Содержание
Введение
1. Анализ исходных данных
1.1 Характеристика электрифицируемого района
1.2 Характеристика потребителей
1.3 Характеристика источника питания
2. Потребление активной и баланс реактивной мощности впроектируемой сети
2.1 Определение потребной району активной мощности иэнергии
2.2 Составление баланса реактивноймощности
3. Конфигурация, номинальное напряжение, схемаэлектрических соединений, параметры основного электрооборудования сети
3.1 Составление рациональных вариантов схем развитие сети
3.2 Выбор (проверка) напряжения
3.3 Выбор (проверка) сечений проводов
3.4 Выбор (проверка) трансформаторов у потребителей
3.5 Технико-экономическое обоснованиенаиболее рационального варианта
4. Расчётыпараметров основных режимов работы сети
4.1 Составление схемы замещения сети и определение еёпараметров
4.2 Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок
4.3 Расчёт и анализ режима наименьших нагрузок
4.4 Расчёт и анализ послеаварийного режима
5. Регулирование напряжения сети
6. Определение основных технико-экономических показателейспроектированной сети
Приложения
Заключение
Библиографический список
Введение
В данном курсовом проектерассматривается развитие районной электрической сети в связи с ростом нагрузоки подключением новых потребителей электроэнергии.
Для обеспечения электроснабженияпотребителей необходимо задействовать второй источник питания (предполагается,что первый источник питания не может покрыть рост нагрузки). В качестве второгоисточника выступает узловая подстанция энергосистемы.
Исходными данными являются: конфигурацияи параметры существующей сети (мощности и тип трансформаторов, схемыподстанций, напряжения и сечения проводов линий), географическое расположениеновых пунктов, данные о потребителях электроэнергии (графики нагрузок,коэффициенты мощности, номинальные напряжения, состав потребителей покатегориям надёжности), а также данные об источниках питания (тип, напряжениена шинах в различных режимах, коэффициент мощности генераторов). Исходя изэтого, необходимо охарактеризовать электрифицируемый район, новых потребителейи источник питания, определить потребную району активную мощность и энергию,составить баланс реактивной мощности в проектируемой сети. После этогосоставляются не менее двух вариантов развития сети, для каждого из которыхопределяются параметры устанавливаемого при развитии оборудования (линии,трансформаторы у потребителей) и проверяется по техническим ограничениям ранееустановленное оборудование, оказавшееся в более тяжёлых условиях в связи сростом потребления, а также выбираются схемы ОРУ на новых и реконструируемыхподстанциях. Затем для рассмотренных вариантов производитсятехнико-экономический расчёт, по результатам которого выбирается наиболееэкономичный вариант развития сети.
Для выбранного вариантапроизводится расчёт и анализ основных рабочих и двух послеаварийных режимовработы с помощью ЭВМ, а также осуществляется регулирование напряжения употребителей. Завершающим этапом проекта является определение основныхтехнико-экономических показателей спроектированной сети.
/>1. Анализ исходныхданных1.1 Характеристика электрифицируемого района
Развитие сети происходит врайоне города Смоленска. Смоленская область располагается в центреВосточно-европейской равнины, в западной части Российской Федерации. Особенностифизико-географического положения определяют основные черты природы области — умеренно-континентальный климат, преобладание возвышенностей и малых рек; широкоераспространение лесов и древесно-подзолистых почв.
На территории областипреобладают всхолмленные и волнистые равнины. Средняя высота поверхности надуровнем моря около 200 метров. Возвышенности занимают 61%, низменности — 39%площади области.
Климат Смоленской областиумеренно континентальный с хорошо выраженными сезонами года. Лето сравнительнотёплое и влажное, зима умеренно холодная с постоянным снежным покровом. Среднегодоваятемпература воздуха изменяется по области от 3,4°Сна северо-востоке до 4,8°С на юге. Максимальнаятемпература воздуха +36°С, минимальная- 32°С. Годовая норма осадковизменяется по области от 630 до 730 мм. Относительная влажность воздуха всреднем за год изменяется по области от 79 до 82%. Среднемесячные значения ветрасоставляют в тёплый период — 3-4 м/с, в холодный — 4-5 м/с. Район по ветру — I.
Из опасных метеорологическихявлений на территории области наиболее часты гололёд и грозы. Дней с гололёдомпо области в среднем за год бывает от 13 до 20, с сильной грозой — 1-2 дня залето. Число часов грозовой активности — от 40 до 60 в год. Район погололёдности — III. Нормативная толщина стенки гололёдана высоте 10 метров от земли с повторяемостью 1 раз в 10 лет С = 15 мм. [3]
Из полезных ископаемых натерритории области находится только бурый уголь. В регионе развиты такиеотрасли промышленности как машиностроение и металлообработка, легкая,химическая, строительных материалов и пищевая промышленности.1.2 Характеристика потребителей
Районная электрическая сетьпитает пять пунктов потребителей электроэнергии. Согласно исходным даннымдобавляется ещё один пункт нагрузки (шестой) и происходит значительный ростнагрузки в пунктах 2 и 4. Эти три пункта и охарактеризуем.
В пункте 2 наибольшая зимняянагрузка возросла с 40 МВт до 51 МВт. Максимум нагрузки наблюдается с 16 до 20ч. Состав потребителей по категориям надёжности: 50% потребителей I категории, 30% — II категории и 20%- III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен0,92.
В пункте 4 максимум нагрузкивырос с 9 до 20 МВт. Состав потребителей по категориям надёжности: 15% — I категории, 15% — II категории и 70% — III категории. Коэффициентмощности нагрузки равен 0,9. Максимум нагрузки наблюдается с 16 до 20 часов.
В пункте 6 нагрузка представленакрупным предприятием. Состав потребителей по категориям надёжности: 25%потребителей I категории, 25% — IIкатегории и 50% — III категории. Коэффициент мощностинагрузки равен 0,92. Максимум нагрузки наблюдается с 8 до 16 часов и составляет19 МВт.
Во всех пунктах номинальноевторичное напряжение сети — 10кВ, летняя нагрузка составляет 50% от зимней.1.3 Характеристика источника питания
Согласно исходным данным вторымисточником питания является недавно сооружённая узловая подстанция 500/110/10кВ. Необходимую сети мощность следует выдавать с шин 110 кВ по двухцепнойлинии, поскольку во всех пунктах нагрузки имеются потребители Iкатегории.
Необходимость ввода второгоисточника питания связана с увеличением нагрузки в уже питаемых пунктах идобавлением двух новых пунктов нагрузки.
Средний номинальный коэффициентмощности генераторов системы, в которую входит район — 0,95.
Напряжения на шинах источниковпитания составляют при наибольших нагрузках — 105%, при наименьших — 101%, притяжелых авариях в питающей сети — 105%.
На рисунке 1 представлена схемасети до реконструкции, новые пункты и источник.
/>
Рис.1.1 Географическоерасположение пунктов.
Все ВЛ двухцепные, подстанциидвухтрансформаторные. Сечение проводов существующих линий, мощноститрансформаторов, нагрузка потребительских пунктов до и после реконструкциипредставлены ниже.
Вывод: в данной главе была охарактеризованарайонная электрическая сеть, состоящая из двух источников питания и шестипунктов потребления электроэнергии, дано описание электрифицируемого района.
