|
Название
участка
|
А-B
|
B - 2
|
4 - 2
|
2 - 3
|
4- 3
|
4 - 5
|
B - 4
|
5 - 3
|
|
Длина, км
|
125
|
92
|
68
|
68
|
55
|
50
|
145
|
55
|
1.2
Определение потока мощности от электростанции В
Рисунок 5а - Схема электрической станции B
Рисунок 5б - схема замещения электрической станции B
Исходные данные электростанции В:
Тип генератора ТВВ-200-2а
Номинальная мощность генераторов 
= 200 МВт
Коэффициент мощности генератора 
г = 0,85
Номинальное напряжение генератора 
Количество генераторов на станции 
Марка трансформаторов: ТДЦ-250000/220
Количество трансформаторов на станции 
Мощность нагрузки на генераторном напряжении 
= 60 МВА
Коэффициент мощности нагрузки на генераторном напряжении 
= 0,7
Мощность нагрузки РУ 220
= 150 МВА
Коэффициент мощности нагрузки РУ 220 
Мощность нагрузки РУ 110
= 120 МВА
Коэффициент мощности нагрузки РУ 110 
Паспортные данные трансформатора:
Определим суммарную мощность, вырабатываемую генераторами
электростанции:
Мвар
МВА
Так как в данной схеме 3 генератора то:
МВА,
Определим мощность нагрузки генератора:
МВт,
Мвар,
Мвар,
Определим мощность нагрузки РУ 110 кВ:
МВт,
Мвар,
МВА,
Определим мощность нагрузки РУ 220 кВ:.
МВт,
Мвар,
МВА,
Так как трансформаторов 3, то сопротивление в обмотках в 3 раза
меньше, чем у одного трансформатора, а потери холостого хода в 3 раза больше.
Определим потери в стали и обмотках трансформатора:
МВт,
Мвар,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА.
Определим потери в стали и обмотках автотрансформаторов:
МВА,
Мощность отдаваемая электростанцией В в систему:
На рисунке 6 представлены параметры схемы и режима.
Рисунок 6. Параметры схемы и режима
1.3 Выбор номинального напряжения сети
Количество цепей определяется категорией потребителей пункта.
Для потребителей первой категории необходимо питание от двух независимых
взаиморезервируемых источников питания. В этом случае целесообразно
осуществлять питание по двум одноцепным ЛЭП. Для питания потребителей второй
категории необходимо питание от двух независимых взаиморезервируемых источников
питания. Допускается питание по одной двухцепной линии. При проектировании
номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной
линии электропередачи.
Для одной одноцепной линий:
,
где P - передаваемая активная мощность;
l - длина
линии электропередачи.
Для двух одноцепных линий:
,
Для двухцепных линий:
Схема 1.
Участок 1-4 - две одноцепные линии:
Р1-4 = Р1,
Р1-4 = 17 МВт,
кВ.
Участок 5-4 - одноцепная линия:
Р5-4 = Р5,
Р5-4 = 7 МВт,
кВ.
Участок В-2 - две одноцепные линии:
РВ-2 = P1 + P2 + P3+ P4+ P5
РВ-2 = 17+7+28+24+15=91 МВт,
кВ.
Распределение мощностей на кольцевом участке 2-3-4-2:
Рисунок 7. Линия с двухсторонним питанием
,
МВт,
,
МВт,
МВт,
кВ,
кВ,
кВ.
Кольцевой участок схемы выполняется одним номинальным напряжением
220 кВ.
Схема 3.
Предварительная оценка номинального напряжения для линий В-2, 1-4,
5-4 в данной схеме совпадает с предварительной оценкой для схемы 1.
;
;
;
Участок 2-4 - две одноцепные линии:
Р2-4 = Р1+Р5+Р4,
Р2-4 = 52 МВт,
кВ.
Участок 2-3 - две одноцепные линии:
Р2-3 = Р3,
Р2-3= 24 МВт,
кВ.
Расчет номинальных напряжений для схем 3 и 4 проводится
аналогичным способом и сведён в таблицу 2.
Таблица 2. Напряжения ЛЭП
|
Линия
|
L-длинна
|
Мощность
|
Uрасч
|
Uном
|
|
Схема 1
(рисунок 1)
|
|
км
|
МВт
|
кВ
|
кВ
|
|
B-2
|
92
|
91
|
124,279
|
220
|
|
2-3
|
68
|
34
|
107,37
|
220
|
|
2-4
|
68
|
42
|
118,06
|
220
|
|
3-4
|
55
|
10
|
63,64
|
220
|
|
4-5
|
50
|
7
|
55,24
|
110
|
|
1-4
|
57
|
17
|
60,29
|
110
|
|
Схема 2
(рисунок 2)
|
|
км
|
МВт
|
кВ
|
кВ
|
|
B-2
|
92
|
91
|
124,279
|
220
|
|
2-3
|
68
|
41
|
86,365
|
110
|
|
3-5
|
55
|
17
|
78,481
|
110
|
|
2-4
|
68
|
35
|
81,1
|
110
|
|
1-4
|
57
|
17
|
60,29
|
110
|
|
Схема 3
(рисунок 3)
|
|
км
|
МВт
|
кВ
|
кВ
|
|
B-2
|
92
|
91
|
124,279
|
220
|
|
2-4
|
68
|
52
|
95,48
|
110
|
|
2-3
|
68
|
24
|
69,98
|
110
|
|
4-1
|
57
|
17
|
60,29
|
110
|
|
4-5
|
50
|
7
|
55,24
|
35
|
|
Схема 4 (рисунок
4)
|
|
км
|
МВт
|
кВ
|
кВ
|
|
B-4
|
145
|
52
|
87,2
|
110
|
|
4-1
|
57
|
17
|
60,29
|
110
|
|
4-5
|
50
|
7
|
44,7
|
35
|
|
В-2
|
92
|
39
|
87,2
|
110
|
|
2-3
|
68
|
24
|
69,98
|
110
|
Схема 2 (рисунок 2) не будет рассматриваться в данном
проекте, так как суммарная длина линии по которой будет передаваться энергия составит
340 км, когда по схеме 3 длина линии составляет 335 км, что экономически
выгоднее. Так же не будет рассматриваться Схема 4 (рисунок 4), так как
суммарная длина линии по которой будет передаваться энергия 412 км, когда по
схеме 3 длина линии составляет 335 км, что экономически выгоднее, а так же в
этом случае потребуется дополнительная установка РУ-35 кВ на стороне низшего
напряжения и установка трехобмоточного трансформатора, что повлечет за собой
дополнительные затраты.
1.4 Выбор мощности компенсирующих устройств
Компенсация реактивной мощности существенно влияет на
значение мощностей нагрузок подстанций, а значит, и на выбор номинальной
мощности трансформаторов, сечений проводов линий электропередачи, на потери
напряжения, мощности и электроэнергии сети.
В данном пункте определяется оптимальное значение реактивной
мощности, потребляемой в пунктах 1-5. При этих значениях реактивной мощности Qэ обеспечивается минимум
расчётных приведённых затрат на производство и распределение электроэнергии.
Подробный расчёт для схемы 2.
Предельная реактивная мощность, потребляемая в режиме зимних
максимальных нагрузок:
,
где 
- коэффициент мощности в режиме
максимальных нагрузок, 
.
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар.
Потребляемая реактивная мощность в режиме зимних максимальных
нагрузок:
,
где 
- коэффициент мощности потребителей в
режиме зимних максимальных нагрузок.
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар.
Мощность компенсирующих установок:
,
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на
каждой подстанции, набирается параллельным включением серийно выпускаемых ККУ.
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар.
Расчетные нагрузки в пунктах потребления:
.
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА.
После выбора компенсирующих устройств необходимо проверить
условие:
,
где 
-коэффициент мощности потребителей в
режиме максимальных нагрузок с учётом компенсации реактивной мощности:
;
;
;
;
.
Условие для всех 5 пунктов выполняется значит компенсирующие
устройства выбраны верно.
Потребляемая активная мощность в режиме зимних минимальных
нагрузок:
,
МВт;
МВт;
МВт;
МВт;
МВт;
Потребляемая реактивная мощность в режиме зимних минимальных
нагрузок:
,
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар.
Расчетные нагрузки в пунктах потребления в режиме зимних
минимальных нагрузок:
.
МВА;
МВА;
МВА;
МВА.
Потребляемая активная мощность в режиме летних максимальных
нагрузок:
,
МВт;
МВт;
МВт;
МВт;
МВт;
Потребляемая реактивная мощность в режиме летних максимальных
нагрузок:
,
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар.
Потребляемая активная мощность в режиме летних минимальных
нагрузок:
,
МВт;
МВт;
МВт;
МВт;
МВт;
Потребляемая реактивная мощность в режиме летних минимальных
нагрузок:
,
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар.
Расчетные нагрузки в пунктах потребления в режиме летних
максимальных нагрузок:
.
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА.
Расчетные нагрузки в пунктах потребления в режиме летних
минимальных нагрузок:
.
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
Для режима летних минимальных нагрузок необходимо проверить
условие:
,
где 
-коэффициент мощности потребителей в
режиме летних минимальных нагрузок с учётом компенсации реактивной мощности:
Так как 
<0 то отключаем 1 конденсаторную
установку мощностью 0,9 Мвар. Расчетная мощность в режиме летних минимальных
нагрузок без учета одной конденсаторной установки:
МВА.
после отключения одной конденсаторной установоки:
Условие выполняется.
Аналогично выполнены расчеты для остальных 5 пунктов. Результаты
расчетов сведены в таблицу 3
Далее запишем мощности нагрузок с учетом компенсирующих
устройств в зимний максимум нагрузок:
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА.
