Электрические системы и сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Предварительный расчет электрической сети

1.1 Краткая характеристика района и его потребителей

Сеть проектируется для г. Астана.

Охарактеризовать район проектирования.

Проектируемый район относится к Югу.

В соответствии с ПУЭ по гололедообразованию г. Астана относится к 2-му району, где нормативная толщина стенки гололеда составляет 20 мм. Средняя продолжительность гроз в проектируемом районе составляет от 40 до 60 часов в год. По ветровому давлению г. Астана относится к 3-му району, где нормативная скорость ветра составляет 36 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 (И_экв) в г. Астане составляет:

зимняя: - 5,9 єС;

летняя: 16,0 єС;

годовая: 9,2 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

Пункты сети	Расстояния по воздушной прямой и протяженность трасс между пунктами сети.
	ППС	Пункт 1	Пункт 2	Пункт 3	Пункт 4	Пункт 5
ППС		56	48,8	31,2	25,6	19,2
Пункт 1	70,56		7,2	24,8	32,8	43,2
Пункт 2	61,45	9,07		17,6	25,6	36
Пункт 3	39,31	31,25	22,18		12	19,2
Пункт 4	32,26	41,33	32,26	15,12		20,8
Пункт 5	24,19	54,43	45,36	24,19	26,21

1.2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности

На рисунке 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 №5

Условно принимаем число «зимних» суток равным 213 и число «летних» суток - 152. Ранжируем (нумеруем) ступени графиков зимнего и летнего, начиная с максимального значения. Получаем шесть рангов - шесть по величине мощности ступеней (числами на рисунке 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 таблицу 1.2.

Таблица 1.2

Построение годового графика нагрузки по продолжительности

№ ступени	, o. e.	, ч	, ч	, ч	, ч		, ч
1	1	6	0	1278	0	1278	1278
2	0,8	2	0	426	0	426	340,8
3	0,7	8	16	1704	2432	4136	2895,2
4	0,5	2	0	426	0	426	213
5	0,4	6	0	1278	0	1278	511,2
6	0,3	0	8	0	1216	1216	364,8
Итого	24	24	5112	3648	8760	5238,2

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 таблицы 1.2.

Находим число часов использования максимума нагрузки: = 5238,2 ч.

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

1.3 Баланс активной и реактивной мощностей

Определить нагрузки подстанций при следующих исходных данных:

Таблица 1.3

Исходные расчетные данные

№ подстанции	1	2	3	4	5
, МВт	9	13	8	14	17
	0,85	0,90	0,92	0,85	0,92

Для первой нагрузки по = 0,85 определяем = 0,62.

Реактивная и полная нагрузка первого потребителя:

, получаем = 0,629 = 5,58 Мвар; (1.7)

, получаем = 10,56 МВА. (1.8)

Расчет для остальных нагрузок сводим в таблицу 1.4.

Таблица 1.4

Определение заданных нагрузок

№ ПС	, МВт			, Мвар	, МВА
1	9	0,85	0.62	5,58	10,59
2	13	0,90	0.48	6,29	14,44
3	8	0,92	0.43	3,41	8,70
4	14	0,85	0.62	8,68	16,47
5	17	0,92	0.43	7,24	18,48
Итого	61	-	-	31,2	68,68

Рассчитать баланс активной и реактивной мощностей при исходных данных, представленных в таблице 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 , 0.31 = 0.31.

Расчеты для остальных подстанций сводим в таблицу 1.5.

Таблица 1.5

Расчетные нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности

№ ПС	, МВт	, Мвар	, Мвар	, Мвар	, МВА
1	9	5.58	2.79	2,79	9,42	0.31
2	13	6.29	2.21	4,08	13,62	0.31
3	8	3.41	0.96	2,45	8,37	0.31
4	14	8.68	4.34	4,34	14,66	0.31
5	17	7.24	2.04	5,2	17,78	0.31
Итого	61	31.2	12.44	23,37	63.85	-

Дополнительной проверкой правильности выполненных расчетов является равенство: , т.е. значение «Итого» по столбцу 4 таблицы 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 более 20 мм целесообразно применение сталеалюминевых проводов усиленной конструкции (АСУ).

Предварительно выбираем марку провода АС с номинальным сечением 120-400 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 - питающей подстанции (ППС), задано на рисунке 1.2. Категории потребителей представлены в таблице 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	30/20/50	0/0/100	50/20/30	70/20/10

Рисунок 1.2 План - схема расположения подстанций потребителей

Варианты сетей электроснабжения показаны на рисунке 1.3.