/>/>2. Потребление активной и баланс реактивной мощности впроектируемой сети/>/>2.1 Определение потребной району активной мощности иэнергии
Потребная мощность сети равна суммемаксимальной зимней нагрузке:
/>,
Где />-потребная мощность сети, /> -максимальная зимняя нагрузка. Построим графики нагрузки для каждого из пунктовв именованных единицах:.
/>
Для зимнего графика нагрузкинайдем максимальную суммарную активную и реактивную мощности нагрузки,графически просуммировав графики нагрузки всех пунктов, а также найдём активныемощности источников питания без учёта потерь:
/>;/>
/>;/>,
где />, /> - активные мощностипунктов 2 и 4 до роста нагрузки.
Таблица 2.1 Суммированиеграфиков нагрузки каждого пункта для зимы. t, час 0 — 4 4 — 8 8 — 12 12 — 16 16 — 20 20 — 24 До развития
/>, МВт 4,4 17,6 22 22 13,2 4,4
/>, МВт 8 24 32 32 40 8
/>, МВт 9,2 13,8 23 18,4 9,2 9,2
/>, МВт 1,8 5,4 7,2 7,2 9 1,8
/>, МВт 4,8 7,2 12 9,6 4,8 4,8
/>, МВт 28,2 68 96,2 89,2 76,2 28,2 После развития
/>, МВт 4,4 17,6 22 22 13,2 4,4
/>, МВт 10,2 30,6 40,8 40,8 51 10,2
/>, МВт 9,2 13,8 23 18,4 9,2 9,2
/>, МВт 4 12 16 16 20 4
/>, МВт 4,8 7,2 12 9,6 4,8 4,8
/>, МВт 3,8 15,2 19 19 11,4 3,8
/>, МВт 36,4 96,4 132,8 125,8 109,6 36,4
/>, МВт 28,2 68 96,2 89,2 76,2 28,2
/>, МВт 8,2 28,4 36,6 36,6 33,4 8,2
Для всех пунктов летняя нагрузкасоставляет 50% от зимней.
Принимаем активную мощностьисточника питания ИП-1 ограниченной и равной значению РИП сети дореконструкции:
/>
Рассчитаем наибольшую активнуюмощность балансирующего источника питания ИП2:
/>
Потребная мощность сети:
/>
Найдем годовое потреблениеэлектроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётомчисла дней:
/>,
где
/> -число зимних дней в году;
/>=165- число летних дней в году;
/> -суточное потребление энергии зимой;
/> -суточное потребление энергии летом.
Полученные результаты сведем втаблицу 2.2
Таблица 2.2 Годовое потреблениеэлектроэнергии. № пункта №1 №2 №3 №4 №5 №6
Wзим×/>, МВт/> 66880 146880 66240 57600 34560 57760
Wлет×/>, МВт /> 27588 60588 27324 23760 14256 23826
Wгод, МВт /> 94468 207468 93564 81360 48816 81586 2.2 Составление баланса реактивной мощности
Потребная реактивная мощностьскладывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерьреактивной мощности в трансформаторах и в линиях за вычетом зарядной мощностилиний.
/>
Считаем />
Потери реактивной мощности втрансформаторе составляют приблизительно 10% от суммарной максимальной полноймощности нагрузки.
/> МВАр
/> МВА
Потери реактивной мощности втрансформаторе:
/> МВАр
Найдем суммарную максимальнуюреактивную мощность нагрузки, путем графического суммирования графиков нагрузкикаждого пункта:
Таблица 2.3 Суммированиеграфиков нагрузки каждого пункта. t, час 0 — 4 4 — 8 8 — 12 12 — 16 16 — 20 20 — 24
/>, Мвар 2,01 8,02 10,02 10,02 6,01 2,01
/>, Мвар 4,35 13,04 17,38 17,38 21,73 4,35
/>, Мвар 4, 19 6,29 10,48 8,38 4, 19 4, 19
/>, Мвар 1,93 5,81 7,75 7,75 9,69 1,93
/>, Мвар 2, 19 3,28 5,47 4,37 2, 19 2, 19
/>, Мвар 1,62 6,48 8,09 8,09 4,86 1,62
/>, Мвар 16,29 42,92 59, 19 55,99 48,67 16,29
/>, Мвар 8,15 21,46 29,6 28,0 24,34 8,15
Потребная реактивная мощность:
/> МВАр
Реактивная мощность источниковпитания:
/> МВАр
cosjГ = 0,95 Þ tgjГ = 0,328
Во всех пунктах устанавливаютсякомпенсирующие устройства БСК.
Мощность компенсирующихустройств:
/>
/>
Желаемая реактивная мощность вкаждом пункте:
/>;/>
Для шестого пункта:
cosj6 = 0,92 Þ tgj6 = 0,426
/>
МВАр Þ выбираем компенсирующие устройства УК-10 — 900,количество 4 шт.
Действительная реактивная мощностьКУ6:
QКУ6действ.= 900×4×10-3 = 3,6 МВАр
Реактивная мощность нагрузки сучётом компенсации:
Q¢6MAX = Q6MAX — QКУ6действ. = 8,09-3,6 = 4,49 МВАр
/> Þ cosj¢6 = 0,973
Расчёт остальных компенсирующихустройств сведём в таблицу:
Таблица 2.3 — Расчёткомпенсирующих устройств. Пункт: 1 2 3 4 5 6 cosj 0,91 0,92 0,91 0,9 0,91 0,92 tgj 0,456 0,426 0,456 0,484 0,456 0,426
PMAX, МВт 22 51 23 20 12 19
/>, МВАр 4,818 9,639 5,037 4,94 2,628 3,591
QMAX, МВАр 10,02 17,38 10,48 7,75 5,47 8,09 Тип КУ УК-10-1350 УК-10-675 УК-10-1350 УК-10-1350 УК-10-675 УК-10-900 Количество, шт. 4 14 4 4 4 4
QКУдейств., МВАр 5,4 9,45 5,4 5,4 2,7 3,6
Q'MAX, МВАр 4,62 7,93 5,08 2,35 2,77 4,49 tgj¢ 0,21 0,155 0,221 0,118 0,231 0,236 cosj¢ 0,9786 0,9882 0,9764 0,9931 0,9743 0,9671
Вывод: в данной главе длякаждого пункта были построены графики нагрузок в именованных единицах, затем,просуммировав графики, определили максимальную суммарную активную и реактивнуюмощности нагрузки, активные мощности источников питания без учёта потерь, атакже нашли часы, в которые достигается максимум нагрузки. После этого былаопределена потребная району активная мощность и годовое потреблениеэлектроэнергии, составлен баланс реактивной мощности и выбраны компенсирующиеустройства, также были рассчитаны параметры нагрузки с учётом компенсацииреактивной мощности (Q'i,cosji¢),необходимые для дальнейших расчётов.
/>3. Конфигурация,номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основногоэлектрооборудования сети/>/>3.1 Составление рациональных вариантов схем развитие сети
Составим несколько вариантовсхем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушныхлиний электропередач. Схема должна быть надежной, гибкой, приспособленной кразным режимам распределения мощности, возникающих в результате измененийнагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях.
Схема должна обеспечиватьоптимальный уровень токов к. з.
Построение электрической сетидолжно соответствовать условиям охраны окружающей среды.
Одним из важнейших требований кконфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированныхэлементов — линий и подстанций, с возможно наименьшими изменениями существующейсети.
Для заданного географическогорасположения новых пунктов нагрузки, второго источника питания и имеющейсясхемы старой сети электроснабжения района составим два варианта схемы развитиясети и для каждого из вариантов найдём суммарную длину новых линий (с учётом 5%надбавки из-за рельефа местности).
