Проектирование районной электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

(ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)

Кафедра ЭЭС

Курсовой проект

по дисциплине

“Электрические сети электропитающих систем”

“Проектирование районной электрической сети”

Выполнил: Подгорнов В.С.

Группа: Э-09-07

Руководитель: Власова Т.А.

Москва

АННОТАЦИЯ

В данной работе проводится учебное проектирование электрической сети, питающей 6 пунктов и имеющей один источник питания, также выявляется необходимость реактирования линий 10 кВ, отходящих от подстанции.

В первом разделе работы проводится анализ исходных данных и устанавливаются батареи статических конденсаторов (БСК) в соответствие с требованиями приказа Минэнерго от 20,02,2007 №49, в следующем разделе формируются варианты сети и выбираются номинальные напряжения участков схем сети. Затем составляется баланс реактивной мощности, и при необходимости расставляются дополнительные БСК, после чего выбираются провода линий электропередач трансформаторы на подстанциях и схемы распределительных устройств. Проводится сопоставление вариантов сети по натуральным показателям и дисконтированным затратам и выбираются наиболее рациональный и экономически целесообразный вариант схемы сети. Затем рассчитываются его основные нормальные и послеаварийные режимы и анализируются результаты расчетов. После этого рассчитываются основные технико-экономические показатели спроектированной сети сети.

Проводится расчет токов коротких замыканий на шинах 10 кВ подстанций спроектированной сети, их анализ и расстановка токоограничивающих реакторов.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Анализ исходных данных

1.1 Климатические данные региона проектируемой сети

1.2 Анализ мощностей нагрузок пунктов потребления

1.3 Длины воздушных линий между пунктами потребления

1.4 Суммарное потребление активной мощности в проектируемой сети

1.5 Установка компенсирующих устройств

2. Формирование конкурентно способных вариантов схем сети

2.1 Формирование вариантов

2.2 Выбор номинальных напряжений участков схем сети

3. Выбор основного оборудования

3.1 Расчет варианта №1

3.1.1 Оценка баланса реактивной мощности

3.1.2 Расстановка компенсирующих устройств согласно балансу реактивной мощности

3.1.3 Определение приведенных нагрузок подстанций

3.1.4 Выбор сечений проводов воздушных линий

3.1.5 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость

3.1.6 Выбор трансформаторов

3.1.7 Выбор распред. устройств подстанций

3.1.8 Определение количество отходящих линий 10кВ от подстанций

3.2 Расчет подварианта варианта №1

3.2.1 Оценка баланса реактивной мощности

3.2.2 Определение приведенных нагрузок подстанций

3.2.3 Выбор сечений проводов воздушных линий

3.2.4 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость

3.3 Расчет варианта №2

3.3.1 Оценка баланса реактивной мощности

3.3.2 Определение приведенных нагрузок подстанций

3.3.3 Выбор сечений проводов воздушных линий

3.3.4 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость

3.3.5 Выбор трансформаторов

3.3.6 Выбор распред. устройств подстанций

3.4 Расчет варианта №1

3.4.1 Оценка баланса реактивной мощности

3.4.2 Расстановка компенсирующих устройств согласно балансу реактивной мощности

3.4.3 Определение приведенных нагрузок подстанций

3.4.4 Выбор сечений проводов воздушных линий

3.4.5 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость

3.4.6 Выбор трансформаторов

3.1.7 Выбор распред. устройств подстанций

4. Выбор рационального варианта схемы сети

4.1 Сопоставление вариантов по натуральным показателям

4.2 Сравнение вариантов по дисконтированным затратам

4.2.1Сравнение различающихся частей варианта№1 и подварианта варианта №1

4.2.2 Сравнение различающихся частей варианта№1 и варианта №2

5. Расчет основных режимов работы спроектированной сети

5.1 Параметры схемы замещения сети

5.2 Расчет режима набольших нагрузок

5.3Анализ расчета режимов

6. Основные технико-экономические показатели спроектированной сети

6.1 Расчет потерь активной мощности

6.2 Расчет суммарных капиталовложений на сооружение спроектированной сети

6.3 Расчет суммарных издержек на передачу электроэнергии по спроектированной сети

6.4 Расчет себестоимости передачи электроэнергии по спроектированной сети

7. Выявление необходимости реактирования линий 10 кВ, отходящих от подстанции

7.1 Теоретическая справка

7.2 Расчет токов КЗ на шинах 10 кВ подстанций сети

7.3 Выбор токоограничивающих реакторов

7.3 Анализ выявления необходимости реактиования линий 10 кВ, отходящих от подстанций

Заключение

Список литературы

Приложение 1

Введение

Задачами проектирования электроэнергетических систем является разработка и технико-экономическое обоснование решений по формированию целесообразного комплекса электрических станций, линий электропередачи и понижающих подстанций, обеспечивающих требуемый уровень надежности электроснабжения всех потребителей рассматриваемого района качественной электроэнергией с наименьшими затратами.

• В данном курсовом проекте осуществляется “эскизное” проектирование электрических сетей заданного района с шестью пунктами потребления электроэнергии, в которых будут сооружаться понижающие подстанции[3]. воздушная линия сеть реактор мощность
• Расстановка компенсирующих устройств проводится по двум критериям: в соответствии с требованиями приказа Минэнерго от 20,02,2007 №49 и требованиями выполнения баланса реактивной мощности.
• Для выбора сечений воздушных линий будем применять метод экономической плотности тока с учетов технических ограничений: условия механической прочности, условия ограничения потерь мощности на корону и условия радиопомех, условия длительно допустимого нагрева в послеаварийном режиме. Также необходимо будет проверить выбранные варианты схем сети на требования технической осуществимости.
• Выбор трансформаторов будем производить в соответствии с ГОСТ-14209-97, автотрансформаторов и схем распределительных устройств в соответствии с техническими стандартами ФСК ЕЭС.
• Для выбора рациональной схемы сети, варианты схем сети сравниваются по натуральным показателям и дисконтированным затратам. К натуральным показателям относятся: суммарная длина трасс линий в пределах одного номинального напряжения, суммарная длина воздушных линий в одноцепном исполнении одного номинально напряжения, суммарное количество выключателей распределительных устройств подстанций в пределах одного номинального напряжения.
• Расчет режимов будем производить методом в два этапа. Оценку достаточности диапазонов устройств регулирования напряжения на шинах низшего напряжения подстанций будем производить в соответствии с ПУЭ.
• После расчета режимов нужно проанализировать их. Проверяется выполнение баланса реактивной мощности, производится проверка выбора сечений проводов линий электропередач по экономической плотности тока и по длительно допустимому нагреву проводов в послеаварийном режиме.
• Производится расчет основных технико-экономических показателей: суммарные потери активной мощности и электроэнергии, суммарные капиталовложение на сооружение проектируемой сети, ежегодные издержки на передачу электроэнергии, Себестоимость передачи электроэнергии.
• Выявляется необходимость реактирования линий 10 кВ, отходящих от подстанций, на основе расчета токов коротких замыканий.
• 1. Анализ исходных данных

1.1 Климатические данные региона проектируемой сети

Район сооружения сети - Пермский край (Урал).