а)

б)

в)



г)

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

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 таблицы 1.5.

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

Таблица 1.7

Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0-1	0-2	0-3	0-4	0-5
	9	13	8	14	17
	2,79	4,03	2,48	4,34	5,27
	9,42	13,61	8,376	14,66	17,79

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

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 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 таблицу 1.8.

Таблица 1.8

Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0 - 4	4 - 2	2 - 1	1 - 3	3 - 5
	61	47	38	25	17
	18,91	14,57	11,78	7,75	5,27
	63,86	49,21	39,78	26,17	17,8

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

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 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 таблицу 1.9.

Таблица 1.9

Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0 - 2	0 - 3	0 - 4	2 - 1	3 - 5
	50	32	16	18	12
	6,82	7,75	4,34	2,79	5,27
	23,03	26,17	14,66	9,42	17,8

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

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 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: шесть уравнений - по 1-му закону и одно уравнение - по 2-му закону для контура:

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 таблицу 1.10.

Таблица 1.10

Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0 - 4	4 - 2	2 - 1	1 - 3	3 - 5	0 - 5
	12,64	10,34	14,36	23,36	31,36	48,36
	2,73	0,6	4,14	6,59	10,93	16,13
	12,93	10,36	14,94	24,27	33,21	50,97

1.7 Выбор номинального напряжения сети

Длины трасс участков сети, представленной на рисунке 1.4, заданы в таблице 1.11. 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 таблицу 1.11.

Таблица 1.11

Выбор номинального напряжения

Участок	0 - 1	0 - 2	0 - 3	0 - 4	0 - 5
	70,56	61,45	39,31	32,26	24,19
	9	13	8	14	17
	59,25	70,63	55,45	71,78	77,21

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 рисунке 1.5, заданы в таблице 1.12. Выбрать номинальное напряжение сети.

Определим ориентировочное напряжение для участка 3-5 по формуле Илларионова Г.А.

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

Таблица 1.12

Выбор номинального напряжения

Участок	0 - 4	4 - 2	1 - 3	2 - 1	3 - 5
	32,26	32,26	31,25	9,07	24,19
	61	47	25	38	17
	103,06	102,66	92,85	90,94	77,21

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 рисунке 1.6, заданы в таблице 1.13. Выбрать номинальное напряжение сети.

Определим ориентировочное напряжение для участка 3-5 по формуле Илларионова Г.А.

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

Таблица 1.13

Выбор номинального напряжения

Участок	0 - 4	0 - 3	0 - 2	2 - 1	3 - 5
	32,26	39,31	61,45	9,07	24,19
	14	25	22	9	17
	71,78	94,19	90,62	54,81	77,21

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 рисунке 1.7, заданы в таблице 1.14. Выбрать номинальное напряжение сети.

По формуле Илларионова Г.А.

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

Таблица 1.14

Выбор номинального напряжения

Участок	0 - 4	2 - 1	1 - 3	4 - 2	3 - 5	5 - 0
	32,26	9,07	39,31	61,45	24,19	24,19
	12,64	14,36	23,36	1,36	31,36	48,36
	68,47	66,05	91,39	23,27	99,81	68,47

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 рисунке 1.4 с исходными данными из таблицы 1.11.

Определяем рабочие токи участков сети.

Для участка 0-5:

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

Для участка 0-5:

Для участка 0-5 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение .

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

Таблица 1.15

Расчет сечений для = 110 кВ

Участок	0 - 1	0 - 2	0 - 3	0 - 4	0 - 5
n	1	2	1	2	2
	49,5	35,76	44,01	38,52	46,74
	45,01	32,51	40,01	35,02	42,49
	70	70	70	70	70

Проведем проверку выбранных проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима.

Для участка 0-5:

Сечение на участке 0-5 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.16.

Таблица 1.16

Проверка сечений по допустимому току ( = 110 кВ)

Участок
0 - 1	70	265	49,51	70
0 - 2	70	265	71,52	70
0 - 3	70	265	44,01	70
0 - 4	70	265	77,04	70
0 - 5	70	265	93.48	70

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

В колонку 5 таблицы 1.16 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 рисунке 1.5 с исходными данными из таблицы 1.12.

Определяем рабочие токи участков сети.

Для участка 3-5:



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

Для участка 3-5:

Для участка 3-5 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение .

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

Таблица 1.17

Расчет сечений для = 110 кВ

Участок	0 - 4	4 - 2	1 - 3	2 - 1	3 - 5
n	2	2	2	2	2
	168,76	130,05	69,16	105,13	47,04
	153,42	118,23	62,88	95,57	42,76
	185	150	70	120	70

Проведем проверку выбранных проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима.

Для участка 3-5:

Сечение на участке 3-5 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

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

Таблица 1.18

Проверка сечений по допустимому току ( = 110 кВ)

Участок
0 - 4	185	520	337.53	185
4 - 2	150	450	260.10	150
1 - 3	70	265	138.32	70
2 - 1	120	375	210.25	120
3 - 5	70	265	94.08	70

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

В колонку 5 таблицы 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 рисунке 1.6 с исходными данными из таблицы 1.13.

Определяем рабочие токи участков сети.

Для участка 3-5:

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

Для участка 3-5:

Для участка 3-5 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение .

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

Таблица 1.19

Расчет сечений для = 110 кВ

Участок	0 - 2	0 - 3	0 - 4	2 - 1	3 - 5
n	2	2	2	1	2
	60,51	68,76	38,52	49,51	46,77
	55,01	62,51	35,02	45,01	42,52
	70	70	70	70	70

Проведем проверку выбранных проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима.

Для участка 3-5:

Сечение на участке 3-5 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

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

Таблица 1.20

Проверка сечений по допустимому току ( = 110 кВ)

Участок
0 - 2	70	265	121.02	70
0 - 3	70	265	137.52	70
0 - 4	70	265	77.04	70
2 - 1	70	265	49.51	70
3 - 5	70	265	93.54	70

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

Выбрать сечения проводов сети, приведенной на рисунке 1.7 с исходными данными из таблицы 1.14.

Определяем рабочие токи участков сети.

Для участка 0-3:

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

Для участка 0-3:

Для участка 0-3 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение

.

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

Таблица 1.21

Расчет сечений для = 110 кВ

Участок	0 - 4	4 - 2	2 - 1	1 - 3	3 - 5	0 - 5
n	1	1	1	1	1	1
	67,95	54,44	78,51	127,54	174,51	241,57
	61,77	49,49	71,37	115,94	158,65	219,61
	70	70	95	120	185	240

Проведем проверку выбранных проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов для замкнутой сети рассматриваются режимы с поочередным отключением головных участков: 0-4 и 0-5.

Отключение участка 0-4:

Сечение на участке 0-3 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети, а также для режима при отключении участка 0-3. На каждом участке за аварийный ток принимается максимальный. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.22.

Таблица 1.22

Проверка сечений по допустимому току ( = 110 кВ)

Участок
0 - 4	70	265	67,94	70
4 - 2	70	265	54,44	70
2 - 1	95	330	78,51	95
1 - 3	120	390	127,54	120
3 - 5	185	520	174,52	185
0 - 5	240	605	241,57	240

В колонку 5 таблицы 1.22 заносится окончательно принимаемое сечение с учетом проверки по допустимому току.

1.9 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах

Провести проверку сети, приведенной на рисунке 1.4, с исходными расчетными данными из таблицы 1.11 по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 110 кВ сводим в таблицу 1.23.

Таблица 1.23

Параметры схемы замещения ( = 110 кВ)

Участок	Провод	n				км	Ом	Ом	мкСм
0 - 1	АСО-50	1	0,420	0,420	2,73	70,56	29,63	29,63	192,62
0 - 2	АСО-50	2	0,420	0,420	2,73	61,45	25,80	25,80	167,75
0 - 3	АСО-50	1	0,420	0,420	2,73	39,31	16,51	16,51	107,31
0 - 4	АСО-50	2	0,420	0,420	2,73	32,26	13,54	13,54	88,06
0 - 5	АСО-50	2	0,420	0,420	2,73	24,19	10,15	10,15	66,03

Потеря напряжения в процентах от номинального на участках сети в нормальном режиме для участка 0-5:

Потери напряжения на остальных участках определяем аналогично. Результаты сводим в таблицу 1.24.

Таблица 1.24

Потери напряжения - нормальный режим 110 кВ

Участок
0 - 1	9	2,79	29,63	29,63	0,03	2,89
0 - 2	13	4,03	25,80	25,80	0,04	3,63
0 - 3	8	2,48	16,51	16,51	0,01	1,43
0 - 4	14	4,34	13,54	13,54	0,02	2,05
0 - 5	17	5,27	10,15	10,15	0,02	1,87

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 таблицу 1.25.



