6-1
|
69
|
288,2
|
1
|
288,2
|
АС-240
|
I
|
-/504
|
605
|
У линии 5-7 меняем сечение
на АС-120
Расчет токов в цепях для 2 схемы:
Выбор сечения производим 2-ым способом по экономической плотности тока
аналогично 1-ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач
показан в таблице 2.2.2
Таблица 2.2.2 «Выбор сечений ЛЭП»
Линия
|
L,км
|
|
n линий
|
|
сечение
|
вид аварии
|
|
|
Решение
|
1-2
|
72
|
630
|
2
|
315
|
АС-240
|
|
315/315
|
605
|
|
2-5
|
72
|
441
|
2
|
220,5
|
АС-240
|
обр. цепи
|
441/220,5
|
605
|
|
5-7
|
150
|
315
|
2
|
157,5
|
АС-150
|
обр. цепи
|
157,5/315
|
450
|
|
1-6
|
138
|
63
|
2
|
31,5
|
АС-50
|
|
63/63
|
210
|
|
- обрыв цепи II- обрыв цепи
Расчет токов в цепях для 3 схемы:
= =443,9 А
Выбор сечения производим 2- ым способом по экономической плотности тока
аналогично 1- ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач
показан в таблице 2.2.3
Таблица 2.2.3 «Выбор сечений ЛЭП»
линия
|
L,км
|
|
n линий
|
|
сечение
|
вид аварии
|
|
|
Решение
|
1-2
|
72
|
633
|
2
|
316,5
|
АС-240
|
|
|
605
|
|
2-5
|
36
|
443,9
|
1
|
443,9
|
АС-240
|
I
|
-/504
|
605
|
У линии 2-6 меняем сечение
на АС-185, у 6-7 на АС-120
|
5-7
|
75
|
317,9
|
1
|
317,9
|
АС-240
|
|
126/378
|
330
|
|
7-6
|
45
|
2,9
|
1
|
2,9
|
АС-50
|
|
378/63
|
210
|
АС-120
|
2-6
|
42
|
60,1
|
1
|
60,1
|
АС-70
|
II
|
504/-
|
265
|
АС-185
|
- обрыв цепи 2-5 II-
обрыв цепи 2-6
Расчет токов в цепях для 4 схемы:
Выбор сечения производим 2- ым способом по экономической плотности тока
аналогично 1- ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач
показан в таблице 2.2.4
Таблица 2.2.4 «Выбор сечений ЛЭП»
линия
|
L,км
|
|
n линий
|
|
сечение
|
вид аварии
|
|
|
Решение
|
1-2
|
72
|
693
|
2
|
346,5
|
АС-240
|
|
|
605
|
|
2-5
|
72
|
504
|
2
|
252
|
АС-240
|
I
|
441/220,5
|
605
|
|
5-7
|
150
|
378
|
2
|
189
|
АС-185
|
II
|
189/378
|
520
|
|
7-6
|
90
|
63
|
2
|
31,5
|
АС-50
|
|
31,5/31,5
|
210
|
|
I -
обрыв цепи II- обрыв цепи
Расчет токов в цепях для 5 схемы:
Выбор сечения производим 2- ым способом по экономической плотности тока
аналогично 1- ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач
показан в таблице 2.2.5
Таблица 4 «Выбор сечений ЛЭП»
Линия
|
L,км
|
|
n линий
|
|
сечение
|
вид аварии
|
|
|
Решение
|
1-2
|
72
|
693
|
2
|
346,5
|
АС-240
|
|
|
|
|
2-5
|
72
|
126
|
2
|
63
|
АС-95
|
I
|
189/94,5
|
330
|
|
2-6
|
84
|
378
|
2
|
189
|
АС-185
|
II
|
189/378
|
520
|
|
6-7
|
90
|
315
|
2
|
157,5
|
АС-150
|
|
157,5/157,5
|
450
|
|
- обрыв цепи II- обрыв цепи
Обобщенная таблица выбора числа выключателей в распределительных
устройствах подстанций (2.2.6).
