Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• 1. Предварительный расчет электрической сети
• 1.1 Краткая характеристика района и его потребителей
• 1.2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности
• 1.3 Баланс активной и реактивной мощностей
• 1.4 Выбор конструкции сети и материала проводов
• 1.5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ
• 1.6 Расчет приближенного потокораспределения
• 1.7 Выбор номинального напряжения сети
• 1.8 Выбор сечения проводов ЛЭП
• 1.9 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах
• 1.10 Формирование схем электрических соединений вариантов сети
• 1.11 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов
• 2. Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети и выбор рационального варианта
• 2.1 Технико-экономические показатели
• 2.1.1 Капитальные вложения
• 2.1.2 Эксплуатационные расходы
• 2.2 Приведенные затраты
• 3. Расчет установившихся режимов выбранного варианта сети
• 3.1 Формирование схемы замещения сети
• 3.2 Определение расчетных нагрузок подстанций в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме
• 3.3 Электрический расчет режимов сети
• 3.4 Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов
• 3.5 Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощностей
• Список литературы

1. Предварительный расчет электрической сети

1.1 Краткая характеристика района и его потребителей

Сеть проектируется для г. Иркутска.

Охарактеризовать район проектирования.

Проектируемый район относится к Восточной Сибири.

В соответствии с ПУЭ по гололедообразованию г. Иркутск относится к 1-му району, где нормативная толщина стенки гололеда составляет 10 мм. Средняя продолжительность гроз в проектируемом районе составляет от 40 до 60 часов в год. По ветровому давлению г. Иркутск относится к 3-му району, где нормативная скорость ветра составляет 32 м/с (нормативное ветровое давление 650 Па) и к району с умеренной "пляской" проводов с частотой повторяемости 1 раз в 5 лет и менее.

Эквивалентная температура охлаждающего воздуха (Иэкв) в г. Иркутске составляет:

зимняя: - 19,1 єС;

летняя: 16,0 єС;

годовая: 7,1 єС.

Определение протяженности трасс воздушных линий электропередачи (ВЛ) между пунктами сети.

Расстояние (км) по воздушной прямой между пунктами сети определяется по выражению

, (1.1)

где - расстояние между пунктами сети;

m - заданный масштаб (км/см).

Протяженность трассы (км) между пунктами сети определяется с учетом неравномерности рельефа местности

, (1.2)

где k - поправочный коэффициент (k=1,2).

Таблица 1.1 - Протяженность трасс сети.

1.2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности

На рис. 1.1 приведены суточные графики нагрузок для одного из районов проектирования. Построим годовой график нагрузки по продолжительности и найдем число часов использования максимума нагрузки.

Рисунок 1.1 - Зимний и летний графики нагрузок района №7.

Условно принимаем число "зимних" суток равным 213 и число "летних" суток - 152. Ранжируем (нумеруем) ступени графиков зимнего и летнего, начиная с максимального значения. Получаем пять рангов - пять по величине мощности ступеней (числами на рис. 1.1 показаны номера ступеней в порядке убывания).

Суммарная продолжительность i-ой ступени годового графика:

(1.3)

где - суммарная годовая продолжительность i-ой ступени по зимнему графику;

- суммарная годовая продолжительность i-ой ступени по летнему графику.

(1.4)

, (1.5)

где - суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному летнему графику;

- суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному зимнему графику;

Расчет сводим в табл. 1.2.

Таблица 1.2 - Построение годового графика нагрузки по продолжительности.

№ ступени	, o. e.	, ч	, ч	, ч	, ч		, ч
1	1	2	0	426	0	426	426
2	0,9	3	0	639	0	639	575,1
3	0,8	11	12	2343	1824	4167	3333,6
4	0,6	8	2	1704	304	2008	1204,8
5	0,4	0	10	0	1520	1520	608
Итого	24	24	5112	3648	8760	6147,5



Проверкой правильности расчетов являются контрольные цифры в строке "Итого". В столбцах 3 и 4 должно получиться число 24 (число часов в сутках), а в столбце 7 - число 8760 (число часов в году).

- это время, за которое потребитель, работая с максимальной нагрузкой, потребляет такое же количество электроэнергии, как и при работе по действительному графику в течение года.

Число часов использования максимума нагрузки определяется по выражению:

(1.6)

Так как в нашем случае графики представлены в относительных единицах, =1, то

,

т.е. это число, стоящее в правом нижнем углу табл. 1.2.

Находим число часов использования максимума нагрузки: = 6147,5 ч.

По значению определяем по ПУЭ jэ - экономическую плотность тока для выбранных проводов (марки АС): jэ=1А/ммІ.

1.3 Баланс активной и реактивной мощностей

нагрузка электроснабжение потребитель трансформатор

Определить нагрузки подстанций при следующих исходных данных:

Таблица 1.3 - Исходные расчетные данные

№ подстанции	1	2	3	4	5
, МВт	38	26	16	19	15
	0,8	0,75	0,77	0,79	0,85



Для первой нагрузки по =0,8 определяем =0,75.

Реактивная и полная нагрузка первого потребителя:

,

получаем =0,4824=11,52 Мвар; (1.7)

,

получаем =26,62 МВА. (1.8)

Расчет для остальных нагрузок сводим в табл. 1.4.

Таблица 1.4 - Определение заданных нагрузок.

№ п/с	, МВт			, Мвар	, МВА
1	38	0,8	0,75	28,5	47,5
2	26	0,75	0,88	22,88	34,63
3	16	0,7	1,02	16,32	22,85
4	19	0,79	0,78	14,82	24,1
5	15	0,85	0,62	9,3	17,65
Итого	114	-	-	91,82	146,38

Рассчитать баланс активной и реактивной мощностей при исходных данных, представленных в табл. 1.4. Средневзвешенный энергосистемы, в которую входит сеть, равен 0,9.

Баланс активной мощности:

Суммарная мощность нагрузок потребителей МВт:

,

получаем МВт.

Расход мощности на собственные нужды станции:

Принимаем

,

получаем МВт.

Резерв мощности на станции принимаем равным

,

тогда МВт.

Потери активной мощности принимаем равными :

МВт.

Мощность, вырабатываемая генераторами энергосистемы:

(1.9)

МВт.

Баланс реактивной мощности:

Суммарная мощность реактивных нагрузок:

,

получаем

Мвар.

Суммарная мощность полных нагрузок:



МВА.

Расход реактивной мощности на собственные нужды станции принимаем равным

Мвар.

Резерв реактивной мощности на станции принимаем равным

Мвар.

Потери реактивной мощности в сети принимаем равными

Мвар.

Располагаемая реактивная мощность системы

. (1.10)

Находим энергосистемы по заданному

;

Мвар.

Суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети

(1.11)

Мвар.

Распределяем компенсирующие устройства по потребителям так, чтобы уравнять их коэффициенты мощности до величины .