По значениям мощности после компенсации найдём
потокораспределение в сети:
Рисунок 8. Потокораспределение схемы 1
Распределение реактивной мощности для схемы 1:
Участок 1-4 - две одноцепные линии
Q1-4 = Q1,
Q1-4 = 6,487 Мвар,
Участок 4-5 - одноцепная линия
Q4-5 =Q5,
Q4-5= 2,668Мвар,
Распределение мощностей на кольцевом участке 2-4-3-2:
Рисунок 9. Линия с двухсторонним питанием
,
Мвар,
,
Мвар,
Мвар,
Мвар,
Участок В-2 - две одноцепные линии:
QВ-2 = Q1 + Q2+ Q3+ Q4+ Q5,
QB-2= 2,668+6,487+10,716+9,402+5,696=34,969 Мвар.
Рисунок 10. Потокораспределение схемы 3
В схеме 3 распределения мощностей на участках 1-4, 4-5, 3-2
равны их нагрузкам. На участке 4-2 равно сумме мощностей 1, 5 и 4 пункта. На
участке В-2 равно сумме мощностей всех пунктов.
1.5 Выбор сечений и марки проводов
Экономический выбор сечений проводов воздушных линий
электропередачи проводится по методу экономической плотности тока. Порядок
расчетов при этом следующий:
определяются токи на участках сети:
где Pj и Qj - активная и реактивная мощности в j-ой линии в режиме максимальных нагрузок, МВт, МВАр;
n - количество цепей линии электропередачи.
определяется расчетная токовая нагрузка линии:
где Imaxj - ток в j-ой линии, определенной по вышеуказанной формуле;
a1 -
коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линий, для
линий 110-220 кВ принимается равным 1,05;
aт -
коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки Тнб,
который для 4944 часов равен 1,0;
где 
- экономическая плотность тока, берется из
специальных таблиц в зависимости от часов использования максимума нагрузки в
год, в данном проекте принимается:
= 0,9
Выбор сечения проводов при таком методе расчетов производится по
справочным таблицам.
В качестве примера выбора сечения провода рассмотрим линию В-2:
Линия В-2:
А, 
А,
Выбираем провод марки АСО-240 с погонными параметрами: r0=0,13 Ом/км, х0=0,435 Ом/км, Iдоп=605 А.
Результаты расчета токов и выбор проводов для схемы 1 и 3
представлены в таблицах 4 и 5.
Таблица 41 Выбор сечений проводов линий электропередачи для
схемы 1
|
Ли- ния
|
n
|
S, МВА
|
Uном, кВ
|
Imax, A
|
Iр, А
|
Fэ
|
Марка
|
Iдоп, А
|
ro, Ом/км
|
хo, Ом/км
|
|
В-2
|
1+1
|
91+ j34,969
|
220
|
127,92
|
134,316
|
149,24
|
АСО-240
|
605
|
0,13
|
0,435
|
|
2-4
|
1
|
42+ j16,144
|
220
|
118,084
|
123.988
|
137.764
|
АСО-240
|
605
|
0,13
|
0,435
|
|
2-3
|
1
|
34+ j13,129
|
220
|
95.648
|
100.43
|
111.589
|
АСО-240
|
605
|
0,13
|
0,435
|
|
3-4
|
1
|
10+ j3.727
|
220
|
28.007
|
29.407
|
32.674
|
АСО-240
|
605
|
0,13
|
0,435
|
|
1-4
|
1+1
|
17+ j6,487
|
110
|
47.751
|
50.139
|
55.71
|
АС-70
|
265
|
0,46
|
0,444
|
|
4-5
|
1
|
7+ j2,668
|
110
|
39.319
|
41.285
|
45.872
|
АС-70
|
265
|
0,46
|
0,444
|
Таблица 5. Выбор сечений проводов линий электропередачи для
схемы 3
|
Ли- ния
|
n
|
S, МВА
|
Uном, кВ
|
Imax, A
|
Iр, А
|
Fэ
|
Марка
|
Iдоп, А
|
ro, Ом/км
|
хo, Ом/км
|
|
В-2
|
1+1
|
91+ j34,969
|
220
|
127,92
|
134,316
|
149,24
|
АСО-240
|
605
|
0,13
|
0,435
|
|
2-4
|
1+1
|
52+ j19,871
|
110
|
146.089
|
153.393
|
170.437
|
АС-185
|
510
|
0,17
|
0,413
|
|
2-3
|
1+1
|
24+ j9,402
|
110
|
67.644
|
71.026
|
78.918
|
АС-95
|
330
|
0,33
|
0,434
|
|
1-4
|
1+1
|
17+ j6,487
|
110
|
47.751
|
50.139
|
55.71
|
АС-70
|
265
|
0,46
|
0,444
|
|
4-5
|
1
|
7+ j2,668
|
35
|
123.573
|
129.752
|
144.169
|
АС-150
|
445
|
0,21
|
0,392
|
1.6 Проверка проводов по нагреву и по допустимой
потере напряжения
Выбранные сечения проводов ЛЭП необходимо проверить по
нагреву длительно протекающими токами и по потере напряжения. Проверка по
нагреву должна выполняться для наиболее тяжелых послеаварийных режимов работы
сети. Для двухцепных или параллельных линий наиболее тяжёлым будет обрыв одной
из линий (цепи). Для замкнутых сетей - обрыв одного из головных участков.
Проверка по нагреву токами послеаварийных режимов для схемы
1:
При обрыве одной из линий на участках В-2, 4-1, приведёт к
увеличению тока в два раза:
,
А,
А.
Послеаварийные токи меньше допустимых, значит выбранные сечения
проводов проходят по нагреву.
Определение потокораспределения и расчёт токов в
послеаварийном режиме на кольцевом участке 2-4-3. Наиболее тяжёлыми будут
режимы при неисправной линии 2-4 либо 2-3.
Отключение линии 2-4:
,
МВА,
,
МВА,
Рисунок 11. Распределение мощностей после отключения линии
2-4
трансформатор электрический подстанция напряжение
Отключение линии 2-3:
,
МВА,
,
МВА.
Рисунок 12. Распределение мощностей после отключения линии
2-3
Определение длительных послеаварийных токов:
А,
А.
Выполненные расчеты показали, что все сечения проходят по
нагреву токами послеаварийных режимов.
Проверка сечений по допустимой потере напряжения в нормальном
и послеаварийных режимах.
.
,
,
,
,
,
.
Потери напряжения до пункта 4:
,
. Первый послеаварийный режим - отключение линии 4-2:
,
,
Потери напряжения до пункта 4 в послеаварийном режиме:
,
,
.
2. Второй послеаварийный режим - отключение линии 3-2:
,
,
Потери напряжения до наиболее электрически удалённого пункта
- пункта 4:
,
,
.
3. Третий послеаварийный режим - обрыв одной из линий на
участке B-2.
В послеаварийных режимах при обрыве одной из параллельных
линий потери напряжения в другой увеличатся в два раза:
,
Потери напряжения до наиболее электрически удалённого пункта
- пункта 4:
.
4. Четвёртый послеаварийный режим - обрыв одной из линий на
участке 1-4:
,
Потеря напряжения на всех участках сети:
.
Потери напряжения до пункта 1 в нормальном режиме:
,
.
. Первый послеаварийный режим - обрыв одной из линий на участке B-2:
,
.
. Второй послеаварийный режим - обрыв одной из линий на участке
2-3:
Потери напряжения до пункта 1 в аварийном режиме:
,
3. Третий послеаварийный режим - обрыв одной из линий на участке
2-4:
Потери напряжения до пункта 1 в аварийном режиме:
,
4. Четвёртый послеаварийный режим - обрыв одной из линий на
участке 1-4:
,
Выполненные расчеты показали, что все сечения проходят по нагреву
токами послеаварийных режимов и по потере напряжения.
1.7 Выбор числа и мощности трансформаторов. Схемы
электрических соединений подстанций
При проектировании электрических сетей на подстанциях всех
категорий рекомендуется применять не более двух трансформаторов. Установка
большего количества трансформаторов может быть допущена на основании
технико-экономических расчетов. Однотрансформаторные подстанции допускается
применять в следующих случаях:
·
Как
первый этап развития двухтрансформаторной подстанции при условии, что
достижение полной нагрузки подстанции произойдет не раньше, чем через три года
после ввода первого трансформатора, и наличии резервного питания по сетям
среднего и низшего напряжений.
·
Для
питания потребителей II категории, если замена поврежденного
трансформатора обеспечивается в установленные сроки, и при условии
технико-экономической целесообразности с учетом возможного
народнохозяйственного ущерба от перерыва электроснабжения.
·
При
наличии второго источника питания со стороны низшего напряжения силового
трансформатора.
При определении номинальной мощности трансформаторов
необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки
трансформаторов в целях снижения суммарной установленной мощности. При расчетах
необходимо исходить из следующих положений:
·
На
двухтрансформаторных подстанциях при отсутствии резервирования по сетям
вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирается равной не
более 0,7 суммарной нагрузки подстанции в расчетный период (в период
максимальной нагрузки).
·
При
отключении наиболее мощного трансформатора оставшийся в работе должен
обеспечить питание потребителей I и II категорий во время ремонта или замены этого
трансформатора с учетом допустимой перегрузки 40%.
·
На
однотрансформаторной подстанции номинальная мощность трансформатора Sном выбирается исходя из
максимальной расчетной нагрузки S потребителей, то есть:
Sном³S
При этом следует стремиться максимально загрузить
трансформаторы сети (до 100%).
Вычисляются полные мощности всех нагрузок с учетом
компенсации реактивной мощности.
По результатам вычислений строятся суточные графики нагрузок в
зимний период, представленные на рисунке 13.
Рисунок 13. Суточные графики нагрузок в зимний период
Произведем выбор трансформаторов, основываясь на результатах
расчетов полных мощностей нагрузок и суточных графиков нагрузок.
На подстанциях 1,2,3 и 4 устанавливаются два трансформатора,
поскольку в состав нагрузок, подключенных к этим подстанциям, входят
электропотребители II, III и I, II, III категории соответственно. На подстанции 4 должны быть установлены
два автотрансформатора, так как в состав нагрузки, подключенной к этой
подстанции, входят электропотребители I, II и III категории, а также необходимо обеспечить
трансформацию напряжения с 220 кВ на 110 кВ.