Среднеянварская температура -15,1°С.

Среднегодовая температура 1,5°С.

Среднеиюльская температура 18,1°С.

Район по гололеду II.

Ветровой район II.

Рис.1.1 Схема расположения пунктов сети

Исходная схема расположения пунктов представлена на рис.1.1

1.2 Анализ мощностей нагрузок пунктов потребления

Для пункта 1 находим полную и реактивную мощность нагрузки.

cosц₁ = 0,85 (tgц₁ = 0,620)

Для остальных пунктов потребления расчет аналогичный, результаты расчетов представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Мощности нагрузок пунктов потребления

Пункт потребления 1 Параметр	1	2	3	4	5	6
	50	50	13	32	28	24
	0,85	0,85	0,93	0,90	0,90	0,87
	0,620	0,620	0,395	0,484	0,484	0,567
	31,000	31,000	5,135	15,488	13,552	13,608
	58,824	58,824	13,977	35,556	31,111	27,586

1.3 Длины воздушных линий между пунктами потребления

Исходные расстояния между пунктами в проектируемой сети представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 Исходные расстояния мжеду пунктами потребления

Расстояние между пунктами, км	М	1	2	3	4	5	6
М	-	80	107,703	113,137	133,417	152,315	148,661
1	-	-	44,721	80	58,310	84,853	104,403
2	-	-	-	44,721	31,623	44,721	60,828
3	-	-	-	-	70,711	63,246	36,056
4	-	-	-	-	-	31,623	72,801
5	-	-	-	-	-	-	50

Определяем длины воздушных линий с учетом коэффициента удлинения трасс линий.

Длины линий между пунктами с учетам коэффициента удлинения трасс линий представлены в таблице 1.3

Таблица 1.3 Длины воздушных линий с учетом коэффициента удлинения трасс линий

Длины линий между пунктами, км	М	1	2	3	4	5	6
М	-	92,800	124,935	131,239	154,764	176,685	172,447
1	-	-	51,876	92,800	67,640	98,429	121,107
2	-	-	-	51,876	36,683	51,876	70,560
3	-	-	-	-	82,025	73,365	41,825
4	-	-	-	-	-	36,683	84,449
5	-	-	-	-	-	-	58,000

1.4 Суммарное потребление активной мощности в проектируемой сети

Определяем суммарное потребление активной мощности в проектируемой сети.

1.5 Установка компенсирующих устройств для соответствия коэффициента реактивной мощности приказу Минэнерго от 20,02,2007 №49

Приводим коэффициент реактивной мощности на шинах низшего напряжения ПС 1 в соответствии с требованиями приказа Минэнерго от 20,02,2007 №49.

tgц₂ = 0,620

tgц_пред = 0,4

tgц₂ > tgц_пред => требуется установка батарей статических конденсаторов (БСК).

11Мвар => 12Мвар

Для остальных пунктов потребления расчет аналогичный, результаты расчетов представлены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 Мощности нагрузок пунктов потребления с учетом установки БСК

Пункт потребления 1 Параметр	1	2	3	4	5	6
	50	50	13	32	28	24
	0,620	0,620	0,395	0,484	0,484	0,567
	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
	11	11	0	2,688	2,352	4,008
	12	12	-	4,8	2,4	4,8
	19,000	19,000	5,135	10,688	11,152	8,808
	53,488	53,488	13,977	33,738	30,139	25,565

2. Формирование конкурентно способных вариантов схем сети

2.1 Формирование вариантов

Проанализировав взаимное расположение источника питания и проектируемых подстанций (ПС), а также их мощности, приходим к выводу, что подстанцию 3 нецелесообразно питать от участка сети напряжением 220 кВ, так как она обладает малой активной мощностью нагрузки (). Нецелесообразно сооружать кольцевую сеть 2-5-6-3-2 и 2-4-5-6-2 110кВ, так как такие варианты скорей всего не пройдут техническую осуществимость в послеаварийном режиме из-за большой длины линий (свыше 100км в послеаварийном режиме). Целесообразно питать подстанции 1 и 2 от сети 220кВ, т.к. они обладают наибольшей активной мощностью нагрузки (). Учитывая вышеперечисленное и предполагаемые номинальные напряжения участков сети, формируем варианты схем проектируемой сети.

Конкурентноспособные варианты схем сети представлены на рис.2.1; рис.2.2; рис.2.3. Подвариант варианта №1 (варианта №2) представлен на рис.2.4.

рис.2.1 Вариант 1

рис.2.2 Вариант 2

рис.2.3 Вариант 3



рис.2.4 Подвариант варианта 1

2.2 Выбор номинальных напряжений участков схем сети

Выбор номинальных напряжений участков сети варианта №1.

Находим активные мощности протекающие по одноцепным линиям сети.

Учитывая длины линий выбираем для линий М-1 и 1-2 номинальное напряжение 220 кВ, 2-3, 2-4, 2-5, 3-6 номинальное напряжение 110 кВ.

Для остальных вариантов расчет аналогичный. Результаты расчетов представлены в таблицах 2.1; 2.2; 2.3; 2.4

Таблица 2.1 Номинальные напряжения варианта 1

Линия	Длина, км
М-1	92,800	98,5	220
1-2	51,876	73,5	220
2-3	51,876	18,5	110
2-4	36,683	16	110
2-5	51,876	14	110
3-6	41,825	12	110

Таблица 2.2 Номинальные напряжения варианта 2

Линия	Длина, км
М-1	92,800	100,908	220
М-2	124,935	96,092	220
1-2	51,876	50,908	220
2-3	51,876	18,5	110
2-4	36,683	34,225	110
2-5	51,876	25,775	110
3-6	41,825	12	110
4-5	36,683	2,225	110

Таблица 2.3 Номинальные напряжения варианта 2

Линия	Длина, км
М-1	92,800	98,5	220
1-4	67,640	73,5	220
2-3	51,876	6,5	110
2-4	36,683	31,5	110
4-5	36,683	26	110
5-6	58,000	12	110

Таблица 2.4 Номинальные напряжения подварианта варианта 1(2)

Линия	Длина, км
2-3	51,876	17,796	110
2-6	70,560	19,204	110
3-6	41,825	4,796	110

3. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Расчет для варианта 1

Схема сети варианта №1 представлена на рис.2.1.

3.1.1 Оценка баланса реактивной мощности

Находим потери реактивной мощности в трансформаторах.

Находим генерацию реактивной мощности в линиях и потери реактивной мощности в линиях. На этапе оценки, примем допущения о том, что потери реактивной мощности в линиях 2-4, 2-5, 2-3, 3-6 (110кВ) равны генерации реактивной мощности в этих линиях, поэтому в балансе реактивной мощности эти линии не учитываем.

)

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Потери и генерация реактивной мощности в линиях

Линия	М-1	1-2
	25,984	14,525
	0,426	0,680
	14,915	4,648

< => Требуется установка дополнительных компенсирующих устройств.

3.1.2 Расстановка компенсирующих устройств согласно балансу реактивной мощности

Исключаем из рассмотрения ПС4 и ПС6.