Находим значение

(1.12)



Определяем мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых на каждой из подстанций электрифицируемого района

(1.13)

Мвар.

Реактивная нагрузка первой подстанции после компенсации составит

(1.14)

Мвар.

Полная нагрузка подстанции после компенсации

(1.15)

МВА.

Коэффициенты мощности потребителей после компенсации

(1.16)

Для первой подстанции

Проверяем , 0,27=0,27.

Расчеты для остальных подстанций сводим в табл. 1.5.



Таблица 1.5 - Расчетные нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности.

№ п/с	, МВт	, Мвар	, Мвар	, Мвар	, МВА
1	38	28,5
2	26	22,88	15,86	7,02	26,98
3	16	16,32	12	4,32	16,57
4	19	14,82	9,69	5,13	19,68
5	15	9,3	5,25	4,05	15,54
Итого	114	91,82	61,04	30,78	118,13	-

Дополнительной проверкой правильности выполненных расчетов является равенство: , т.е. значение "Итого" по столбцу 4 табл. 1.5 должно совпасть со значением , вычисленным по выражению (1.11). В нашем случае это условие выполняется Мвар.

1.4 Выбор конструкции сети и материала проводов

При сооружении линий в районах с толщиной стенки гололеда менее 20 мм целесообразно применение сталеалюминевых проводов облегченной конструкции (АСО). Предварительно выбираем марку провода АС с номинальным сечением до 185 ммІ. Опоры выбираем железобетонные.

1.5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ

Сформировать варианты сетей для снабжения пяти потребителей района, расположение которых относительно источника питания - районной электростанции (РЭС), задано на рис. 1.2. Категории потребителей представлены в табл. 1.6 в виде трех чисел, разделенных знаком "/". Числа по порядку слева направо соответствуют в процентах удельному весу потребителей I, II и III категорий по степени надежности электроснабжения.

Таблица 1.6 - Категории потребителей подстанций.

№ подстанции	1	2	3	4	5
Категории потребителей	0/0/100	0/60/40	40/30/30	0/60/40	0/0/100

Рисунок 1.2 - План-схема расположения подстанций потребителей.

Варианты сетей электроснабжения показаны на рис. 1.3.

Рисунок 1.3 - Варианты схем электроснабжения района: а) радиальная; б) магистральная; в) радиально-магистральная; г) кольцевая.

Количество цепей на схемах условно показано в виде засечек на линиях - одна засечка соответствует одноцепной ЛЭП, две - двухцепной.

1.6 Расчет приближенного потокораспределения

Проведем расчет потокораспределения радиального варианта сети в нормальном режиме максимальных нагрузок. Исходные данные для расчета берем из табл. 1.5.

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рис. 1.4).



Рисунок 1.4 - Расчетная схема сети.

Производим расчет потокораспределения, используя первый закон Кирхгофа:

Реактивные нагрузки по участкам сети определяем по

Полные нагрузки участков сети

Расчеты для остальных участков производим аналогично. Результаты вычислений заносим в табл. 1.7.

Таблица 1.7 - Потокораспределение по ветвям сети.

Участок	0-1	0-2	0-3	0-4	0-5
	38	26	16	19	15
	10,26	7,02	4,32	5,13	4,05
	39,36	26,98	16,57	19,68	15,54

Проведем расчет потокораспределения магистрального варианта сети в нормальном режиме максимальных нагрузок. Исходные данные для расчета берем из табл. 1.5.

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рис. 1.5).

Рисунок 1.5 - Расчетная схема сети.

Производим расчет потокораспределения, используя первый закон Кирхгофа:

Реактивные нагрузки по участкам сети определяем по

Полные нагрузки участков сети

Расчеты для остальных участков производим аналогично. Результаты вычислений заносим в табл. 1.8.

Таблица 1.8 - Потокораспределение по ветвям сети.

Участок	0-1	1-2	2-3	3-4	4-5
	114	76	50	34	15
	30,78	20,52	13,5	9,18	4,05
	118,08	78,72	51,79	35,22	15,54

Проведем расчет потокораспределения радиально-магистрального варианта сети в нормальном режиме максимальных нагрузок. Исходные данные для расчета берем из табл. 1.5.

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рис. 1.6).



Рисунок 1.6 - Расчетная схема сети.

Производим расчет потокораспределения, используя первый закон Кирхгофа:

Реактивные нагрузки по участкам сети определяем по

Полные нагрузки участков сети

Расчеты для остальных участков производим аналогично. Результаты вычислений заносим в табл. 1.10.

Таблица 1.9 - Потокораспределение по ветвям сети.

Участок	4-5	3-4	2-3	2-1	0-2
	15	34	50	38	114
	4,05	9,18	13,5	10,26	30,78
	15,54	35,22	51,79	39,36	118,08

Проведем расчет потокораспределения сложнозамкнутого варианта сети в нормальном режиме максимальных нагрузок. Исходные данные для расчета берем из табл. 1.5.

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рис. 1.7).

Рисунок 1.7 - Расчетная схема сети.

Определим топологические характеристики схемы сети:

- количество узлов n = 6;

- количество ветвей m = 6.

Тогда количество уравнений, составляемых по 1-му закону Кирхгофа:

Количество уравнений, составляемых по 2-му закону Кирхгофа:

Таким образом, составляем полную систему уравнений по законам

Кирхгофа: пять уравнений - по 1-му закону и одно уравнение - по 2-му закону для контура:

узел 1: узел 2: узел 3: узел 4: узел 5:

контур 0-1-2-3-4-0:

Решим систему уравнений для следующих исходных данных:

Расчет может быть выполнен любым способом, например в среде Mathcad с помощью матриц или с помощью блока решений Given. Результаты расчета:

(МВт).

Аналогично проводится расчет для реактивных мощностей.



Полные нагрузки участков сети

Расчеты для остальных участков производим аналогично. Результаты вычислений заносим в табл. 1.10.

Таблица 1.10 - Потокораспределение по ветвям сети.

Участок	0-1	1-5	5-4	3-4	2-3	0-2
	54,92	16,92	1,92	17,08	33,08	59,08
	14,83	4,57	0,52	4,61	8,93	15,95
	56,89	17,53	1,99	17,69	34,26	61,2

1.7 Выбор номинального напряжения сети

Длины трасс участков сети, представленной на рис. 1.4, заданы в табл. 1.12. Выбрать номинальное напряжение сети. Определим ориентировочное напряжение для участка 0-1 по формуле Стилла

(1.17)

(эта формула применима для линий длиной до 250 км и передаваемой мощности, не превышающей 60 МВт)

По формуле Илларионова Г.А.



Таким образом, с учетом дальнейшего выбора номинального напряжения из шкалы стандартных значений обе формулы дают одинаковый результат.

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в табл. 1.12.