Выбор трансформаторов произведём на примере подстанции 1
схемы 1. Трансформаторы на остальных подстанциях схемы 1 и схемы 3, выбранные в
результате расчёта приведены в таблице 10 и таблице 11.
Определяется расчетная мощность трансформаторов:
Sр= Sмах 
, МВА
Sр = 18,196
.
В таком случае необходимо рассмотреть два возможных варианта:
трансформаторы с номинальной мощностью 10 МВА и трансформаторы с номинальной
мощностью 16 МВА.
Выберем трансформатор ТДН-10000/110.
Производится проверка на систематические перегрузки и аварийные
перегрузки.
Поскольку на подстанции 2 устанавливаются 2 трансформатора, то
полная мощность нагрузки для каждого из двух трансформаторов в нормальном
режиме будет в два раза меньше, чем суммарная мощность нагрузки.
Среднезимняя температура -130С.
Оперативный резерв составляет 5% от максимальной мощности
нагрузки.
) Проверка по систематическим перегрузкам.
Для этого строится график нагрузок для двух параллельно работающих
трансформаторов.
Рисунок 14. График нагрузок для двух параллельно работающих
трансформаторов
Как видно из графика системных перегрузок не наблюдается.
) Проверка по аварийным перегрузкам.
Рисунок 15. График нагрузок для одного работающего трансформатора
Трансформатор перегружен в течении всех суток. Следовательно два
трансформатора марки ТДН-10000/110 не подходят для подстанции 1
Выберем трансформатор ТДН-16000/110.
) Проверка по систематическим перегрузкам.
Для этого строится график нагрузок для двух параллельно
работающих трансформаторов.
Рисунок 16. График нагрузок для двух параллельно работающих
трансформаторов
Как видно из графика системных перегрузок не наблюдается.
) Проверка по аварийным перегрузкам.
Рисунок 17. График нагрузок для одного работающего трансформатора
Трансформатор перегружен в течении 6 часов. С учётом оперативного
резерва:
Sо.р.= Sмах 
, МВА
Sо.р. = 18,196
.
С учетом оперативного резерва мощность нагрузки одного
автотрансформатора:
Sав
= 18,196
.
Sав
= 10,49
.
Начальный коэффициент загрузки:
; 
;
; 
,
что меньше допустимого 
=1,64.
Следовательно два трансформатора марки ТДН-16000/110 подходят для
подстанции 1.
В случае, если бы 
был больше 
, то трансформаторы с номинальной
мощностью 16 МВА не подошли бы для данной подстанции и следовало бы выбрать
трансформаторы с номинальной мощностью 25 МВА, после чего так же проверить их
на аварийные перегрузки.
Таблица 10. Трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях схемы
1.
|
Номер
подстанции
|
Smax
MBA
|
Тип
трансформатора
|
SавSав 
|
|
|
|
|
|
1
|
18,196
|
2×ТДН-16000/110
|
9,58
|
17,286
|
0,682
|
1,137
|
1,64
|
|
2
|
16,045
|
2×ТРДН-32000/220
|
8,413
|
15,243
|
0,288
|
0,501
|
1,48
|
|
3
|
25,776
|
2×ТРДН-32000/110
|
13,949
|
24,487
|
0,436
|
0,805
|
1,5
|
|
4
|
55,668
|
2×АТДЦТН-63000/220/110
|
30,619
|
52,885
|
0,486
|
0,839
|
1,52
|
|
5
|
7,491
|
ТМН-6300/110
|
4,12
|
7,116
|
0,659
|
1,13
|
1,63
|
Таблица 11. Трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях
схемы 3.
|
Номер
подстанции
|
Smax
MBA
|
Тип
трансформатора
|
SавSав
|
|
|
|
|
|
1
|
18,196
|
2×ТДН-16000/110
|
9,58
|
17,286
|
0,682
|
1,137
|
1,64
|
|
2
|
97,488
|
2×АТДЦТН-3000/220/110
|
53,619
|
92,614
|
0,928
|
1,547
|
1,66
|
|
3
|
25,776
|
2×ТДН-16000/110
|
13,949
|
24,487
|
0,967
|
1,611
|
1,63
|
|
4
|
55,668
|
2×ТДТН-40000/110
|
30,619
|
52,885
|
0,765
|
1,32
|
1,6
|
|
5
|
7,491
|
ТМН-6300/35
|
4,12
|
7,116
|
0,659
|
1,13
|
1,63
|
Вывод: Выбранные трансформаторы обеспечивают нормальное
электроснабжение потребителей I и II категории в случае аварии.
Схемы электрических соединений.
Рисунок 18. Структурная схема 1
Рисунок 19. Структурная схема 3
Рисунок 20. Схема электрических соединений подстанций схемы
№1
Рисунок 21. Схема электрических соединений подстанций схемы
№3
.8 Технико-экономическое обоснование принимаемого
проектного решения
Выбор наиболее экономичного варианта производится методом
сравнения дисконтированных издержек, рассчитываемых для каждого варианта. При
определении дисконтированных издержек учитываются лишь отличные между собой
элементы схем сетей. Формула имеет следующий вид:
где ДИ - дисконтированные издержки;
К - капитальные
вложения в сооружение сети;
Ио.р. -
издержки на капитальный и текущий ремонт и обслуживание;
ИΔW - издержки на возмещение потерь
электрической энергии;
i - коэффициент дисконтирования, i = 0,1;
Тр
- расчетный период, Тр = 22 года.
Капиталовложения на сооружение линии электропередачи:
,
где Кoi -
показатель стоимости одного километра линии;
li - протяженность i-го участка;
ni - количество цепей линий на данном
участке сети;
N - количество участков.
Суммарные капитальные вложения на сооружение подстанций 
, тыс. руб.:
где КПСi - стоимость сооружения i-ой подстанции, тыс.
руб.;
М - номер подстанции;
Ктрi - стоимость силовых и
регулировочных трансформаторов, тыс. руб.;
КРУi - стоимость
распределительных устройств, тыс. руб.;
Кпостi - постоянная
составляющая затрат на сооружение подстанций, тыс. руб.
Данные о стоимостях сооружения ЛЭП приведены в таблице 12.
Таблица 12. Стоимость линий
|
Схема 1
|
|
Линия
|
Марка
провода
|
Исполнение
|
К0, тыс. руб.
|
l, км
|
КЛЭП, тыс. руб.
|
КЛЭП с просекой, тыс. руб.
|
|
B-2
|
АСО-240
|
1+1
|
519
|
92
|
95496
|
99360
|
|
2-4
|
АСО-240
|
1
|
519
|
68
|
35292
|
38148
|
|
2-3
|
АСО-240
|
1
|
519
|
68
|
35292
|
38148
|
|
3-4
|
АСО-240
|
1
|
519
|
55
|
28545
|
30885
|
|
4-1
|
АС-70
|
1+1
|
438
|
57
|
49932
|
52155
|
|
4-5
|
АС-70
|
1
|
438
|
50
|
21900
|
23850
|
|
Итого: 282546
|
|
Схема 3
|
|
|
Линия
|
Марка
провода
|
Исполнение
|
К0, тыс. руб.
|
l, км
|
КЛЭП, тыс. руб.
|
КЛЭП с просекой, тыс. руб.
|
|
B-2
|
АСО-240
|
1+1
|
519
|
92
|
95496
|
99360
|
|
2-4
|
АС-185
|
1+1
|
414
|
68
|
56304
|
58956
|
|
2-3
|
АС-95
|
1+1
|
429
|
68
|
58344
|
60996
|
|
4-1
|
АС-70
|
1+1
|
438
|
57
|
49932
|
52155
|
|
4-5
|
АС-150
|
1
|
369
|
50
|
18450
|
20250
|
|
Итого: 291717
|
Суммарные капиталовложения в строительство линий схемы 1 и
схемы 3:
=282546 тыс. руб.
=291717 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание линий:
тыс. руб.,
тыс. руб.
Таблица 13. Стоимость трансформаторов
|
№ТП
|
Количество трансформаторов
|
Тип
трансформатора
|
Стоимость
одного трансформатора, тыс. руб.
|
Стоимость
трансформаторов, тыс. руб.
|
|
Схема №1
|
|
1
|
2
|
ТДН-16000/110
|
1890
|
3780
|
|
2
|
2
|
ТРДН-32000/220
|
5070
|
10140
|
|
3
|
2
|
ТРДН-32000/220
|
5070
|
10140
|
|
4
|
2
|
АТДЦТН-63000/220/110
|
6030
|
12060
|
|
5
|
1
|
ТМН-6300/110
|
3400
|
3400
|
|
Итого 39520
|
|
Схема №3
|
|
1
|
2
|
ТДН-16000/110
|
1890
|
3780
|
|
2
|
2
|
АТДЦТН-63000/220/110
|
6030
|
12060
|
|
3
|
2
|
ТДН-16000/110
|
1890
|
3780
|
|
4
|
2
|
ТДТН-40000/110
|
3510
|
7020
|
|
5
|
1
|
ТМН-6300/35
|
915
|
915
|
|
Итого 27555
|
Суммарные капиталовложения в установку трансформаторов:
=39520 тыс. руб.,
=27555 тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
Таблица 14. Показатели стоимости выключателей и постоянной части
затрат
|
Наименование
|
Стоимость
ячейки, тыс. руб.
|
Количество
|
КОРУ ВН,
тыс. руб.
|
ПЧЗ
|
КОРУ НН,
тыс. руб.
|
|
Схема №1
|
|
П/ст 1 ОРУ 110
кВ
|
900
|
2
|
1800
|
6000
|
330
|
|
П/ст 2 ОРУ 220
кВ
|
1950
|
8
|
15600
|
12000
|
1260
|
|
П/ст 3 ОРУ 220
кВ
|
2400
|
3
|
7200
|
10500
|
1260
|
|
П/ст 4 ОРУ 220
кВ ОРУ 110 кВ
|
2400 780
|
3 6
|
7200 4680
|
10500 7500
|
1500
|
|
П/ст 5 ОРУ 110
кВ
|
1500
|
1
|
1500
|
6000
|
180
|
|
ИТОГО
|
|
|
37980
|
52500
|
4530
|
|
Схема №3
|
|
П/ст 1 ОРУ 110
кВ
|
900
|
2
|
1800
|
6000
|
330
|
|
П/ст 2 ОРУ 220
кВ ОРУ 110 кВ
|
2400 780
|
4 7
|
9600 5460
|
18000 7500
|
1260
|
|
П/ст 3 ОРУ 110
кВ
|
900
|
2
|
1800
|
6000
|
1260
|
|
П/ст 4 ОРУ 110
кВ ОРУ 35 кВ
|
780 360
|
5 4
|
3900 1440
|
8400 1350
|
1500
|
|
П/ст 5 ОРУ 35
кВ
|
360
|
1
|
360
|
1350
|
180
|
|
ИТОГО
|
|
|
24360
|
48600
|
4530
|
Схема 1.
. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на
220 кВ:
=30000 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 220 кВ:
тыс. руб.
. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 110
кВ:
= 7980 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 110 кВ:
тыс. руб.
. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 10
кВ:
=4530 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 10 кВ:
тыс. руб.
. Суммарные капиталовложения в постоянную часть затрат по
подстанциям:
=52500 тыс. руб.
тыс. руб.
Схема 3.
. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 220
кВ:
=9600 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 220 кВ:
тыс. руб.
. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на СН:
= 14760 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ СН:
тыс. руб.
. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 10
кВ:
=4530 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 10 кВ:
тыс. руб.
. Суммарные капиталовложения в постоянную часть затрат по
подстанциям:
=48600 тыс. руб.
тыс. руб.
Таблица 15. Стоимость компенсирующих устройств
|
Пункт
|
Набранная ККУ
|
Удельная
стоимость, руб./квар
|
Стоимость КУ,
тыс. руб.
|
|
1
|
 4×111444
|
|
|
|
2
|
4×111444
|
|
|
3 
4×111
4 
4×111
|
8×1231428
|
|
|
|
|
5
|
 6×147882
|
|
|
Суммарная стоимость ККУ: 
4230 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ККУ:
тыс. руб.
Схема 1.
Суммарные капиталовложения в строительство ТП:
138760 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ТП:
7821,04 тыс. руб.
Капиталовложения в строительство всей сети в целом:
=282546+138760=421306 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание всей сети в целом:
= 
+ 7821,04 =10081,408 тыс. руб.
Схема 3.
Суммарные капиталовложения в строительство ТП:
109275 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ТП:
6138,225 тыс. руб.
Капиталовложения в строительство всей сети в целом:
=291717+109275=400992 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание всей сети в целом:
= 
+ 6138,225 =8471,961 тыс. руб.
Годовые потери электроэнергии равны:
,
-суммарные потери в стали трансформаторов.
- суммарные нагрузочные потери в линиях и обмотках
трансформаторов.
Издержки на возмещение потерь электроэнергии:
- стоимость 
электроэнергии,
;
Определение потерь электроэнергии в сетях.
Одноцепная линия:
Двухцепная линия:
Для примера приводится расчет линии В-2 для схемы №1:
Результаты расчета потерь активной мощности в остальных ветвях
сетей приведены в таблице 16.
Таблица 16. Потери активной мощности
|
Линия
|
n
|
P,
МВт
|
Q,
МВАр
|
l, км
|
Uном, кВ
|
ro, Ом/км
|
DР, МВт
|
|
Схема №1
|
|
В-2
|
1+1
|
91
|
34,969
|
92
|
220
|
0,13
|
1.174
|
|
2-4
|
1
|
42
|
16,144
|
68
|
220
|
0,13
|
0.37
|
|
2-3
|
1
|
34
|
13,129
|
68
|
220
|
0,13
|
0.243
|
|
3-4
|
1
|
10
|
3,727
|
55
|
220
|
0,13
|
0.017
|
|
4-1
|
1+1
|
17
|
6,487
|
57
|
110
|
0,46
|
0.359
|
|
4-5
|
1
|
7
|
2,668
|
50
|
110
|
0,46
|
0.107
|
|
Схема №3
|
|
В-2
|
1+1
|
91
|
34,969
|
92
|
220
|
0,13
|
1.174
|
|
2-3
|
1+1
|
24
|
9,402
|
68
|
110
|
0,17
|
0.317
|
|
2-4
|
1+1
|
52
|
19,871
|
68
|
110
|
0,33
|
2.873
|
|
4-1
|
1+1
|
17
|
6,487
|
57
|
110
|
0,46
|
0.359
|
|
4-5
|
1
|
7
|
2,668
|
50
|
35
|
0,21
|
0.481
|
Суммарные потери активной мощности:
в схеме №1: DРS=2.27 МВт;
в схеме №3: DРS=5.204 МВт.
Значение времени максимальных потерь t равно:
ч.
Потери электроэнергии в линиях.
Схема 1:
DWЛ = 3349,98 ∙
2,27 = 7604,455 МВт∙ч;
Схема 3:
DWЛ = 3349,98 ∙
5,204 = 17433,296 МВт∙ч;
Потери энергии холостого хода.
Схема1:
Схема 2:
Определение нагрузочных потерь в трансформаторах.
.
Для примера приводится расчет трансформатора ТДН-16000/110 на
ТП1 для схемы №1:
Результаты расчета потерь электроэнергии на нагрев обмоток в
остальных трансформаторах сетей приведены в таблице 17.
Таблица 17. Потери электроэнергии на нагрев обмоток
трансформаторов
|
Подстанция
|
Марка
|
n
|
Sн, МВА
|
DW, МВтч
|
|
Схема 1
|
|
1
|
ТДН-16000/110
|
2
|
18.196
|
184.138
|
|
2
|
ТРДН-32000/220
|
2
|
16.045
|
70.325
|
|
3
|
ТРДН-32000/220
|
2
|
25.776
|
181.493
|
|
4
|
АТДЦТН-63000/220/110
|
2
|
29.981
|
81.557
|
|
5
|
ТМН-6300/110
|
1
|
7.491
|
208.398
|
|
Схема 3
|
|
1
|
ТДН-16000/110
|
2
|
18.196
|
184.138
|
|
2
|
АТДЦТН-63000/220/110
|
2
|
16.045
|
23.359
|
|
3
|
ТДН-16000/110
|
2
|
25.776
|
369.507
|
|
4
|
ТДТН-40000/110
|
2
|
29.981
|
216.427
|
|
5
|
ТМН-6300/35
|
1
|
7.491
|
220.239
|
Суммарные потери электроэнергии на нагрев обмоток
трансформаторов:
в схеме №1: DWST= 725.911 МВт;
в схеме №3: DWST= 1013.67 МВт.
Суммарные потери электроэнергии.
Схема 1:
Схема 3:
Стоимость потерянной электроэнергии.
Схема 1:
Схема 3:
После определения дисконтных издержек необходимо их сравнить и
определить экономически наиболее целесообразный вариант сети:
Для схемы 1:
Для схемы 3:
Вариант схемы 1 экономически более выгоден для строительства
и эксплуатации, чем вариант схемы 3, т.к. их дисконтированные издержки
получаются больше, чем схемы 1. При дальнейших расчётах будет использоваться
экономически более выгодная схема - 1.
2. Расчёты параметров режимов работы
электрической сети
2.1 Составление схемы замещения
Районная схема РЭЭС составляется на основе принципиальной
схемы районной сети, принятой в результате технико-экономического сопоставления
вариантов.
Схема замещения районной сети объединяет схемы замещения
трансформаторов подстанций, линий электропередачи в соответствии с
коммутационной схемой системы.
Все параметры схемы замещения вычисляются по погонным
параметрам r0, x0, b0 для воздушных линий и паспортным данным rт, xт, DРх
и DQх для трансформаторов и автотрансформаторов.
Проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого хода
трансформаторов DSx=DPx+jDQx, а емкостные
проводимости линий - зарядной мощностью Qc.
Параметры схемы замещения:
,
,
,
где x0, r0 - погонные реактивное и индуктивное сопротивление линии;
b0 -
ёмкостная проводимость.
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
МВар,
МВар,
МВар,
МВар,
МВар,
МВар,
МВар,
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
Ом,
Исходные данные и результаты расчетов схемы замещения линий
представлены в таблице 18.
Таблица 18. Параметры схемы замещения линий
Линия Марка провода UНОМ, кВ Длина,
км r0,
Ом/км x0, Ом/км R, Ом X, Ом BЛ См10-6 
|
МВАр
|
|
|
В-2
|
ACО-240
|
220
|
92
|
0,13
|
0,435
|
5,98
|
20,01
|
478,4
|
11,578
|
|
2-3
|
АСО-240
|
220
|
68
|
0,13
|
0,435
|
8,84
|
29,58
|
176,8
|
4,279
|
|
2-4
|
АСО-240
|
220
|
68
|
0,13
|
0,435
|
8,84
|
29,58
|
176,8
|
4,279
|
|
3-4
|
АСО-240
|
220
|
55
|
0,13
|
0,435
|
7,15
|
23,92
|
143
|
3,461
|
|
4-1
|
АС-70
|
110
|
57
|
0,46
|
0,444
|
3,705
|
12,654
|
290,7
|
1,759
|
|
4-5
|
АС-70
|
110
|
50
|
0,46
|
0,444
|
23
|
22,2
|
127,5
|
0,771
|
|
А-В
|
АСО-300
|
220
|
125
|
0,108
|
0,429
|
6,75
|
26,813
|
660
|
15,972
|
Результаты расчетов схем замещения трансформаторов приведены
в таблице 13. Сопротивления обмоток трехобмоточных трансформаторов записаны
через дробную черту. Все параметры, занесенные в таблицу 19, вычислены с учетом
числа параллельно включенных трансформаторов.