Исходя из этих требованийрассмотрим два варианта развития сети:
/>
вариант 1 вариант2
Рис. 3.1 Варианты развития сети.
Суммарная длина сети дореконструкции: />км.
L 4-6 = 23,5 км
L ИП2-4 = 33,8 км
/> км
L 3-6 = 30,9 км
L ИП2-2 = 63,21 км
/> км
/> 3.2 Выбор (проверка) напряжения
Во всех пунктах имеютсяпотребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двух цепные(N = 2).
Сделаем выбор номинальногонапряжения для всех воздушных линий. Выбор будем производить по формулеИлларионова Г. А.:
/>,
где /> -мощность на одну цепь [МВт], /> - длина[км].
Произведем выбор напряжениялиний для вариантов схем сети.
Прежде, чем определятьнапряжения, найдём перетоки активных мощностей по линиям (без учёта потерьмощности) для обоих вариантов сети.
Так как в первом варианте нагрузкав пунктах 1, 3 и 5 не изменилась, то и перетоки мощности по линиям ИП1-1, ИП1-3и 2-5 не изменились, и напряжения остались прежними, поэтому вновь производитьвыбор напряжений на этих линиях нецелесообразно. Во втором варианте неизменилась нагрузка в пункте 1 и 5, соответственно и перетоки мощности неизменились по этим линиям, поэтому выбор напряжений в этих пунктах производитьне будем.
Таблица 3.1 — Перетоки мощностипо линиям Географическое расположение 0-4 4-8 8-12 12-16 16-20 20-24 Вариант 1
РИП1-2 = РИП1 — Р1 — Р3 14,6 36,6 51,2 48,8 53,8 14,6
Р2-4 = РИП2 — Р6 — Р4 0,4 1,2 1,6 1,6 2 0,4
Р4-6 = Р6 3,8 15,2 19 19 11,4 3,8
РИП2-4 = РИП2 8,2 28,4 36,6 36,6 33,4 8,2 Вариант 2
РИП1-2 = РИП1 — Р3 — Р6 — Р1 10,8 21,4 32,2 29,8 42,4 10,8
РИП1-3 = Р3 + Р6 13,0 29,0 42 37,4 20,6 13,0
Р2-4 = Р4 4 12 16 16 20 4
Р3-6 = Р6 3,8 15,2 19 19 11,4 3,8
РИП2-2 = РИП2 8,2 28,4 36,6 36,6 33,4 8,2
Проведём расчёт напряженийтолько для новых линий и для существующих линий, перетоки мощности по которымизменяются в связи с развитием сети. Расчёт сведём в таблицу:
Таблица 3.2 — Выбор напряжения Географическое расположение Длина, км
Рмакс, МВт
UЭК, кВ
Uном, кВ Вариант 1 ИП1-2 26,5 53,8 94,57 110 2-4 45,6 2 19,96 110 4-6 23,5 19 59,29 110 ИП2-4 33,8 36,6 81,27 110 Вариант 2 ИП1-2 26,5 42,4 85,5 110 ИП1-3 36,8 42 86,83 110 2-4 45,6 20 61,9 110 3-6 30,9 19 59,83 110 ИП2-2 63,2 36,6 83,18 110
/>
В варианте 1 есть необходимостьперехода на напряжение 110 кВ для линии 2-4, т.к два источника питания с высшимнапряжением сети 110кВ не могут связываться линией 35 кВ.
Итак, напряжение новых линий (ИП2-4и 4-6) в первом варианте равно 110 кВ, во втором варианте напряжение линий (ИП2-2и 3-6) такое же, т.е.110 кВ. Напряжение старых линий, по которым изменилисьперетоки мощности — 110 кВ.
3.3 Выбор (проверка) сечений проводов
Критерием для выбора сеченийпроводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Сечение проводавыбирается с использованием нормированных значений экономической плотноститока, при этом необходимо учесть, что эти значения относятся только кпроектируемым линиям и не являются критерием экономической нагрузкисуществующих линий. На таких линиях по сравнению с прокладкой дополнительныхцепей или заменой проводов проводами больших сечений допускается превышение (вплотьдо двукратного) нормативных величин плотности тока. [1]
Будем рассматривать только новыелинии и те существующие линии, перетоки мощности по которым изменяются в связис развитием сети.
Рассмотрим подробно выборсечения проводов для линии 2-4 варианта №1:
Поскольку старая линия 2-4 35кВдемонтируется в связи с переходом на 110 кВ, то старый провод (АС-95/16) нановой линии использован быть не может независимо от рассчитанного сечения, таккак провода не перевешиваются с одной линии на другую из-за значительныхповреждений самого провода при монтаже и демонтаже.
/> МВт
/> МВАр
/> МВА
Расчетная токовая нагрузка:
/> А
Найдём число часов максимуманагрузки, пердаваемой по линии:
/> МВт×ч
/> МВт×ч
/>МВт×ч
/>ч/год
По таблице 3.12 [1] определяемнормированную плотность тока jН = 0,9 А/мм2(для алюминиевых проводов при ТМАХ от 3000 до 5000 ч/год)
Расчётное сечение провода:
/> мм2
По таблице 3.15 [1] выбираемстандартное сечение провода F = 70 мм2 исоответствующий ему провод АС-70/11.Т. к. для напряжения 110 кВ минимальноесечение Fmin = 70 мм2.
Выбранное сечение проводанеобходимо проверить по двум условиям:
1) По нагреву: />
/> -допустимое значение длительного тока для провода марки АС-150/24 (таблица 3.15[1])
Так как N= 2, то /> А
265 А > 10,56 А Þ условие выполняется
2) По условиям короны:
Для напряжения 110 кВминимальное сечение по условию короны: АС-70/11, следовательно, выбранноесечение проходит.
