	41	51
Напряжение перед трансформатором, кВ	109,92	110,79	105,79	108,87
Отпайка	0	0	-2	-1
Напряжение у потребителя, кВ	6,05	6,09	6,01	6,07

Дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима не требуется.

Рассмотрим таким же образом послеаварийный режим:

При отключении линии 1 - 5 напряжение в узле 5 падает до 85,75 кВ.

Значение за пределами регулирования трансформатора. Таким образом, в послеаварийном режиме требуются дополнительные компенсирующие устройства.

8. Расчет мощности компенсирующих устройств

Находим добавочное напряжение ДUКУ, которое должно дать компенсирующее устройство. Для этого определяем приведенное к высшей стороне значение желаемое напряжение у потребителя:

U'потр.жел. = 6 • 115 / 6,3 = 109,5 кВ

ДUКУ = U'потр.жел - U5ав = 109,5 - 85,75 = 23,75 кВ

Находим мощность компенсирующего устройства (батареи конденсаторов)

Далее рассматриваем близкий по общим затратам Вариант 3:

Узел 2:

Нагрузка в узле 2 S2 = 25 + j 12,2 МВА

Потери в трансформаторах узла 2:

(2ТРДН-25000/110)

ДSт = ДРт + ДQт = 0,13 + j 2,02 МВА

Полное сопротивление двух трансформаторов

Zтр = (2,54 + j 55,9) / 2 = 1,27 + j 27,95 Ом

Потери мощности в шунте линии 1 - 2:

r12 = 11,56 Ом; х12 = 0,444 · 54 / 2 = 11,99 Ом

Z12 = 11,56 + j 11,99 Ом;

b12 = b0 · l · n = 2,55 · 10-6 · 54 · 2 = 2,75 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 1 - 2:

Sк12 = S2 - jQ + ДSт = 25 + j 12,2 + j 1,66 + 0,13 + j 2,02 = 25,13 + j 15,88 МВА

Потери мощности в линии 1 - 2:

Поток мощности в начале линии 1 - 2:

Sн12 = Sк12 + ДS12 = 25,13 + j 15,88 + 0,84 + j 0,88 = 25,97 + j 16,76 МВА

Потокораспределение мощности в кольцевом участке 1-5-4-3-1:

Упрощенная схема замещения разомкнутого кольца

Сопротивления участков:

1 - 5: r15 = 5,08 Ом; х15 = 0,405 · 42 = 17,01 Ом

Z15 = 5,08 + j 17,01 Ом;

5 - 4: r54 = 44,51 Ом; х54 = 0,444 · 104 = 46,18 Ом

Z54 = 44,51 + j 46,18 Ом;

4 - 3: r43 = 15,94 Ом; х43 = 0,427 · 64 = 27,33 Ом

Z43 = 15,94 + j 27,33 Ом;

1? - 3: r1?3 = 6,05 Ом; х1?3 = 0,405 · 50 = 20,25 Ом

Z1?3 = 6,05 + j 20,25 Ом

Сначала рассчитаем распределение потоков в кольцевом участке без учета потерь мощности. Используем сопряженные значения сопротивлений участков.

Проверка:

S15 + S1?3 = S3 + S4 + S5

43,92 + j 21,03 + 31,08 + j 15,37 = 20 + j 9,7 + 15 + j 7,3 + 40 + j 19,4 =

= 75 + j 36,4 МВА

Расчет мощностей произведен верно.