Выбор выключателей определяется по следующей методике:
1) для тупиковой ПС
2) для проходной ПС
3) для прходной- узловой ПС
Таблица 2.2.6 «Выбора числа выключателей в распределительных устройствах
подстанций»
№ узла
|
Число трансф.
|
Число цепей Варианты
|
Число выключателей nвыкл.
|
|
|
1в
|
2в
|
3в
|
4в
|
5в
|
1в
|
2в
|
3в
|
4в
|
5в
|
1
|
2
|
1
|
2
|
0
|
0
|
0
|
1
|
3
|
0
|
0
|
0
|
2
|
2
|
1
|
2
|
2
|
2
|
4
|
1
|
3
|
3
|
3
|
8
|
5
|
2
|
2
|
4
|
2
|
4
|
2
|
3
|
8
|
3
|
8
|
2
|
7
|
2
|
2
|
2
|
2
|
4
|
2
|
3
|
2
|
3
|
8
|
2
|
6
|
2
|
2
|
2
|
2
|
2
|
4
|
3
|
2
|
3
|
2
|
8
|
2.3 Экономическое сравнение вариантов электрической сети
Для экономического анализа вариантов рассчитываются статически
приведенные затраты
нормальный коэффициент эффективности
У- усредненный ущерб от нарушения электроснабжения
вложения в станции
годовые издержки на амортизацию и обслуживание
годовые издержки на линии
- годовые издержки на обслуживание ПС
- годовые издержки на возмещение потерь электроэнергии в
сетях
- удельная стоимость сооружений в ЛЭП в ценах 1990 годов
с = [1000 рублей/км]
- кап.вложения в трансформатор
- коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание линий
и ПС
=
У=
-удельный годовой ущерб от аварийных ограничений
электроснабжения потребителей
- максимальная нагрузка потребителей
- коэффициент вынужденного простоя
- степень ограничения потребителей
- число последовательно включенных элементов в сети
Экономический анализ вариантов будем рассчитывать для 5 вариантов схем
электроэнергетической сети.
вложения в станции
- удельная стоимость сооружений в ЛЭП в ценах 1990 годов определяется из
таблицы 2.3.3 исходя из сечения линии ( 2-ой район по гололеду)
с = [1000 рублей/км]
=14 тыс/ км.*1*69*68,8=66,46 млн.р
=14 тыс/ км.*1*45*68,8=43,6 млн.р
=11,4 тыс/ км.*1*75*68,8=58,8 млн.р
=14 тыс/ км.*1*36*68,8=34,7 млн.р
66,46+43,6+58,8 +34,7)*=203,26 млн.рублей
выбирается из таблицы 2.2.5 [1]
для 2и 5узла
=84*4*68,8=23,1 млн.р
для 6 узла
=54*2*68,8=7,4 млн.р
для 7 узла
=109*4*68,8=23,1 млн.р
=45,5 млн.р
выбирается из таблицы 2.2.1
млн.р
=45,5+27,244=72,744 млн.р
= 72,744 млн.р +203,26 млн.р=276,004 млн.рублей
=0,028*203,26=5,7 млн.р
=0,094*72,744=6,84 млн.р
=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.
=
= 2890,8
(4500 ч)
==(30,8 млн.р
=5,7+6,84+30,8=43,34 млн.р
У=
- максимальная нагрузка потребителей
- коэффициент вынужденного простоя
- степень ограничения потребителей
- число последовательно включенных элементов в сети
=60* лет отказа
1* лет отказа
(из таблицы 2.4.1)
60*1*=0,00121
=45 МВт ( из исходных данных)
- из рисунка 2.2 и 2.3 =1,8 ()
У==2,49 млн.р
ючении
=0,2*276,004+55,2+2,49=101,03млн.р
СХЕМА
17,8 тыс/ км.*2*69*68,8=169 млн.р
=20 тыс/ км.*2*75*68,8=206,4 млн.р
24 тыс/ км.*2*36*68,8=118,9 млн.р
169+206,4 +118,9)*=494,3 млн.рублей
=23,1 млн.р
для 6 узла
7,4 млн.р
для 7 узла
23,1 млн.р
=45,5 млн.р
млн.р
=45,5+ =90,082 млн.р
= 90,082 млн.р +494,3 млн.р=584,382 млн.рублей
=13,84 млн.р
8,47 млн.р
=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.