Таблица 1.12- Выбор номинального напряжения.

Участок	0 - 1	0 - 2	0 - 3	0 - 4	0 - 5
	43,2	27,6	61,2	84	86,4
	38	26	16	19	15
		93,55	77,99	85,27	76,15

За номинальное напряжение линии - принимается стандартное ближайшее к . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение. Принимаем для дальнейшего расчета номинальное напряжение =110 кВ.

Длины трасс участков сети, представленной на рис. 1.5, заданы в табл. 1.13. Выбрать номинальное напряжение сети.

Определим ориентировочное напряжение для участка 0-1 по формуле Илларионова Г.А.

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в табл. 1.13.

Таблица 1.13- Выбор номинального напряжения.

Участок	0 - 1	1 - 2	2- 3	3 - 4	4 - 5
	43,2	34,8	36	31,2	14,4
	114	76	50	34	15
	172,76	145,46	125,1	105,67	70,47

За номинальное напряжение линии - принимается стандартное ближайшее к . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение. Принимаем для дальнейшего расчета номинальное напряжение =220 кВ.

Длины трасс участков сети, представленной на рис. 1.6, заданы в табл. 1.14. Выбрать номинальное напряжение сети.

Определим ориентировочное напряжение для участка 0-2 по формуле Илларионова Г.А.

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в табл. 1.14.

Таблица 1.14- Выбор номинального напряжения.

Участок	4 - 5	3 - 4	2 - 3	2 - 1	0 - 2
	14,4	31,2	36	34,8	27,6
	15	34	65	38	178
	70,47	105,67	138,21	111,69	176,33

За номинальное напряжение линии - принимается стандартное ближайшее к . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение. Принимаем для дальнейшего расчета номинальное напряжение =220 кВ.

Длины трасс участков сети, представленной на рис. 1.7, заданы в табл. 1.15. Выбрать номинальное напряжение сети.

По формуле Илларионова Г.А.

Таким образом, с учетом дальнейшего выбора номинального напряжения из шкалы стандартных значений обе формулы дают одинаковый результат.

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в табл. 1.15.



Таблица 1.15- Выбор номинального напряжения.

Участок	0 - 1	1 - 5	5 - 4	3 - 4	2 - 3	0 - 2
	43,2	56,4	14,4	31,2	36	27,6
	54,92	16,92	1,92	17,08	33,08	59,08
	132,34	79,91	27,35	78,47	105,72	75,62

За номинальное напряжение линии - принимается стандартное ближайшее к . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение. Принимаем для дальнейшего расчета номинальное напряжение =110 кВ.

1.8 Выбор сечения проводов ЛЭП

Выбрать сечения проводов сети, приведенной на рис. 1.4 с исходными данными из табл. 1.12.

Определяем рабочие токи участков сети.

Для участка 0-1:

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической плотности тока - jэ:

Jэ = 1,3 для района Западной Сибири и = 6147,5 ч.

Для участка 0-1:

Для участка 0-1 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение . Согласно ПУЭ, минимально допустимое сечение для =110 кВ - 70мм ².

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в табл. 1.17.

Таблица 1.17- Расчет сечений для =110 кВ.

Участок	0 - 1	0 - 2	0 - 3	0 - 4	0 - 5
n	1	2	2	2	1
	199,46	68,23	41,99	49,86	78,73
	153,42	52,49	32,3	38,35	60,56
	150	70	70	70	70

Проведем проверку выбранных проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима.

Для участка 0-1:

Сечение на участке 0-1 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносим в табл. 1.18.



Таблица 1.18 - Проверка сечений по допустимому току (=110 кВ).

Участок
0 - 1	150	450	398,92	150
0 - 2	70	265	136,46	70
0 - 3	70	265	83,98	70
0 - 4	70	265	99,72	70
0 - 5	70	265	157,46	70

Выбранные сечения на всех участках удовлетворяют условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

В колонку 5 табл. 1.18 заносится окончательно принимаемое сечение с учетом проверки по допустимому току. Если условие (1.21) не выполняется, то принимается ближайшее большее сечение, для которого это условие будет выполнено.

Выбрать сечения проводов сети, приведенной на рис. 1.5 с исходными данными из табл. 1.13.

Определяем рабочие токи участков сети.

Для участка 0-1:

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической плотности тока - jэ:

Для участка 0-1:

Для участка 0-1 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение . Согласно ПУЭ, минимально допустимое сечение для =220 кВ - 240мм ².

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в табл. 1.19.

Таблица 1.19- Расчет сечений для =220 кВ.

Участок	0 - 1	1 - 2	2 - 3	3 - 4	4 - 5
N	2	2	2	2	1
	149,59	99,72	65,61	44,61	39,36
	115,07	76,71	50,47	34,32	30,28
	240	240	240	240	240

Проведем проверку выбранных проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима.

Для участка 0-1:

Сечение на участке 0-1 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносим в табл. 1.20.

Таблица 1.20 - Проверка сечений по допустимому току (=220 кВ).

Участок
0 -1	240	605	149,59	240
1 - 2	240	605	99,72	240
2 - 3	240	605	65,61	240
3 - 4	240	605	44,61	240
4 - 5	240	605	39,36	240



Выбранные сечения на всех участках удовлетворяют условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Выбрать сечения проводов сети, приведенной на рис. 1.6 с исходными данными из табл. 1.14.

Определяем рабочие токи участков сети.

Для участка 4-5:

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической плотности тока - jэ:

Для участка 4-5:

Для участка 4-5 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение . Согласно ПУЭ, минимально допустимое сечение для =220 кВ - 240мм ².

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в табл. 1.21.

Таблица 1.21- Расчет сечений для =220 кВ.

Участок	4 - 5	3 - 4	2 - 3	2 - 1	0 - 2
N	1	2	2	1	2
	39,36	44,61	85,29	99,72	233,56
	30,28	34,32	65,61	76,71	179,66
	240	240	240	240	240

Проведем проверку выбранных проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима.

Для участка 4-5:

Сечение на участке 4-5 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносим в табл. 1.22.

Таблица 1.22 - Проверка сечений по допустимому току (=220 кВ).

Участок
4 - 5	240	605	78,72	240
3 - 4	240	605	89,22	240
2 - 3	240	605	170,58	240
2 - 1	240	605	199,44	240
0 - 2	240	605	467,12	240

Выбранные сечения на всех участках удовлетворяют условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Выбрать сечения проводов сети, приведенной на рис. 1.7 с исходными данными из табл. 1.15.

Определяем рабочие токи участков сети.

Для участка 0-1:

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической плотности тока - jэ:

Для участка 0-1:

Для участка 0-1 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение . Согласно ПУЭ, минимально допустимое сечение для =110 кВ - 70мм ².

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в табл. 1.23.

Таблица 1.23 - Расчет сечений для =110 кВ.