Таблица 1.25

Потери напряжения - послеаварийный режим 110 кВ

Участок
0 - 1	9	2,79	29,63	29,63	0,03	2,89
0 - 2	13	4,03	51,6	51,6	0,07	7,26
0 - 3	8	2,48	16,51	16,51	0,01	1,43
0 - 4	14	4,34	27,08	27,08	0,04	4,10
0 - 5	17	5,27	20,3	20,3	0,04	3,74

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.

Пункты 1, 2, 3, 4 и 5, как это видно из таблицы 1.24 и таблицы 1.25, удовлетворяют условию проверки по допустимой потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Провести проверку сети, приведенной на рисунке 1.5, с исходными расчетными данными из таблицы 1.12 по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

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

Таблица 1.26

Параметры схемы замещения ( = 110 кВ)

Участок	Провод	n				км	Ом	Ом	мкСм
0 - 4	АСО-185	2	0,156	0,409	2,82	32,26	5,03	13,19	90,97
4 - 2	АСО-150	2	0,195	0,416	2,74	41,33	8,6	17,19	113,25
2 - 1	АСО-70	2	0,420	0,440	2,58	9,07	3,81	3,99	23,40
1 - 3	АСО-120	2	0,249	0,423	2,69	31,25	7,78	13,22	84,06
3 - 5	АСО-70	2	0,420	0,440	2,58	24,19	10,16	10,64	62,41

Потеря напряжения в процентах от номинального на участках сети в нормальном режиме для участка 3-5:

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

Таблица 1.27

Потери напряжения - нормальный режим 110 кВ

Участок
0 - 4	61	18,91	5,03	13,19	0,05	4,6
4 - 2	47	14,57	8,6	17,19	0,05	5,41
2 - 1	38	11,78	3,81	3,99	0,02	1,58
1 - 3	25	7,75	7,78	13,22	0,02	2,45
3 - 5	17	5,27	10,16	10,64	0,02	1,89

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 таблицу 1.28.

Таблица 1.28

Потери напряжения - послеаварийный режим 110 кВ

Участок
0 - 4	61	18,91	10,06	26,38	0,09	9,19
4 - 2	47	14,57	17,2	34,38	0,11	10,82
2 - 1	38	11,78	7,62	7,98	0,03	3,17
1 - 3	25	7,75	15,56	26,44	0,05	4,91
3 - 5	17	5,27	20,32	21,28	0,04	3,78

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 больше допустимой потери напряжения.

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном режиме, но не удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме при напряжении 110 кВ, поэтому этот вариант следует исключить из дальнейшего рассмотрения.

Провести проверку сети, приведенной на рисунке 1.6, с исходными расчетными данными из таблицы 1.13 по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 110 кВ сводим в таблицу 1.29.

Таблица 1.29

Параметры схемы замещения ( = 110 кВ)

Участок	Провод	n				км	Ом	Ом	мкСм
0 - 2	АСО-70	2	0,420	0,440	2,58	61,45	25,81	27,04	158,54
0 - 3	АСО-70	2	0,420	0,440	2,58	39,31	16,51	17,3	101,42
0 - 4	АСО-70	2	0,420	0,440	2,58	32,26	13,55	14,19	83,23
2 - 1	АСО-70	1	0,420	0,440	2,58	9,07	3,81	3,99	23,40
3 - 5	АСО-70	2	0,420	0,440	2,58	24,19	10,16	10,64	62,41

Потеря напряжения в процентах от номинального на участках сети в нормальном режиме для участка 3-5:

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

Таблица 1.30

Потери напряжения - нормальный режим 110 кВ

Участок
0 - 2	22	6,82	25,81	27,04	0,06	6,22
0 - 3	25	7,75	16,51	17,3	0,05	4,52
0 - 4	14	4,34	13,55	14,19	0,02	2,08
2 - 1	9	2,79	3,81	3,99	0,004	0,38
3 - 5	17	5,27	10,16	10,64	0,02	1,89

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 таблицу 1.31.

Таблица 1.31

Потери напряжения - послеаварийный режим 110 кВ

Участок
0 - 2	22	6,82	51,618	54,076	0,12	12,43
0 - 3	25	7,75	33,0204	34,5928	0,09	9,04
0 - 4	14	4,34	27,0984	28,3888	0,04	4,15
2 - 1	9	2,79	7,6188	7,9816	0,01	0,75
3 - 5	17	5,27	20,3196	21,2872	0,04	3,78

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, 4 и 5.