= 2890,8
==(37,73 млн.р
=13,84 +6,84+37,73=58,41 млн.р
60*0,4*=0,0012
=45 МВт ( из исходных данных)
У=2,49 млн.р
=0,2*584,382 +58,41 +2,49=177,78млн.
СХЕМА
12,9 тыс/ км.*1*42*68,8=37,3 млн.р
=11,4 тыс/ км.*1*45*68,8=35,3 млн.р
=14 тыс/ км.*1*75*68,8=72,24 млн.р
14 тыс/ км.*1*36*68,8=34,7 млн.р
37,3 +35,3 +72,24 +34,7)*=179,54 млн.рублей
84*4*68,8=23,1 млн.р
для 6 узла
*2*68,8=7,4 млн.р
для 7 узла
109*4*68,8=23,1 млн.р
=45,5 млн.р
млн.р
=45,5+29,72=75,22 млн.р
= 75,22 млн.р +179,54 млн.р=254,76 млн.рублей
=0,028*179,54 =5,03 млн.р
=0,094*75,22 =7,07 млн.р
=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.
==(29,8 млн.р
=5,03+7,07+29,8=41,90 млн.р
У==2,49 млн.р
=0,2*254,76+41,9+2,49=95,3млн.р
СХЕМА
24 тыс/ км.*2*36*68,8=118,8 млн.р
=22 тыс/ км.*2*75*68,8=227 млн.р
=17,8 тыс/ км.*2*42*68,8=102,9 млн.р
118,8+227 +102,9)*=448,8 млн.рублей
84*4*68,8=23,1 млн.р
для 6 узла
54*2*68,8=7,4 млн.р
для 7 узла
109*4*68,8=23,1 млн.р
=45,5 млн.р
млн.р
=45,5+ =97,512 млн.р
= 97,512 млн.р +448,8 млн.р=546,312 млн.рублей
0,028*448,8 =12,56 млн.р
=0,094*97,512 =9,17 млн.р
=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.
==(54,31 млн.р
=12,56 +9,17+54,31=76,04 млн.р
У==2,49 млн.р
=0,2*546,312 +76,04 +2,49=187,79млн.р
СХЕМА
=17,8 тыс/ км.*2*36*68,8=88,174 млн.р
=20 тыс/ км.*2*45*68,8=123,84 млн.р
=22 тыс/ км.*2*42*68,8=127,1 млн.р
88,174 +123,84 +127,1)=339,1 млн.р
84*4*68,8=23,1 млн.р
для 6 узла
54*2*68,8=7,4 млн.р
для 7 узла
109*4*68,8=23,1 млн.р
=45,5 млн.р
млн.р
=45,5+ =95,036 млн.р
= 95,036 млн.р +339,1 млн.р=434,136 млн.рублей
0,028*339,1 =9,49 млн.р
0,094*95,036 =8,93 млн.р
=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.
==(47,334млн.р
=9,49 +8,93+47,334=65,75 млн.р
У==2,49 млн.р
=0,2*434,136+65,75 +2,49=155,06млн.р
В таблице 2.3.1 представлен сравнительный анализ экономических показателей
вариантов сетей.
