Проектирование электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Разработка вариантов развития сети

2. Расчет потокораспределения в сети

3. Выбор номинального напряжения сети

4. Выбор сечений линий электропередачи на участках сети

5. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

6. Выбор схем подстанций на высоком и низком напряжениях

7. Экономическое сопоставление вариантов сети и выбор двух наиболее экономичных

8. Расчет установившихся режимов сети

Список литературы

Введение

Единая энергетическая система России входит в состав крупного энергетического объединения - Единой энергосистемы (ЕЭС) бывшего СССР, включающего также энергосистемы независимых государств: Азербайджана, Армении, Беларуси, Грузии, Казахстана, Латвии, Литвы, Молдовы, Украины и Эстонии. С ЕЭС продолжают синхронно работать энергосистемы семи стран восточной Европы - Болгарии, Венгрии, Восточной части Германии, Польши, Румынии, Чехии и Словакии.

В составе Единой энергосистемы России в настоящее время работают параллельно 6 объединенных энергетических систем (ОЭС) России: Центра, Средней Волги, Урала, Северо-запада России, Северного Кавказа, Сибири - в которые входят 65 энергосистем. ОЭС Востока работает в настоящее время изолировано от ЕЭС.

Электростанциями, входящими в ЕЭС, вырабатывается более 90% электроэнергии, производимой в независимых государствах - бывших республиках СССР. Объединение энергосистем в ЕЭС позволяет: обеспечить снижение необходимой суммарной установленной мощности электростанций за счет совмещения максимумов нагрузки энергосистем, имеющих разницу поясного времени и отличия в графиках нагрузки; сократить требуемую резервную мощность на электростанциях; осуществить наиболее рациональное использование располагаемых первичных энергоресурсов с учетом изменяющейся топливной конъюнктуры; удешевить энергетическое строительство; улучшить экологическую ситуацию.

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного тока. Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем. Качественное проектирование является основой надежного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

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

С точки зрения системного подхода следует вести проектирование для всей сети электроэнергетической системы, начиная от шин электростанций и включая всех потребителей. При этом необходимо рассматривать схемы электростанций и подстанций, решать вопросы защиты от перенапряжения, выбирать устройства защиты и автоматики для автоматического управления и регулирования режима работы электрической системы, включая сети всех напряжений. Такая задача чрезмерно громоздка, практически ее можно решать только по частям - проектировать отдельно сети различных назначений, электростанции и подстанции, защиту от перенапряжения, релейную защиту, устройства автоматики и т.д. При проектировании каждой из этих частей отдельные части представляются приближенно, в них учитываются лишь влияющие на данную часть элементы, для которых предполагаются типовые решения. В дальнейшем эти полученные при проектировании решения уточняются и согласовываются.

1. Разработка вариантов развития сети

Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей. К дальнейшему рассмотрению предложены все 5 вариантов развития сети.

В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций), и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

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

При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рис. 2, 3, 4, 5, 6), учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.

В варианте 1 и 3 схемы радиальные. В вариантах 2 и 5 смешанные схемы, где во 2 - м варианте узлы 2, 5, и 6 соединяются в кольцо, а в 5-м в кольцо объединены узлы 1, 2, 6, 8. В варианте 4 кольцо образуется из узлов 1, 2, 5, 6, 8 и 9.

Рисунок 1.1 - Исходная схема развития сети

Рисунок 1.2 - Вариант 1



Рисунок 1.3 - Вариант 2

Рисунок 1.4 - Вариант 3

Рисунок 1.5 - Вариант 4



Рисунок 1.6 - Вариант 5

2. Расчет потокораспределения в сети

2.1 Расчет потокораспределения варианта 1

В варианте 1 рассматривается схема сети с односторонним питанием, поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным мощностям нагрузок, начиная с конечных участков.

Рисунок 2.1 - Потокораспределение для варианта 1

Таблица 2.1 - Нагрузка в узлах.

№ узла	P, МВт	Q, МВАр
2	30	14,53
4	15	7,26
8	40	19,2
10	15	7,26
11	15	7,26

Определим реактивную мощность в узлах по формуле (2.1)

(2.1)

где соs , согласно заданию, равен 0,9.

Для 2-го узла:

Потоки мощностей на участках сети:

;

;

;

;

.

Аналогичным образом находится распределение потоков реактивных мощностей.

2.2 Расчет потокораспределения варианта 2

В варианте 2 рассматривается схема сети со смешанным соединением узлов. Потоки мощности на участках 8 - 4, 4 - 1, 2 - 1, 8-10, 8-11 определяются как для сети с односторонним питанием.

Необходимо определить потоки мощности, выходящие из источников А и В (А направление слева на право, В справа на лево), по правилу моментов, полагая, что сечения проводов одинаковы:

Рисунок 2.2 - Потокораспределение в кольце для варианта 2



.

;

;

;

2.3 Расчет потокораспределения варианта 4

В варианте 4 рассматривается радиальная схема сети, поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным мощностям нагрузок, начиная с конечных участков.

Рисунок 2.3 - Потокораспределение в сети для варианта 4

;

;

;

;

.

2.4 Расчет потокораспределения варианта 3

В варианте 3 рассматривается кольцевая схема. Для нахождения потоков мощности в кольце, представим его в виде сети с двухсторонним питанием. Необходимо учитывать, что на участках 1 - 2, 1 - 8 две параллельные линии, которые нужно привести к одной эквивалентной путем деления длины участка на количество линий.