По таблице 3.8 [1] определяемпараметры линии:
/> Ом/кмÞ /> Ом
/> Ом/кмÞ /> Ом
Выбор сечений проводов линийсведем в таблицу:
Таблица 3.3 — Выбор сеченийпроводов для варианта №1Линия ИП1-2 2-4 4-6 ИП2-4
РВЛ MAX, МВт 53,8 2 19 36,6
QВЛ MAX, МВАр 20, 19 0,24 4,48 12,01
SВЛ MAX, МВА 57,46 2,01 19,52 38,52
UНОМ, кВ 110 110 110 110
IРАСЧ, А 150,8 5,28 51,2 101,1
TMAX, ч/год 4612 4068 4294 4674
jН, А/мм2 0,9 0,9 0,9 0,9
FРАСЧ, мм2 167,6 5,87 56,9 112,3 Марка провода АС-120/19 АС-70/11 АС-70/11 АС-120/19 Проверка по нагреву
IДОП, А 390 265 265 390
IРАБ. MAX, А 301,6 10,56 102,4 202,2 Проверка по короне
Fmin, мм2 70 70 70 70
F, мм2 120 70 70 120 Определение параметров линии
r0, Ом/км 0,244 0,422 0,422 0,244
x0, Ом/км 0,427 0,444 0,444 0,427
LВЛ, км 26,5 45,6 23,5 33,8
RВЛ, Ом 3,24 9,62 4,96 4,12
XВЛ, Ом 5,66 10,12 5,22 7,22
Таблица 3.4 — Выбор сеченийпроводов для варианта №2Линия ИП1-2 ИП1-3 2-4 3-6 ИП2-2
РВЛ MAX, МВт 42,4 42 20 19 36,6
QВЛ MAX, МВАр 17,45 9,57 2,36 4,48 12,01
SВЛ MAX, МВА 45,87 43,08 20,14 19,52 38,52
UНОМ, кВ 110 110 110 110 110
IРАСЧ, А 120,4 113 52,9 51,2 101,1
TMAX, ч/год 3928 4170 4068 4296 4674
jН, А/мм2 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
FРАСЧ, мм2 133,6 125,6 58,7 56,9 112,3 Марка провода АС-120/19 АС-120/19 АС-70/11 АС-70/11 АС-120/19 Проверка по нагреву
IДОП, А 390 390 265 265 390
IРАБ. MAX, А 240,8 226 105,8 102,4 202,2 Проверка по короне
Fmin, мм2 70 70 70 70 70
F, мм2 120 120 70 70 120 Определение параметров линии
r0, Ом/км 0,159 0,244 0,422 0,422 0,244
x0, Ом/км 0,413 0,427 0,444 0,444 0,427
LВЛ, км 26,5 36,8 45,6 30,9 63,2
RВЛ, Ом 3,24 4,49 9,62 6,52 7,71
XВЛ, Ом 5,66 7,86 10,12 6,86 13,49
Сечение проводов проверяют подопустимой токовой нагрузке по нагреву. По потерям напряжения ВЛ 35 кВ и вышене подлежат, т.к повышение уровня напряжения путём увеличения сечения проводовпо сравнению с применением трансформаторов с РПН и средств компенсацииреактивной мощности экономически нецелесообразно. По короне проверяют провода,прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При болеенизких отметках проверка не производиться, если сечения проводов равныминимально допустимым по условиям короны или превышает их [1].
3.4 Выбор (проверка) трансформаторов у потребителей
Выбор трансформаторов употребителей сводится к выбору числа, типа и мощности трансформаторов. У насвсе подстанции двухтрансформаторные, так как в каждом пункте есть потребители I категории. Будем брать трансформаторы только с РПН (регулированиепод нагрузкой).
Номинальная мощностьтрансформаторов двухтрансформаторной подстанции определяется аварийным режимомработы. При установке двух трансформаторов, их мощность выбирается такой, чтобыпри выходе из работы одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор сдопустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжениепотребителей. По таблице 1.37 [2] находим зимнюю эквивалентную температуру длярассматриваемого района: />. Посколькунагрузка изменилась только в пунктах 2, 4, 6, то произведём выбортрансформаторов только в этих пунктах, причём для обоих рассматриваемыхвариантов развития трансформаторы будут одинаковыми. Выбор трансформатора впункте 2:
PТ2= P2 + P5;QТ2 = Q'2+ Q'5; />
Таблица 3.5 — Нагрузкатрансформатора T2t, час 0 — 4 4 — 8 8 — 12 12 — 16 16 — 20 20 — 24
Р2, МВт 10,2 30,6 40,8 40,8 51 10,2
Р5, МВт 4,8 7,2 12 9,6 4,8 4,8
РТ2, МВт 15 37,8 52,8 50,4 55,8 15
Q'2, МВАр 1,58 4,74 6,32 6,32 7,91 1,58
Q'5, МВАр 1,11 1,66 2,77 2,22 1,11 1,11
QТ2, МВАр 2,69 6,4 9,09 8,54 9,02 2,69
SТ2, МВА 15,24 38,34 53,58 51,12 56,52 15,24
/> МВА
Проверим возможность работы приданной нагрузке уже существующих в пункте 2 трансформаторов ТДТН-40000/110:
/> МВА
/>
По графику нагрузки определяем:
Интервал недогрузки t = 12 ч
Интервал перегрузки h = 12 ч
Эквивалентная нагрузка за периоднедогрузки:
/> МВА
Эквивалентная нагрузка за периодперегрузки:
/> МВА
Коэффициент загрузки наинтервале
t: />
Коэффициент перегрузки наинтервале h:
/>; />
По таблице 1.36 [2] определяем K2ДОП = 1,5 > K /> трансформаторпроходит. Выбор трансформатора в пункте 4:
PТ4= P4; />;/>
Таблица 3.6 — Нагрузкатрансформатора T4t, час 0 — 4 4 — 8 8 — 12 12 — 16 16 — 20 20 — 24
Р4, МВт 4 12 16 16 20 4
РТ4, МВт 4 12 16 16 20 4
SТ4, МВА 4,03 12,08 16,11 16,11 20,14 4,03
/> МВА
Проверим возможность установкитрансформаторов ТДН-16000/110:
/> МВА
/>
/> МВА
/> МВА
/>
/>; />
По таблице 1.36 [2] определяем K2ДОП = 1,5 > K /> трансформаторпроходит. Выбор трансформаторов в пункте 6:
PТ6= P6; />;/>
Таблица 3.7 — Нагрузкатрансформатора T6t, час 0 — 4 4 — 8 8 — 12 12 — 16 16 — 20 20 — 24
Р6, МВт 3,8 15,2 19 19 11,4 3,8
РТ6, МВт 3,8 15,2 19 19 11,4 3,8
SТ6, МВА 3,93 15,72 19,65 19,65 11,79 3,93
/> МВА
Проверим возможность установкитрансформаторов ТДН-16000/110:
/> МВА
/>
/> МВА
/> МВА
/>
/>; />
По таблице 1.36 [2] определяем K2ДОП = 1,5 > K2/> трансформатор проходит./>3.5 Технико-экономическоеобоснование наиболее рационального варианта
Чтобы выбрать один вариант схемыразвития сети из двух, для каждой схемы необходимо провести технико-экономическийрасчёт.
Варианты сопоставляются по приведеннымзатратам на сооружение сети и её эксплуатацию. При этом допускаетсясопоставление только в отличающихся частях вариантов схем. Экономическицелесообразным принимается вариант, характеризуемый наименьшими приведеннымизатратами при условии, что затраты на другой вариант превышают наименьшие болеечем на 5%.
При выполнениитехнико-экономических расчётов используются укрупнённые показатели стоимостиэлементов электрических сетей.
Приведенные затраты: />
EН= 0,12 — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений
/> -суммарные капиталовложения в подстанции и линии,
/>
/> -суммарные издержки
У — ущерб от недоотпускаэлектроэнергии, принимаем У = 0, поскольку у нас все линии двухцепные,подстанции двухтрансформаторные, а двойные аварии мы не рассматриваем.
В расчёте будем сравниватьтолько отличающиеся части схем. Таковыми являются: Для первого варианта: Для второго варианта:
1) Линия ИП2-4
2) Линия 4-6
3) ОРУ ВН пункта 4
1) Линия ИП2-2
2) Линия 3-6
3) ОРУ ВН пункта 2
Капиталовложения в подстанцию 2,4, 6, издержки на потери электроэнергии в трансформаторах подстанций 2, 4, 6, постояннаячасть затрат на реконструкцию подстанции 2, а также возвратная стоимостьдемонтируемой подстанции 4 (35 кВ) и двух выключателей 35 кВ из ОРУ СНподстанции 2 в обоих вариантах одинаковы.
Технико-экономический расчёт дляварианта №1:
Капиталовложения в линии:
/>,
где К0 — стоимостьсооружения одного километра линии, тыс. руб/км (таблица 7.5 [1]), L — длина линии, км.