Таблица 2.3.1 «Сравнительный анализ экономических показателей вариантов
сетей»
Показатель
|
Вариант 1
|
Вариант 2
|
Вариант 3
|
Вариант 4
|
Вариант 5
|
Капитальные вложения в
лини, млн.р
|
203,26
|
494,3
|
179,54
|
448,8
|
339,1
|
Капитальные вложения в ПС,
млн.р
|
45,5
|
45,5
|
45,5
|
45,5
|
45,5
|
Издержки на амортизацию и
обслуживания линий, млн.р
|
5,7
|
13,84
|
5,03
|
12,56
|
9,49
|
Издержки на амортизацию и
обслуживания ПС, млн.р
|
6,84
|
6,84
|
7,07
|
9,17
|
8,93
|
Годовые издержки на потери,
млн.р
|
30,8
|
37,73
|
29,8
|
54,31
|
47,334
|
Приведенные затраты, млн.р
|
101,03
|
177,78
|
95,3
|
187,79
|
155,06
|
Приведенные затраты, в %
|
106
|
186,5
|
100
|
197
|
162,7
|
Сравнение приведенных затрат показывает, что 1 и 3 варианты (отличие
всего составляет примерно 5%) экономически выгодны относительно других вариантов
схем развития электрической сети.
ГЛАВА III АНАЛИЗ НОРМАЛЬНОГО И ПОСЛЕАВАРИЙНОГО
РЕЖИМОВ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
Анализ приведенных затрат, показал, что наиболее ближайшими по затратам
являются варианты 1 и 3, поэтому дальнейшие расчеты проводим для вариантов №1 и
№3.
3.1 Исследование установившихся режимов
вариант
Расчет установившегося режима выполняется с использованием программного
комплекса RASTR. Параметры сети в установившемся
режиме до регулирования приведены в таблицах 3.1.1
Таблица 3.1.1 «Параметры сети в установившемся режиме до регулирования»
Установившийся режим
|
Ветви ЛЭП
|
R, Ом
|
Х, Ом
|
В, мкСм
|
|
1-2
|
4,32
|
14,58
|
101,1*
|
|
1-2
|
4,32
|
14,58
|
101,1*
|
|
2-5
|
4,32
|
14,58
|
101*
|
|
5-7
|
18,67
|
32,025
|
199,5*
|
|
7-6
|
5,4
|
18,225
|
126*
|
|
6-1
|
8,28
|
27,945
|
194*
|
|
Трансформаторы
|
R, Ом
|
Х, Ом
|
|
|
2-21
|
2,54
|
55,9
|
|
0,09
|
2-21
|
2,54
|
55,9
|
|
0,09
|
5-51
|
2,54
|
55,9
|
|
0,09
|
5-51
|
2,54
|
55,9
|
|
0,09
|
7-71
|
1,45
|
38,4
|
|
0,087
|
7-71
|
1,45
|
38,4
|
|
0,087
|
6-61
|
8
|
139
|
|
0,095
|
6-61
|
8
|
139
|
|
0,095
|
Таблица 3.1.2 « Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования»
№ узла
|
U ном
|
Pнагр.,МВт
|
Qнагр.,МВт
|
Uтреб..,кВ
|
Uрасч.,кВ
|
Откл-е %
|
21
|
10,5
|
30
|
14,4
|
10,5
|
10,05
|
4,2
|
51
|
10,5
|
20
|
9,6
|
10,3
|
9,72
|
5,6
|
61
|
11
|
10
|
4,8
|
10
|
10,15
|
1,5
|
71
|
10,5
|
45
|
23,04
|
10
|
8,94
|
10,6
|
Определяем напряжение на шинах потребителей. Вычисляем отклонение
напряжения в узлах. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов более
5% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов.
Выбор количества отпаек производится по формуле:
- цена деления отпайки ,
x-
число отпаек на которое нужно установить РПН.
Узел 51:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН
25000/ 110 : ,=10,5 кВ
==2,047 %
==10,57
1/=1/10,57=0,094
Узел 71:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТД
40000/ 110 : ,=10,5 кВ
==3,025 %
==10,5875
1/=1/10,5875=0,094
Падение напряжения в узлах 21 и 61 не превышает 5%- выбор отпаек не
требуется. Результаты расчетов нагрузки после регулирования на шинах
потребителей занесены в таблицу 3.1.3.