Далее необходимо определить потоки мощности, выходящие из источников А и В (А направление слева на право, В справа на лево), по правилу моментов, полагая, что сечения проводов одинаковы:

Рисунок 2.4 - Потокораспределение в кольце для варианта 3

Определим потокораспределение в схеме сети:

;

;

;

;

;

.

Таким образом, из расчетов видно, что точкой потокораздела является узел 11.

2.5 Расчет потокораспределения варианта 5

В варианте 5 рассматривается схе8ма сети со смешанным соединением узлов. Потоки мощности на участке 10 - 11 определяется как для сети с односторонним питанием, а на остальных участках для определения потоков мощности необходимо рассмотреть кольцо 1 - 4 - 8 - 10 - 2 - 1.

Для нахождения потоков мощности в кольце, представим его в виде сети с двухсторонним питанием. Расчет кольца ведем аналогично расчетам в схемах сети вариантов 2 и 3.



Рисунок 2.5 - Потокораспределение в кольце для варианта 5

;

;

Определим потокораспределение в схеме сети:

;

;

;

;

;

Из расчетов видно, что точкой потокораздела является узел 8.

3. Выбор номинального напряжения сети

Для расчета напряжения будем использовать формулу Г.А.Илларионова [6, формула 6.25], дающую удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ,

,

где - передаваемая по линии мощность, МВт;

- длина линии, км;

- количество параллельных цепей на участке.

Рассмотрим выбор номинального напряжения сети на примере варианта 1. Выбор номинального напряжения сети по остальным вариантам производится аналогичным образом.

Потокораспределение варианта 1 показано на рис 2.1. Рассчитываем для него напряжения:

Таким образом, на основании расчетов и, учитывая напряжение существующей линии в данном варианте, принимаем номинальное напряжение 110 кВ.

Потокораспределение варианта 2 показано на рис 2.2. Рассчитываем для него напряжения:

Таким образом, на основании расчетов и, учитывая напряжение существующей линии в данном варианте, принимаем номинальное напряжение 110 кВ.

Потокораспределение варианта 3 показано на рис 2.3. Рассчитываем для него напряжения:



Таким образом, на основании расчетов и, учитывая напряжение существующей линии в данном варианте, принимаем номинальное напряжение 110 кВ.

Потокораспределение варианта 4 показано на рис 2.4. Рассчитываем для него напряжения:

Таким образом, на основании расчетов и, учитывая напряжение существующей линии в данном варианте, принимаем номинальное напряжение 110 кВ.

Потокораспределение варианта 5 показано на рис 2.5. Рассчитываем для него напряжения:

Таким образом, на основании расчетов и, учитывая напряжение существующей линии в данном варианте, принимаем номинальное напряжение 110 кВ.

В результате расчетов, учитывая напряжение существующей линии, во всех вариантах принимаем напряжение 110 кВ.

4. Выбор сечений линий электропередачи на участках сети

4.1 Расчёт токов на участках

Для определения сечений, необходимо рассчитать токи на каждом участке по формуле:

, (4.1)

где - передаваемая по участку мощность.

Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи 35-500 кВ будем выполнять по экономическим интервалам.

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

Сечение F1,F2,…F3 - стандартные сечения для класса номинального напряжения Uном. Экономические интервалы однозначно определяют сечение воздушной линии в зависимости от тока максимального нормального режима. Если ток в линии лежит в интервале от 0 до - наиболее экономично сечение, при токе от до - сечение и т.д. Здесь понимается ток в одной цепи линии. Экономические интервалы сечений приведены в [1, табл. 1.12].

На рисунке 4.1 представлены экономические интервалы сечений для напряжения Uном=110 кВ, II-му типу по гололеду, материал опор - сталь, тип опор - одноцепные, в скобках указаны значения для двухцепных опор.



Рисунок 4.1 - Экономические интервалы сечений (в скобках значения для одноцепных линий)

Для I варианта

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

Выбор сечений.

Участок 1 - 2. На данном участке применяем две параллельные линии. Согласно рисунку 4.1 на данном участке принимаем две линии с проводами АС - 240/39, Iдоп = 605 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) = 350 А, таким образом условие ImaxAB < Iдоп соблюдается.

Участок 2 - 10. Выбираем линию сечением 2АС - 240/39 проверяем по допустимому току . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB= 175 А, таким образом условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 -11а. Принимаем две линии с проводами АС - 120/19, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB=87А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 -11б. Принимаем одну линию с проводами АС - 120/19, .

Участок1 - 4. Принимаем две линии с проводами АС - 240/32, Iдоп = 605 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB =321 А, таким образом условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 4 - 8. Принимаем две линии с проводами АС - 240/32, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 233. А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Все полученные данные заносятся в таблицу 4.1.

Для II варианта

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

Участок 2 - 1. Существующую линию сечением 2АС - 240/39 проверяем по допустимому току . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB= 175 А, таким образом условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 1 - 4. Принимаем две линии с проводами АС - 240/39, Iдоп = 610 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 496 А, таким образом условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 4 - 8. Принимаем две линии с проводами АС - 240/39, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 408. А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 8 - 11. Принимаем линию с проводом 2АС - 120/19, Iдоп = 390 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 87. А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 - 8. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке принимаем линию с проводом 2АС - 120/19, Iдоп = 390 А. В нормальном режиме ImaxAB = 96 А, таким образом условие ImaxAB < Iдоп соблюдается.