Участок	0 - 1	1 - 5	5 - 4	3 - 4	2 - 3	0 - 2
n	1	1	1	1	1	1
	288,26	88,8	10,08	89,64	173,62	310,09
	221,74	68,32	7,76	68,96	133,56	238,53
	240	70	70	70	150	240

Проведем проверку выбранных проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима. В качестве наиболее тяжёлых послеаварийных режимов для кольцевой сети рассмотрим режимы с поочерёдным отключением головных участков. Для схемы рисунок 1.7 таковыми будут рисунок 1.8 и 1.9.



Рисунок 1.8 - 1-вый аварийный режим (отключение участка 0 - 1).

Рисунок 1.9 - 2-вый аварийный режим (отключение участка 0 - 2).

Произведём перерасчёт потокораспределения мощности и аварийных токов участков сети.

Для рисунка 1.8 потокораспределение мощности равно:

Аварийные токи участков сети определяем по формуле 1.19

Полученные данные занесём в таблицу 1.24

Таблица 1.24 - Проверка сечений по допустимому току (=110 кВ).

Участок
0 - 2	240	605	114	598,34	240
2 - 3	150	450	88	461,88	185
3 - 4	70	265	72	377,9	150
4 - 5	70	265	53	278,18	95
5 - 1	70	265	38	199,45	70

Для рисунка 1.9 потокораспределение мощности равно:

Аварийные токи участков сети определяем по формуле 1.19

Полученные данные занесём в таблицу 1.25

Таблица 1.25 - Проверка сечений по допустимому току (=110 кВ).

Участок
0 - 1	240	605	114	598,34	240
1 - 5	70	265	76	398,9	150
5 - 4	70	265	61	320,17	95
4 - 3	70	265	42	220,44	70
3 - 2	150	450	26	136,46	150

Для участка выбираем наибольшее расчётное сечение. В результате расчётов, вычислены следующие сечения для участков:

Участок 0-1: , 1-5: , Участок 4-5: , 3-4: , 2-3: , 0-2: ,

1.9 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах

Провести проверку сети, приведенной на рис. 1.4, с исходными расчетными данными из табл. 1.12 по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 110 кВ сводим в табл. 1.26.

Таблица 1.26 - Параметры схемы замещения (=110 кВ)

Участок	Провод	n				км	Ом	Ом	мкСм
0 - 1	АС - 150	1	0,195	0,416	2,74	43,2	8,42	17,97	118,37
0 - 2	АС - 70	2	0,42	0,44	2,58	27,6	5,8	6,07	35,6
0 - 3	АС - 70	2	0,42	0,44	2,58	61,2	12,85	13,46	78,95
0 - 4	АС - 70	2	0,42	0,44	2,58	84	17,64	18,48	108,36
0 - 5	АС - 70	1	0,42	0,44	2,58	86,4	36,29	38,02	222,91

Потеря напряжения в процентах от номинального на участках сети в нормальном режиме для участка 0-1:

Потери напряжения на остальных участках определяем аналогично. Результаты сводим в табл. 1.27.



Таблица 1.27 - Потери напряжения - нормальный режим 110 кВ.

Участок
0 - 1	38	10,26	8,42	17,97	4,59	4,17
0 - 2	26	7,02	5,8	6,07	1,76	1,6
0 - 3	16	4,32	12,85	13,46	2,4	2,18
0 - 4	19	5,13	17,64	18,48	3,905	3,55
0 - 5	15	4,05	36,29	38,02	6,35	5,77

Аварийный режим:

Для разомкнутых сетей потери напряжения в послеаварийном режиме на участках сети увеличиваются в n раз, так как при выходе из строя одной из цепи двухцепных участков сопротивление участка увеличивается в n раз.

Результаты расчетов по потере напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводим в табл. 1.28.

Таблица 1.28 - Потери напряжения - послеаварийный режим 110 кВ.

Участок
0 - 1	38	10,26	8,42	17,97	4,59	4,17
0 - 2	26	7,02	11,6	12,14	3,52	3,2
0 - 3	16	4,32	25,7	26,92	4,8	4,36
0 - 4	19	5,13	35,28	36,96	7,82	7,11
0 - 5	15	4,05	36,29	38,02	6,35	5,77

Проверка сети по потере напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. В разомкнутых сетях такими точками являются все концевые точки сети. В нашем случае это точки: 1, 2, 3, 4 и 5.

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 110 кВ.

Провести проверку сети, приведенной на рис. 1.5, с исходными расчетными данными из табл. 1.13 по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 220 кВ сводим в табл. 1.29.

Таблица 1.29- Параметры схемы замещения (=220 кВ)

Участок	Провод	n				км	Ом	Ом	мкСм
0 - 1	АС - 240	2	0,12	0,43	2,66	43,2	2,59	9,29	57,46
1 - 2	АС - 240	2	0,12	0,43	2,66	34,8	2,09	7,48	46,28
2 - 3	АС - 240	2	0,12	0,43	2,66	36	2,16	7,74	47,88
3 - 4	АС - 240	2	0,12	0,43	2,66	31,2	1,87	6,71	41,5
4 - 5	АС - 240	1	0,12	0,43	2,66	14,4	1,73	6,19	38,3

Потеря напряжения в процентах от номинального на участках сети в нормальном режиме для участка 0-1:

Потери напряжения на остальных участках определяем аналогично. Результаты сводим в табл. 1.30.

Таблица 1.30- Потери напряжения - нормальный режим 220 кВ.

Участок
0 - 1	114	30,78	2,59	9,29	2,64	1,2
1 - 2	76	20,52	2,09	7,48	1,41	0,64
2 - 3	50	13,5	2,16	7,74	0,97	0,44
3 - 4	34	9,18	1,87	6,71	0,57	0,26
4- 5	15	4,05	1,73	6,19	0,22	0,1

Аварийный режим:

Для разомкнутых сетей потери напряжения в послеаварийном режиме на участках сети увеличиваются в n раз, так как при выходе из строя одной из цепи двухцепных участков сопротивление участка увеличивается в n раз.

Результаты расчетов по потере напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводим в табл. 1.31.



Таблица 1.31- Потери напряжения - послеаварийный режим 220 кВ.

Участок
0 - 1	114	30,78	5,18	18,58	5,28	2,4
1 - 2	76	20,52	4,18	14,96	2,82	1,28
2 - 3	50	13,5	4,32	15,48	1,94	0,88
3 - 4	34	9,18	3,74	13,42	1,14	0,52
4 - 5	15	4,05	1,73	6,19	0,22	0,1

Проверка сети по потере напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. В разомкнутых сетях такими точками являются все концевые точки сети. В нашем случае это точка: 5.

Проверяем по потере напряжения точку 5:

что меньше допустимой потери напряжения.