S54 = S15 - S5 = 43,92 + j 21,03 - (40 + j 19,4) = 3,92 + j 1,63 МВА

S43 = S13 - S3 = 31,08 + j 15,37 - (20 + j 9,7) = 11,08 + j 5,67 МВА

Расчет замкнутого участка сети с учетом потерь мощности

«Разрежем» схему в узле 4:



Потери мощности в шунте линии 5 - 4:

b54 = b0 · l · n = 2,55 · 10-6 · 104 = 2,65 · 10-4 См;

Мощность в конце линии 5 - 4:

Sк54 = S54 - jQ = 3,92 + j 1,63 + j 1,6 = 3,92 + j 3,23 МВА

Потери мощности в линии 5 - 4:

Поток мощности в начале линии 5 - 4:

Sн54 = Sк54 + ДS54 = 3,92 + j 3,23+ 0,09 + j 0,09 = 4,01 + j 3,32 МВА

Потери в трансформаторах узла 5:

(2ТРДН-40000/110)

ДSт = ДРт + ДQт = 0,19 + j 3,15 МВА

Полное сопротивление двух трансформаторов

Zтр = (1,44 + j 34,8) / 2 = 0,72 + j 17,4 Ом

Потери мощности в шунте линии 1 - 5:

b15 = b0 · l · n = 2,81 · 10-6 · 42 = 1,18 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 1 - 5:

Sк15 = S15 - jQ + ДSт = 43,92 + j 21,03 + j 0,71 + 4,01 + j 3,32 + 0,19 + j 3,15 = = 44,11 + j 24,89 МВА

Потери мощности в линии 1 - 5:

Поток мощности в начале линии 1 - 5 :

Sн15 = Sк15 + ДS15 = 44,11 + j 24,89 + 1,08 + j 3,61 = 45,19 + j 28,5 МВА

Потери в трансформаторах узла 4:

(2ТДН-16000/110)

ДSт = ДРт + ДQт = 0,09 + j 1,57 МВА

Полное сопротивление двух трансформаторов

Zтр = (4,38 + j 86,7) / 2 = 2,19 + 43,35 Ом

Потери мощности в шунте линии 3 - 4':

b34' = b0 · l · n = 2,66 · 10-6 · 64 = 1,7 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 3 - 4':

Sк34' = S34 - jQ + ДSт = 11,08 + j 5,67 + j 1,03 + 0,09 + j 1,57 = 11,17 + j 8,27 МВА

Потери мощности в линии 3 - 4':

Поток мощности в начале линии 3 - 4':

Sн34' = Sк34' + ДS34' = 11,17 + j 8,27 + 0,26 + j 0,44 = 11,43 + j 8,71 МВА

Потери в трансформаторах узла 3:

(2ТДН-16000/110)

ДSт = ДРт + ДQт = 0,09 + j 1,57 МВА

Полное сопротивление двух трансформаторов

Zтр = (4,38 + j 86,7) / 2 = 2,19 + 43,35 Ом

Потери мощности в шунте линии 1? - 3:

b1?3 = b0 · l · n = 2,81 · 10-6 · 50 = 1,41 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 1? - 3:

Sк1?3 = S1?3 - jQ + ДSт = 31,08 + j 15,37 + j 0,85 + 0,09 + j 1,57 = 31,17 + j 17,79 МВА

Потери мощности в линии 1? - 3:

Поток мощности в начале линии 1? - 3:

Sн1?3 = Sк1?3 + Д S1?3 = 31,17 + j 17,79 + 0,64 + j 2,15 = 31,81 + j 19,94 МВА

Прямой ход первой итерации окончен.

Обратный ход первой итерации.

Определение напряжений в узлах.

Напряжение в узле 2:



Определение напряжений в узлах замкнутого участка

Напряжение в узле 5:

Напряжение в узле 4:

Напряжение в узле 3:

Напряжение в узле 4':

Вторая итерация

Потери мощности в шунте линии 1 - 2:

b12 = 2,75 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 1 - 2:

Sк12 = S2 - jQ + ДSт = 25 + j 12,2 + j 1,54 + 0,13 + j 2,02 = 25,13 + j 15,76 МВА

Потери мощности в линии 1 - 2:

Поток мощности в начале линии 1 - 2:

Sн12 = Sк12 + ДS12 = 25,13 + j 15,76 + 0,83 + j 0,86 = 25,96 + j 16,62 МВА

Расчет замкнутого участка 1-5-4-3-1:

Потери мощности в шунте линии 5 - 4:

b54 = 2,65 · 10-4 См;

Мощность в конце линии 5 - 4:

Sк54 = S54 - jQ = 3,92 + j 1,63 + j 1,48 = 3,92 + j 3,11 МВА

Потери мощности в линии 5 - 4:

Поток мощности в начале линии 5 - 4:

Sн54 = Sк54 + ДS54 = 3,92 + j 3,11+ 0,1 + j 0,1 = 4,02 + j 3,21 МВА

Потери в трансформаторах узла 5:

(2ТРДН-40000/110)

ДSт = ДРт + ДQт = 0,19 + j 3,15 МВА

Полное сопротивление двух трансформаторов

Zтр = (1,44 + j 34,8) / 2 = 0,72 + j 17,4 Ом

Потери мощности в шунте линии 1 - 5:

b15 = 1,18 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 1 - 5:

Sк15 = S15 - jQ + ДSт = 43,92 + j 21,03 + j 0,70 + 4,01 + j 3,32 + 0,19 + j 3,15 = 44,11 + j 24,88 МВА

Потери мощности в линии 1 - 5:

Поток мощности в начале линии 1 - 5 :

Sн15 = Sк15 + ДS15 = 44,11 + j 24,88 + 1,10 + j 3,69 = 45,21 + j 28,57 МВА

Потери в трансформаторах узла 4:

(2ТДН-16000/110)

ДSт = ДРт + ДQт = 0,09 + j 1,57 МВА

Полное сопротивление двух трансформаторов

Zтр = (4,38 + j 86,7) / 2 = 2,19 + 43,35 Ом

Потери мощности в шунте линии 3 - 4':

b34' = 1,7 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 3 - 4':

Sк34' = S34 - jQ + ДSт = 11,08 + j 5,67 + j 0,95 + 0,09 + j 1,57 = 11,17 + j 8,19 МВА

Потери мощности в линии 3 - 4':

Поток мощности в начале линии 3 - 4':

Sн34' = Sк34' + ДS34' = 11,17 + j 8,19 + 0,27 + j 0,46 = 11,44 + j 8,65 МВА

Потери в трансформаторах узла 3:

(2ТДН-16000/110)

ДSт = ДРт + ДQт = 0,09 + j 1,57 МВА

Полное сопротивление двух трансформаторов

Zтр = (4,38 + j 86,7) / 2 = 2,19 + 43,35 Ом

Потери мощности в шунте линии 1? - 3:

b1?3 = 1,41 · 10-4 См;

Поток мощности в конце линии 1? - 3:

Sк1?3 = S1?3 - jQ + ДSт = 31,08 + j 15,37 + j 0,85 + 0,09 + j 1,57 = 31,17 + j 17,79 МВА

Потери мощности в линии 1? - 3:

Поток мощности в начале линии 1? - 3:

Sн1?3 = Sк1?3 + Д S1?3 = 31,17 + j 17,79 + 0,65 + j 2,17 = 31,82 + j 19,96 МВА

Прямой ход второй итерации окончен.

Обратный ход второй итерации.

U1 = 115 кВ; U2 = 110,64 кВ; U3 = 109,81 кВ; U4 = 105,74 кВ; U4? = 105,98 кВ;

U5 = 108,79 кВ.

Напряжение в узле 2:

Напряжение в узле 5:

Напряжение в узле 4:

Напряжение в узле 3:

Напряжение в узле 4':

Наибольшая потеря напряжения в нормальном режиме

ДUнб = ДU15 + ДU45 + ДU43 = 6,22 + 2,83 + 3,82 = 12,87 кВ

Рассмотрим послеаварийные режимы.