Пункт 4, как это видно из таблицы 1.30 и таблицы 1.31, удовлетворяет условию проверки по допустимой потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

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 2:

что меньше допустимой потери напряжения.

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

Провести проверку сети, приведенной на рисунке 1.7, с исходными расчетными данными из таблицы 1.14 по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 110 кВ сводим в таблицу 1.32.

Таблица 1.32

Параметры схемы замещения ( = 110 кВ)

Участок	Провод	n				км	Ом	Ом	мкСм
0 - 4	АСО-70	1	0,420	0,440	2,58	32,26	13,55	14,19	83,23
4 - 2	АСО-70	1	0,420	0,440	2,58	32,26	13,55	14,19	83,23
2 - 1	АСО-95	1	0,314	0,429	2,65	9,07	2,85	3,89	24,04
1 - 3	АСО-120	1	0,249	0,423	2,69	31,25	7,78	13,22	84,06
3 - 5	АСО-185	1	0,156	0,409	2,82	24,19	3,77	9,89	68,22
0 - 5	АСО-240	1	0,120	0,401	2,85	24,19	2,90	9,70	68,94

Потеря напряжения в процентах от номинального на участках сети в нормальном режиме для участка 0-3:

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

Таблица 1.33

Потери напряжения - нормальный режим 110 кВ

Участок
0 - 4	12,64	2,73	13,55	14,19	0,02	1,74
4 - 2	10,34	0,6	13,55	14,19	0,01	1,23
2 - 1	14,36	4,14	2,85	3,89	0,005	0,47
1 - 3	23,36	6,59	7,78	13,22	0,02	2,22
3 - 5	31,36	10,93	3,77	9,89	0,02	1,87
0 - 5	48,36	16,13	2,90	9,70	0,02	1,74

Наиболее тяжелый аварийный режим: отключение участка 0 - 4.

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

Таблица 1.34

Потери напряжения - послеаварийный режим 110 кВ

Участок
4 - 2	16	4,03	2,61	8,71	0,7	0,64
2 - 1	48	12,1	6,21	8,49	3,65	3,31
1 - 3	66	16,63	6,35	10,79	5,44	4,95
3 - 5	78	19,66	3,12	6,66	3,4	3,09
0 - 5	98	24,7	4,22	14,09	6,92	6,29

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 1 (по стороне 0-4-2-1):

что меньше допустимой потери напряжения.

Проверяем по потере напряжения точку 1 (по стороне 0-5-3-1):

что меньше допустимой потери напряжения.

Проверяем сеть в послеаварийном режиме:

Проверяем по потере напряжения точку 4:

что меньше допустимой потери напряжения.

1.10 Формирование схем электрических соединений вариантов сети

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

В качестве схемы электрических соединений на низкой стороне центра питания районной энергетической системы - питающей подстанции (ППС) применяем двойную систему шин.

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

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

В качестве схемы электрических соединений на низкой стороне центра питания районной энергетической системы - питающей подстанции (ППС) применяем двойную систему шин.

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

Сформировать схему электрических соединений для замкнутого варианта сети электроснабжения района, структурная схема которого приведена на рисунке 1.3(г).

В качестве схемы электрических соединений на низкой стороне центра питания районной энергетической системы - питающей подстанции (ППС) применяем двойную систему шин.

Для ПС №2, ПС №4 и ПС №5 выбираем схему мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий; для ПС №1, ПС №3 - схему заход-выход.

Электрическая схема радиального варианта:



Электрическая схема радиально - магистрального варианта

Электрическая схема замкнутого варианта



1.11 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов

Выбрать число и мощность трансформаторов для схем электроснабжения района, представленных на рисунке 1.4, рисунке 1.5, рисунке 1.6 и рисунке 1.7, с исходными данными таблицы 1.6 и суточными графиками нагрузок по рисунку 1.1.

Таблица 1.35

Выбор числа трансформаторов на подстанциях

№ подстанции	1	2	3	4	5
Категория потребителей	0/0/100	30/20/50	0/0/100	50/20/30	70/20/10
Количество трансформаторов,	1	2	1	2	2



Рисунок 1.8 Суточные графики нагрузок и граница раздела пиковой мощности

Для двухтрансформаторной подстанции коэффициент загрузки трансформатора принимаем .