Аналогично проверяем сеть в послеаварийном режиме:

Проверяем по потере напряжения точку 5:

что меньше допустимой потери напряжения.

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 220 кВ.

Провести проверку сети, приведенной на рис. 1.6, с исходными расчетными данными из табл. 1.14 по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 220 кВ сводим в табл. 1.32.

Таблица 1.32- Параметры схемы замещения (=220 кВ)

Участок	Провод	n				км	Ом	Ом	мкСм
0 - 2	АС - 240	2	0,12	0,43	2,66	27,6	1,66	5,93	36,71
2 - 3	АС - 240	2	0,12	0,43	2,66	36	2,16	7,74	47,88
3 - 4	АС - 240	2	0,12	0,43	2,66	31,2	1,87	6,71	41,5
4 - 5	АС - 240	1	0,12	0,43	2,66	14,4	1,73	6,19	38,3
2 - 1	АС - 240	1	0,12	0,43	2,66	34,8	4,18	14,96	92,57

Потеря напряжения в процентах от номинального на участках сети в нормальном режиме для участка 0-2:

Потери напряжения на остальных участках определяем аналогично. Результаты сводим в табл. 1.33.

Таблица 1.33- Потери напряжения - нормальный режим 220 кВ.

Участок
0 - 2	114	30,78	1,66	5,93	1,69	0,77
2 - 3	50	13,5	2,16	7,74	0,97	0,44
3 - 4	34	9,18	1,87	6,71	0,57	0,26
4- 5	15	4,05	1,73	6,19	0,22	0,1
2 - 1	38	10,26	4,18	14,96	1,41	0,64

Аварийный режим:

Для разомкнутых сетей потери напряжения в послеаварийном режиме на участках сети увеличиваются в n раз, так как при выходе из строя одной из цепи двухцепных участков сопротивление участка увеличивается в n раз.

Результаты расчетов по потере напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводим в табл. 1.34.



Таблица 1.34- Потери напряжения - послеаварийный режим 220 кВ.

Участок
0 - 2	114	30,78	3,32	17,79	3,39	1,54
2 - 3	50	13,5	4,32	15,48	1,94	0,88
3 - 4	34	9,18	3,74	13,42	1,14	0,52
4 - 5	15	4,05	1,73	6,19	0,22	0,1
2 - 1	34	10,26	4,18	14,96	1,41	0,64

Проверка сети по потере напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. В разомкнутых сетях такими точками являются все концевые точки сети. В нашем случае это точки: 1 и 5.

Проверяем по потере напряжения точку 5:

что меньше допустимой потери напряжения.

Проверяем по потере напряжения точку 1:

что меньше допустимой потери напряжения.

Аналогично проверяем сеть в послеаварийном режиме:

Проверяем по потере напряжения точку 5:

что меньше допустимой потери напряжения.

Проверяем по потере напряжения точку 1:



что меньше допустимой потери напряжения.

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 220 кВ.

Провести проверку сети, приведенной на рис. 1.7, с исходными расчетными данными из табл. 1.15 по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 110 кВ сводим в табл. 1.35.

Таблица 1.35- Параметры схемы замещения (=110 кВ)

Участок	Провод	n				км	Ом	Ом	мкСм
0 - 1	АС - 240	1	0,12	0,401	2,85	43,2	5,18	17,32	123,12
1 - 5	АС - 150	1	0,195	0,416	2,74	56,4	11	23,46	154,54
5 - 4	АС - 95	1	0,314	0,429	2,65	14,4	4,52	6,18	36,86
3 - 4	АС - 150	1	0,195	0,416	2,74	31,2	6,08	12,98	85,49
2 - 3	АС - 185	1	0,156	0,409	2,82	36	5,62	14,72	101,52
0 - 2	АС - 240	1	0,12	0,401	2,85	27,6	3,31	11,07	78,66

Потеря напряжения в процентах от номинального на участках сети в нормальном режиме для участка 0-1:

Потери напряжения на остальных участках определяем аналогично. Результаты сводим в табл. 1.36.



Таблица 1.36 - Потери напряжения - нормальный режим 110 кВ.

Участок
0 - 1	54,92	14,83	5,18	17,32	4,92	4,47
1 - 5	16,92	4,57	11	23,46	2,66	2,42
5 - 4	1,92	0,52	4,52	6,18	0,11	0,1
3 - 4	17,08	4,61	6,08	12,98	1,48	1,35
2 - 3	33,08	8,93	5,62	14,72	2,88	2,62
0 - 2	59,08	15,95	3,31	11,07	3,38	3,07

Расчёт аварийного режима производим для первого аварийного режима (рисунок 1.8), как наиболее тяжёлого.

Результаты расчетов по потере напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводим в табл. 1.37.

Таблица 1.37- Потери напряжения - послеаварийный режим 110 кВ.

Участок
0 - 2	114	30,78	3,31	11,07	6,52	5,93
2 - 3	88	23,76	5,62	14,72	7,68	6,98
3 - 4	72	19,44	6,08	12,98	6,27	5,7
4 - 5	53	14,31	4,52	6,18	2,98	2,71
5 - 1	38	10,26	11	23,46	5,98	5,44

Проверка сети по потере напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. Для замкнутых сетей в качестве электрически наиболее удаленных точек рассматриваются точки потокораздела.

Проверяем по потере напряжения точку 4:

что меньше допустимой потери напряжения.

что меньше допустимой потери напряжения.

Аналогично проверяем сеть в послеаварийном режиме:

Проверяем по потере напряжения точку 1:

что меньше допустимой потери напряжения.

Сеть не удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме при напряжении 110 кВ, исключим этот вариант при дальнешйшем рассмотрении.

1.10 Формирование схем электрических соединений вариантов сети

Сформировать схему электрических соединений для радиального варианта сети электроснабжения района, структурная схема которого приведена на рис. 1.3 а.

В качестве схемы электрических соединений на низкой стороне центра питания районной энергетической системы - районной электрической станции (РЭС) применяем двойную систему шин.

Подстанции ПС №1, ПС №2, ПС №3, ПС №4, ПС №5 - являются тупиковыми, при этом ПС №2, ПС №3, ПС №4 - являются двухтрансформаторными, а ПС №1, ПС №5 - однотрансфоматорными, поэтому для ПС №2, ПС №3, ПС №4 выбираем схему два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий; для ПС №1, ПС №5 - схему блока с выключателем.

Сформировать схему электрических соединений для магистрального варианта сети электроснабжения района, структурная схема которого приведена на рис. 1.3 б.

В качестве схемы электрических соединений на низкой стороне центра питания районной энергетической системы - районной электрической станции (РЭС) применяем двойную систему шин.

Подстанция ПС №5 - является тупиковой. Для ПС №1 и ПС №5 выбираем схему блока с выключателем; для ПС №2, ПС №3 и ПС №4 - два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий.