Для III варианта:

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

кА.

Выбор сечений.

Участок 1 - 4. На данном участке применяем две параллельные линии. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке принимаем две линии с проводами АС - 240/39, Iдоп =610 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 336 А, таким образом условие ImaxAB < Iдоп соблюдается.

Участок 1 - 2. Существующую линию сечением АС - 240/39 проверяем по допустимому току . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB= 334 А, таким образом условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 8 - 4. Принимаем одну линию с проводом АС - 240/39, Iдоп = 610 А. В нормальном режиме ImaxAB = 249 А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 11 - 8. Принимаем одну линию с проводом АС - 70/11, Iдоп = 265 А. В нормальном режиме ImaxAB = 15 А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 - 2. Принимаем одну линию с проводами АС - 120/19, . В нормальном режиме ImaxAB = 159 А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 - 11. Принимаем одну линию с проводами АС - 70/11, . В нормальном режиме ImaxAB = 71 А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.



Рисунок 4.4 - Потокораспределение в кольце для варианта 3 при обрыве 1-2

Определим потокораспределение в схеме сети:

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

Участок 2 - 10. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток IмахAB = 175 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Участок 10 - 11. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток IмахAB = 262 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Участок 11 - 8. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток IмахAB = 350 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме не проходит, так как условие IмахAB < Iдоп не соблюдается, поэтому выбираем на данном участке провод АС -120/19. Данный провод проходит, так как в аварийном режиме проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Участок 8 - 4. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток IмахAB = 583 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Участок 4 - 1. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток IмахAB = 671 А. Следовательно, выбранная линия с проводами 2АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как имеется 2 линии условие IAB < Iдоп соблюдается.

Рисунок 4.4 - Потокораспределение в кольце для варианта 3 при обрыве 1-4

Определим потокораспределение в схеме сети:

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

электрическая сеть трансформатор подстанция

Участок 2 - 10. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток IмахAB = 496 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме не проходит, так как условие IмахAB < Iдоп не соблюдается. Выбираем следующий по величине сечения провод АС - 240/39, в аварийном режиме роходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Участок 10 - 11. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток IмахAB = 408 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме не проходит, так как условие IмахAB < Iдоп не соблюдается. Выбираем провод АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Участок 11 - 8. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток IмахAB = 321 А. Следовательно, выбранный провод АС - 120/19, в аварийном режиме проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Участок 8 - 4. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток IмахAB = 87 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Участок 2 - 1. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток IмахAB = 671 А. Следовательно, выбранная линия с проводами 2АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как имеется 2 линии условие IAB < Iдоп соблюдается.

Все полученные данные заносятся в таблицу 4.3.

Для IV варианта

кА;

кА;

кА;

кА.

кА;

Участок 4- 1. Принимаем две линии с проводами АС - 120/19, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 87. А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 8 - 1. Принимаем две линии с проводами АС - 240/39, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 321. А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 11 - 8. Принимаем две линии с проводами АС - 120/19, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 87. А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 2 - 1. Принимаем две линии с проводами АС - 240/39, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 262 А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 - 2. Принимаем две линии с проводами АС - 120/19, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 87. А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Все полученные данные заносятся в таблицу 4.4.

Для V варианта

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

Участок 4 - 1. На данном участке принимаем две линии с проводами АС - 240/39, Iдоп =610 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 319 А, таким образом условие ImaxAB < Iдоп соблюдается.

Участок 8 - 4. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке линию с проводом АС - 240/39, . В нормальном режиме IAB = 231 А, таким образом, условие IAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 - 8. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке линию с проводом АС - 70/11, . В нормальном режиме IAB = 1 А, таким образом, условие IAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 2 - 1. Принимаем две линии с проводами АС - 240/39, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 351 А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 10 - 2. Принимаем линию с проводами АС - 120/19, . В нормальном режиме IAB = 176 А, таким образом, условие IAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Участок 11 - 10. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке две линии с проводами АС - 120/19, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 87 А, таким образом, условие ImaxAB < Iдоп соблюдается и сечение проходит.

Проверим выбранные провода в аварийном режиме при обрыве 1 -2, 1-4.

Рисунок 4.6 - Потокораспределение в кольце для варианта 5 обрыв 1-2

Определим потокораспределение в схеме сети:

МВт;

;

МВт;

МВт;

МВт;

кА;

кА;

кА.

кА.

кА.

Участок 4 - 1. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток IмахAB = 671 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме так как имеется две линии провод проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Участок 8 - 4. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток IмахAB = 583 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Участок 10 - 8. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток IмахAB = 350 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме не проходит, так как условие IмахAB < Iдоп не соблюдается. Выбираем провод АС-120/19, в аварийном режиме проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Участок 10 - 2. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток IмахAB = 87 А. Следовательно, выбранный провод АС - 120/19, в аварийном режиме проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Рисунок 4.7 - Потокораспределение в кольце для варианта 5 обрыв 1-4

Определим потокораспределение в схеме сети:

;

;

;

;

;

кА;

кА;

кА;

кА;

Участок 1 - 2. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток IмахAB = 671 А. Следовательно, выбранная линия с проводами 2АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как имеется 2 линии и условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Участок 2 - 10. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток IмахAB = 496 А. Следовательно, выбранный провод АС - 120/19, в аварийном режиме не проходит, так как условие IмахAB < Iдоп не соблюдается. Выбираем АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Участок 10- 8. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток IмахAB = 321 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, в аварийном режиме не проходит, так как условие IмахAB < Iдоп не соблюдается, Поэтому выбираем провод АС-120/19. в аварийном режиме проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается,

Участок 8- 4. На данном участке при обрыве 1 - 4 ток IмахAB = 87 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие IмахAB < Iдоп соблюдается.