Таблица 19. Параметры схемы замещения трансформаторов
|
№ТП
|
Тип
трансформатора
|
Кол-во тр-ров
|
rт, Ом
|
xт,
Ом
|
DРх,
МВт
|
DQх,
кВАр
|
|
1
|
ТДН-16000/110
|
2
|
2,19
|
43,35
|
0,038
|
0,224
|
|
2
|
ТРДН-32000/220
|
2
|
3,85
|
95,25
|
0,090
|
0,416
|
|
3
|
ТРДН-32000/220
|
2
|
3,85
|
95,25
|
0,090
|
0,416
|
|
4
|
АТДЦТН-63000/220/110
|
2
|
0,7/0,7/1,4
|
52/0/97,8
|
0,090
|
0,630
|
|
5
|
ТМН-6300/110
|
1
|
14,7
|
220,4
|
0,0115
|
0,0504
|
Рисунок 22. Схема замещения схемы 1
2.2 Расчёт режима максимальных нагрузок
Расчет потерь:
Потери мощности в обмотках трансформатора и линий
определяются по формуле:
Мощности, протекающие по элементам ЭЭС определяются на основании
1-го закона Кирхгофа:
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
Выполняется расчет кольцевого участка 3`-8-7-3:
Рисунок 23. Потокораспределение в кольце 3`-8-7-3
МВА,
МВА,
Проверка:
МВА,
Проверка выполнена. Так как результаты сходятся, то можно
сделать вывод что расчет произведен верно. Таким образом, точка 7 является
точкой потока раздела. Разрезав контур по точке 7, получают две независимые
разомкнутые схемы (рисунок 24). Далее расчет ведется по методу последовательных
приближений. Для этого на первом этапе, продвигаясь из конца сети к началу,
определяют мощности в конце и в начале каждого участка, т.е. учитывают потери
мощности в элементах сети.
Рисунок 24. Два независимых контура
Так, мощность на участках определится следующим образом:
МВА,
МВА,
МВА,
Далее выполняется расчет напряжений с учетом потерь.
,
где 
- продольная составляющая падения
напряжения на участке i-j:
- поперечная составляющая падения напряжения на участке i-j:
В линиях с номинальным напряжением 110 кВ и ниже поперечную
составляющую потери напряжения можно не учитывать.
кВ,
кВ,
кВ,
кВ,
кВ,
кВ,
кВ,
кВ,
кВ,
кВ,
кВ,
кВ,
кВ,
кВ,
кВ,
Таблица 20. Напряжения в узлах сети, рассчитанные вручную и в
программе «ROOR»
|
Номер узла
|
Напряжение,
рассчитанное «вручную», кВ
|
Напряжение,
рассчитанное в программе «Roor», кВ
|
|
1
|
-
|
231,000
|
|
|
2
|
-
|
236,797
|
|
3
|
-
|
233,655
|
|
4
|
-
|
15,750
|
|
5
|
-
|
114,700
|
|
6
|
-
|
6,327
|
|
7
|
229,886
|
230,278
|
|
8
|
230,889
|
231,215
|
|
9
|
6,192
|
6,208
|
|
10
|
223,549
|
224,330
|
|
11
|
10,435
|
10,477
|
|
12
|
117,565
|
117,977
|
|
13
|
116,258
|
116,807
|
|
14
|
10,799
|
10,889
|
|
15
|
114,497
|
115,050
|
|
16
|
9,3
|
9,427
|
|
|
|
|
|
|
|
Потокораспределение в сети, указанное в таблице 21,
соответствует тому, каким образом выводятся результаты расчетов потоков
мощности в программе «ROOR».
Таблица 21. Потокораспределение мощности в сети, рассчитанное
вручную
|
Номер ветви
|
Начало ветви
|
Конец ветви
|
Активная
мощность начала ветви
|
Реактивная
мощность начала ветви
|
Активная
мощность конца ветви
|
Реактивная
мощность конца ветви
|
|
1
|
1
|
2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
2
|
2
|
3
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
3
|
2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
4
|
2
|
5
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
5
|
3
|
6
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
6
|
3
|
8
|
35,061
|
10,536
|
34,823
|
9,559
|
|
7
|
7
|
8
|
-10,733
|
-6,126
|
-10,711
|
-6,051
|
|
8
|
3
|
7
|
42,853
|
15,609
|
42,486
|
14,379
|
|
9
|
8
|
9
|
24,053
|
10,763
|
24,000
|
9,402
|
|
10
|
7
|
10
|
52,567
|
27,546
|
52,519
|
23,964
|
|
11
|
10
|
11
|
28,021
|
12,532
|
28,000
|
10,716
|
|
12
|
10
|
12
|
24,498
|
11,432
|
24,487
|
11,432
|
|
13
|
12
|
13
|
17,173
|
6,336
|
17,073
|
5,994
|
|
14
|
13
|
14
|
17,06
|
7,673
|
17,000
|
6,487
|
|
15
|
12
|
15
|
7,314
|
7,626
|
7,122
|
7,425
|
|
16
|
15
|
16
|
7,111
|
8,146
|
7,000
|
6,487
|
Таблица 22. Потокораспределение в сети, раcсчитанное по программе «ROOR»
|
Номер ветви
|
Начало ветви
|
Конец ветви
|
Активная
мощность начала ветви
|
Реактивная
мощность начала ветви
|
Активная
мощность конца ветви
|
Реактивная
мощность конца ветви
|
|
1
|
1
|
2
|
-210,797
|
-3,187
|
-216,444
|
10,494
|
|
2
|
2
|
3
|
93,420
|
-2,668
|
92,477
|
20,648
|
|
3
|
2
|
4
|
-556,136
|
-107,283
|
-557,280
|
-156,484
|
|
4
|
2
|
5
|
108,142
|
60,407
|
108,000
|
52,307
|
|
5
|
3
|
6
|
15,019
|
6,156
|
15,000
|
5,696
|
|
6
|
3
|
8
|
34,556
|
4,396
|
34,349
|
13,255
|
|
7
|
7
|
8
|
-10,190
|
-9,756
|
-10,209
|
-2,205
|
|
8
|
3
|
7
|
42,812
|
9,467
|
42,482
|
17,877
|
|
9
|
8
|
9
|
24,050
|
10,634
|
24,000
|
9,402
|
|
10
|
7
|
10
|
52,582
|
27,003
|
52,536
|
23,577
|
|
11
|
10
|
11
|
28,026
|
12,549
|
28,000
|
10,716
|
|
12
|
10
|
12
|
24,510
|
11,028
|
24,500
|
11,028
|
|
13
|
12
|
13
|
17,157
|
3,969
|
17,069
|
7,674
|
|
14
|
13
|
14
|
17,056
|
7,595
|
17,000
|
6,487
|
|
15
|
12
|
15
|
7,343
|
7,060
|
7,149
|
8,604
|
|
16
|
15
|
16
|
7,138
|
8,554
|
7,000
|
6,487
|
Суммарные потери активной мощности в сети - 9,058 МВт.
Суммарные потери реактивной мощности - 95,36 МВАр.
Результаты расчетов, выполненных «вручную» и по программе «ROOR», практически совпадают,
что говорит о правильности тех и других. Различие результатов расчетов двумя
указанными методами минимально в значениях рассчитанных активных мощностей,
протекающих по ветвям рассматриваемой схемы, и напряжений в её узлах. Более
серьезные различия наблюдаются в результатах расчетов значений реактивных
мощностей. Объяснить существующие различия можно тем, что расчет, выполненный
«вручную», производился с всего одной итерацией, то время как расчет,
выполненный в программе «ROOR», имеет 20 итераций, и значения зарядных
мощностей линий определялось для реального значения напряжения, а не
номинального, как при ручном расчете, что и привело к различию полученных
результатов, в первую очередь, значений реактивных мощностей.
2.3
Оптимизация режима работы сети
При оптимизации режима работы сети задаются несколько раз
различными значениями реактивной мощности 
, проводят расчёт потокораспределения и напряжений в узлах по
программе Roor. По результатам расчёта определяют режим
работы станции, соответствующий наименьшим потерям активной мощности. При этом
напряжение генераторов не должны выходить за пределы 
Реактивную мощность рекомендуется менять
таким образом, чтобы 
менялся от единицы до номинального
значения. Увеличение реактивной мощности генераторов сверх номинальной возможно
при уменьшении вырабатываемой активной мощности, что связано с ограничением
токов статора и ротора генератора условиями допустимого нагрева обмоток.
Таблица 23. Результаты оптимизации
|
 , кВ , кВ , МВт , МВАр
|
|
|
|
|
16,5
|
253,524
|
9,346
|
230,837
|
|
16,2
|
248,914
|
9,028
|
200,122
|
|
15,9
|
244,305
|
8,978
|
170,702
|
|
15,75
|
242
|
9,054
|
156,481
|
|
15,6
|
239,695
|
9,198
|
142,588
|
|
15,3
|
235,086
|
9,691
|
115,790
|
|
15
|
230,476
|
10,459
|
90,322
|
Рисунок 25. Зависимость
Рисунок 26. Зависимость 
Рисунок 27. Зависимость 
Оптимальный режим имеет показатели:
· 
;
· 
;
· 
;
· 
.
Одновременно с оптимизацией режима проводим регулирование
напряжения на шинах низшего напряжения п/ст 1-5, для чего на п/ст 2 и 4
установим ПБВ на ступень «-3», а на п/ст 5 - «-4», а на п/ст 3 - «-5».
В таблице 19 и 20 приведён расчёт потокораспределения и
напряжений в сети после оптимизации и регулирования напряжения.