Таблица 3.1.3 «Нагрузка узлов в установившемся режиме после
регулирования»
№ узла
|
U ном
|
Pнагр.,МВт
|
Qнагр.,МВт
|
Uтреб..,кВ
|
Uпосле переключения РПН.,кВ
|
21
|
10,5
|
30
|
14,4
|
10,5
|
10,05
|
0
|
51
|
10,5
|
20
|
9,6
|
10,3
|
10,14
|
-3
|
61
|
11
|
10
|
4,8
|
10
|
10,13
|
0
|
71
|
10,5
|
45
|
23,04
|
10
|
9,64
|
-5
|
Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 1.
вариант
Таблица 3.1.4 «Параметры сети в установившемся режиме до регулирования»
Установившийся режим
|
Ветви ЛЭП
|
R, Ом
|
Х, Ом
|
В, мкСм
|
|
1-2
|
4,32
|
14,58
|
101,1*
|
|
1-2
|
4,32
|
14,58
|
101,1*
|
|
2-5
|
4,32
|
14,58
|
101,16*
|
|
5-7
|
9
|
30,37
|
211*
|
|
7-6
|
11,2
|
19,215
|
119,7*
|
|
2-6
|
6,8
|
17,34
|
115,5*
|
|
Трансформаторы
|
R, Ом
|
Х, Ом
|
|
|
2-21
|
2,54
|
55,9
|
|
0,09
|
2-21
|
2,54
|
55,9
|
|
0,09
|
5-51
|
2,54
|
55,9
|
|
0,09
|
5-51
|
2,54
|
55,9
|
|
0,09
|
7-71
|
1,45
|
38,4
|
|
0,087
|
7-71
|
1,45
|
38,4
|
|
0,087
|
6-61
|
8
|
139
|
|
0,095
|
6-61
|
8
|
139
|
|
0,095
|
Таблица 3.1.5 «Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования»
№ узла
|
U ном
|
Pнагр.,МВт
|
Qнагр.,МВт
|
Uтреб..,кВ
|
Uрасч.,кВ
|
Откл-е %
|
21
|
10,5
|
30
|
14,4
|
10,5
|
9,82
|
6,4
|
51
|
10,5
|
20
|
9,6
|
10,3
|
9,41
|
8,6
|
61
|
11
|
10
|
4,8
|
10
|
9,89
|
1,1
|
71
|
10,5
|
45
|
23,04
|
10
|
8,63
|
13,7
|
Определяем напряжение на шинах потребителей. Вычисляем отклонение
напряжения в узлах. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более
5% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью
РПН трансформаторов. Выбор количества отпаек производится по формуле:
- цена деления отпайки ,
x-
число отпаек на которое нужно установить РПН.
Узел 51:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН
25000/ 110 : ,=10,5 кВ
==2,047 %
==10,37
1/=1/10,37=0,096
Узел 71:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТД
40000/ 110 : ,=10,5 кВ
==3,025 %
==10,285
1/=1/10,285=0,0972
Узел 21:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН
25000/ 110 : ,=10,5 кВ
==2,047 %
==10,367
1/=1/10,367=0,0964
Падение напряжения в узлах 61 не превышает 5%- выбор отпаек не требуется.
Результаты расчетов нагрузки после регулирования на шинах потребителей занесены
в таблицу 3.1.6.
Таблица 3.1.6 «Нагрузка узлов в установившемся режиме после
регулирования»
№ узла
|
U ном
|
Pнагр.,МВт
|
Qнагр.,МВт
|
Uтреб..,кВ
|
Uпосле переключения РПН.,кВ
|
N отпайки
|
21
|
10,5
|
30
|
14,4
|
10,5
|
10,52
|
-3
|
51
|
10,5
|
20
|
9,6
|
10,3
|
10,03
|
-4
|
61
|
11
|
10
|
4,8
|
10
|
9,88
|
0
|
71
|
10,5
|
45
|
23,04
|
10
|
9,61
|
-6
|
Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 2.