Выберем мощности трансформаторов на подстанциях. Для графика нагрузки района (рис. 1.8):

Принимаем за номинальную мощность трансформаторов ближайшую большую стандартную. Параметры трансформаторов приведены в табл. П.1.10 - П.1.14 приложения 1.

Принимаем к установке на ПС №1 один трансформатор мощностью 16 МВА, тип трансформатора ТДН-16000/110.

Расчеты по всем подстанциям сводим в таблицу 1.36.

Таблица 1.36

Выбор мощности трансформаторов 110 кВ

№ п/с					Тип трансформатора
1	9,42	1	6,73	16	ТДН-16000/110
2	13,62	2	9,73	10	ТДН-10000/110
3	8,37	1	5,98	10	ТДН-10000/110
4	14,66	2	10,47	10	ТДН-10000/110
5	17,78	2	12,7	25	ТРДН-25000/110



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 расчеты. 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 ППС, 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.

Для приведения всех составляющих затрат в цены на момент проектирования необходимо все величины рублевых затрат умножить на коэффициент приведения, значение которого можно принять равным кратности увеличения тарифа на электроэнергию по сравнению с прейскурантом 2000 года -

где - одноставочный тариф на электроэнергию на момент проектирования;

- одноставочный тариф на электроэнергию по прейскуранту 2000 года.



Таблица 2.1

Капитальные вложения

Варианты сети							, тыс. руб.
радиальная	298921	20900	116800	45000	53 750	535371	834292
радиально-магистральная	268013	20900	102200	45000	53 750	489863	757876
замкнутая	145559	20900	124100	45000	53 750	389309	534868

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:

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	809785	1803420	2613206	8832635	16142	50325	8912289
радиально-магистральная	815447	1803420	2618867	8851770	14473	46047	8879102
замкнутая	809248	1803420	2612668	8830819	7860	36595	8895274

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	757876	8912289	0	9003234
радиально-магистральная	834292	8859102	0	8939217
замкнутая	534868	8875274	0	8989458

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 оказались 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 электроэнергии, 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.

электрический сеть нагрузка мощность

3.1 Формирование схемы замещения сети

Сформировать схему замещения для варианта сети на рисунке 1.3(а).

Схема замещения радиального варианта приведена в приложении.

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 110 кВ (рисунок 1.3(в)) и сформировать расчетную схему замещения сети.

Нормальный режим максимальных нагрузок

Расчетная нагрузка первой подстанции:



Потери реактивной мощности в меди трансформаторов 1-ой подстанции:

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

Зарядные мощности линий (участка i-j) в нормальном режиме

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.

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

Таблица 3.1

Зарядные мощности линий сети

Участок	Число цепей		Норм. режим	Послеав. режим
0 - 2	2	192,62	1,92	0,96
0 - 3	2	167,75	1,23	0,61
0 - 4	2	107,31	1,01	0,50
2 - 1	1	88,06	0,28	0,53
3 - 5	2	66,03	0,76	0,38
Итого	5,2	-

Таким образом, суммарная зарядная мощность ЛЭП в сети составляет

Половина суммы зарядных мощностей линий, соединенных с первой подстанцией:

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



Таблица 3.2

Расчетные нагрузки (нормальный режим максимальных нагрузок)

№ ПС
1	22	6,82	1,92	0,03	0,03	0,112	0,58	22,15	1,15	22,18
2	25	7,75	1,23	0,06	0,03	0,224	1,22	25,09	3,49	25,33
3	14	4,34	1,01	0,04	0,04	0,07	0,74	14,02	1,96	14,16
4	9	2,79	0,28	0,01	0,06	0,14	2,26	9,02	5,67	10,65
5	17	5,27	0,76	0,06	0,03	0,35	1,33	17,08	6,08	18,13
Итого	-	-	-	0,2	0,19	0,896	6,13	-	-	-
Всего	-	-	-	0,39	7,026	-	-	-

В таблице 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 (рисунок 1.1) составляет 0,2. Поэтому в этом режиме:

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

Таблица 3.3

Расчетные нагрузки (нормальный режим минимальных нагрузок)

№ ПС
1	4,4	1,36	0,655	0,03	0,001	0,112	0,023	1,83	0,038	1,83
2	5	1,55	0,52	0,06	0,001	0,224	0,049	2,66	0,569	2,72
3	2,8	0,87	0,925	0,04	0,002	0,07	0,029	1,64	-0,336	1,67
4	1,8	0,56	1,01	0,01	0,003	0,14	0,09	2,81	0,088	2,81
5	3,4	1,05	0,83	0,06	0,001	0,35	0,053	3,46	0,613	3,51

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 таблицы 3.1.