Предположим, что все опоры стальные.
Расчёт сведём в таблицу:
Таблица 3.8 — Капитальные вложенияв линии варианта №1 Линия ИП2-4 4-6 Марка провода АС-120/19 АС-70/11
UНОМ, кВ 110 110 Длина, км 33,8 23,5
К0, тыс. руб/км 64 64
КВЛ, тыс. руб 2163 1504
К∑ВЛ = КИП2-4+ К4-6 = 2163 + 1504 = 3667 тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
В нашем случае это толькокапиталовложения в ОРУ ВН подстанции 4.
Два источника питания могут бытьсвязаны обязательно через сборные шины в каком либо из пунктов. В нашем случаеэто ПС 4. Выберем схему ОРУ ВН 110 — 12 «Одна секционированная система шинс обходной с отдельными секционным и обходным выключателем», количествоприсоединений равно 8 (3 двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).
Число ячеек: NЯЧ= 8 + 2 = 10 (8 присоединений + 2 ячейки обходного и секционного выключателей)
Стоимость ОРУ ВН: /> тыс. руб., где 75 тыс. руб.- стоимость одной ячейки с масляным выключателем 110 кВ (таблица 7.16 [1]).
К∑ПС = 750 тыс.руб.
Суммарные капиталовложения:
/> тыс.руб.
Суммарные издержки:
/>,
где:
/>,/> - ежегодные издержки наобслуживание и ремонты воздушных линий и подстанций соответственно.
/> -ежегодные издержки на потери электроэнергии в сети.
/>; />,
где:
/>,/> - ежегодные издержки наобслуживание и ремонты линий и подстанций соответственно, в процентах откапиталовложений.
/>%для ВЛ 35 кВ и выше на стальных опорах
(таблица 6.2 [1])
/>%для электрооборудования и распределительных устройств до 150 кВ (таблица 6.2 [1])
/> тыс. руб.
/> тыс. руб.
/>,
где:
p0= 1,0 коп/кВт·ч — стоимость 1 кВт·ч потерянной электроэнергии
ΔW- годовые потери электроэнергии в сети, МВт·ч
В нашем случае ΔW — потери электроэнергии в линиях ИП2-4, 4-6, 4-2, ИП1-2,ИП1-3.
Найдём годовые потериэлектроэнергии в линии ИП2-4:
/> МВт
/> ч
/> МВт·ч
Расчёт потерь в линиях сведём втаблицу:
Таблица 3.9 — Годовые потериэлектроэнергии в линиях варианта №1 Линия ИП2-4 4-6 2-4 ИП1-2 1-3
SВЛ MAX, МВА 38,52 19,52 2,01 57,46 23,54
UНОМ, кВ 110 110 110 110 110
RВЛ, Ом 4,12 4,96 9,62 3,24 5,63
ТMAX Л, ч 4674 4294 4068 4612 4068
τЛ, ч 3064 2683 2468 3000 2468
ΔPВЛ, МВт 0,505 0,156 0,0032 0,884 0,258
ΔWВЛ, МВт∙ч 1547,3 419,1 7,89 2652 636,3
/> МВт·ч
Тогда издержки на потериэлектроэнергии:
/> тыс.руб.
Суммарные издержки:
/> тыс.руб.
Приведенные затраты:
/> тыс.руб.
Технико-экономический расчёт дляварианта №2:
Капиталовложения в линии:
Расчёт представлен в видетаблицы:
Таблица 3.10 — Капитальныевложения в линии варианта схемы №2 Линия ИП2-2 3-6 Марка провода АС-120-19 АС-70/11
UНОМ, кВ 110 110 Длина, км 63,2 30,9
К0, тыс. руб/км 64 64
КВЛ, тыс. руб 4045 1978
К∑ВЛ = КИП2-2+ К3-6 = 4045 + 1978 = 6023 тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
В нашем случае это толькокапиталовложения в ОРУ ВН подстанции 2.
Схема ОРУ ВН: 110 — 12
Число ячеек: NЯЧ= 8 + 2 = 10 (8 присоединений + 2 ячейки обходного и секционного выключателей)
Стоимость ОРУ ВН: /> тыс. руб., где 75 тыс. руб.- стоимость одной ячейки с масляным выключателем 110 кВ (таблица 7.16 [1]).
К∑ПС = 750 тыс.руб.
Суммарные капиталовложения:
/> тыс.руб.
Суммарные издержки:
Издержки на обслуживание иремонт:
/> тыс. руб.
/> тыс. руб.
Издержки на потериэлектроэнергии в сети:
/>
Расчёт потерь в линияхпредставлен в виде таблицы:
Таблица 3.11 — Годовыепотери электроэнергии в линиях варианта схемы №2 Линия ИП2-2 2-4 ИП1-2 ИП1-3 3-6
SВЛ MAX, МВА 38,52 20,14 45,87 43,08 19,52
UНОМ, кВ 110 110 110 110 110
RВЛ, Ом 7,71 9,62 3,24 4,49 6,52
ТMAX Л, ч 4674 4068 3928 4170 4296
τЛ, ч 3064 2468 2340 2564 2685
ΔPВЛ, МВт 0,945 0,322 0,563 0,689 0, 205
ΔWВЛ, МВт∙ч 2896,7 795,9 1317,4 1765,7 551,2
/> МВт·ч
Издержки на потериэлектроэнергии:
/> тыс.руб.
Суммарные издержки:
/> тыс.руб.
Приведенные затраты:
/>975,56тыс. руб.
Итак, получили: З1= 653,2тыс. руб. З2= 975,56 тыс. руб.
Найдём разницу в процентах:
/>> 5%,
следовательно, выбираем вариантразвития сети №1
Вывод: в данной главе былисоставлены два рациональных варианта схемы развития сети, для которых быливыбраны (для новых) и проверены (для существующих) напряжения и сеченияпроводов линий, а также выбраны (проверены) трансформаторы у потребителей. Затембыл проведён технико-экономический расчёт, по результатам которого был выявленнаиболее экономичный вариант развития сети.