На ПС5 дополнительно устанавливаем БСК мощностью 2,4Мвар. Нагрузки подстанций после установки дополнительных БСК представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 Мощности нагрузок пунктов потребления с учетом установки БСК

Пункт потребления 1 Параметр	1	2	3	4	5	6
	50	50	13	32	28	24
	19,000	19,000	5,135	10,688	8,752	8,808
	53,488	53,488	13,977	33,738	29,336	25,565

3.1.3 Определение приведенных нагрузок подстанций

Для остальных подстанций расчет аналогичный. Результаты расчета приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 Приведенные нагрузки подстанций

Подстанция	1	2	3	4	5	6
	50	50	13	32	28	24
	53,488	53,488	13,977	33,738	29,336	25,565
	23,279	23,279	6,253	13,387	11,099	10,853
	55,154	55,154	14,426	34,687	30,120	26,340

3.1.4 Выбор сечений проводов воздушных линий

Для линии М-1 находим целесообразное экономическое сечение и марку провода.

Для Т_Нб = 3800ч/год j_эк = 0,9

= > По экономической плотности тока выбираем марку АС 300/39.

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 Марки проводов линий

Линия Параметр	М1	12	23	24	25	36
	197,000	147,000	37,000	32,000	28,000	24,000
	88,150	64,871	17,106	13,387	11,099	10,853
	215,823	160,677	40,763	34,687	30,120	26,340
	283,19	210,83	106,98	91,03	79,04	69,12
	297,35	221,38	112,32	95,58	83,00	72,58
	330,39	245,97	124,80	106,20	92,22	80,65
Марка провода по экономическому сечению	300/39	240/32	120/19	95/16	95/16	70/11
Марка провода с учетом технических ограничений	300/39	240/32	120/19	120/19	120/19	120/19

Проверка выбранных сечений по условиям технических ограничений.

а) Условия механической прочности.

Для двухцепной линии и II району по гололеду .

Выбранные сечения линий 24, 25 и 36 не удовлетворяют условию => для этих линий выбираем марку проводов АС 120/19.

б) Условия ограничения потерь на корону и уровня радиопомех.

Для

Для

Выбранные сечения удовлетворяет требованию.

в) Условия длительно допустимого нагрева.

Так как в проектируемой сети нет замкнутых сетей, и все сечения линий выбраны исходя из экономической плотности тока, а некоторые были увеличены исходя из условий механической прочности, то проверку по условию длительно допустимого нагрева можно не проводить.

Результаты проверки по условиям технических ограничений представлены в таблице 3.4.

3.1.5 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость

Очевидно, что в послеаварийном режиме потери напряжения будут больше, чем в нормальном режиме, по этому расчет делаем только для послеаварийного режима. Рассматриваем послеаварийный режим, отключаем одну цепь самой загруженной линии М-1.

(для АС 300/39)

(для АС 300/39)

(для АС 240/32)

(для АС 240/32)



< 15% =>

Данная схема сети, в рамках одного номинального напряжения (220кВ), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

(для АС 120/19)

(для АС 120/19)

< 15% =>

Данная линия (2-4), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

< 15% =>

 Данная линия (2-5), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

< 15% =>

Данная магистральная линия (2-6), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

3.1.6 Выбор трансформаторов

=> выбираем ТРДН-40000/220.

Т.к. => => выбираем АТДЦТН-200000/220/110.

=> выбираем ЛТДН-40000/10

=> выбираем ТДН-10000/110.

=> выбираем ТРДН-25000/110.

=> выбираем ТРДН-25000/110.

=> выбираем ТРДН-25000/110.

3.1.7 Выбор схем распределительных устройств подстанций

Для ПС1, ПС3 в качестве схемы распределительного устройства высшего напряжения (РУВН) выбираем схему “одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. к этим подстанциям подключено по 4 цепи. Для ПС2, ПС4, ПС5, ПС6 в качестве схемы РУВН выбираем схему “четырехугольник”, т.к. мы не знаем требования по надежности и бесперебойности электроснабжения, поэтому выбираем, рассчитывая на самые жесткие требования потребителей.

Для ПС1, ПС4, ПС5, ПС6 в качестве схемы распределительного устройства низшего напряжения (РУНН) применяем схему “две секционированные выключателями системы шин”, т.к. на всех подстанциях устанавливаются два трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Для ПС2, ПС3 в качестве схемы РУНН применяем схему “одна секционированная выключателями система шин”, т.к. на подстанциях устанавливаются два трансформатора с нерасщепленной обмоткой низшего напряжения.

Для ПС2 в качестве схемы распределительного устройства среднего напряжения (РУСН) применяем схему “одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. от подстанции со стороны среднего напряжения отходят 6 цепей.

3.1.8 Определение количества отходящих линий 10кВ от подстанций

=> Количество отходящих линий 10кВ от ПС1 равно 17.

=>Количество отходящих линий 10кВ от ПС2 равно 17.

=> Количество отходящих линий 10кВ от ПС3 равно 4.

=> Количество отходящих линий 10кВ от ПС4 равно 11.

=> Количество отходящих линий 10кВ от ПС5 равно 9.

=> Количество отходящих линий 10кВ от ПС6 равно 8.

3.2 Расчет для подварианта варианта 1

Схема сети подварианта варианта №1 (№2) представлена на рис.2.4.

3.2.1 Оценка баланса реактивной мощности

Так как в этом варианте отличается только питающая сеть подстанций 3 и 6, то будем проводить расчет только для кольцевой сети 2-3-6-2. Так как эта сеть 110 кВ то в балансе реактивной мощности не учитываем. Баланс мощности остается таким как и при расчете варианта №1

3.2.2 Определение приведенных нагрузок подстанций

Приведенные нагрузки остаются такими как и при расчете варианта №1. результаты расчета представлены в таблице 3.3.

3.2.3 Выбор сечений проводов воздушных линий

Проверка выполнения баланса активной мощности.

Баланс мощностей выполняется.

Таблица 3.5 Марки проводов линий

Линия Параметр	23	26	36
	17,796	19,204	4,796
	8,166	8,940	1,913
	19,580	21,183	5,163
	102,77	111,18	27,10
	107,91	116,74	28,46
	119,90	129,71	31,62
Марка провода по экономическому сечению	120/19	120/19	35/6.2
Марка провода с учетом технических ограничений	120/19	120/19	70/11

Проверка выбранных сечений по условиям технических ограничений.

а) Условия механической прочности.

Для одноцепной линии и II району по гололеду

Выбранные сечения всех линий удовлетворяют условию

б) Условия ограничения потерь на корону и уровня радиопомех.

Для

Для

Выбранное сечение линии 36 не удовлетворяет условию => для этой линии выбираем марку проводов АС 70/11.

в) Условия длительно допустимого нагрева. Очевидно, что токи, протекающие по линиям, будут больше в послеаварийном режиме, чем в нормальном, поэтому вариант схемы сети проверяем в послеаварийном режиме.

Для линии 2-3 (отключается линия 2-6):

Для АС 120/19 .