Все полученные данные заносятся в таблицу 4.5.

Таблица 4.1 - Выбор сечений проводников для 1 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
1-2	Существ.	350	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	350	610
2-10	проект.	175	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	175	390
10-11	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	390
1-4	проект.	321	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	321	610
4-8	проект.	233	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	233	610

Таблица 4.2 - Выбор сечений проводников для 2 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
1-2	сущест.	175	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	175	390
1-4	проект.	496	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	496	610
4-8	проект.	408	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	408	610
8-11	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	265
10-8	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	390

Таблица 4.3 - Выбор сечений проводников для 3 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
4-1	проект.	336	АС 240/39	2	обрыв 1-2	671	610
8-4	проект.	249	АС 240/39	1	обрыв 1-2	583	610
11-8	проект.	15	АС 120/19	1	обрыв 1-2	350	390
2-1	сущест.	339	АС 240/39	2	обрыв 1-4	671	610
10-2	проект.	175	АС 240/39	1	обрыв 1-4	496	610
11-10	проект.	71	АС 240/39	1	Обрыв 1-4	408	610

Таблица 4.4 - Выбор сечений проводников для 4 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
4-1	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	390
8-1	проект.	321	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	321	610
11-1	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	390
2-1	сущест.	262	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	262	610
10-2	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	390

Таблица 4.5 - Выбор сечений проводников для 5 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
4-1	проект.	319	АС 240/39	2	Обрыв 1-2	671	610
8-4	проект.	231	АС 240/39	1	Обрыв 1-2	583	610
10-8	проект.	1	АС 120/19	1	Обрыв 1-2	350	390
2-1	сущест.	351	АС 240/39	2	Обрыв 1-4	671	610
10-2	проект.	176	АС 240/39	1	Обрыв 1-4	496	610
11-10	проект.	87	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	87	390

5. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

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

Необходимо обеспечить энергией потребителей I и II категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае, оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей I и II категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории.

Условия выбора:

1) ;

2) ; (5.1)

3) .

После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:

.

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 2. Выбор трансформаторов в остальных вариантах производится аналогичным образом.

МВА;

МВА.

Выбираем марку трансформатора [3, таблица 1. 3] ТРДН-25000/110. При этом:

1) ;

2) ;

3) .

.

То есть в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов, второй будет перегружен на 33%.

Все данные о выбранных трансформаторах заносятся в таблицу 6.1.

Таблица 5.1 - Выбор понижающих трансформаторов

№ узла	Мощность нагрузки	S/1,4, МВ?А	Тип и число трансформаторов
	Р, МВт	S, МВт
2	30	33,33	23,33	2ТРДН-25000/110
4	15	16,66	11,9	2ТДН-16000/110
8	40	44,44	31,7	2ТРДН-40000/110
10	15	16,66	11,9	2ТДН-16000/110
11а	15	16,66	11,9	2ТДН-16000/110
11б	15	16,66	-	ТРДН-25000/110

6. Выбор схем подстанций на высоком и низком напряжениях

Согласно стандарту организации ОАО “ФСК ЕЭС” “Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ” схемы РУ ПС при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей и должны:

1. Обеспечивать коммутацию заданного числа высоковольтных линий, трансформаторов и автотрансформаторов и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития ПС;

2. Обеспечивать требуемую надежность работы РУ исходя из условий электроснабжения потребителей в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном режиме без ограничения мощности и в послеаварийном режиме при отключенных нескольких присоединениях с учетом допустимой нагрузки оставшегося в работе оборудования.

Таблица 6.1 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
1	4	2	Две рабочие и обходная системы шин	8
2	4	2	Шестиугольник	6
4	4	2	Шестиугольник	6
8	2	2	Четырехугольник	4
10	4	2	Шестиугольник	6
11а	2	2	Два блока с неавтом. перемычкой со стороны линий	2
11б	2	1	Заход-выход	2
Итого: 34

Таблица 6.2 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
1	4	2	Две рабочие и обходная системы шин	8
2	4	2	Четырехугольник	4
4	2	2	Шестиугольник	6
8	2	2	Шестиугольник	6
10	4	2	Четырехугольник	4
11	4	2	Четырехугольник	4
Итого: 30

Таблица 6.3 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
1	4	2	Две рабочие и обходная системы шин	8
4	4	2	Одна секционированная система шин с обходной	7
8	2	2	Мостик с выключателями в цепях линий и неавтом. перемычкой со стороны линий	3
11	2	2	Мостик с выключателями в цепях линий и неавтом. перемычкой со стороны линий	3
10	4	2	Мостик с выключателями в цепях линий и неавтом. перемычкой со стороны линий	3
2	2	2	Одна секционированная система шин с обходной	7
Итого: 31