Сформировать схему электрических соединений для радиально-магистрального варианта сети электроснабжения района, структурная схема которого приведена на рис. 1.3 в.

В качестве схемы электрических соединений на низкой стороне центра питания районной энергетической системы - районной электрической станции (РЭС) применяем двойную систему шин.

Подстанции ПС №1 и ПС №5 - являются тупиковыми. Для ПС №2, ПС №3 и ПС №4 выбираем схему два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий; для ПС №1, ПС№5 выбираем схему блока с выключателем.

1.11 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов

Выбрать число и мощность трансформаторов для схем электроснабжения района, представленных на рис. 1.4, рис. 1.6, рис.1.7 и рис. 1.8, с исходными данными табл. 1.6 и суточными графиками нагрузок по рис. 1.1.

Таблица 1.38 - Выбор числа трансформаторов на подстанциях.

№ подстанции	1	2	3	4	5
Категория потребителей	0/0/100	0/60/40	40/30/30	0/60/40	0/0/100
Количество трансформаторов,	1	2	2	2	1

Для выбора номинальной мощности трансформаторов определяется среднеквадратичная мощность в относительных единицах для зимнего, наиболее загруженного графика:

За ориентировочную номинальную мощность трансформатора принимается .

Выбирается стандартная Суммарная по отношению к

Следовательно, систематическую перегрузку трансформатор испытывать не будет, так как в нормальном режиме трансформатор способен пропустить нагрузку большую, чем .

Для проверки выбранного трансформатора на аварийную перегрузку определяется зона перегрузки при условии, что в работе останется один трансформатор.

При этом

По ГОСТ 14209-97 находится коэффициент допустимой аварийной перегрузки без учета коэффициента начальной нагрузки. По следующей формуле находится фактический коэффициент перегрузки по графику:



Так как < 0,9 · , то принимается в расчет и продолжительность перегрузки h = 24 ч пересчитывается по формуле:

При h = 21,07 ч и среднегодовой температуре 15,7°С для трансформаторов с системами охлаждения М и Д находится 1,4.

Для схем электроснабжения района с принимаем на п/с №2 два трансформатора мощностью 25 МВА каждый, тип трансформатора - ТРДН-25000/110.

Расчеты по всем подстанциям сводим в табл. 1.39.

Таблица 1.39- Выбор мощности трансформаторов 110 кВ.

№ п/с				Тип трансформатора
1	39,36	1	40	ТРДН-40000/110
2	26,98	2	25	ТРДН-25000/110
3	16,57	2	16	ТДН-16000/110
4	19,68	2	16	ТДН-16000/110
5	15,54	1	16	ТДН-16000/110

Для схемы электроснабжения района с принимаем на п/с №1 трансформатор мощностью 40 МВА, тип трансформатора - ТРДН-40000/220.

Расчеты по всем подстанциям сводим в табл. 1.40.



Таблица 1.40- Выбор мощности трансформаторов 220 кВ.

№ п/с				Тип трансформатора
1	39,36	1	40	ТРДН-40000/220
2	26,98	2	40	ТРДН-40000/220
3	16,57	2	40	ТРДН-40000/220
4	19,68	2	40	ТРДН-40000/220
5	15,54	1	40	ТРДН-40000/220



2. Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети и выбор рационального варианта

Выбор наиболее рационального варианта электрической сети осуществляется путем сопоставления технико-экономических параметров вариантов.

2.1 Технико-экономические показатели

Основные технико-экономические показатели электрической сети это:

К - капитальные вложения;

И - эксплуатационные расходы (издержки);

У - среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Последний показатель учитывается при выборе вариантов сети с учетом категории надежности электроснабжения. При этом следует помнить, что сопоставлению подлежат только те варианты сети, которые обеспечивают необходимую категорию надежности, оговоренную в ПУЭ.

2.1.1 Капитальные вложения

Капитальные затраты определяет смета, которая является основным экономическим документом строительства. Сметные расчеты определяют абсолютную величину и структуру необходимых трудовых и материальных затрат. Однако для выявления самого экономичного варианта капитальные затраты с достаточной степенью точности можно подсчитать по укрупненным показателям стоимости: одного трансформатора, одной ячейки РУ, одного километра линии, что в значительной степени упрощает расч?ты. Для этого достаточно знать лишь основные параметры ЭС, определяемые в предыдущих разделах проекта: напряжение, длину и сечение проводов, тип схемы подстанции и число установленных на них выключателей и трансформаторов, мощность и тип трансформаторов и КУ.

Капиталовложения в электрическую сеть состоят из вложений на сооружение линий электропередачи и подстанций

(2.1)

Капитальные вложения определяются по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети или по составляемым сметам.

Суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП сети состоят из затрат на изыскательские работы, подготовку трасс, стоимости опор, проводов, изоляторов и прочего оборудования, на их транспортировку, монтаж и другие работы и определяются по выражению

где - стоимость сооружения одного километра линии i-го участка сети.

Для воздушных ЛЭП эта величина принимается по справочным данным в зависимости от напряжения ВЛ, сечения и материала провода, материала и конструкции опор и района по гололеду, тыс.руб./км;

- длина трассы i-го участка, км;

p - количество участков сети.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети вычисляются по выражению

где - расчетная стоимость ячеек трансформаторов, устанавливаемых на i-ой подстанции, принимаемая по справочным данным, тыс.руб.;

- суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей устанавливаемых на стороне ВН подстанций и на отходящих линиях РЭС, тыс.руб.;

- расчетная стоимость компенсирующих устройств, устанавливаемых на i-ой подстанции, тыс. руб.;

- постоянная часть затрат i-ой подстанции, включающая затраты на подготовку территории подстанции, на электроснабжение собственных нужд, стоимость здания общеподстанционного пункта управления (ОПУ) и принимаемая по справочным данным, тыс. руб. При этом необходимо учитывать территориальный повывающий коэффициент для подстанций и ЛЭП, в нашем случае, он равен 1,5.

Таблица 2.1. - Капитальные вложения.

Варианты сети							, тыс. руб.
радиальная	463320	25700	116800	18750	12900	174150	637470
магистральная	502263	40000	150000	18750	40500	249250	751513
радиально-магистральная	394785	40000	150000	18750	40500	249250	644035

2.1.2 Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы (издержки) - это расходы на эксплуатацию линий и оборудования подстанций в течение одного года

где , - ежегодные издержки на эксплуатацию линий и электрооборудования подстанций, тыс. руб.;

- стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.;

- ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ЛЭП в процентах от капитальных затрат;

- то же применительно к электрооборудованию подстанций.