Среднеянварская температура (-15,1°С) меньше 20°С =>=> выбранное сечение линии 2-3 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

Для линии 2-6 расчет аналогичный т.к. сечение линии 2-6 такое же как и у линии 2-3 (), а ток в после аварийном режиме будет иметь такое же значение ()=> выбранное сечение линии 2-6 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

Поскольку для линии 36 выбираем марку АС 70/11 (), а ток в послеаварийном режиме будет меньше 214А, то можно сделать вывод, что сечения этой линии удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

3.2.4 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость

Очевидно, что в послеаварийном режиме потери напряжения будут больше, чем в нормальном режиме, по этому расчет делаем только для после аварийного режима. Рассматриваем послеаварийный режим, отключаем самую загруженную линию 2-6 кольцевой сети 2-3-6-2.

(для АС 120/19)

(для АС 300/39)

(для АС 70/11)

(для АС 70/11)



< 15% => Данная схема сети, в рамках одного номинального напряжения (110кВ), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

3.3 Расчет для варианта 2

Схема сети варианта №2 представлена на рис.2.2.

3.3.1 Оценка баланса реактивной мощности



Находим потери реактивной мощности в трансформаторах.

Находим генерацию реактивной мощности в линиях и потери реактивной мощности в линиях. На этапе оценки, примем допущения о том, что потери реактивной мощности в линиях 2-4, 2-5, 2-3, 3-6 (110кВ) равны генерации реактивной мощности в этих линиях, поэтому в балансе реактивной мощности эти линии не учитываем.

)

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 Потери и генерация реактивной мощности в линиях

Линия	М-1	M-2	1-2
	12,992	17,491	7,263
	0,397	0,454	0,847
	7,834	9,55	1,111

> => Установка дополнительных компенсирующих устройств не требуется.

3.3.2 Определение приведенных нагрузок подстанций

Находим приведенные нагрузки подстанций.

Для остальных подстанций расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.7.

Таблица 3.7 Приведенные нагрузки подстанций

Подстанция	1	2	3	4	5	6
	50	50	13	32	28	24
	53,488	53,488	13,977	33,738	30,139	25,565
	23,279	23,279	6,253	13,387	13,563	10,853
	55,154	55,154	14,426	34,687	31,112	26,340

3.3.3 Выбор сечений проводов воздушных линий

Для линии М-1 находим целесообразное экономическое сечение и марку провода.

Находим потокораспределение реактивной мощности по сети.

Проверка выполнения баланса реактивной мощности.

Баланс реактивной мощности выполняется.

Проверка выполнения баланса реактивной мощности.



Баланс активной мощности выполняется.

Для Т_Нб = 3800ч/год j_эк = 0,9

= > По экономической плотности тока выбираем марку АС 300/39.

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.8.

Таблица 3.8 Марки проводов линий

Линия Параметр	М1	М2	12	23	24	25	45	36
	100,908	96,092	50,908	37,000	34,225	25,775	2,225	24,000
	46,469	44,145	23,190	17,106	15,084	11,866	1,697	10,853
	111,094	105,747	55,941	40,763	37,402	28,375	2,798	26,340
	291,55	277,51	146,81	106,97	196,31	148,93	14,69	69,12
	306,12	291,39	154,15	112,32	206,12	156,38	15,42	72,58
	340,14	323,77	171,28	124,80	229,03	173,75	17,14	80,64
Марка провода по экономическому сечению	300/39	300/39	185/29	120/19	240/32	185/29	35/6,2	70/11
Марка провода с учетом технических ограничений	300/39	300/39	240/32	120/19	240/32	185/29	70/11	120/19

Проверка выбранных сечений по условиям технических ограничений.

а) Условия механической прочности.

Выбранное сечение линии 36 не удовлетворяет условию => для этих линий выбираем марку проводов АС 120/19.

Сечения всех линий удовлетворяют условию .

б) Условия ограничения потерь на корону и уровня радиопомех.

Для

Для

Выбранные сечения линий 12, 45 не удовлетворяют условию => для этих линий выбираем марки проводов АС 240/32 и АС 70/11 соответственно.

в) Условия длительно допустимого нагрева. Очевидно, что токи, протекающие по линиям, будут больше в послеаварийном режиме, чем в нормальном, поэтому вариант схемы сети проверяем в послеаварийном режиме.

Для линии М-2 (отключается линия М-1):

Для АС 300/39 .

Среднеянварская температура (-15,1°С) меньше 20°С =>=> выбранное сечение линии М-2 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

Для линии М-1 расчет такой же т.к. сечения линий М-1 и М-2 одинаковые и => выбранное сечение линии М-1 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

Поскольку на линии 12 выбираем марку АС 240/32 (), а ток в послеаварийном режиме будет меньше 569А, то можно сделать вывод, что сечение этой линий удовлетворяют условию длительно допустимого нагрева.

Для линии 2-5 (отключается линия 2-4):

Для АС 185/29 .

Среднеянварская температура (-15,1°С) меньше 20°С =>=> выбранное сечение линии 2-5 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

Для линии 2-4 расчет аналогичный т.к. сечение линии 2-4 больше чем у линии 2-5 () и => выбранное сечение линии 2-4 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

Для АС 70/11 .

Среднеянварская температура (-15,1°С) меньше 20°С =>=> выбранное сечение линии 4-5 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева.

3.3.4 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость

Очевидно, что в послеаварийном режиме потери напряжения будут больше, чем в нормальном режиме, по этому расчет делаем только для после аварийного режима. Рассматриваем послеаварийный режим, отключаем самую загруженную линию М-1.

(для АС 300/39)

(для АС 300/39)

(для АС 240/32)

(для АС 240/32)

? 15-17%,

что вполне приемлемо => данная схема сети, в рамках одного номинального напряжения (220кВ), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

(для АС 120/19)

(для АС 240/32)

(для АС 185/29)

(для АС 70/11)

(для АС 120/19)

(для АС 240/32)

(для АС 185/29)

(для АС 70/11)

Рассматриваем послеаварийный режим, отключаем самую загруженную линию 2-4.

< 15% =>

Данная кольцевая сеть (2-4-5-2), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

< 15% =>

Данная магистральная линия (2-6), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

3.3.5 Выбор трансформаторов

Так как подстанции 1, 3, 6 питаются от тех же номинальных напряжений, что и в первом варианте, и на них не было установлены дополнительные БСК, следовательно, все трансформаторы этих подстанций будут такие же, как и в первом варианте. Так как автотрансформаторы установлены на ПС2 и, на ней не было установлено дополнительных БСК, то линейные регулировочные трансформаторы будут такие же, как и в первом варианте.

Для ПС1 выбираем ТРДН-40000/220.

Т.к. => => выбираем АТДЦТН-200000/220/110, ЛТДН-40000/10

Для ПС3 выбираем ТДН-10000/110.

Для ПС4 выбираем ТРДН-25000/110.

=> выбираем ТРДН-25000/110.

Для ПС6 выбираем ТРДН-25000/110.