4. Расчётыпараметров основных режимов работы сети
Расчёт режимов будетпроизводиться на ЭВМ методом Ньютона при помощи программы RUR.4.1 Составление схемы замещения сети и определениееё параметров
/>
Рис 4.1 Схема замещения сети
Параметры схемы замещения длялиний:
/>; />; />,
где:
RЛ — активное сопротивление линии, Ом
XЛ — реактивное сопротивление линии, Ом
BЛ — реактивная проводимость линии, мкСм
r0 — удельное активное сопротивление линии, Ом/км (таблица 3.8 [1])
x0 — удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км (таблица 3.8 [1])
b0 — удельная реактивная проводимость линии, мкСм/км (таблица 3.8 [1])
N = 2 — числоцепей линии
L — длина линии, км
Параметры линий сведём в таблицу:
Таблица 4.1 — Параметры линийЛиния ИП1-1 ИП1-3 ИП1-2 2-4 2-5 4-6 ИП2-4
UНОМ, кВ 110 110 110 110 35 110 110 Марка провода АС-95/16 АС-95/16 АС-120/19 АС-70/11 АС-120/19 АС-70/11 АС-120/19 Длина, км 36,8 36,8 26,5 45,6 30,9 23,5 33,8
r0, Ом/км 0,306 0,306 0,244 0,422 0,249 0,422 0,244
x0, Ом/км 0,434 0,434 0,427 0,444 0,414 0,444 0,427
b0, мкСм/км 2,611 2,611 2,658 2,547 2,547 2,658
RЛ, Ом 5,63 5,63 3,24 9,62 3,85 4,96 4,12
XЛ, Ом 7,99 7,99 5,66 10,12 6,4 5,22 7,22
BЛ, мкСм 192,2 192,2 140,9 232,2 119,7 179,7
Параметры схемы замещения длятрансформаторов:
RТ — активное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 5.12 — 5.14 [1])
XТ — индуктивное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 5.12 — 5.14 [1])
/>; />; />, где:
GТ- активная проводимость трансформатора, приведенная к стороне НН, мкСм
BТ- реактивная проводимость трансформатора, приведенная к стороне НН, мкСм
КТ — коэффициенттрансформации трансформатора
ΔPX — потери холостого хода трансформатора, МВт (таблица 5.12 — 5.14 [1])
IX — ток холостого хода трансформатора,% (таблица 5.12 — 5.14 [1])
SНОМ — номинальная мощность трансформатора, МВА
UНОМНН — номинальное напряжение обмотки НН, кВ (таблица 5.12 — 5.14 [1])
UНОМВН — номинальное напряжение обмотки ВН, кВ (таблица 5.12 — 5.14 [1])
При двух параллельно работающихтрансформаторах, их сопротивления в схеме замещения необходимо уменьшить в 2раза, а проводимости увеличить в 2 раза. Параметры трансформаторов сведём втаблицы:
Таблица 4.2 — Параметрыдвухобмоточных трансформаторов № пункта 1 3 4 5 6 Трансформатор ТДН — 16000/110 ТДН — 16000/110 ТДН — 16000/110 ТМН — 6300/35 ТДН — 16000/110
SНОМ, МВА 16 16 16 6,3 16
UНОМ ВН, кВ 115 115 115 35 115
UНОМ НН, кВ 11 11 11 11 11
КT 0,09565 0,09565 0,09565 0,31428 0,09565
ΔUРЕГ,% ± 9 × 1,78 ± 9 × 1,78 ± 9 × 1,78 ± 6 × 1,5 ± 9 × 1,78
RT/2, Ом 2, 19 2, 19 2, 19 0,7 2, 19
XT/2, Ом 43,35 43,35 43,35 7,3 43,35
DPХ, МВт 0,019 0,019 0,019 0,0092 0,019
IХ,% 0,7 0,7 0,7 0,9 0,7
2·GT, мкСм 314 314 314 152 314
2·BT, мкСм 1851,2 1851,2 1851,2 937 1851,2
Таблица 4.3 — Параметрытрёхобмоточного трансформатора Т-2 Трансформатор ТДТН -40000/110
SНОМ, МВА 40
UНОМ ВН, кВ 115
UНОМ СН, кВ 38,5
UНОМ НН, кВ 10,5
kT В-Н 0,0913
kT С-Н 0,33478
ΔUРЕГ,% ± 9 × 1,78
RВ/2; RС/2; RН/2, Ом 0,4; 0,4; 0,4
XВ/2; XС/2; XН/2, Ом 17,75; 0; 11,15
DPХ, МВт 0,043
IХ,% 0,6
2·GН, мкСм 390
2·BН, мкСм 2176,9
2·GС, мкСм 29
2·BС, мкСм 161,9 4.2 Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок
Для режима наибольших нагрузокберем максимальную нагрузку в системе зимой в нормальном режиме работы сети привключенных компенсирующих устройствах. (таблицы 2.1, 2.3)
Таблица 4.4 — Максимальнаянагрузка в системе в зимний период № пункта 1 2 3 4 5 6
PН, МВт 22 40,8 23 16 12 19
QН, МВАр 4,62 6,324 5,083 1,888 2,772 4,484
По условию, в режиме наибольшихнагрузок на шинах источников питания поддерживается напряжение: /> кВ. Активную мощностьпервого источника питания ИП1 считаем ограниченной и равной мощности,выдаваемой им в режиме наибольших нагрузок в старой сети, то есть PИП1 = 100,98 МВт. Исходные данные и результатырасчета режима наибольших нагрузок приведены в приложении А (таблицы А.1 — А.3).Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций,представлены в таблице 4.5:
Таблица 4.5 — Напряжения употребителей в режиме НБ № пункта 1 2 3 4 5 6 U, кВ 10,7 10,2 10,7 10,8 10,9 10,5
Согласно ПУЭ, эти напряжения врежиме наибольших нагрузок должны быть не ниже 105% номинального (10,5 кВ),следовательно, необходимо осуществить регулирование напряжения с помощью РПНтрансформаторов (рассматривается в 5 главе).4.3 Расчёт и анализ режима наименьших нагрузок
Для режима наименьших нагрузокберем минимальную нагрузку в системе летом в нормальном режиме работы сети приотключенных компенсирующих устройствах.
Из таблицы 2.3 находим, чтоминимальная нагрузка летом наблюдается с 20 часов до 4 часов. Учитывая, что онасоставляет 50% от соответствующей зимней нагрузки, составим таблицу:
Таблица 4.6 — Минимальнаянагрузка в системе в летний период № пункта 1 2 3 4 5 6
PН, МВт 2,2 5,1 4,6 2 2,4 1,9
QН, МВАр 1,005 2,175 2,095 0,965 1,095 0,81
По условию, в режиме наименьшихнагрузок на шинах источников питания поддерживается напряжение:
/> кВ
Активную мощность первогоисточника питания ИП1 считаем ограниченной и равной мощности, выдаваемой им врежиме наименьших нагрузок в старой сети, то есть PИП1= 14,35 МВт
Исходные данные и результаты расчетарежима наименьших нагрузок приведены в приложении А (таблицы А.4 — А.6). Параметрыветвей такие же как и в режиме наибольших нагрузок.
Полученные в результате расчётанапряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4.7:
Таблица 4.7 — Напряжения употребителей в режиме НМ № пункта 1 2 3 4 5 6 U, кВ 10,6 10,1 10,5 10,6 11,4 10,6
Согласно ПУЭ, эти напряжения врежиме наименьших нагрузок должны быть не выше 100% номинального (10 кВ),следовательно, необходимо осуществить регулирование напряжения с помощью РПНтрансформаторов.4.4 Расчёт и анализ послеаварийного режима
а) Отключение одной цепинаиболее загруженной линии в режиме наибольших нагрузок.
Основываясь на данных таблицы 3.1,можно сказать, что самой загруженной является линия ИП1-2 (PMAX= 53,8 МВт). При отключении одной её цепи на подстанции 2 оба трансформатораостаются в работе. Следовательно, во всей сети меняются только параметры линии ИП1-2и 2-4, т.к отключается вся линия до узловой подстанции (сопротивлениеувеличивается в 2 раза, проводимость уменьшается в 2 раза).
Новые параметры линии ИП1-2: /> Ом
/> Ом,/> мкСм
Параметры узлов будут такими жекак и в режиме наибольших нагрузок, за исключением напряжений на шинах ИП1, ИП2.С целью более равномерного распределения реактивной мощности между источникамипитания (пропорционально их активным мощностям), опытным путём были выбраныследующие значения напряжений:
/> кВ
Активная мощность первогоисточника питания ИП1 принята равной мощности, выдаваемой им в режименаибольших нагрузок в старой сети:
PИП1= 102,07 МВт
Исходные данные и результатырасчета этого режима приведены в приложении А (таблицы А.7 — А.9).