Таблица 6.4 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
1	6	2	Две рабочие и обходная системы шин	10
4	3	2	Четырехугольник	6
8	2	2	Шестиугольник	4
11а	2	2	Два блока с неавтом. перемычкой со стороны линий	2
11б	2	1	Заход-выход	2
10	3	2	Четырехугольник	4
2	2	2	Шестиугольник	6
Итого: 34

Таблица 6.5 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
1	4	2	Две рабочие и обходная системы шин	8
4	5	2	Одна секционированная система шин с обходной	7
8	2	2	Мостик с выключателями в цепях линий и неавтом. перемычкой со стороны линий	3
10	2	2	Шестиугольник	6
2	5	2	Одна секционированная система шин с обходной	7
11а	2	2	Два блока с неавтом. перемычкой со стороны линий	2
11б	2	1	Заход-выход	2
Итого: 35

6.2 Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне НН

Выбор схем распределительных устройств на стороне низкого напряжения зависит от количества трансформаторов и их типа.

Выбор схем электрических соединений РУ производим согласно [5].

Таблица 6.6 - Схемы РУНН

№ узла	Тип применяемого трансформатора	Схема РУ
2	2ТРДН-25000/110	Две одиночные секционированные выключателями системы шин
4	2ТДН-16000/110	Одна одиночная секционированная выключателем система шин
8	2ТРДН-40000/110	Две одиночные секционированные выключателями системы шин
10	2ТРДН-16000/110	Одна одиночная секционированная выключателем система шин
11а	2ТДН-16000/110	Одна одиночная секционированная выключателем система шин
11б	ТРДН-25000/110	Одна одиночная секционированная выключателем система шин

7. Экономическое сопоставление вариантов сети и выбор двух наиболее экономичных

7.1 Общие положения

Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы. Подсчет приведенных затрат производится по формуле:

, руб./ год, (7.1)

где - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике );

- соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;

- соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций и - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;

У - математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.

Ежегодные издержки Ил и Ип определяются суммой отчислений от капитальных вложений:

; (7.2)

, (7.3)

где , - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [4, табл. 2. 1].

Издержки на возмещение потерь энергии определяются по формуле:

, (7.4)

где - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;

- суммарные потери холостого хода трансформаторов;

ф - число часов максимальных потерь в году:

; (7.5)

в0 - удельная стоимость потерь активной энергии.

В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:

, (7.6)

где б - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [3, рис.2.1];

- максимальная нагрузка потребителя;

- коэффициент вынужденного простоя;

- степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя, при частичном отключении),

, (7.7)

где m - число последовательно, включенных элементов сети;

- среднее время восстановления элемента i [4, таблица 2.31];

- параметр потока отказов элемента i [4, таблица 2.33].

На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приведенными затратами.

7.2 Экономическое сопоставление подвариантов а и б

Решение этого вопроса позволяет однозначно определить схему питания потребителей III категории в узле 11 для варианта 1.

Подвариант а предполагает присоединение узла 11 по двум линиям АС - 120 с установкой на подстанциях двух трансформаторов ТДН-16000/110, подвариант б предполагает присоединение узла 11 по одной линии АС - 120 с установкой на подстанциях одного трансформатора ТРДН-25000/110. Рассмотрим подварианты в узле 11.

1) Подвариант а. Капитальные вложения в линии:

,

где С - стоимость 1 км линии. Для АС - 120 [4, таблица 2.23] при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду (с учетом инфляции) = 1014 тыс.руб/км;

- длина линии; n - число параллельных линий.

Тогда:

тыс.руб.

Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и РУ высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТДН-16000/110 [4, таблица 2.7] составляет (с учетом инфляции) тыс.руб., стоимость ячейки выключателя 110 кВ: тыс.руб. [4, таблица 2.3], тогда:

тыс.руб.,

где число выключателей равно 0, так как схемы подвариантов а и б присоединения узла 11 не различаются;

тыс.руб.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [4, таблица 2.1] для линий составляют 2,8%, для подстанций 110 кВ - 9,4%, соответственно:

, .

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

;

Ом,

где - погонное сопротивление. Ом/км [4, таблица П.1 - 2];

Ом,

где - сопротивление трансформатора.Ом [6, таблица 1.30];

Ом;

МВт,

где , определяется из таблицы [6, таблица 1.30].

Потери мощности в максимальном режиме: ,

ток определен при выборе сечений, кА, тогда:

МВт.

Число часов максимальных потерь:

ч.

Принимаем удельную стоимость потерь электроэнергии 80 коп./кВт?ч, то есть тыс.руб./МВт?ч.

Издержки:

тыс.руб.

Таким образом, приведенные затраты в подварианте а присоединения узла 11 составляют:

тыс.руб.

2) Подвариант б. Капиталовложения в линии:

тыс.руб.,

тыс.руб.,

тыс.руб.

Ом,

Ом;

Ом;

Издержки на потери:

МВт,

МВт,

МВт;

тыс.руб.

Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания:

,

при его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2), при полном отключении , удельный ущерб тыс.руб./кВт = тыс.руб./МВт [4, рисунок 6.4, а], МВт.

Параметры потока отказов линии отказ/год на 100 км, трансформатора отказ/год [4, таблица 2.32]. Среднее время восстановления [4, таблица 2.33] для линии лет/отказ, трансформатора лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора и лет/отказ при его отсутствии,

тыс.руб.