3.2 Исследование аварийных и послеаварийных
режимов
вариант
При аварийном режиме отключение линии 2-5 привело к расхождению режима
т.е к недопустимому падению напряжения , поэтому требуется установка
дополнительной цепи в линию 1-6. При установки второй цепи на участок 1-6
падение напряжение в установившемся режиме показано в таблице 3.2.1
Таблица 3.2.1 « Напряжение в узлах в установившемся режиме»
Узел
|
21
|
51
|
71
|
61
|
Требуемое напряжение, кВ
|
10,5
|
10,3
|
10
|
10
|
Напряжение в узле, кВ
|
10,09
|
10,26
|
9,95
|
10,51
|
Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 3.
При отключении линии 2-5 напряжения будут соответствовать значениям,
приведенным в таблице 3.2.2.
Таблица 3.2.2 « Напряжение в узлах у аварийном режиме»
Узел
|
21
|
51
|
71
|
61
|
Требуемое напряжение, кВ
|
10,5
|
10,3
|
10
|
10
|
Напряжение в узле, кВ
|
10,22
|
8,25
|
8,96
|
10,04
|
Отклонение в %
|
2,6
|
21,5
|
9,95
|
0,4
|
Схема электрической сети из программы RASTR, в аварийном режиме приведена в приложении 4.
Вычисляем отклонение напряжения в узлах в аварийном режиме. Если
отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью
РПН трансформаторов или устанавливаем в узлы БСК, для выравнивание напряжений
при авариях на линиях, если отклонение напряжения более 17% от Uтреб.
Выбор мощности БСК проводится для узла 5 с использованием программного
комплекса RASTR. Минимальная мощность приведенная к
номинальному напряжению батареи вычисляется по формуле:
Емкостная проводимость на землю:
Узел 51:
После установки одной БСК типа (узел 51) типа КС2-1,05-125 с номинальным
напряжением 10 кВ и номинальной мощностью проведен расчет, для послеаварийного
режима (данные приведены в таблице 3.2.3).
Таблица 3.2.3 «Напряжение в узлах в послеаварийном при отключении линии
2-5»
Узел
|
21
|
51
|
71
|
61
|
Требуемое напряжение, кВ
|
10,5
|
10,3
|
10
|
10
|
Напряжение в узле, кВ
|
10,22
|
9,04
|
9,25
|
10,17
|
Отклонение в %
|
2,6
|
12,2
|
7,5
|
1,7
|
Схема электрической сети из программы RASTR, в послеаварийном режиме приведена в приложении 5.
Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью
РПН трансформаторов. Регулирование проводим в узле 51:
==2,047 %
==9,97
1/=1/10,37=0,1003
Значение напряжений в узлах в послеаварийном режиме приведено в таблице
3.2.4.
Таблица 3.2.4 «Напряжение в узлах в послеаварийном режиме при отключении
линии 2-5, с РПН»
Узел
|
21
|
51
|
71
|
61
|
Требуемое напряжение, кВ
|
10,5
|
10,3
|
10
|
10
|
Напряжение в узле, кВ
|
10,22
|
10,10
|
9,32
|
10,20
|
Отклонение в %
|
2,6
|
1,9
|
6,8
|
2
|
Отклонение напряжения не превышает допустимых пределов - более 10% от
Uтреб. В установившемся режиме, после ликвидации аварии требуется отключение
БСК т.к. в 5 узле напряжение превышает 5% от требуемого =14,2%.
Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 6.
Таблица 3.2.5 « Напряжение в узлах в становившемся режиме»
Узел
|
21
|
51
|
71
|
61
|
Требуемое напряжение, кВ
|
10,5
|
10,3
|
10
|
10
|
Напряжение в узле, кВ
|
10,14
|
11,77
|
10,04
|
10,45
|
Отклонение в %
|
3,4
|
14,2
|
0,4
|
4,5
|
3 вариант
При аварийном режиме отключение линии 2-5 привело к расхождению режима
т.е к недопустимому падению напряжения , поэтому требуется установка дополнительной
цепи в линию 2-5. При установки второй цепи на участок 2-5 падение напряжение в
установившемся режиме показано в таблице 3.2.6. Схема электрической сети из
программы RASTR, в установившемся режиме приведена в
приложении 7.