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

Таблица 3.4

Расчетные нагрузки (послеаварийный режим)

№ ПС
1	22	6,82	0,96	0,03	0,03	0,112	0,58	22,06	5,182	22,66
2	25	7,75	0,61	0,06	0,03	0,224	1,22	25,09	8,184	26,39
3	14	4,34	0,50	0,04	0,04	0,07	0,74	14,08	3,85	14,6
4	9	2,79	0,53	0,01	0,06	0,14	2,26	9,07	4,66	10,2
5	17	5,27	0,38	0,06	0,03	0,35	1,33	17,09	6,55	18,3

3.3 Электрический расчет режимов сети

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

Расчетная схема сети для рассматриваемого варианта приведена на рисунке 3.1.



Рисунок 3.1 Расчетная схема замещения сети

Расчет режима участка сети 0-4:

Нормальный режим максимальных нагрузок

1-й этап

Принимаем

Мощность в конце участка 0 - 4:

Потери мощности на участке 0 - 4:

Мощность в начале участка 0 - 4:

2-ой этап

Определяем напряжение в узле 4 через продольную и поперечную составляющие падения напряжения:

где и - продольная и поперечная составляющие падения напряжения на участке 0-4:

По заданию .

Модуль напряжения в узле 4:

В сетях напряжением 150 кВ и ниже поперечной составляющей падения напряжения можно пренебречь. Если в рассматриваемом примере учесть только продольную составляющую падения напряжения, то модуль напряжения в 4-ом узле будет:

Как видно, решения совпадают. Поэтому в дальнейших расчетах поперечной составляющей падения напряжения пренебрегаем.

Уточняем потери мощности:

Нормальный режим минимальных нагрузок

1-й этап

Принимаем

Мощность в конце участка 0 - 4:

Потери мощности на участке 0 - 4:

Мощность в начале участка 0 - 4:

2-ой этап

Определяем напряжение в узле 4:

По заданию .

Уточняем потери мощности:

Послеаварийный режим

1-й этап

Принимаем

Мощность в конце участка 0 - 4:

Потери мощности на участке 0 - 4:

Мощность в начале участка 0 - 4:

2-ой этап

Определяем напряжение в узле 4:

По заданию .

Уточняем потери мощности:

Расчет для остальных участков радиального варианта сети выполняем аналогично. Результаты вычислений приведены в таблицы 3.5 - 3.6.

Расчет режима участка сети 0-3-5:

Нормальный режим максимальных нагрузок

1-й этап

Принимаем

Мощность в конце участка 3 - 5:

Потери мощности на участке 3-5:

Мощность в начале участка 3 - 5:

Мощность в конце участка 0 - 3:

Потери мощности на участке 0 - 3:

Мощность в начале участка 0 - 3:

2-ой этап

Определяем напряжение в узле 3:

Определяем напряжение в узле 5:

Уточняем потери мощности:

Потери мощности на участке 3 - 5:

Мощность в начале участка 3 - 5:

Мощность в конце участка 0 - 3:

Потери мощности на участке 0 - 3:

Нормальный режим минимальных нагрузок

1-й этап

Принимаем

Мощность в конце участка 3 - 5:

Потери мощности на участке 3-5:

Мощность в начале участка 3 - 5:

Мощность в конце участка 0 - 3:

Потери мощности на участке 0 - 3:

Мощность в начале участка 0 - 3:

2-ой этап

Определяем напряжение в узле 3:



Определяем напряжение в узле 5:

Уточняем потери мощности:

Потери мощности на участке 3 - 5:

Мощность в начале участка 3 - 5:

Мощность в конце участка 0 - 3:

Потери мощности на участке 0 - 3:

Послеаварийный режим

1-й этап

Принимаем

Мощность в конце участка 3 - 5:

Потери мощности на участке 3-5:

Мощность в начале участка 3 - 5:

Мощность в конце участка 0 - 3:

Потери мощности на участке 0 - 3:

Мощность в начале участка 0 - 3:

2-ой этап

Определяем напряжение в узле 3:

Определяем напряжение в узле 5:

Уточняем потери мощности:

Потери мощности на участке 3 - 5:

Мощность в начале участка 3 - 5:

Мощность в конце участка 0 - 3:

Потери мощности на участке 0 - 3:

Расчет для остальных участков радиально-магистрального варианта сети выполняем аналогично. Результаты вычислений приведены в таблицы 3.5 - 3.6.