Приведенные затраты для подварианта б:

тыс.руб.

Сопоставление приведенных затрат показывает, что подвариант с одной линией и одним трансформатором экономичнее на 5,6% (с учетом ущерба от перерыва электроснабжения). Выбираем подвариант а, т.к. он с наименьшими приведенными затратами, с более высокой надежностью электроснабжения и с более высокой оперативной гибкостью схемы, а также с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок.

Таким образом, при технико-экономическом сопоставлении двух подвариантов (а и б) рассматриваемого варианта 1 питание потребителей узла 11 осуществляется по двум линиям АС - 120 с установкой на подстанции двух трансформаторов ТДН-16000/110.

7.2 Экономическое сопоставление по всем сравниваемым вариантам

Следует учесть, что во всех вариантах в узлах стоят одинаковые трансформаторы и поэтому нужно учесть только разное число выключателей. Число выключателей, которые следует учесть при сопоставлении вариантов показано в табл. 7.1.

При определении приведенных затрат следует учесть, что линия 1-2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются.

Таблица 7.1 - Число ячеек выключателей по вариантам

Вариант	1	2	З	4	5
Число ячеек выключателей 110 кВ	34	32	31	34	35
Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении	3	1	0	3	4

Сопротивление участка 2-10:

Потери мощности в максимальном режиме:

Число часов максимальных потерь в году:

Издержки на компенсацию потерь энергии составляют:

тыс.руб.

Капитальные вложения в линии (C - стоимость 1 км линии [4,табл.2.22]; l -длина линии; n-число параллельных линий):

тыс.руб.

Определяется аналогичным образом для всех линий;

Полученные результаты заносим в таблицу, данные расчёты будут аналогичны для всех вариантов.

Капиталовложения на выключатели и суммарные капиталовложения:

тыс.руб.

тыс.руб.

Затраты по варианту I определяются как

тысруб.

Таблица 7.2 - Расчет экономических показателей для 1 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Длина,км	Сечение	R, Ом	, МВт	, тыс.руб	, тыс.руб.
1-4	проект.	321	25	2АС 240/39	1,5	0,463	1204	26320
4-8	проект.	233	40	2АС 240/39	2,4	0,39	1015	42112
1-2	сущест.	350	30	2АС 240/39	1,8	0,661	1718	-
2-10	Проект.	175	45	2АС 120/19	2,7	0,248	644	42588
10-11	проект.	87	25	2АС 120/19	2,1	0,047	123	33124
Всего	4706	144144
= 6300 тыс.руб.; = 150444 тыс.руб.
=36796 тыс.руб.

Таблица 7.3 - Расчет экономических показателей для 2 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Длина,км	Сечение	R, Ом	, МВт	, тыс.руб	, тыс.руб.
1-4	проект.	496	25	2АС 240/39	1,5	1,107	2875	26320
4-8	проект.	408	40	2АС 240/39	2,4	1,198	3113	42112
1-2	сущест.	175	30	2АС 240/39	1,8	0,165	429	-
8-11	Проект.	87	35	АС 70/11	2,1	0,047	123	33124
8-10	Проект.	87	25	2АС 120/19	1,5	0,034	88	23660
Всего	6630	125216
= 2100 тыс.руб.; = 127316 тыс.руб.
=33737 тыс.руб.

Таблица 7.4 - Расчет экономических показателей для 3 варианта

Ли-ния	Вид	Ток участка, А	Длина,км	Сечение	R, Ом	, МВт	, тыс.руб	, тыс.руб.
1-4	проект.	336	25	2АС 240/39	1,5	0,508	1319	26320
4-8	проект.	249	40	АС 240/39	4,8	0,892	2318	21056
1-2	сущест.	334	30	2АС 240/39	1,8	0,602	1564	-
8-11	проект.	15	35	АС 120/19	4,2	0,002	7,3	16562
10-11	проект.	71	35	АС 240/39	4,2	0,063	164,9	18424
2-10	проект.	159	45	АС 240/39	5,4	0,409	1063,3	23688
Всего	6439	106050
= 0тыс.руб.; = 106050тыс. руб.
=29134тыс.руб.

Таблица 7.5- Расчет экономических показателей для 4 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Длина,км	Сечение	R, Ом	, МВт	, тыс.руб	, тыс.руб.
1-4	проект.	87	25	2АС 120/19	1,5	0,034	88,46	23660
1-8	проект.	321	65	2АС 240/39	3,9	1,205	3131,87	68432
1-2	сущест.	262	30	2АС 240/39	1,8	0,37	962,8	-
8-11	проект.	87	35	2АС120/19	2,1	0,047	123,85	33124
10-2	проект.	87	45	2АС 120/19	2,7	0,061	159,24	42588
Всего	4465,73	167804
= 6300 тыс.руб.; = 174104 тыс.руб.
=41308тыс.руб.

Таблица 7.6- Расчет экономических показателей для 5 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Длина,км	Сечение	R, Ом	, МВт	, тыс.руб	, тыс.руб.
1-4	проект.	319	25	2АС 240/39	1,5	0,457	1189,41	26320
4-8	проект.	231	40	АС 240/39	4,8	0,768	1195,838	21056
1-2	сущест.	351	30	2АС 240/39	1,8	0,665	1728	-
10-8	проект.	1	25	АС 120/19	3	0,009	0,0233	17640
10-2	проект.	176	45	АС 240/39	5,4	0,501	1303	23688
11-10	проект.	87	35	2АС 120/19	2,1	0,047	123,85	33124
Всего	6340	150150
= 8400 тыс.руб.; = 130228 тыс.руб.
=33654тыс.руб.