Таблица 3.2.6 « Напряжение в узлах в установившемся режиме»
Узел
|
21
|
51
|
71
|
61
|
Требуемое напряжение, кВ
|
10,5
|
10,3
|
10
|
10
|
Напряжение в узле, кВ
|
10,54
|
10,27
|
9,78
|
9,98
|
При отключении линии 2-5 напряжения будут соответствовать значениям,
приведенным в таблице 3.2.7
Таблица 3.2.7 « Напряжение в узлах в аварийном режиме при отключении
линии 2-5»
Узел
|
21
|
51
|
71
|
Требуемое напряжение, кВ
|
10,5
|
10,3
|
10
|
10
|
Напряжение в узле, кВ
|
10,53
|
10,04
|
9,63
|
9,90
|
Откл-е в %
|
0,2
|
2,5
|
3,7
|
1
|
Схема электрической сети из программы RASTR, в аварийном режиме приведена в приложении 8.
Напряжения не превышают 10 % в аварийном режиме и 5 % , в установившемся
,от требуемого напряжения в узле. При отключении линии 2-6 напряжения будут
соответствовать значениям, приведенным в таблице 3.2.8.
Таблица 3.2.8 « Напряжение в узлах у аварийном режиме при отключении
линии 2-6»
Узел
|
21
|
51
|
71
|
61
|
Требуемое напряжение, кВ
|
10,5
|
10,3
|
10
|
10
|
Напряжение в узле, кВ
|
10,43
|
9,89
|
8,44
|
8,05
|
Отклонение в %
|
0,6
|
3,9
|
15,6
|
19,5
|
Вычисляем отклонение напряжения в узлах в аварийном режиме. Если
отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от Uтреб., выполняем
регулирование с помощью РПН трансформаторов или устанавливаем в узлы БСК, для
выравнивание напряжений при авариях на линиях, если отклонение напряжения более
20% от Uтреб.
Выбор мощности БСК проводится для узла 6 с использованием программного
комплекса RASTR. Минимальная мощность приведенная к номинальному напряжению
батареи:
Емкостная проводимость на землю:
Узел 61:
После установки одной БСК типа (узел 51) типа КС2-1,05-125 с номинальным
напряжением 10 кВ и номинальной мощностью проведен расчет, для послеаварийного
режима (данные приведены в таблице 3.2.9).
Таблица 3.2.9 « Напряжение в узлах в послеаварийном режиме при отключении
линии 2-6»
Узел
|
21
|
51
|
71
|
61
|
Требуемое напряжение, кВ
|
10,5
|
10,3
|
10
|
10
|
Напряжение в узле, кВ
|
10,51
|
10,05
|
8,92
|
9,27
|
Отклонение в %
|
0,01
|
2,4
|
10,8
|
7,3
|
Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от
Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов. Регулирование
проводим в узле 71:
==2,047 %
==9,86
1/=1/10,37=0,1014
Значение напряжений в узлах в послеаварийном режиме приведено в таблице
3.2.10.
Таблица 3.2.10 « Напряжение в узлах в послеаварийном режиме при
отключении линии 2-6»
Узел
|
21
|
51
|
71
|
61
|
Требуемое напряжение, кВ
|
10,5
|
10,3
|
10
|
10
|
Напряжение в узле, кВ
|
10,49
|
10,02
|
9,27
|
9,21
|
Отклонение в %
|
|
|
7,3
|
7,9
|
Отклонение напряжения не превышает допустимых пределов - более 10% от
Uтреб. в аварийном режиме. В установившемся режиме, после ликвидации аварии
требуется отключение БСК т.к. в 6 узле напряжение превышает 5% от требуемого =
8,7%. Схема электрической сети из программы RASTR, в послеаварийном режиме приведена в приложении 9.