3.3.6 Выбор схем распределительных устройств подстанций

Для ПС1, ПС2, ПС4, ПС5 в качестве схемы РУВН выбираем схему “четырехугольник” “одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. эти подстанции находятся в кольцевых сетях. Для ПС3 в качестве схемы РУВН выбираем схему “ одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. к этой подстанции подключено 4 цепи. Для ПС6 выбираем схему “четырехугольник”, т.к. мы не знаем требования по надежности и бесперебойности электроснабжения, по этому выбираем, рассчитывая на самые жесткие требования потребителей.

Для ПС1, ПС4, ПС5, ПС6 в качестве схемы РУНН применяем схему “две секционированные выключателями системы шин”, т.к. на всех подстанциях устанавливаются два трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Для ПС2, ПС3 в качестве схемы РУНН применяем схему “одна секционированная выключателями система шин”, т.к. на подстанциях устанавливаются два трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Для ПС2 в качестве схемы РУСН применяем схему “ одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. от подстанции со стороны среднего напряжения отходят 4 цепи.

3.4 Расчет для варианта 3

Схема сети варианта №1 представлена на рис.2.3.

3.4.1 Оценка баланса реактивной мощности

Находим потери реактивной мощности в трансформаторах.

Находим генерацию реактивной мощности в линиях и потери реактивной мощности в линиях. На этапе оценки, примем допущения о том, что потери реактивной мощности в линиях 2-4, 2-5, 2-3, 3-6 (110кВ) равны генерации реактивной мощности в этих линиях, поэтому в балансе реактивной мощности эти линии не учитываем.

)

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.9.

Таблица 3.9 Потери и генерация реактивной мощности в линиях

Линия	М-1	1-4
	25,984	18,939
	0,426	0,680
	14,915	12,879

< => Требуется установка дополнительных компенсирующих.

3.4.2 Расстановка компенсирующих устройств согласно балансу реактивной мощности

Исключаем из рассмотрения ПС4.

Исключаем из рассмотрения ПС6.

На ПС5 дополнительно устанавливаем БСК мощностью 2,4Мвар. Нагрузки подстанций после установки дополнительных БСК представлены в таблице 3.10.

Таблица 3.10 Мощности нагрузок пунктов потребления с учетом установки БСК

Пункт потребления 1 Параметр	1	2	3	4	5	6
	50	50	13	32	28	24
	19,000	19,000	5,135	10,688	8,752	8,808
	53,488	53,488	13,977	33,738	29,336	25,565

3.4.3 Определение приведенных нагрузок подстанций

Находим приведенные нагрузки подстанций.

Для остальных подстанций расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.11.

Таблица 3.11 Приведенные нагрузки подстанций

Подстанция	1	2	3	4	5	6
	50	50	13	32	28	24
	53,488	53,488	13,977	33,738	29,336	25,565
	23,279	23,279	6,253	13,387	11,099	10,853
	55,154	55,154	14,426	34,687	30,120	26,340

3.4.4 Выбор сечений проводов воздушных линий

Для линии М-1 находим целесообразное экономическое сечение и марку провода.

Для Т_Нб = 3800ч/год j_эк = 0,9

= > По экономической плотности тока выбираем марку АС 300/39.

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 3.12.

Таблица 3.12 Марки проводов линий

Линия Параметр	М1	14	24	23	45	56
	197,000	147,000	63,000	13,000	52,000	24,000
	88,150	34,662	29,532	6,253	21,952	10,853
	215,823	151,031	69,578	14,426	56,444	26,340
	283,19	198,18	182,60	37,86	148,13	69,12
	297,35	208,09	191,73	39,75	155,53	72,58
	330,39	231,21	213,03	44,17	172,81	80,65
Марка провода по экономическому сечению	300/39	240/32	240/32	70/11	185/29	70/11
Марка провода с учетом технических ограничений	300/39	240/32	240/32	120/19	185/29	120/19

Проверка выбранных сечений по условиям технических ограничений.

а) Условия механической прочности.

Для двухцепной линии и II району по гололеду

Выбранные сечения линий 23 и 56 не удовлетворяют условию => для этих линий выбираем марку проводов АС 120/19.

б) Условия ограничения потерь на корону и уровня радиопомех.

Для

Для

Выбранные сечения удовлетворяет требованию.

в) Условия длительно допустимого нагрева.

Так как в проектируемой сети нет замкнутых сетей, и все сечения линий выбраны исходя из экономической плотности тока, а некоторые были увеличены исходя из условий механической прочности, то проверку по условию длительно допустимого нагрева можно не проводить.

3.4.5 Проверка варианта схемы сети на техническую осуществимость

Очевидно, что в послеаварийном режиме потери напряжения будут больше, чем в нормальном режиме, по этому расчет делаем только для после аварийного режима. Рассматриваем послеаварийный режим, отключаем одну цепь самой загруженной линии М-1.

(для АС 300/39)

(для АС 300/39)

(для АС 240/32)

(для АС 240/32)

< 15% =>

Данная схема сети, в рамках одного номинального напряжения (220кВ), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

(для АС 120/19)

(для АС 185/29)

(для АС 240/32)

(для АС 120/19)

(для АС 185/29)

(для АС 240/32)

< 15% =>

Данная магистральная линия (4-3), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

< 15% =>

Данная магистральная линия (4-6), удовлетворяет требованиям технической осуществимости.

3.4.6 Выбор трансформаторов

=> выбираем ТРДН-40000/220.

=> выбираем ТДН-40000/110.

=> выбираем ТДН-10000/110.

Т.к. => => выбираем АТДЦТН-200000/220/110.

=> выбираем ЛТДН-40000/10

=> выбираем ТРДН-25000/110.

=> выбираем ТРДН-25000/110.

3.4.7 Выбор схем распределительных устройств подстанций

Для ПС1, ПС2, ПС5 в качестве схемы РУВН выбираем схему “одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. к этим подстанциям подключено по 4 цепи. Для ПС3, ПС4, ПС6 в качестве схемы РУВН выбираем схему “четырехугольник”, т.к. мы не знаем требования по надежности и бесперебойности электроснабжения, по этому выбираем, рассчитывая на самые жесткие требования потребителей.

Для ПС1, ПС5, ПС6 в качестве схемы РУНН применяем схему “две секционированные выключателями системы шин”, т.к. на всех подстанциях устанавливаются два трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Для ПС2, ПС3, ПС4 в качестве схемы РУНН применяем схему “одна секционированная выключателями система шин”, т.к. на подстанциях устанавливаются два трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Для ПС2 в качестве схемы РУСН применяем схему “одна секционированная и обходная система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку из выключателей”, т.к. от подстанции со стороны среднего напряжения отходят 4 цепи.

4. ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ СЕТИ

4.1 Сопоставление вариантов по натуральным показателям

Натуральные показатели рассматриваемых вариантов схем сети представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 Натуральные показатели вариантов схем сети.

	длина трасс, км	длина 1ц, км	кол-во выключателей	макс потери в п/ав,%
вариант	220	110	220	110	220	110	220	110
1	144,676	182,260	289,353	364,521	13	32	12,46	8,12
2	269,612	218,943	269,612	312,644	8	30	15,49	12,3
3	160,440	183,242	320,879	366,483	13	35	13,19	7,19

По натуральным показателям убираем из дальнейшего рассмотрения вариант №3, т.к. у него длина трасс линий в одноцепном исполнении превышает длины трасс линий в одноцепном исполнении других вариантов, и количество выключателей также превышает количество выключателей других вариантов.