Таблица 3.5

Расчетные величины напряжений на стороне ВН подстанций в расчетных установившихся режимах

№ ПС
	Макс. нагрузок	Мин. нагрузок	ПАР
1	118,5	115,02	118,50
2	117,46	114,78	117,25
3	119,63	115,31	119,63
4	119,69	115,35	118,67
5	119,06	115,14	119,02

Таблица 3.6

Расчетные потери мощности в ЛЭП

Участок
	Макс	Мин	ПАР	Макс	Мин	ПАР
0 - 2	0,176	0,008	0,19	0,176	0,008	0,19
0 - 3	0,34	0,014	0,37	0,34	0,014	0,37
0 - 4	0,27	0,003	0,082	0,27	0,003	0,082
2 - 1	0,22	0,003	0,222	0,22	0,003	0,222
3 - 5	0,24	0,009	0,24	0,24	0,009	0,24
Итого	1,246	0,037	1,104	1,246	0,037	1,104

Таким образом, суммарные потери активной и реактивной мощностей в сети в режиме максимальных нагрузок составляют: = 1,246 МВт; = 1,246 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:

Желаемое регулировочное ответвление трансформатора на первой подстанции в режиме максимальных нагрузок

Величину ступени регулирования для трансформаторов класса 110 кВ принимаем 1,78.

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

Для трансформаторов класса напряжения 110 кВ значение действительного ответвления должно лежать в диапазоне

Действительное напряжение на стороне НН первой подстанции в режиме максимальных нагрузок:

Аналогично выполняем расчеты для всех подстанций в режиме максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийном режиме. Результаты расчетов сводим в таблицы 3.7 - 3.9.

Таблица 3.7

Выбор регулировочных ответвлений для режима максимальных нагрузок

№ ПС
1	118,5	4,39	86,795	22,09	5,212	2,8	115,70	3,03	3	10,51
2	117,46	2,20	43,399	25,15	8,244	2,2	115,26	2,81	3	10,47
3	119,63	7,94	138,86	14,12	3,89	4,23	115,40	2,88	3	10,48
4	119,69	3,97	69,43	9,08	4,67	4,29	115,40	2,88	3	10,48
5	119,06	1,27	27,77	17,15	6,61	1,70	117,36	3,88	4	10,66

Таблица 3.8

Выбор регулировочных ответвлений для режима минимальных нагрузок

№ ПС
1	115,02	1,27	27,77	4,43	1,39	0,48	114,68	5,45	5	10,07
2	114,78	2,2	43,39	5,06	1,61	0,43	114,59	5,4	5	10,06
3	115,31	2,2	43,39	2,84	0,91	0,48	114,68	5,45	5	10,07
4	115,35	4,39	86,79	1,81	0,57	0,78	114,57	5,39	5	10,06
5	115,14	4,39	86,79	3,46	1,11	0,58	114,41	5,3	5	10,05



Таблица 3.9

Выбор регулировочных ответвлений для послеаварийного режима

№ ПС
1	118,50	2,54	55,55	22,03	6,85	5,65	110,56	0,4	0	10,57
2	117,25	4,39	86,79	25,06	7,81	4,99	109,47	- 0,16	- 1	10,66
3	119,63	4,39	86,79	14,04	4,38	5,55	111,01	0,64	0	10,62
4	118,67	4,39	86,79	9,01	2,8	4,79	115,41	2,88	2	10,66
5	119,02	4,39	86,79	17,06	5,33	3,48	112,14	1,21	1	10,54

3.5 Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощностей

Целью данного раздела является уточнение баланса активной и реактивной мощностей в сети с учетом уточненных значений потерь активной и реактивной мощностей, найденных в разделе 3.

Баланс составляем для расчета максимальных нагрузок.

Баланс активной мощности:

где - суммарные потери в линиях (таблица 3.6);

- суммарные потери в трансформаторах (таблица 3.2).

Баланс реактивных нагрузок:

где - суммарные потери в линиях (таблица 3.6);

- суммарные потери в трансформаторах (таблица 3.2);

- суммарная зарядная мощность ЛЭП (таблица 3.1).

Располагаемая реактивная мощность генераторов энергосистемы

Реактивная мощность небаланса

Таким образом, предварительно выбранное значение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств оказалось больше, чем требуется, на величину 3,94 Мвар. Можно уменьшить мощность компенсирующих устройств или повысить коэффициент мощности энергосистемы до величины