Расчёт в ROOR режима зимних максимальных
нагрузок после оптимизации
Таблица 24. Напряжения в узлах сети рассчитанное по программе
ROOR
|
Номер узла
|
Напряжение, кВ
|
Регулирование
|
Напряжение, кВ
|
|
Модуль
|
Угол, 0
|
Диапазон
|
положение
|
Модуль
|
Угол, 0
|
|
1
|
231,000
|
0
|
|
|
231,000
|
0
|
|
2
|
238,636
|
5,874
|
|
|
238,636
|
5,874
|
|
3
|
235,613
|
4,028
|
|
|
235,613
|
4,028
|
|
4
|
15,900
|
10,556
|
|
|
15,900
|
10,556
|
|
5
|
115,653
|
2,582
|
|
|
115,653
|
2,582
|
|
6
|
6,381
|
2,560
|
 06,3812,560
|
|
|
|
|
7
|
232,312
|
2,832
|
|
|
232,312
|
2,832
|
|
8
|
233,230
|
3,045
|
|
|
233,230
|
3,045
|
|
9
|
6,264
|
0,628
|
-36,4580,628
|
|
|
|
|
10
|
226,483
|
-0,126
|
|
|
226,483
|
-0,126
|
|
11
|
10,582
|
-3,244
|
 010,582-3,244
|
|
|
|
|
12
|
119,110
|
-0,117
|
 119,110-0,117
|
|
|
|
|
13
|
117,959
|
-0,913
|
|
|
117,959
|
-0,913
|
|
14
|
11,002
|
-3,966
|
 +210,624-3,966
|
|
|
|
|
15
|
116,228
|
-0,042
|
|
|
116,228
|
-0,042
|
|
16
|
9,565
|
-7,196
|
-610,709-7,196
|
|
|
|
Таблица 25. Потокораспределение в сети рассчитанное по
программе ROOR
|
Номер ветви
|
Конец ветви
|
Активная
мощность начала ветви
|
Реактивная
мощность начала ветви
|
Активная
мощность конца ветви
|
Реактивная
мощность конца ветви
|
|
1
|
1
|
2
|
-210,878
|
-19,511
|
-216,503
|
-5,456
|
|
2
|
2
|
3
|
93,369
|
-4,013
|
92,443
|
19,792
|
|
3
|
2
|
4
|
-556,142
|
-121,755
|
-557,280
|
-170,702
|
|
4
|
2
|
5
|
108,140
|
60,274
|
108,000
|
52,307
|
|
5
|
3
|
6
|
15,018
|
6,148
|
15,000
|
5,696
|
|
6
|
3
|
8
|
34,543
|
4,018
|
34,340
|
13,056
|
|
7
|
7
|
8
|
-10,183
|
-9,715
|
-10,201
|
-2,028
|
|
8
|
3
|
7
|
42,792
|
8,996
|
42,470
|
17,595
|
|
9
|
8
|
9
|
24,049
|
10,612
|
24,000
|
9,402
|
|
10
|
7
|
10
|
52,563
|
26,681
|
52,518
|
23,333
|
|
11
|
10
|
11
|
28,021
|
12,511
|
28,000
|
10,716
|
|
12
|
10
|
12
|
24,497
|
10,821
|
24,487
|
10,821
|
|
13
|
12
|
13
|
17,154
|
3,861
|
17,068
|
7,652
|
|
14
|
13
|
14
|
17,055
|
7,572
|
17,000
|
6,487
|
|
15
|
12
|
15
|
7,333
|
6,960
|
7,145
|
8,545
|
|
16
|
15
|
16
|
7,134
|
8,495
|
7,000
|
6,487
|
Суммарные потери активной мощности в сети - 8,978 МВт.
Суммарные потери реактивной мощности в сети - 94,547 МВар.
2.3
Регулирование напряжения в электрической сети
Задачей этого раздела является обеспечение нормативных
отклонений напряжения на шинах вторичного напряжения подстанций проектируемой
сети. Закон встречного регулирования напряжения, который должен быть
осуществлен на шинах напряжением 10 кВ подстанций, определяется требованиями
ПУЭ. В соответствии с ПУЭ устройства регулирования напряжения должны обеспечить
поддержание напряжения на данных шинах в пределах не ниже 105% номинального в
период наибольших нагрузок, и не выше 100% номинального в период наименьших
нагрузок сети. При аварийных отключениях линий и трансформаторов напряжение не
должно снижаться ниже номинального уровня. В качестве средств регулирования при
выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих
ответвлений под нагрузкой (РПН). В некоторых случаях может потребоваться выбор
дополнительных средств.
Действительное напряжение на шинах низкого напряжения
определяется следующим образом:
где
- приведенное к ВН напряжение на шинах НН;
и 
- номинальные напряжения обмоток высшего
и низшего напряжения трансформатора, взятые из справочных таблиц для данного
типа трансформатора;
В случае, если действительное напряжение на шинах НН не
соответствует требуемому (желаемому), то необходимо выполнить его регулировку:
- напряжение ответвления, соответствующее желаемому напряжению на
шинах НН.
- требуемое изменение высшего напряжения.
- напряжение одной ступени РПН, где
- напряжение одной ступени РПН в процентах от .
- номер ступени РПН.
Полученное значение округляется до ближайшего целого числа.
- напряжение на рассчитываемом ответвлении ступени РПН.
- напряжение на шинах НН, полученное в результате регулирования.
По результатам расчета режима максимальных нагрузок можно сделать
вывод, что регулирование напряжение требуется произвести на подстанциях 5,3,4.
Условием регулирования напряжения является то, что напряжение
после регулировки на шинах среднего и низшего напряжений не должны превышать
1,1 номинального напряжения данных шин.
Таким образом, видно, что регулировка напряжении выполнена,
поскольку напряжение после регулирования очень близко к желаемому напряжению на
шинах низшего напряжения подстанции 4.
Подстанция 4.
Автотрансформатор, установленный на данной ТП: АТДЦТН-63000/220. В
цепи обмотки низшего напряжения данных автотрансформаторов необходимо
установить линейные регуляторы напряжения марки ЛТДН-40000/10 с номинальным
напряжением 11 кВ, с пределами регулирования: ±10×1,5%. Устройство РПН автотрансформатора
АТДЦТН-63000/220/110 установлено в обмотке среднего напряжения (±6×2%).
Производится регулирование напряжения в обмотке низшего
напряжения.
Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:
Желаемое напряжение в обмотке низшего напряжения: 
Действительное напряжение на шинах НН не соответствует желаемому,
следовательно необходимо выполнить его регулировку с помощью добавки напряжения
линейным регулятором.
принимаем n=1
Видно, что регулировка напряжении выполнена, поскольку напряжение
после регулирования очень близко к желаемому напряжению на шинах низшего
напряжения подстанции 4.
Далее необходимо выполнить расчеты режимов работы сети в
периоды зимнего и летнего минимума нагрузок, а также в период летнего максимума
нагрузки. Для обеспечения больших быстроты и точности эти расчеты будут
произведены с помощью программы «ROOR». Значения нагрузок для каждого из этих режимов
приведены в таблице 24. Результаты расчета режима зимнего минимума приведены в
таблице 25, а результаты расчетов режимов сети в период летних максимума и
минимума - в таблицах 26 и 27 соответственно.
Таблица 26. Мощности нагрузок в различные периоды
|
Номер нагрузки
|
Мощности
нагрузок в периоды
|
|
Зимний максимум
|
Зимний минимум
|
Летний максимум
|
Летний минимум
|
|
P, МВт
|
Q, Мвар
|
P, МВт
|
Q, Мвар
|
P, МВт
|
Q, Мвар
|
P, МВт
|
Q, Мвар
|
|
1
|
17
|
6,487
|
10,2
|
2,452
|
9,35
|
1,948
|
5,95
|
0,83
|
|
2
|
15
|
5,696
|
9
|
1,976
|
8,25
|
1,513
|
4,55
|
0,554
|
|
3
|
24
|
9,402
|
14,4
|
3,201
|
13,2
|
2,426
|
8,4
|
0,451
|
|
4
|
28
|
10,716
|
16,8
|
3,19
|
15,4
|
2,249
|
1,4
|
0,011
|
|
5
|
7
|
2,668
|
4,2
|
0,641
|
3,85
|
0,387
|
2,1
|
0,174
|
С целью уменьшения потерь мощности и энергии перед
проведением расчета минимальных нагрузок необходимо рассмотреть вопрос о числе
трансформаторов, включенных в этом режиме на подстанциях с двумя
трансформаторами.
Нагрузка
, при которой целесообразно отключать один
из трансформаторов на подстанции:
,
где
- номинальная мощность трансформатора;
,
-активные и реактивные потери мощности
холостого хода трансформаторов;
,
- активные и реактивные потери мощности
короткого замыкания трансформаторов;
k-экономический эквивалент реактивной мощности, (в проекте k=0,06 кВт/кВар).
Потери реактивной мощность трансформатора в опыте короткого
замыкания , кВар
Полученное значение мощности сравнивается с мощностью нагрузки подстанции в данном режиме и,
если SН.МИН<, то с целью уменьшения потерь мощности
можно исключить один из работающих трансформаторов. При SН.МИН> в работе остаются оба трансформатора.
Решение об отключении части трансформаторов зависит и от схемы
подстанции, а именно, наличия коммутационной аппаратуры для производства таких
переключений. Отключение трансформатора нецелесообразно, если это приведет к
уменьшению надежности электроснабжения или увеличению потерь активной мощности
в линиях электропередачи.
В данном проекте потребители подстанций 1 и 3 относятся к 1-й
категории, следовательно, трансформаторы отключать нецелесообразно, так как это
приведёт к уменьшению надёжности электроснабжения. Также не отключаем
трансформаторы на подстанции 5, так как он всего один.
Проверим необходимость отключения трансформаторов на подстанции 2.
На подстанции 2 установлены двухобмоточных трансформаторы
типа ТРДН-32000/220.
Потери реактивной мощность в опыте короткого замыкания , кВар
.
.
, следовательно, в работе остается один трансформатор в режиме
летнего минимума.
, следовательно, в работе остается один трансформатор в режиме
летнего максимума.