Таблица 3.2.11 « Напряжение в узлах в установившемся режиме»
Узел
|
21
|
51
|
71
|
61
|
Требуемое напряжение, кВ
|
10,5
|
10,3
|
10
|
10
|
Напряжение в узле, кВ
|
10,62
|
10,37
|
10,42
|
10,87
|
Отклонение в %
|
1,14
|
0,7
|
4,2
|
8,7
|
Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 10.
В двух вариантах, в процессе анализа потребовалась установка БСК, что
привело к ликвидации завышения напряжения в аварийном режиме. Установка БСК
приводит к качественной работе сети.
С добавлением в обе схемы цепи в линию, увеличиваются затраты на
строительство, на издержки по амортизации и обслуживанию, также увеличиваются
затраты на потери мощности. Включение БСК в сеть в 1-ом и 3 -ем вариантах
увеличивает затраты на установку , но уменьшает издержки на потери мощности,
поэтому экономический расчет обеих схем будет пересчитан.
схема:
=14 тыс/ км.*2*69*68,8=132,92 млн.р
=14 тыс/ км.*1*45*68,8=43,6 млн.р
=11,4 тыс/ км.*1*75*68,8=58,8 млн.р
=14 тыс/ км.*1*36*68,8=34,7 млн.р
66,46+43,6+58,8 +34,7)*=269,72 млн.рублей
=30*1*68,8=2,064 млн.р
=45,5+27,244+2,064 =74,808 млн.р
= 74,808 млн.р +269,72 млн.р=344,528 млн.рублей
0,028*269,72=7,55 млн.р
0,094*74,808 =7,014 млн.р
==(33,56 млн.р
=7,55 +7,014+33,56=48,124 млн.р
=0,2*344,528 +48,124 +2,49=119,52млн.р
схема:
=12,9 тыс/ км.*1*42*68,8=37,3 млн.р
=11,4 тыс/ км.*1*45*68,8=35,3 млн.р
=14 тыс/ км.*1*75*68,8=72,24 млн.р
=14 тыс/ км.*2*36*68,8=69,4 млн.р
37,3 +35,3 +72,24 +69,4)*=214,24 млн.рублей
=45,5 млн.р
млн.р
=30*1*68,8=2,064 млн.р
=45,5+29,72+2,064=77,284 млн.р
= 77,284 млн.р +214,24 млн.р=291,524 млн.рублей
0,028*214,24 =5,99 млн.р
0,094*77,284 =7,265 млн.р
==(38,887 млн.р
=5,99+7,265+38,887 =47,142 млн.р
=0,2*291,524+47,142+2,49=107,94 млн.р
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Включение БСК в сеть в первом (1схема) и третий (3 схема) вариантах, а
также добавление в линию второй цепи увеличивает затраты на установку, но
уменьшает издержки на потери мощности. В целом первый и третий варианты в
технико-экономическом плане являются равнозначными. За счет установки БСК в обе
схемы , они являются устойчивыми к авариям по качеству электроснабжения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. С.С.
Ананичева, А.Л. Мызин, С.Н. Шелюг :Справочные материалы для курсового и
дипломного проектирования по курсу: Электроэнергетические системы и сети -
федеральное агенство по образованию ГОУ ВПО «Уральский Государственный
Технический университет».:Екатеринбург, 2005 год.
Приложение 1
«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант 1)»
Приложение 2
«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант2)»
Приложение 3
«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант1)»
Приложение 4
«Схема электрической сети в аварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (вариант1)»
Приложение 5
«Схема электрической сети в послеаварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в
5 узле) (вариант1)»
Приложение 6
«Схема электрической сети в установившемся режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в
5 узле) (вариант1)»
Приложение 7
«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант3)»
Приложение 8
«Схема электрической сети в аварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (вариант3)»
Приложение 9
«Схема электрической сети в послеаварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в
5 узле) (вариант3)»
Приложение 10
«Схема электрической сети в установившемся режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в
5 узле) (вариант3)»
Похожие работы на - Проектирование электрической сети
|