При отключении линии 1 - 5 мощность в линии 1 - 3

S13 = S5 + S4+ S3 =40 + j 19,4 + 15 + j 7,3 + 20 + j 9,7= 75 + j 36,4 МВА

Мощность в линии 3 - 4 S34 = 40 + j 19,4 + 15 + j 7,3 = 55 + j 26,7 МВА

Мощность в линии 4 - 5 S45 = 40 + j 19,4 МВА

Определим потери напряжения в линиях 1 - 3, 3 - 4, 4 - 5, напряжения в узлах 3, 4, 5 и ДUнбав:

ДU15ав = 10,36 + 15,35 + 29,97 = 55,68 кВ

При отключении линии 1 - 3:

S15 = S5 + S4+ S3 =40 + j 19,4 + 15 + j 7,3 + 20 + j 9,7= 75 + j 36,4 МВА

S45 = S4+ S3 = 15 + j 7,3 + 20 + j 9,7= 35 + j 17 МВА

S34 = S3 = 20 + j 9,7 МВА

ДU13ав = 8,7 + 22 + 6,93 = 37,63 кВ

Наибольшая потеря напряжения в послеаварийном режиме имеет место при отключении линии 1 - 5, т.е. ДUнб.ав = ДU15ав = 55,68 кВ

ДUнб.ав % = 26,6

9. Параметры схемы замещения сети

Информация по узлам
Узел	Мощность нагрузки	Узел	Мощность нагрузки
	ДРт, МВт	ДQт, МВАр		Р, МВт	Q, МВАр
2	0,13	2,02	21	25	12,2
3	0,09	1,57	31	20	9,7
4	0,09	1,57	41	15	7,3
5	0,19	3,15	51	40	19,4

Информация по ветвям цепи
Ветвь	R, Ом	Х, Ом	В, мкСм	Ветвь	R, Ом	Х, Ом	В, мкСм
1	2	11,56	11,99	-27,5	4	41	2,19	43,35	0
2	21	1,27	27,95	0	4	3	15,94	27,33	-17
1	5	5,08	17,01	-11,8	3	31	2,19	43,35	0
5	51	0,72	17,4	0	1	3	6,05	20,25	-14,1
5	4	44,51	46,18	-26,5

10. Выбор средств регулирования напряжения

Наименьшее значение напряжения имеется в узле 41 U4 = 105,96 кВ.

Выбираем отпайку - 2, тогда

Таким образом, обеспечиваем необходимый уровень напряжения во всех узлах:

Узел	21	31	41	51
Напряжение перед трансформатором, кВ	110,66	109,81	105,96	108,78
Отпайка	0	0	-2	-1
Напряжение у потребителя, кВ	6,09	6,04	6,01	6,07

Дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима не требуется.

Рассмотрим таким же образом послеаварийный режим:

При отключении линии 1 - 5 напряжение в узле 5 падает до 59,32 кВ.

Значение за пределами регулирования трансформатора. Таким образом, в послеаварийном режиме требуются дополнительные компенсирующие устройства.

11. Расчет мощности компенсирующих устройств

Находим добавочное напряжение ДUКУ, которое должно дать компенсирующее устройство. Для этого определяем приведенное к высшей стороне значение желаемое напряжение у потребителя:

U'потр.жел. = 6 • 115 / 6,3 = 109,5 кВ

ДUКУ = U'потр.жел - U5ав = 109,5 - 59,32 = 50,18 кВ

Находим мощность компенсирующего устройства (батареи конденсаторов)

В этом варианте развития сети для регулирования напряжения в послеаварийном режиме требуются в 2 раза более мощные, а значит, во столько же раз более дорогие компенсирующие устройства, чем в варианте 2. Поэтому, с учетом того, что и по общим затратам вариант 2 оказался заметно дешевле остальных вариантов, окончательно выбираем второй вариант развития районной электросети.

Источники

1. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989.-592 с.: ил.

2. Проектирование развития районной электрической сети: Задание и метод. указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Электрические сети и системы». 2-е изд., испр. и доп. Екатеринбург, 2002. - 39 с.

3. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР.- 6-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергоатомиздат,1987;

Размещено на Allbest.ru