Полученные в результате расчётанапряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4.8:
Таблица 4.8 — Напряжения употребителей в ПАР с отключением линии№ пункта 1 2 3 4 5 6 U, кВ 10,7 10,1 10,7 10,7 10,7 10,5
Согласно ПУЭ, эти напряжения впослеаварийном режиме должны быть не ниже 100% номинального (10 кВ),следовательно, регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов можновыполнять, а можно и не выполнять. Т.к. напряжения в некоторых пунктахполучились высокие, то выполним регулирование.
б) Отключение одного самогомощного трансформатора в режиме наибольших нагрузок.
Самыми мощными в рассматриваемойсети являются трансформаторы пункта 2 (SНОМ= 40 МВА). При отключении одного из них все линии, заходящие на подстанцию,остаются в работе. Следовательно, во всей сети меняются только параметры группытрансформаторов Т2 (сопротивление увеличивается в 2 раза, проводимостьуменьшается в 2 раза).
Новые параметры
Т2: /> Ом;
/> Ом;/> Ом; /> Ом;
/> мкСм;/> мкСм;
/> мкСм;/> мкСм;
Параметры узлов будут такими жекак и в режиме наибольших нагрузок
Активная мощность первогоисточника питания ИП1 принята равной мощности, выдаваемой им в режименаибольших нагрузок в старой сети, поскольку послеаварийный режим с отключениемтрансформатора ранее не считался.
PИП1= 102,07 МВт
Исходные данные и результаты расчетаэтого режима приведены в приложении А (таблицы А.10 — А.12). Полученные врезультате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице4.9:
Таблица 4.9 — Напряженияу потребителей в ПАР с отключением трансформатора № пункта 1 2 3 4 5 6 U, кВ 10,7 10,1 10,7 10,7 10,8 10,5
Согласно ПУЭ, эти напряжения впослеаварийном режиме должны быть не ниже 100% номинального (10 кВ), следовательно,регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов можно выполнять, а можнои не выполнять. Т.к. напряжения в некоторых пунктах получились высокие, товыполним регулирование.
Вывод: в данной главе быласоставлена схема замещения сети и определены параметры всех её элементов. Затемс помощью ЭВМ был произведён расчёт режима наибольших нагрузок, наименьшихнагрузок и двух послеаварийных режимов. Для каждого режима были найденымощности источников питания, потери в сети, КПД сети, напряжения в узлахнагрузки и показана необходимость регулирования напряжения с помощью РПН.
5. Регулирование напряжения сети
Для того чтобы выдержатьнеобходимые отклонения напряжения на приёмниках, ПУЭ предписываетсярегулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединеныраспределительные сети. В период наибольших нагрузок это напряжение должно бытьне ниже 105% номинального, в период наименьших — не выше 100% номинального, а впослеаварийном — не ниже 100% номинального.
Для регулирования напряжениябудем применять трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН).
Выберем необходимое число отпаекРПН трансформаторов для всех рассмотренных ранее режимов следующим образом: выбираем№ отпайки, рассчитываем коэффициент трансформации, изменённый коэффициенттрансформации вводим для повторного расчёта режима на ЭВМ, и так продолжаем дотех пор пока не получим во всех пунктах желаемое напряжение.
Коэффициент трансформациисчитается по формуле: [5]
/>,
Где X — шагизменения напряжения с помощью РПН, n — номер отпайки
Результаты расчёта режимов сотрегулированными напряжениями приведены в приложении Б. Выбранные отпайки,соответствующие коэффициенты трансформации и результаты регулированияпредставлены в таблицах 5.1 — 5.4:
Таблица 5.1 — Регулированиенапряжения в режиме НБ № пункта 1 2 3 4 5 6 U до регулирования, кВ 10,7 10,2 10,7 10,8 10,9 10,5
КТ до регулирования 0,09565
0,0913
0,3348 0,09565 0,09565 0,31428 0,09565 Выбранная отпайка -1 × 1,78 +2 × 1,78 0 × 1,78 -1 × 1,78 -2 × 1,5 0 × 1,78
изменённый КТ 0,0939
0,0946
0,3288 0,09565 0,0939 0,305 0,09565 U, кВ 10,5 10,6 10,7 10,5 10,6 10,6
Таблица 5.2 — Регулированиенапряжения в режиме НМ № пункта 1 2 3 4 5 6 U до регулирования, кВ 10,6 10,1 10,5 10,6 11,4 10,6
КТ до регулирования 0,09565
0,0913
0,3348 0,09565 0,09565 0,31428 0,09565 Выбранная отпайка -3× 1,78 -1× 1,78 -3× 1,78 -3× 1,78 -4× 1,5 -3× 1,78
изменённый КТ 0,0905
0,0905
0,295 0,0905 0,0905 0,311 0,0905 U, кВ 10 9,9 9,9 10 9,9 10
Таблица 5.3 — Регулированиенапряжения в ПАР с отключением линии № пункта 1 2 3 4 5 6 U до регулирования, кВ 10,7 10,1 10,7 10,7 10,7 10,5
КТ до регулирования 0,09565
0,0913
0,3348 0,09565 0,09565 0,31428 0,09565 Выбранная отпайка -3× 1,78 0× 1,78 -3× 1,78 -3× 1,78 -4× 1,5 -2× 1,78
изменённый КТ 0,0905
0,0913
0,3348 0,0905 0,0905 0,295 0,0922 U, кВ 10,1 10,1 10,1 10,1 10,1 10,1
Таблица 5.4 — Регулированиенапряжения в ПАР с отключением трансформатора № пункта 1 2 3 4 5 6 U до регулирования, кВ 10,7 10,1 10,7 10,7 10,8 10,5
КТ до регулирования 0,09565
0,0913
0,3348 0,09565 0,09565 0,31428 0,09565 Выбранная отпайка -3× 1,78 0× 1,78 -3× 1,78 -3× 1,78 -4× 1,5 -2× 1,78
изменённый КТ 0,0905
0,0913
0,3348 0,0905 0,0905 0,295 0,0922 U, кВ 10,1 10,1 10,1 10,1 10,2 10,1
Вывод: в данной главе былоотрегулировано напряжение на нагрузке при помощи РПН трансформаторов и доведенодо требуемого ПУЭ уровня. На каждом трансформаторе отпаек оказалось достаточнодля регулирования напряжения во всех режимах.
6. Определение основных технико-экономическихпоказателей спроектированной сети
Для выбранного вариантаэлектрической сети рассчитаем полные капиталовложения, полные ежегодныеиздержки, себестоимость передачи электроэнергии.
Капиталовложения в линии:
Расчёт представлен в видетаблицы:
Таблица 6.1 — Капитальныевложения в линииЛиния ИП1-1 ИП1-3 ИП1-2 2-4 2-5 4-6 ИП2-4 Марка провода АС-95/16 АС-95/16 АС-120/19 АС-70/11 АС-120/19 АС-70/11 АС-120/19
UНОМ, кВ 110 110 110 110 35 110 110 Длина, км 36,8 36,8 26,5 45,6 30,9 23,5 33,8
К0, тыс. руб/км 64 64 64 64 56 64 64
КВЛ, тыс. руб 2355,2 2355,2 1696 2918,4 1730,4 1504 2163,2
К∑ВЛ = 14722,4тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
Расчёт представлен в видетаблицы:
Таблица 6.2 — Капитальныевложения в подстанцииПодстанция 1 2 3 4 5 6 Трансформатор ТДН — 16000/110
ТДТН — 40000/110
ТДН –
16000/110
ТДН — 16000/110 ТМН — 6300/35 ТДН — 16000/110
Схема
ОРУ ВН 110 — 4Н 110 — 4Н 110 — 4Н 110 — 12 35 — 4Н 110 — 4Н СН - 35 — 9 - - - -
КОРУ, тыс. руб. ВН 198 198 198 75×10 40 198 СН - 25×5 - - - -
КТР, тыс. руб. 172×2 320×2 172×2 172×2 95×2 172×2
КП.Ч., тыс. руб. 360 360 360 0,7×540 200 360
КПС, тыс. руб. 902 1323 902 1472 430 902
К∑ПС = 5931 тыс.руб.