4.2 Сравнение вариантов по дисконтированным затратам

4.2.1 Сравнение различающихся частей варанта№1 и подварианта варианта №1

Различаться данные варианты будут сетью, питающей подстанции 3 и 6, и количеством выключателей в схеме РУВН подстанции 3. Так как для схемы РУВН четырехугольник и сборные шины постоянная часть капиталовложений в подстанцию одинаковая, то ее при сравнении данных вариантов не учитываем.

(для варианта №1)

Расчет капиталовложений в остальные линии и подстанции в обоих вариантах выполняется аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 Капиталовложения в разлучающиеся части сравниваемых вариантов

вариант	1	1`
	182548,13	81132,50
	308055,90	186354,80
	248369,68	140027,35
	-	253475,29
Сумма, тыс.руб	738973,71	660989,95

На этапе технико-экономического обоснования допускается проводить расчет потерь, без учета потерь в элементах. Т.к. трансформаторы в сравниваемых вариантах одинаковые, потери холостого хода и нагрузочные потери в них не учитываем. Также пренебрегаем потерями на корону в линиях.

(для варианта №1)

(для варианта №1)

Расчет потерь активной мощности для остальных линий аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 Потери и издержки на возмещение потерь разлучающихся частей сравниваемых вариантов

вариант	1	1`
	0,818	0,401
	0,276	0,039
	-	0,638
	1,093	1,078
ДЭ, МВт?·час/год	2586,45	2551,10
	3879,68	3826,64

отсюда делаем вывод, что экономически более выгодным для строительства является подвариант варианта №1 (кольцевая сеть 2-3-6-2). В дальнейшем будем рассматривать вариант №1 и вариант №2 именно с такой сетью, питающей подстанции 3 и 6.

4.2.2 Сравнение различающихся частей варанта№1 и №2

Отдельно сравниваем по дисконтированным затратам части 220кВ и 110кВ в обоих вариантах. Различаться данных варианты будут сетью(220кВ), питающей от источника питания подстанции 1 и 2, и количеством выключателей в схеме РУВН подстанции 1 и в схеме РУСН подстанции 2. Так как для схемы РУВН четырехугольник и сборные шины постоянная часть капиталовложений в подстанцию одинаковая, ее при сравнении данных вариантов не учитываем. Так же данные варианты будут различаться сетью(110кВ), питающей от подстанции 2 подстанции 4 и 5, и капиталовложениями в дополнительные батареи конденсаторов и потерями активной мощности ПС5. Т.к. трансформаторы в сравниваемых вариантах одинаковые, потери холостого хода в них не учитываем. Также пренебрегаем потерями на корону в линиях.

Сравнение вариантов №1 и №2 по капиталовложениям представлено в таблице 4.4, по издержкам на возмещение потерь представлено в таблице 4.5.

Таблица 4.4 Сравнение вариантов по капиталовложениям

вариант	1	2
	387090,00	172040,00
	40566,25	0,00
	4838,63	0,00
	916191,20	482587,84
	-	649699,48
	481733,51	251008,51
	217835,12	153291,38
	308055,9	202835,16
	-	122812,39
	1397924,71	1383295,83
	525891,02	478938,93
	427656,25	172040,00
	4838,63	0,00
	2356310,60	2034274,76

Таблица 4.5 Сравнение вариантов по капиталовложениям

вариант	1	2
	4,041	2,123
	-	2,586
	1,540	0,368
	0,421	0,464
	0,450	0,262
	-	0,007
	0,045	0,048
	0,051	0,052
	5,632	5,128
	0,916	0,780
	6,548	5,908
	13322,69	12129,85
	2167,57	1845,50
	15490,26	13975,35
	19984,04	18194,78
	3251,35	2768,24
	23235,39	20963,02

Для сети 220 кВ:

отсюда делаем вывод, что экономически более выгодным для строительства является вариант №2.

Для сети 110 кВ:

отсюда делаем вывод, что экономически более выгодным для строительства является вариант №2.

Наиболее выгодная по дисконтированным затратам схема представлена на рис. 4.1.

Рис. 4.1 Выбранный вариант схемы сети

5. РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ

5.1 Параметры схемы замещения сети

Расчет параметров схем замещения линий электропередач.

Рис. 5.1 Схема замещения линии

Схема замещения линии представлена на рис. 5.1.

Пример расчета для линии М-1.

(для АС 300/39)

(для АС 300/39)

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 Параметры схем замещения линий

ЛЭП	nц	L, км	Марка провода	Погонные параметры	Расчетные данные
				R0, Ом/км	X0, Ом/км	B0, См/км	Qc0/2, МВар/км	Rл, Ом	Xл, Ом	Qc/2, Мвар
М-1	1	92,8	АС 300/39	0,096	0,429		0,064	8,909	39,811	5,94
М-2	1	124,935	АС 300/39	0,096	0,429		0,064	11,994	53,597	7,997
1-2	1	51,876	АС 240/32	0,118	0,435		0,063	6,121	22,566	3,269
2-4	1	36,683	АС 240/32	0,118	0,405		0,017	4,329	14,857	0,623
2-5	1	51,876	АС 185/29	0,159	0,413		0,017	8,248	21,425	0,862
4-5	1	36,683	АС 70/11	0,422	0,444		0,015	15,48	16,287	0,565
2-3	1	51,876	АС 120/19	0,244	0,427		0,016	12,658	22,151	0,834
2-6	1	70,56	АС 120/19	0,244	0,427		0,016	17,217	30,129	1,135
3-6	1	41,825	АС 70/11	0,422	0,444		0,015	17,65	18,57	0,644

Расчет параметров схем замещения трансформаторов.

Рис. 5.2 Схема замещения трансформатора

Схема замещения трансформатора представлена на рис. 5.2.

Для остальных трансформаторов расчет аналогичный. Результаты расчета представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2. Параметры схем замещения трансформаторов

ПС (узел)	Каталожные данные	Расчетные данные
	Sном, МВА	UВН, кВ	UНН, кВ	Uк, %	ДРк, кВт	ДРх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Xт, Ом	ДРх, МВт	ДQх, Мвар
1	40	230	11-11	12	170	50	0,9	2,810	79,35	0,100	0,720
3	10	115	11	10,5	60	14	0,7	3,967	69,431	0,028	0,140
4	25	115	10,5-10,5	10,5	120	27	0,7	1,27	27,773	0,054	0,350
5	25	115	10,5-10,5	10,5	120	27	0,7	1,27	27,773	0,054	0,350
6	25	115	10,5-10,5	10,5	120	27	0,7	1,27	27,773	0,054	0,350

Расчет параметров схемы замещения автотрансформаторов.

Рис. 5.3 Схема замещения автотрансформатора

Схема замещения автотрансформатора представлена на рис. 5.3.