Таблица 7.7 - Экономическое сопоставление вариантов развития сети

№ вар.	Кл	Кп	К?	ИДЭ	З	З, отн.ед.
	тыс.руб.
1	144144	6300	150444	4706	36485	1,25
2	125216	2100	127316	6630	33737	1,15
3	106050	0	106050	6439	29134	1
4	167804	6300	174104	4465	41308	1,41
5	150150	8400	130228	6340	33654	1,13

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является 3-й вариант распределительной сети, следующий по экономичности после него вариант 2. Именно эти варианты рекомендуются для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии.

8. Расчет установившихся режимов сети

Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений. Расчеты установившихся режимов могут выполняться вручную или с использованием ЭВМ. Расчет установившегося режима на ЭВМ может выполняться с использованием любой программы расчета режима.

Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:

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

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

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

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

8.1 Расчет установившихся режимов максимальных нагрузок варианта 2

а) Составление схемы замещения, определение ее параметров

Для расчета подготовлена схема замещения сети (рисунок 8.1.), параметры схемы замещения приведены в таблице 8.1 (по узлам схемы) и в таблице 8.2 (по ветвям схемы). В данном варианте (рисунок 8.1) схема сети имеет кольцевой участок, поэтому для расчета необходимо представить кольцо в виде сети с двухсторонним питанием, то есть разорвать кольцо в узле 2 и определить точку потокораздела кольцевого участка (узел 6).При подготовке схемы замещения учтены трансформаторы подстанций с номинальными коэффициентами трансформации, . Потери холостого хода указаны в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах (21, 51, 61, 81 и 91).

Рисунок 8.1.- Схема режима максимальных нагрузок варианта 2

Таблица 8.1 - Параметры узлов сети

№ узла	, кВ	Мощность нагрузки
		, МВт	, МВАр
1	110	-	-
2	110	0,054	0,35
4	110	0,038	0,224
8	110	0,072	0,52
10	110	0,038	0,224
11	110	0,038	0,224
21	110	30	14,53
41	110	15	7,26
81	110	40	19,2
101	110	15	7,26
111	110	15	7,26

Таблица 8.2 - Параметры ветвей сети (вариант 2)

№ узла	R, Ом	X, Ом	B, мкСм
нач.	кон.
1	4	1,5	5,06	140,5
4	8	2,4	8,1	224,8
1	2	1,8	6,08	168,6
8	11	2,1	7,77	89,25
8	10	1,5	5,34	66,5
4	41	2,19	43,35		0,091
2	21	1,27	27,95		0,091
8	81	0,7	17,35		0,091
10	101	2,19	43,35		0,091
11	111	2,19	43,35		0,091

,

где определяется из [5, таблица 1.9].

б) Определение емкостей линий, потерь в элементах сети и потоков мощности во всей сети

1) Емкости линий определяются:

;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр.

2) Расчет начальной мощности на участке 1-2:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

МВА;

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА.

3) Расчет начальной мощности на участке 8-11:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

МВА;

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА.

4) Расчет начальной мощности на участке 8-10:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

МВА;

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА.

5) Расчет начальной мощности на участке 4-8:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

МВА;

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА.

6) Расчет начальной мощности на участке 1-4:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

МВА;

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА.

в) Определение напряжений в узлах схемы

В сетях 110 кВ и ниже поперечной составляющей пренебрегают, поэтому будем использовать только продольную составляющую.

1) Напряжения на высокой стороне:

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

2) Напряжения на низкой стороне:

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ

кВ;

кВ

кВ;

кВ;

кВ;

г) Выбор средств регулирования напряжения

В соответствии с ГОСТом напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 0,95 до 1,05. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.

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

Таблица 8.3 - Выбор отпаек на трансформаторах

№ узла	21	41	81	101	111
Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ	9,954	9,96	9,408	9,437	9,285
Рациональная отпайка	-3	-3	-6	-6	-6
Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ	10,55	10,55	10,56	10,43	10,60

Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 21:

,

где цена одной отпайки равна 2,047 кВ. Тогда

;

;

Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке (X=-3):

кВ.

Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесены в таблицу 8.3.

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

8.2 Расчет установившихся режимов максимальных нагрузок варианта 3

а) Составление схемы замещения, определение ее параметров

Для расчета подготовлена схема замещения сети (рисунок 8.3), параметры схемы замещения приведены в таблице 8.1 (по узлам схемы) и в таблице 8.4 (по ветвям схемы).

В данном варианте (рисунок 8.3) схема сети кольцевая, поэтому для расчета необходимо представить кольцо в виде сети с двухсторонним питанием, то есть разорвать кольцо в узле 1 и определить точку потокораздела кольцевого участка (узел 6).

Потери холостого хода указаны в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах (21, 41, 81, 101 и 111).