2.4 Расчет прочих режимов работы электрической
сети
Расчет режима зимнего минимума
Таблица 27. Напряжения в узлах сети в режиме зимних
минимальных нагрузок.
|
Номер узла
|
Напряжение, кВ
|
Регулирование
|
Напряжение, кВ
|
|
Модуль
|
Угол, 0
|
Диапазон
|
положение
|
Модуль
|
Угол, 0
|
|
1
|
231,000
|
0
|
|
|
231,000
|
0
|
|
2
|
239,933
|
6,851
|
|
|
239,901
|
6,853
|
|
3
|
241,246
|
5,562
|
|
|
241,119
|
5,570
|
|
4
|
15,900
|
11,514
|
|
|
15,900
|
11,517
|
|
5
|
116,324
|
3,596
|
|
|
116,308
|
3,597
|
|
6
|
6,582
|
4,722
|
+66,2064,729
|
|
|
|
|
7
|
241,069
|
4,767
|
|
|
240,853
|
4,780
|
|
8
|
241,195
|
4,912
|
|
|
241,018
|
4,923
|
|
9
|
6,564
|
3,565
|
+56,2463,574
|
|
|
|
|
10
|
240,687
|
3,159
|
|
|
240,231
|
3,168
|
|
11
|
11,440
|
1,527
|
+710,3331,530
|
|
|
|
|
12
|
126,600
|
3,157
|
+4117,0003,167
|
|
|
|
|
13
|
126,244
|
2,700
|
|
|
116,571
|
2,637
|
|
14
|
11,973
|
1,116
|
+410,3040,776
|
|
|
|
|
15
|
125,836
|
2,814
|
|
|
116,133
|
2,784
|
|
16
|
11,859
|
-0,552
|
+310,358-1,182
|
|
|
|
Таблица 28. Потокораспределение в сети в режиме минимальных
нагрузок
|
Номер ветви
|
Номера узлов
|
Мощность начала
ветви, МВА
|
Мощность конца
ветви, МВА
|
|
Начало
|
Конец
|
Активная
|
Реактивная
|
Активная
|
Реактивная
|
|
1
|
1
|
2
|
-246,590
|
-17,447
|
-254,282
|
-11,400
|
|
2
|
2
|
3
|
55,628
|
-44,275
|
55,210
|
-18,001
|
|
3
|
2
|
4
|
-556,179
|
-87,347
|
-557,280
|
-134,711
|
|
4
|
5
|
108,138
|
60,184
|
108,000
|
52,307
|
|
5
|
3
|
6
|
9,006
|
2,116
|
9,000
|
1,976
|
|
6
|
3
|
8
|
20,613
|
-10,349
|
20,545
|
-0,304
|
|
7
|
7
|
8
|
-6,036
|
-4,003
|
-6,040
|
4,283
|
|
8
|
3
|
7
|
25,501
|
-10,398
|
25,398
|
-0,476
|
|
9
|
8
|
9
|
14,415
|
3,563
|
14,400
|
3,201
|
|
10
|
7
|
10
|
31,343
|
2,898
|
31,331
|
2,010
|
|
11
|
10
|
11
|
16,806
|
3,692
|
16,800
|
3,190
|
|
12
|
10
|
12
|
14,525
|
-1,682
|
14,523
|
-1,682
|
|
13
|
12
|
13
|
10,260
|
-0,976
|
10,231
|
2,890
|
|
14
|
13
|
14
|
10,218
|
2,810
|
10,200
|
2,452
|
|
15
|
12
|
15
|
4,262
|
-0,706
|
4,232
|
0,997
|
|
16
|
15
|
16
|
4,220
|
0,947
|
4,200
|
0,641
|
Суммарные потери активной мощности в сети - 9,665 МВт.
Суммарные потери реактивной мощности в сети - 90,468 МВАр.
Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 6, 9,
11, 12, 14, 16 которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1, 2,
3, 4 и 5 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального
напряжения. Это означает, что в режиме зимнего минимума необходимо произвести
регулирование напряжения. Желаемое напряжения на низшей ступени должно
составлять 1,02 - 1,04 от номинального в периоды зимнего минимума и летнего
максимума. Результаты регулирования напряжения в период зимнего минимума
приведены в таблице 27.
Расчет режима летнего максимума
Таблица 29. Напряжения в узлах сети в режиме минимальных
нагрузок
|
Номер узла
|
Напряжение, кВ
|
Регулирование
|
Напряжение, кВ
|
|
Модуль
|
Угол, 0
|
Диапазон
|
положение
|
Модуль
|
Угол, 0
|
|
1
|
231,000
|
0
|
|
|
231,000
|
0
|
|
2
|
240,433
|
7,742
|
|
|
240,031
|
6,976
|
|
3
|
243,687
|
7,024
|
|
|
241,699
|
5,764
|
|
4
|
15,900
|
12,399
|
|
|
15,900
|
11,638
|
|
5
|
116,584
|
4,501
|
|
|
116,375
|
3,723
|
|
6
|
6,658
|
6,190
|
+66,2064,224
|
|
|
|
|
7
|
244,848
|
6,657
|
|
|
241,728
|
5,025
|
|
8
|
244,654
|
6,681
|
|
|
241,831
|
5,159
|
|
9
|
6,692
|
5,915
|
+66,2173,930
|
|
|
|
|
10
|
246,010
|
6,184
|
|
|
241,565
|
3,560
|
|
11
|
11,765
|
6,054
|
+710,4092,077
|
|
|
|
|
12
|
129,410
|
6,180
|
+4117,6523,558
|
|
|
|
|
13
|
129,378
|
5,903
|
|
|
117,317
|
3,070
|
|
14
|
12,337
|
5,024
|
+510,2211,387
|
|
|
|
|
15
|
129,167
|
5,957
|
|
|
116,922
|
3,182
|
|
16
|
12,299
|
4,369
|
+410,310-0,398
|
|
|
|
Таблица 30 - Потокораспределение в сети в режиме минимальных
нагрузок
|
Номер ветви
|
Номера узлов
|
Мощность начала
ветви, МВА
|
Мощность конца
ветви, МВА
|
|
Начало
|
Конец
|
Активная
|
Реактивная
|
Активная
|
Реактивная
|
|
1
|
1
|
2
|
-250,979
|
-16,923
|
-258,947
|
-11,952
|
|
2
|
2
|
3
|
50,967
|
-48,377
|
50,573
|
-21,940
|
|
3
|
2
|
4
|
-556,182
|
-83,788
|
-557,280
|
-131,010
|
|
4
|
2
|
5
|
108,138
|
60,175
|
108,000
|
52,307
|
|
5
|
3
|
6
|
8,259
|
1,745
|
8,250
|
1,513
|
|
6
|
3
|
8
|
18,896
|
-11,779
|
18,835
|
-1,648
|
|
7
|
7
|
8
|
-5,529
|
-3,560
|
-5,533
|
4,787
|
|
8
|
3
|
7
|
23,373
|
-12,221
|
23,283
|
-2,193
|
|
9
|
8
|
9
|
13,212
|
2,722
|
13,200
|
2,426
|
|
10
|
7
|
10
|
28,722
|
0,737
|
28,712
|
0,003
|
|
11
|
10
|
11
|
15,405
|
2,659
|
15,400
|
2,249
|
|
12
|
10
|
12
|
13,307
|
-2,656
|
13,305
|
-2,656
|
|
13
|
12
|
13
|
9,402
|
-1,611
|
9,378
|
2,320
|
|
14
|
13
|
14
|
9,365
|
2,240
|
9,350
|
1,948
|
|
15
|
12
|
15
|
3,903
|
-1,045
|
3,878
|
0,685
|
|
16
|
15
|
16
|
3,867
|
0,635
|
3,850
|
0,387
|
Суммарные потери активной мощности в сети - 9,872 МВт.
Суммарные потери реактивной мощности в сети - 90,895 МВАр.
Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 6, 9,
11, 12, 14, 16 которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1, 2,
3, 4 и 5 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального
напряжения. Это означает, что в режиме летнего максимума необходимо произвести
регулирование напряжения. Желаемое напряжения на низшей ступени должно
составлять 1,02 - 1,04 от номинального в периоды зимнего минимума и летнего
максимума. Результаты регулирования напряжения в период зимнего минимума
приведены в таблице 29.
Расчет режима летнего минимума
Таблица 31. Напряжения в узлах сети в режиме минимальных
нагрузок.
|
Номер узла
|
Напряжение, кВ
|
ПБВ
|
Напряжение, кВ
|
|
Модуль
|
Угол, 0
|
Диапазон
|
положение
|
Модуль
|
Угол, 0
|
|
1
|
231,000
|
0
|
|
|
231,000
|
0
|
|
2
|
240,062
|
6,973
|
|
|
240,404
|
7,745
|
|
3
|
241,823
|
5,756
|
|
|
243,570
|
7,033
|
|
4
|
15,900
|
11,635
|
|
|
15,900
|
12,402
|
|
5
|
116,391
|
3,722
|
|
|
116,568
|
4,503
|
|
6
|
6,581
|
4,217
|
+106,0506,198
|
|
|
|
|
7
|
241,940
|
5,012
|
|
|
244,650
|
6,672
|
242,004
|
5,148
|
|
|
244,492
|
6,692
|
|
9
|
6,595
|
3,921
|
+106,0805,926
|
|
|
|
|
10
|
242,011
|
3,550
|
|
|
245,590
|
6,197
|
|
11
|
11,523
|
2,073
|
+1010,2136,067
|
|
|
|
|
12
|
127,299
|
3,548
|
+4119,6206,194
|
|
|
|
|
13
|
127,029
|
3,126
|
|
|
119,545
|
5,876
|
|
14
|
12,067
|
1,692
|
+89,9734,845
|
|
|
|
|
15
|
126,659
|
3,211
|
|
|
119,325
|
5,949
|
|
16
|
11,990
|
0,168
|
+710,0944,086
|
|
|
|
Таблица 32. Потокораспределение в сети в режиме минимальных
нагрузок
|
Номер ветви
|
Номера узлов
|
Мощность начала
ветви, МВА
|
Мощность конца
ветви, МВА
|
|
Начало
|
Конец
|
Активная
|
Реактивная
|
Активная
|
Реактивная
|
|
1
|
1
|
2
|
-277,187
|
-9,950
|
-286,914
|
-11,905
|
|
2
|
2
|
3
|
23,009
|
-58,521
|
22,748
|
-31,381
|
|
3
|
2
|
4
|
-556,191
|
-73,571
|
-557,280
|
-120,409
|
|
4
|
2
|
5
|
108,138
|
60,149
|
108,000
|
52,307
|
|
5
|
3
|
6
|
4,553
|
0,622
|
4,550
|
0,554
|
|
6
|
3
|
8
|
8,913
|
-15,462
|
8,886
|
-5,025
|
|
7
|
7
|
8
|
-0,391
|
-2,547
|
-0,391
|
6,005
|
|
8
|
3
|
7
|
9,237
|
-16,855
|
9,204
|
-6,429
|
|
9
|
8
|
9
|
8,405
|
0,564
|
8,400
|
0,451
|
|
10
|
7
|
10
|
9,505
|
-4,512
|
9,504
|
-4,609
|
|
11
|
10
|
11
|
1,400
|
0,014
|
1,400
|
0,011
|
|
12
|
10
|
12
|
8,103
|
-4,623
|
8,102
|
-4,623
|
|
13
|
12
|
13
|
5,978
|
-3,104
|
5,969
|
1,020
|
|
14
|
13
|
14
|
5,956
|
0,940
|
5,950
|
0,830
|
|
15
|
12
|
15
|
2,124
|
-1,518
|
2,116
|
0,294
|
|
16
|
15
|
16
|
2,105
|
0,243
|
2,100
|
0,174
|
Суммарные потери активной мощности в сети - 11,313 МВт.