Отчисления на амортизацию включают издержки на капитальный ремонт и на накопление средств, необходимых для замены (реновации) изношенного и морально устаревшего оборудования. Отчисления на текущий ремонт предназначены для поддержания оборудования в рабочем состоянии. Для предотвращения повреждения все элементы сети подвергаются периодическим осмотрам и профилактическим испытаниям. Эти мероприятия финансируются из отчислений на текущий ремонт. Отчисления на обслуживание расходуются непосредственно на зарплату эксплуатационного персонала, а также на транспортные средства.

Стоимость потерь электроэнергии

где - стоимость одного кВтч потерь электроэнергии.

Величину можно условно считать равной действующей на момент проектирования величине ставки одноставочного тарифа на электрическую энергию или вычислить по выражению:

где a и b - основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа на электрическую энергию на момент проектирования, которые равны:

a = 748,77 руб/кВт в мес. и b = 1,79 руб/кВт ч.

Суммарные потери электроэнергии складываются из двух составляющих



где - переменные потери электроэнергии в активных сопротивлениях продольной ветви схемы замещения ВЛ (проводах) и в обмотках силовых трансформаторов, зависящие от нагрузки, кВт ч;

- условно постоянные потери электроэнергии в сети (потери холостого хода силовых трансформаторов), не зависящие от нагрузки, кВт ч.

Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети определяются по выражениям

где - переменные потери мощности в трансформаторах i-ой подстанции;

- переменные потери мощности в проводах j-го участка сети;

- потери холостого хода в трансформаторах i-ой подстанции.

- время максимальных потерь (ч), определяемая по выражению

Потери мощности определяются по следующим выражениям

где - потери короткого замыкания трансформатора i-ой подстанции;

- нагрузка i-ой подстанции;

n - количество трансформаторов на подстанции;

- номинальная мощность трансформаторов, установленных на i- той подстанции;

- полная мощность протекающая по j-му участку сети;

- активное сопротивление продольной ветви схемы замещения линии (j-го участка);

- потери холостого хода трансформаторов, установленных на i-ой подстанции.

Таблица 2.2. - Эксплуатационные расходы.

Варианты сети
радиальная	12803800	208	12804008	24481,3	11558,4	38803	74842,9
магистральная	11369565	266	11369831	21739,12	10526,6	35339	67605,02
радиально-магистральная	11369565	266	11369831	21739,12	10526,6	35339	67605,02

2.2 Приведенные затраты

Выбор рационального варианта сети производится на основании технико-экономических расчетов и сопоставления конкурентоспособных вариантов по минимуму приведенных затрат.

В учебном проекте условно принимается срок сооружения сети до одного года. В этом случае приведенные суммарные расчетные затраты по i-му варианту определяются по выражению

где - нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений 1/год, принимаемый для электроэнергетики равным 0,12;

- капитальные вложения в сеть для i-го варианта, тыс. руб.

- ежегодные издержки для этого же варианта, тыс. руб.

- ожидаемый среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.

Таблица 2.3. - Приведенные затраты.

Варианты сети
радиальная	637470	74842,9	0	151339,3
магистральная	751513	67605,02	0	157786,58
радиально-магистральная	644035	67605,02	0	144889,22

При сравнении вариантов, имеющих приблизительно равную надежность величину ущерба от недоотпуска электроэнергии можно не учитывать.

Таким образом, к дальнейшему проектированию принимается вариант, обладающий минимальными приведенными затратами. Если варианты оказа-лись экономически равноценными (различие приведенных затрат до ± 5 %), то лучший вариант выбирают в основном по качественным показателям. В этом случае предпочтение отдают варианту с более высокой категорией надежности электроснабжения, оперативной гибкостью схемы, меньшими потерями элек-троэнергии, расходом цветного металла на провода ЛЭП и количеством аппаратуры, лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок и т. п.

Если варианты имеют различное номинальное напряжение, то при разнице в расчетных затратах менее 10 - 15 % предпочтение следует отдать варианту с более высоким номинальным напряжением, даже если этот вариант и дороже.

Таким образом, в качестве оптимального варианта сети электроснабжения выбираем радиально-магистральную схему.



3. Расчет установившихся режимов выбранного варианта сети

Целью расчета установившихся режимов (электрического расчета) ЭС является определение параметров режима ветвей и узлов: потоков активной и реактивной мощностей по ветвям ЭС, потерь активной и реактивной мощностей в каждом элементе и по ЭС в целом, модулей и фаз напряжений в узлах ЭС в основных нормальных (максимальном и минимальном) и послеаварийном режимах. Эти данные используют для установления приемлемости режимов по техническим и экономическим условиям, решения вопросов о регулировании напряжения с целью обеспечения заданных (или допустимых) уровней напряжения на шинах подстанций и выяснения возможностей дальнейшего повышения экономичности работы ЭС.

Электрический расчет сетей осуществляется на основе математических моделей сетей - схем замещения.

3.1 Формирование схемы замещения сети

Сформировать схему замещения для варианта сети на рис. 1.3 в.

Схема замещения радиально-магистрального варианта приведена на рис. 3.1.

3.2 Определение расчетных нагрузок подстанций в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме

Определить расчетные нагрузки подстанций в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и в послеаварийном режиме для радиально-магистрального варианта сети номинальным напряжением 220 кВ (рис. 1.3в) и сформировать расчетную схему замещения сети.

Нормальный режим максимальных нагрузок

Расчетная нагрузка первой подстанции:

где , - активная и реактивная нагрузки 1-ой подстанции;

, - активные потери в меди и стали трансформаторов 1-ой подстанции;

- половина суммы потерь на корону линий, соединенных с данной подстанцией;

- потери реактивной мощности в меди трансформаторов 1-ой подстанции;

- потери реактивной мощности в стали (холостого хода) трансформаторов 1-ой подстанции;

- половина суммы зарядных мощностей линий, соединенных с данной подстанцией.

Потери реактивной мощности в меди трансформаторов 1-ой подстанции:

Потери в стали (холостого хода) в трансформаторах первой подстанции:



Расчеты зарядных мощностей в нормальном и послеаварийном режимах сведем в табл. 3.1.

Для разомкнутых сетей зарядные мощности двухцепных ЛЭП в послеаварийном режиме уменьшаются вдвое, так как в качестве послеаварийного режима для таких сетей рассматривается режим отключения одной цепи на всех двухцепных участках.

Таблица 3.1 - Зарядные мощности линий сети.

Участок	Число цепей		Норм. режим	Послеав. режим
0 - 2	2	36,71	1,78	0,89
2 - 3	2	47,88	2,32	1,16
3 - 4	2	41,5	2,01	1
4 - 5	1	38,3	1,85	1,85
2 - 1	1	92,57	4,48	4,48
Итого	12,44	-

Таким образом, суммарная зарядная мощность ЛЭП в сети составляет

Половина суммы зарядных мощностей линий, соединенных с первой подстанцией:

Половина суммы потерь на корону линий, соединенных с первой подстанцией:

Расчетные нагрузки для остальных узлов определяем аналогично. Результаты расчетов приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2 - Расчетные нагрузки (нормальный режим максимальных нагрузок).