Рисунок 8.3 - Схема режима максимальных нагрузок варианта 3

Таблица 8.4 - Параметры ветвей сети

№ узла	R, Ом	X, Ом	B, мкСм
нач.	кон.
1	2	1,8	6,075	168,6
1	4	1,5	12,15	140,5
4	8	4,8	3,203	112,4
8	11	4,2	11,34	93,1
11	10	4,2	12,15	98,35
10	2	5,4	20,25	126,45
2	2'	2,19	27,95		0,091
4	4'	1,27	27,95		0,091
8	8'	0,7	17,35		0,091
10	10'	1,27	27,95		0,091
11	11'	1,27	27,95		0,091

б) Расчет кольца 1 - 4 - 8 - 11 - 10 - 2 - 1:

1) Емкости линий определяются:

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр.

2) Найдем эквивалентные нагрузки в узлах:

МВт;

МВАр;

МВА;

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

МВА;

3) Расчет мощности на участках 1' - 2, 1” - 4:

МВА;

Аналогично получаем:

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

Рисунок 8.4 - Потокораспределение в кольце 1-2-10-11-8-4-1 без учета потерь

4) Расчет начальной мощности на участке 10-11:

МВт;

МВАр;

МВА.

5) Расчет начальной мощности на участке 2-10:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

8) Расчет начальной мощности на участке 1-2:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

6) Расчет начальной мощности на участке 8-11:

МВт;

МВАр;

МВА;

7) Расчет начальной мощности на участке 4-8:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

8) Расчет начальной мощности на участке 1-4:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

в) Определение напряжений в узлах схемы

В сетях 110 кВ и ниже поперечной составляющей пренебрегают, поэтому будем использовать только продольную составляющую.

1) Напряжения на высокой стороне:

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;кВ;

2) Напряжения на низкой стороне:

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ

кВ;

кВ;

кВ;

кВ

кВ;

г) Выбор средств регулирования напряжения

В соответствии с ГОСТом напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 0,95 до 1,05. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.

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

Таблица 8.5 - Выбор отпаек на трансформаторах

№ узла	21	101	111	81	41
Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ	9,833	9,573	9,439	9,436	9,96
Рациональная отпайка	-3	-5	-6	-6	-3
Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ	10,422	10,543	10,604	10,6	10,557

Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 21:

;

где цена одной отпайки равна 2,047 кВ. Тогда

;

;

Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке (X=-3):

кВ.

Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесены в таблицу 8.5.

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

8.3 Расчет установившихся послеаварийных режимов для варианта 3 при отключении источника 1 11

Рисунок 8.5 - Потокораспределение без учета потерь при отключении источника 1 11

1) Расчет начальной мощности на участке 8-4:

МВт;

МВАр;

МВА;

2) Расчет начальной мощности на участке 8-11:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

3) Расчет начальной мощности на участке 11-10:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

4) Расчет начальной мощности на участке 2-10:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

5) Расчет начальной мощности на участке 1-2:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА.

Напряжения на высокой стороне:

кВ, кВ;

кВ, кВ;

кВ, кВ;

кВ, кВ;

кВ, кВ;

Напряжения на низкой стороне:

кВ, кВ;

кВ, кВ;

кВ, кВ;

кВ, кВ;

кВ, кВ;

Таким образом, при отключении 1-4 требования ГОСТа будут соблюдены для 2, 10 узла, а для узлов 41, 81, 111 нужно выбрать КУ (т.к. отпайку более чем -9 осуществить невозможно):

Узел 21:

;

;

Напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке (X=-3):

кВ.

№ узла	21	101	111	81	41
Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ	9,657	8,707	7,943	7,217	7,067
Рациональная отпайка	-4	-9	-13	-17	-18
Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ	10,422	10,543	-	-	-

Отпаек для 41, 81, 111 не существует, следовательно, с помощью РПН при данном режиме невозможно обеспечить требуемое качество электроэнергии.

8.4 Расчет установившихся послеаварийных режимов для варианта 3 при отключении источника 1 1

Рисунок 8.5 - Потокораспределение без учета потерь при отключении источника 1 1

Расчет начальной мощности на участке 2-10:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

2) Расчет начальной мощности на участке 10-11:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

3) Расчет начальной мощности на участке 11-8:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

Расчет начальной мощности на участке 8-4:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА;

5) Расчет начальной мощности на участке 1-4:

МВА;

МВт;

МВАр;

МВА.

Напряжения на высокой стороне:

кВ, кВ;

кВ, кВ;

кВ, кВ;

кВ, кВ;

кВ, кВ;

Напряжения на низкой стороне:

кВ, кВ;

кВ, кВ;

кВ, кВ;

кВ, кВ;

кВ, кВ;

Таким образом, при отключении 1-2 требования ГОСТа будут соблюдены для 4 узла, а для узлов 81, 111, 101, 21: для них нужно выбрать КУ (т.к. отпайку более чем -9 осуществить невозможно):

№ узла	21	101	111	81	41
Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ	5,62	6,17	6,91	7,84	9,49
Рациональная отпайка	-26	-23	-19	-14	-5
Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ	-	-	-	-	10,4

Список литературы

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

2. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» / Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т.; Сост. Т. Ю. Волкова, Т.А. Ишмеев. - Уфа, 2005. - 42 с.В. П. Шеховцов «Расчет и проектирование схем электроснабжения» - М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2003.

3. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 2003.

4. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» / Уфимск. авиац. техн. ун-т.; Сост. Т. Ю.Волкова, Г.М. Юлукова.Справочные материалы по курсовому и дипломному проектированию.

5. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007-29.240.30.010-2008. «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения» от 2007-12-20.