Суммарные потери реактивной мощности в сети - 94,894 МВАр.
Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 6, 9,
11, 12, 14, 16 которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1, 2,
3, 4 и 5 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального
напряжения. Это означает, что в режиме летнего минимума необходимо произвести
регулирование напряжения. Желаемое напряжения на низшей ступени должно
составлять 0,99 - 1,01 от номинального в периоды зимнего минимума и летнего
максимума. Результаты регулирования напряжения в период зимнего минимума
приведены в таблице 31.
3. Основные технико-экономические показатели сети
Таблица 33. Стоимость линий
|
Линия
|
Марка
провода
|
Исполнение
|
К0, тыс. руб.
|
l, км
|
КЛЭП, тыс. руб.
|
КЛЭП с просекой, тыс. руб.
|
|
B-2
|
АСО-240
|
1+1
|
519
|
92
|
95496
|
99360
|
|
2-4
|
АСО-240
|
1
|
519
|
68
|
35292
|
38148
|
|
2-3
|
АСО-240
|
1
|
519
|
68
|
35292
|
38148
|
|
3-4
|
АСО-240
|
1
|
519
|
55
|
28545
|
30885
|
|
4-1
|
АС-70
|
1+1
|
438
|
57
|
49932
|
52155
|
|
4-5
|
АС-70
|
1
|
438
|
50
|
21900
|
23850
|
|
Итого: 282546
|
Суммарные капиталовложения в строительство линий:
=282546 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание линий:
тыс. руб.,
Таблица 34. Стоимость трансформаторов
|
№ТП
|
Количество
трансформаторов
|
Тип
трансформатора
|
Стоимость одного
трансформатора, тыс. руб.
|
Стоимость
трансформаторов, тыс. руб.
|
|
1
|
2
|
ТДН-16000/110
|
1890
|
3780
|
|
2
|
2
|
ТРДН-32000/220
|
5070
|
10140
|
|
3
|
2
|
ТРДН-32000/220
|
5070
|
10140
|
|
4
|
2
|
АТДЦТН-63000/220/110
|
6030
|
12060
|
|
5
|
1
|
ТМН-6300/110
|
3400
|
3400
|
|
Итого 39520
|
Суммарные капиталовложения в установку трансформаторов:
=39520 тыс. руб.,
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:
тыс. руб.
Таблица 35. Показатели стоимости выключателей и постоянной части
затрат
|
Наименование
|
Стоимость
ячейки, тыс. руб.
|
Кол-во
|
КОРУ ВН,
тыс. руб.
|
ПЧЗ
|
КОРУ НН,
тыс. руб.
|
|
П/ст 1 ОРУ 110
кВ
|
900
|
2
|
1800
|
6000
|
330
|
|
П/ст 2 ОРУ 220
кВ
|
1950
|
8
|
15600
|
12000
|
1260
|
|
П/ст 3 ОРУ 220
кВ
|
2400
|
3
|
7200
|
10500
|
1260
|
|
П/ст 4 ОРУ 220
кВ ОРУ 110 кВ
|
2400 780
|
3 6
|
7200 4680
|
10500 7500
|
1500
|
|
П/ст 5 ОРУ 110
кВ
|
1500
|
1
|
1500
|
6000
|
180
|
|
ИТОГО
|
|
|
37980
|
52500
|
4530
|
. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на
220 кВ:
=30000 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 220 кВ:
тыс. руб.
. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 110
кВ:
= 7980 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 110 кВ:
тыс. руб.
. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 10
кВ:
=4530 тыс. руб.
тыс. руб.
. Суммарные капиталовложения в постоянную часть затрат по подстанциям:
=52500 тыс. руб.
тыс. руб.
Таблица 36. Стоимость компенсирующих устройств
|
Пункт
|
Набранная ККУ
|
Удельная
стоимость, руб./квар
|
Стоимость КУ,
тыс. руб.
|
|
1
|
4×111444
|
|
|
|
2
|
4×111444
|
|
|
3 4×111
4 4×111
|
8×1231428
|
|
|
|
|
5
|
6×147882
|
|
|
Суммарная стоимость ККУ: 4230 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ККУ:
тыс. руб.
Суммарные капиталовложения в строительство ТП:
138760 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ТП:
7821,04 тыс. руб.
Капиталовложения в строительство всей сети в целом:
=282546+138760=421306 тыс. руб.
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание всей сети в целом:
= + 7821,04 =10081,408 тыс. руб.
Годовые потери электроэнергии равны:
Таблица 37. Потери активной мощности
|
Линия
|
n
|
P,
МВт
|
Q,
МВАр
|
l, км
|
Uном, кВ
|
ro, Ом/км
|
DР, МВт
|
|
В-2
|
1+1
|
34,969
|
92
|
220
|
0,13
|
1.174
|
|
2-4
|
1
|
42
|
16,144
|
68
|
220
|
0,13
|
0.37
|
|
2-3
|
1
|
34
|
13,129
|
68
|
220
|
0,13
|
0.243
|
|
3-4
|
1
|
10
|
3,727
|
55
|
220
|
0,13
|
0.017
|
|
4-1
|
1+1
|
17
|
6,487
|
57
|
110
|
0,46
|
0.359
|
|
4-5
|
1
|
7
|
2,668
|
50
|
110
|
0,46
|
0.107
|
Суммарные потери активной мощности:
DРS=2.27 МВт;
Значение времени максимальных потерь t равно:
ч.
Потери электроэнергии в линиях.
Схема 1:
DWЛ = 3349,98 ∙
2,27 = 7604,455 МВт∙ч;
Нагрузочные потери электроэнергии:
Суммарные потери электроэнергии.
Энергия, выдаваемая генераторами станции В в сеть, равна:
Потери электроэнергии в сети в процентах от суммарной генерации:
КПД сети 
, %
.
Вывод: расчет сети показал, что технико-экономические показатели
близки к нормируемым, суммарные потери электроэнергии составляют не более 3
процентов от суммарной генерации электроэнергии.
4. Анализ режимов работы сети
Расчеты
потокораспределения и напряжений в узлах спроектированной сети были выполнены
двумя методами - «вручную» и с помощью программы «ROOR». Результаты ручного
расчёта и расчёта по программе Roor различаются по ряду причин:
1. Ручной расчёт мощностей проводится методом
последовательных приближений по номинальным значениям напряжений.
. При расчёте напряжений в узлах в сети 110 кВ не учитывали
поперечную составляющую падения напряжения
В режиме максимальных нагрузок наименьшее напряжение
наблюдаются в узле 16, т.к. он является наиболее электрически удалённым,
следовательно, потеря напряжения до данного узла наибольшая.
При составлении и проверке итоговой схемы замещения
спроектированной сети с указанными на ней величинами мощностей, протекающих по
ветвям, и напряжений в узлах вызвал смущение тот факт, что в период летнего
максимума и летнего минимума нагрузок существует значительный обратный переток
реактивной мощности, несмотря на то, что на подстанциях 1-5 были произведены
отключения части компенсирующих устройств для предотвращения «перекомпенсации».
Обратные перетоки реактивной мощности вызывают появление дополнительных потерь
активной мощности в спроектированной сети, и потому являются вредными. Обратные
перетоки реактивной мощности возникают из-за того, что реактивные мощности
нагрузок невелики Чтобы устранить обратные перетоки реактивной мощности, нужно
устранить причину их возникновения, то есть, по возможности увеличить
потребление реактивной мощности.
Результаты регулирования напряжения во всех режимах работы
спроектированной сети показали, что требуемое качество электроэнергии у
потребителей будет обеспечиваться.
Заключение
В проекте была разработана электрическая сеть нескольких
номинальных напряжений (220-110 кВ), предназначенная для электроснабжения
района, содержащего 5 предприятий или населенных пунктов, электрическую станцию
В и крупную узловую подстанцию А.
В начале проектирования было предложено четыре варианта схем
сети, из которых для дальнейшего рассмотрения было выбрано два. Путем
технико-экономического сравнения по дисконтированным издержкам для последующего
расчета был выбран один вариант схемы.
В ходе работы были рассмотрены вопросы выбора экономически
целесообразной схемы районной сети, компенсации реактивной мощности, выбора
марок проводов и трансформаторов. Были построены структурные схемы подстанции,
схемы электрических соединений, а также схема замещения уже спроектированной
сети, по которой в дальнейшем был произведен расчет параметров режимов работы
сети, было выполнено регулирование напряжения, где это требовалось. В конце
проекта был произведен анализ выполненных расчетов.
Библиографический список
1.
Пособие
к дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей /Под ред.
В.М. Блок.-М.: Высшая школа, 2012
2.
Вычегжанин
А.В., Черепанова Г.А. «Проектирование сетевого района» - учебно-методическое
пособие по проектированию Киров 2010.
3.
Черепанова
Г.А., Вычегжанин А.В. «Установившиеся режимы электрических сетей» Киров 2009.