№ п/с							Мвар	, Мвар	, МВт
1	38	10,26	2,24	0,05	0,17	0,05	0,36	4,65	38,27	12,95	40,35
2	26	7,02	4,29	0,1	0,34	0,26	0,72	1,09	26,7	4,54	27,08
3	16	4,32	2,16	0,1	0,34	0,18	0,72	0,41	16,62	3,29	16.94
4	19	5,13	1,93	0,1	0,34	0,12	0,72	0,58	19,56	4,5	20,07
5	15	4,05	0,92	0,05	0,17	0,02	0,36	0,72	15,24	4,21	15,81
Ит.	-	-	-	0,4	1,36	0,63	2,88	7,45	-	-	-
Вс.	-	-	-	2,39	10,33	-	-	-

В табл. 3.2 в строке "Всего" произведен расчет суммарных потерь соответственно активной и реактивной мощностей в трансформаторах.

В режиме минимальных нагрузок значения , определяются в соответствии с суточными графиками нагрузок. Так, для рассматриваемого примера значение минимальной ступени в относительных единицах (рис. 1.1) составляет 0,4. Поэтому в этом режиме:

Расчеты по определению расчетных нагрузок в режиме минимальных нагрузок сведены в табл. 3.3.



Таблица 3.3 - Расчетные нагрузки (нормальный режим минимальных нагрузок).

№ п/с							Мвар	, Мвар	, МВт
1	15,2	4,1	2,24	0,05	0,17	0,05	0,36	0,69	15,47	2,91	15,74
2	10,4	2,81	4,29	0,1	0,34	0,26	0,72	0,16	11,1	0,6	11,12
3	6,4	1,73	2,16	0,1	0,34	0,18	0,72	0,06	7,02	0,35	7,03
4	7,6	2,05	1,93	0,1	0,34	0,15	0,72	0,09	8,19	0,93	8,24
5	6	1,62	0,92	0,05	0,17	0,02	0,36	0,11	6,24	1,17	6,35

Расчетные нагрузки в послеаварийном режиме определяются для нагрузок максимального режима. Поэтому в этом режиме по сравнению с нормальным режимом максимальных нагрузок изменятся лишь величины . Для их расчета используются данные графы 5 табл. 3.1.

Расчеты по определению расчетных нагрузок в послеаварийном режиме сведены в табл. 3.4.

Таблица 3.4 - Расчетные нагрузки (послеаварийный режим).

№ п/с							Мвар	, Мвар	, МВт
1	38	10,26	2,24	0,05	0,17	0,05	0,36	4,65	38,27	12,95	40,35
2	26	7,02	3,26	0,1	0,34	0,26	0,72	1,09	26,7	5,57	27,27
3	16	4,32	1,08	0,1	0,34	0,18	0,72	0,41	16,62	4,37	17,18
4	19	5,13	1,42	0,1	0,34	0,12	0,72	0,58	19,56	5,01	20,19
5	15	4,05	0,92	0,05	0,17	0,02	0,36	0,72	15,24	4,21	15,81

3.3 Электрический расчет режимов сети

Рассчитать режим сети для максимальных, минимальных нагрузок и в послеаварийном режимах. Напряжение на шинах РЭС при наибольших нагрузках и в послеаварийном режимах принять равным , а в режиме минимальных нагрузок - .

Расчетная схема участка приведена на рис. 3.3.

Рисунок 3.3 - Расчетная схема замещения сети.

Нормальный режим максимальных нагрузок

1-й этап

Принимаем

Мощность в конце участка 4 - 5:

Мощность в начале участка 4 - 5:

Мощность в конце участка 3 - 4:

Мощность в начале участка 3 - 4:



Мощность в конце участка 2 - 3:

Мощность в начале участка 3 - 3:

Мощность в конце участка 2 - 1:

Мощность в начале участка 2 - 1:

Мощность в конце участка 0 - 2:

Мощность в начале участка 0 - 2:



2-ой этап

Определяем потери напряжения в продольной и поперечной составляющих ветвей:

Напряжение на участке 2:

Напряжение на участке 3:

Напряжение на участке 4:

Напряжение на участке 5:

Напряжение на участке 1:

Уточняем потери мощности:

Режим минимальных нагрузок

Расчет режима минимальных нагрузок и послеаварийный режим выполняется аналогичным образом. Результаты вычислений приведены в табл. 3.5 - 3.6.



Таблица 3.5. - Расчетные величины напряжений на стороне ВН подстанций в расчетных установившихся режимах.

№ п/с
	Макс. нагрузок	Мин. нагрузок	ПАР
2	237,3	240,1	232,7
3	234,7	239	227,2
4	233,2	238,4	223,9
5	232, 5	238,2	223,3
1	233,4	238,9	228,7

Таблица 3.6. - Расчетные потери мощности в ЛЭП.

Участок
	Макс	Мин	ПАР	Макс	Мин	ПАР
0 - 2	0,414	0,0644	0,867	1,481	0,2301	3,099
2 - 3	0,106	0,0162	0,226	0,378	0,0581	0,810
3 - 4	0,043	0,0065	0,093	0,153	0,0234	0,332
4 - 5	0,008	0,0018	0,008	0,028	0,0042	0,030
2 - 1	0,119	0,0181	0,124	0,425	0,0649	0,443
Итого	0,69	0,1070	1,318	2,465	0,3807	4,714

Таким образом, суммарные потери активной и реактивной мощностей в сети в режиме максимальных нагрузок составляют: ДP=0,69 МВт; ДQ=2,465 Мвар.

3.4 Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

Определить напряжение на шинах низшего напряжения подстанций, приведенное к стороне ВН, и выбрать регулировочные ответвления трансформаторов с РПН на всех подстанциях в режимах максимальных и минимальных нагрузок и наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

Определяем напряжения на стороне низшего напряжения подстанций.

Активное и индуктивное сопротивления продольной ветви схемы замещения первой подстанции:

Мощность в начале продольной ветви схемы замещения первой подстанции:

Продольная составляющая падения напряжения в продольной ветви схемы замещения первой подстанции:

Напряжение на шинах низшего напряжения первой подстанции приведенное к стороне ВН:

Выберем регулировочные ответвления трансформатора.

Принимаем в качестве желаемых напряжений на стороне НН подстанций:

- для режима максимальных нагрузок;

- для режима минимальных нагрузок;

- для послеаварийного режима.



Желаемое регулировочное ответвление трансформатора на первой подстанции в режиме максимальных нагрузок

Величину ступени регулирования для трансформаторов класса 220 кВ принимаем 1,5.

Принимаем в качестве действительного регулировочного ответвления трансформаторов на первой подстанции в режиме максимальных нагрузок ближайшее меньшее целое число со знаком по отношении к .