Мощность обмотки низшего напряжения составляет 50% от номинальной мощности трансформаторов =>

Результаты расчета представлены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 Параметры схемы замещения автотрансформаторов ПС2

ПС (узел)	Sном, МВА	Каталожные данные
		UВН, кВ	UСН, кВ	UНН, кВ	ДРк, кВт ВН-СН	ДРх, кВт	Iх, %	Uк, % ВН-СН	Uк, % ВН-НН	Uк, % СН-НН
2	200	230	121	11	430	125	0,5	11	32	20
Расчетные данные
Rт2в, Ом	Rт2с, Ом	Rт2н, Ом	Xт2в, Ом	Xт2с, Ом	Xт2н, Ом	DРх2, МВт	DQх2, Мвар
0,142	0,142	0,284	15,209	0	27,111	0,25	2

5.2 Расчет режима наибольших нагрузок

Схема замещения сети представлена на рис. 5.4.



Рис. 5.4 Схема замещения сети

Расчет приведенной к шинам высшего напряжения и расчетной нагрузок подстанции 1 к сети 220 кВ

Расчет приведенных к шинам высшего напряжения и расчетных нагрузок остальных подстанций выполняем аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 5.4.

Таблица 5.4 Приведенные нагрузки подстанций

Узел	Рн, МВт	DРт, МВт	DРх, МВт	Рр, МВт	Qн, Мвар	DQт, Мвар	DQх, Мвар	УQc/2, Мвар	Qр, Мвар
1	50	0,166	0,1	50,266	19	4,691	0,72	9,209	15,201
3	13	0,064	0,028	13,092	5,135	1,121	0,14	1,479	4,917
4	32	0,119	0,054	32,173	10,688	2,613	0,35	1,118	12,462
5	28	0,095	0,054	28,149	11,152	2,085	0,35	1,427	12,16
6	24	0,069	0,054	24,123	8,808	1,5	0,35	1,779	8,879

Расчетная схема сети представлена на рисунке 5.5.

Рис. 5.5 Расчетная схема сети

1-ый этап.

Находим потокораспределение в кольцевой сети 2-4-5-2.

Проверка выполнения баланса мощностей:

Баланс мощностей выполняется.

Точка 5 будет точкой потокораздела по активной и реактивной мощности.

Расчет 1-ого этапа режима кольца 2-4-5-2 (рис.5.6.)

Рис.5.6 Расчет режима кольца 2-4-5-2

Находим потокораспределение в кольцевой сети 2-3-6-2.

Проверка выполнения баланса мощностей:

Баланс мощностей выполняется.

Точка 6 будет точкой потокораздела по активной и реактивной мощности.

Расчет 1-ого этапа режима кольца 2-3-6-2 (рис.5.7.)

Рис.5.7 Расчет режима кольца 2-3-6-2

Расчет 1-ого этапа режима автотрансформаторов ПС2 (рис.5.8.)



Рис.5.8 Расчет режима автотрансформаторов ПС2

Расчет луча среднего напряжения:

Расчет луча низшего напряжения:

Расчет луча высшего напряжения:

Находим потокораспределение в кольцевой сети М-1-2-М.

Проверка выполнения баланса мощностей:

Баланс мощностей выполняется.

Точка 2 будет точкой потокораздела по активной и реактивной мощности.

Расчет 1-ого этапа режима кольца М-1-2-М (рис.5.9.)

Рис.5.9 Расчет режима кольца М-1-2-М

< => Требуется установка дополнительных компенсирующих.

На ПС5 ставим БСК мощностью 2,4Мвар

Проводим 1 этап расчета режима наибольших нагрузок с учетом установки дополнительных БСК на ПС5. Результаты расчета сводим в таблицы 5.5; 5.6; 5.7; 5.8.

Таблица 5.5 Расчетные нагрузки подстанций

Узел	Рн, МВт	DРт, МВт	DРх, МВт	Рр, МВт	Qн, Мвар	DQт, Мвар	DQх, Мвар	УQc/2, Мвар	Qр, Мвар
1	50	0,166	0,1	50,266	19	4,691	0,72	9,209	15,201
3	13	0,064	0,028	13,092	5,135	1,121	0,14	1,399	4,917
4	32	0,119	0,054	32,173	10,688	2,613	0,35	1,118	12,462
5	28	0,09	0,054	28,144	8,752	1,975	0,35	1,427	9,65
6	24	0,069	0,054	24,123	8,808	1,5	0,35	1,479	8,879

Таблица 5.6 Потери мощности в линиях сети 110 кВ

Линия	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар
4-5	2,375	0,91	0,008	0,009	2,384	0,919
2-4	34,557	13,381	0,491	1,686	35,048	15,067
2-5	25,769	8,74	0,505	1,311	26,274	10,051
3-6	6,035	1,713	0,057	0,06	6,092	1,774
2-3	19,184	6,691	0,432	0,756	19,616	7,447
2-6	18,088	7,166	0,539	0,942	18,626	8,108

Таблица 5.7 Потери мощности в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар	DРх, МВт	DQх, Мвар	УQc/2, Мвар	Рр, МВт	Qр, Мвар
НН	50	19	0,017	1,603	50,017	20,603	-	-	-	-	-
СН	99,564	37,218	0,033	0	99,598	37,218	-	-	-	-	-
ВН	149,614	57,821	0,076	8,804	149,69	65,906	0,25	2	11,266	149,94	56,639

Таблица 5.8 Потери мощности в линиях сети 220 кВ

Линия	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар
1-2	52,116	20,459	0,396	1,462	52,513	21,92
M-1	102,779	37,121	2,198	9,822	104,977	46,944
M-2	97,824	36,181	2,696	12,047	100,519	48,228

2-ой этап

Расчет потерь напряжения в кольце М-1-2-М

Расчет напряжения двух параллельно работающих трансформаторов подстанции 1.

Оценка достаточности регулировочных диапазонов устройств РПН трансформаторов подстанции 1.

Расчет второго этапа режима работы автотрансформаторов на ПС2.

Потерями напряжения в ЛРТ на ПС2 пренебрегаем.

Оценка достаточности регулировочных диапазонов устройств ЛРТ трансформаторов подстанции 2.

Оценка достаточности регулировочных диапазонов устройств РПН трансформаторов подстанции 2.

Расчет потокораспределения в кольцевых сетях 2-4-5-2 и 2-6-3-2 проводим аналогично расчету кольцевой сети М-1-2-М. Оценку диапазонов регулирования устройств РПН подстанций 3, 4, 5, 6 проводим аналогично оценке ПС1. Результаты расчетов представлены в таблицах 5.9, 5.10.

Таблица 5.9 Потери напряжения в сети 110кВ.

Линия	Uнач, кВ	Uкон, кВ	ДU, кВ
4-5	117,676	117,235	0,441
2-4	120,785	117,676	3,109
2-5	120,785	117,208	3,577
3-6	117,364	116,167	1,197
2-3	120,785	117,364	3,421
2-6	120,785	116,108	4,678

Таблица 5.10 Оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН

Узел	Uв, кВ	ДUт, кВ	U`н, кВ	nотвжел	nотвдейтс	Uн, кВ
3	117,364	4,143	113,221	1,765	1	10,64
4	117,676	3,468	114,191	-0,395	-1	10,615
5	117,222	2,846	114,376	-0,305	-1	10,632
6	116,137	2,728	113,409	-0,777	-1	10,542

Результаты расчетов остальных режимов представлены в приложении 1.

5.3 Анализ результатов расчета режимов

1. По результатам расчета режима наибольших нагрузок реактивная мощность, передаваемая из электроэнергетической системы в спроектированную сеть, меньше располагаемой реактивной мощности источника, следовательно, баланс реактивной мощности выполняется.

2. Проверка выбора сечений проводов ЛЭП по экономической плотности тока. Результаты расчета представлены в таблице 5.11.

Таблица 5.10 Проверка сечений по экономической плотности тока

Линия Параметр	М1	М2	12	23	24	25	45	36	26
	301,83	292,59	149,34	108,65	200,23	146,09	13,41	33,30	106,62
	316,92	307,21	156,80	114,08	210,24	153,40	14,08	34,97	111,95
	352,14	341,35	174,22	126,76	233,60	170,44	15,65	38,85	124,39
Марка провода по экономическому сечению	300/39	300/40	240/33	120/19	240/32	185/29	70/11	70/11	120/19

Для линии М-1 сечение по экономической плотности тока , это значит что для данной линии сечения АС 300/39 и АС 400/51 равноэкономичны. Оставляем для линии М-1 сечение АС 300/39.

3. В режиме наименьших нагрузок реактивная мощность, передаваемая из электроэнергетической системы в спроектированную электрическую сеть положительная.

4. В послеаварийном режиме все сечения удовлетворяют требованиям длительно допустимого нагрева.

5. В послеаварийном режиме (линия М-1 отключена) диапазона устройств регулирования под нагрузкой (РПН) на ПС1 не достаточно для обеспечения . , что является приемлемым для послеаварийного режима. Во всех остальных режимах диапазона устройств РПН всех подстанций достаточно для поддержания напряжения на желаемом уровне.

6. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ

6.1 Расчет потерь активной мощности

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчета приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Потери на корону в линиях

	Uном, кВ	nц	марка	l, км	ДP, МВт
M-1	220	1	300/39	92,8	0,078
M-2	220	1	300/39	124,935	0,105
1-2	220	1	240/32	51,876	0,054
2-3	110	1	120/19	51,876	0,004
2-4	110	1	240/32	36,683	0,001
2-5	110	1	185/29	51,876	0,003
2-6	110	1	120/19	70,560	0,006
3-6	110	1	70/11	36,056	0,005
4-5	110	1	70/11	36,683	0,005
У	-	-	-	-	0,261

Результаты расчета приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 Диэлектрические потери в конденсаторах

ПС	Qбск, Мвар	ДP, МВт
1	12	0,036
2	12	0,036
3	0	0,000
4	4,8	0,014
5	4,8	0,014
6	4,8	0,014
У	38,4	0,115

6.2 Расчет суммарных капиталовложений на сооружение спроектированной сети

Для остальных подстанций расчет аналогичный. Результаты расчета приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 Капиталовложения и издержки на эксплуатацию в подстанции сети

подстанция	ПС1	ПС2	ПС3	ПС4	ПС5	ПС6	У
Ктр, тыс.руб	97750,00	205763,75	36167,50	53762,50	53762,50	53762,50
Крувн, тыс руб	172040,00	172040,00	81132,50	81132,50	81132,50	81132,50
Крунн, тыс руб	14662,50	12903,00	4105,50	12316,50	11143,50	10557,00
Круcн, тыс руб	-	182548,13	-	-	-	-
Кдоп.об, тыс руб	18328,13	54984,38	0,00	7331,25	7331,25	7331,25
Кпост, тыс руб	95306,25	146625,00	59871,88	59871,88	59871,88	59871,88
Кпс, тыс руб	398086,88	774864,25	181277,38	214414,63	213241,63	212655,13	1994539,88
Иэкспл, тыс.руб/год	39410,60	76711,56	19759,23	23371,19	23243,34	23179,41	205675,34

Для остальных подстанций расчет аналогичный. Результаты расчета приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 Капиталовложения и издержки на эксплуатацию в ЛЭП сети

Линия	Клэп, тыс.руб	Иэкспл, тыс.руб/год
М-1	482587,8	27990,1
М-2	649702,0	37682,7
1-2	251010,3	14558,6
2-3	186356,1	10808,7
2-4	153290,0	8890,8
2-5	202836,6	11764,5
2-6	253475,3	14701,6
3-6	140027,4	8121,6
4-5	122811,3	7123,1
У	2442096,7	141641,6

(для

6.3 Расчет суммарных издержек на передачу электроэнергии по спроектированной сети

6.4 Расчет себестоимости передачи электроэнергии по спроектированной сети

7. ВЫЯВЛЕНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РЕАКТИРОВАНИЯ ЛИНИЙ 10 кВ, ОТХОДЯЩИХ ОТ ПОДСТАНЦИЙ

7.1 Теоретическая справка

При протекании тока короткого замыкания (КЗ) температура проводника повышается. Длительность процесса КЗ обычно мала (в пределах нескольких секунд), поэтому тепло, выделяющееся в проводнике, не успевает передаться в окружающую среду и практически целиком идет на нагрев проводника.

Поскольку ток КЗ значительно превышает ток рабочего режима, нагрев проводника может достигать опасных значений, приводя к плавлению или обугливанию изоляции, деформации и плавлению токоведущих частей и т.п.[4]

Из этого делаем вывод, что термическая стойкость электротехнического оборудования и проводников, является одним из основных критериев их выбора. Для выбора и проверки электрических аппаратов и проводников по условиям термической стойкости к токам коротких замыканий необходимо:

- Выбрать методику расчета;

- Составить схему замещения исследуемой электрической цепи, определить параметры схемы замещения;

- Определить расчетную точку КЗ и расчетный вид КЗ;

- Определить продолжительность действия тока КЗ (время отключения КЗ);

- Рассчитать ток КЗ и сравнить с допустимым для проверяемого вида оборудования.

Параметры различных элементов электроэнергетических систем, а также параметры режима (напряжение, ток, мощность и т.д.), как и другие физические величины, могут быть выражены как в системе именованных, так и в системе относительных единиц, т.е. в долях от определенных значений этих же величин, принятых за единицу измерения. При этом точность получаемых результатов расчетов не зависит от используемой системы единиц измерения.

Применение системы относительных единиц часто существенно упрощает расчетные выражения, описывающие процессы в различных элементах электроэнергетической системы, облегчает контроль расчетных данных и сопоставление результатов расчетов для установок различной мощности, поскольку для таких установок относительные значения расчетных величин часто имеют одинаковый порядок.[5]

В данном расчете для определения токов КЗ будем применять систему относительных единиц.

Расчетные точки КЗ выбирают таким образом, чтобы расчетные токи КЗ в рассматриваемом элементе схемы были наибольшими[4]. Для кабельных линий отходящих от шин НН подстанции такой точкой будет начало кабельной линии, т.к. в этой точке не учитываем сопротивление самого кабеля, т.е. фактически мы рассчитываем КЗ на шинах НН подстанции.