Суммарные капиталовложения:
/> тыс.руб.
Возвратная стоимостьдемонтируемого оборудования:
/>,
где: К0 — первоначальнаястоимость демонтируемого оборудования, тыс. руб., αР — нормаамортизационных отчислений на реновацию, % (таблица 8.2 [4]), t- продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа, (25 лет).
1) 2 ячейки выключателя 35 кВ наподстанции 2
/> тыс.руб.
2) 2 ячейки выключателя 35 кВ наподстанции 4
/> тыс.руб.
3) 2 трансформатора ТМН — 6300/35на подстанции 4
/> тыс.руб.
/> тыс.руб.
Суммарные капиталовложения сучётом возврата:
/> тыс.руб.
Суммарные ежегодные издержки:
Издержки на обслуживание иремонт:
/> тыс. руб.
/> тыс. руб.
Издержки на потериэлектроэнергии в сети:
/>
Расчёт потерь в линияхпредставлен в виде таблицы:
Таблица 6.3 — Годовые потериэлектроэнергии в линиях Линия ИП1-1 ИП1-3 ИП1-2 2-4 2-5 4-6 ИП2-4
PВЛ MAX, МВт 22 23 53,8 2 12 19 36,6
SВЛ MAX, МВА 22,56 23,54 57,46 2,01 12,32 19,52 38,52
UНОМ, кВ 110 110 110 110 35 110 110
RВЛ, Ом 5,63 5,63 2,11 9,62 3,85 4,96 4,12
/>, МВт·ч 334,4 331,2 734,4 28,8 172,8 288,8 605,6
/>, МВт·ч 167,2 165,6 367,2 14,4 86,4 144,4 302,8
WГОД, МВт·ч 94468 93564 207468 8136 48816 81586 171082
ТMAX Л, ч 4294 4068 3856 4068 4068 4294 4674
τЛ, ч 2683 2468 2275 2468 2468 2683 3064
ΔPВЛ, МВт 0,237 0,258 0,884 0,0032 0,477 0,156 0,505
ΔWВЛ, МВт∙ч 635,4 636,3 2011,1 7,89 1177,3 419,1 1548
/> МВт·ч
Определим потери втрансформаторах по формуле:
/>
Расчёт представим в виде таблицы:
Таблица 6.4 — Годовые потериэлектроэнергии в трансформаторах Трансформатор Т-1 Т-2 Т-3 Т-4 Т-5 Т-6
РТР MAX, МВт 22 55,8 23 20 12 19
SТР MAX, МВА 22,56 56,52 23,54 20,14 12,32 19,65
SНОМ, МВА 16 40 16 16 6,3 16
DPХ, МВт 0,019 0,043 0,019 0,019 0,009 0,019
DPК, МВт 0,085 0,2 0,085 0,085 0,0465 0,085
/>, МВт·ч 334,4 907,2 331,2 288 172,8 288,8
/>, МВт·ч 167,2 453,6 165,6 144 86,4 144,4
WГОД, МВт·ч 94468 256284 93564 81360 48816 81586
ТMAX ТР, ч 4294 4592,903 4068 4068 4068 4294
τТР, ч 2683 2980 2468 2468 2468 2683
ΔWТР, МВт∙ч 559,6 1348,4 559,9 499,1 377,1 504,9
/> МВт·ч
/> МВт·ч
Издержки на потериэлектроэнергии:
/> тыс.руб.
Суммарные ежегодные издержки:
/> тыс.руб.
Себестоимость передачиэлектроэнергии:
/>,
где:
/> -суммарные ежегодные издержки на амортизацию и эксплуатационное обслуживание поэлементам сети и суммарная стоимость потерь электроэнергии по элементам сети.
/> -суммарная максимальная нагрузка, МВт
/> -число часов использования максимума нагрузки, ч.
/> руб/кВт·ч = 27,9 руб/МВт·ч
Вывод: в данной главе былиопределены основные технико-экономические показатели новой электрической сети:
суммарные капиталовложения: /> тыс. руб.
суммарные ежегодные издержки: /> тыс. руб.
себестоимость передачиэлектроэнергии: /> руб/МВт·ч
Приложения
Приложение А
Таблица А.1 — Параметры узловдля режима наибольших нагрузок Узел № Код Uном Нагрузка Генерация кВ P, мВт Q, мВАр P, мВт Q, мВАр 1 3 10 22 4.62 2 3 110 3 3 10 23 5.083 4 3 110 5 3 10 40.8 6.324 6 3 10 12 2.772 7 3 35 8 3 35 9 3 110 10 3 10 16 1.888 11 3 110 12 3 110 13 3 10 19 4.484 14 3 110 15 1 115.5 100.98 16 115.5
Таблица А.2 — Параметры ветвейдля режима наибольших нагрузок Ветвь R X G B Кt Таблица А.3 — Результаты расчётарежима наибольших нагрузок Ветвь/узел P, мВт Q, мВАр I U б ∆U № узла № узла задано расчёт задано расчёт кА кВ град. кВ 1 2 - 22.0 - 4.6 1.214 2.629 1 - 22.0 - 22.0 - 4.6 - 4.6 10.7 0.2 2 1 22.1 6.6 0.117 2.629 2 15 - 22.1 - 6.6 0.117 1.475 2 0.0 0.0 0.0 0.0 114.0 4.5 3 4 - 23.0 - 5.1 1.276 2.868 3 - 23.0 - 23.0 - 5.1 - 5.1 10.7 0.0 4 3 23.1 7.3 0.123 2.868 4 15 - 23.1 - 7.3 0.123 1.572 4 0.0 0.0 0.0 0.0 113.9 4.5 5 9 - 40.8 - 6.3 2.336 0.872 5 - 40.8 - 40.8 - 6.3 - 6.3 10.2 - 2.5 6 7 - 12.0 - 2.8 0.651 0.933 6 - 12.0 - 12.0 - 2.8 - 2.8 10.9 - 7.1 7 6 12.1 3.8 0.205 0.933 7 8 - 12.1 - 3.8 0.205 2.029 7 0.0 0.0 0.0 0.0 35.7 - 3.1 8 7 12.6 4.6 0.205 2.029 8 9 - 12.6 - 4.6 0.205 0.045 8 0.0 0.0 0.0 0.0 37.7 - 0.4 9 5 40.9 8.1 0.214 0.872 9 8 12.6 4.8 0.069 0.045 9 11 0.9 - 10.1 0.052 0.704 9 12 - 54.4 - 2.8 0.279 0.963 9 0.0 0.0 0.0 0.0 112.7 - 0.4 10 11 - 16.0 - 1.9 0.865 1.294 10 - 16.0 - 16.0 - 1.9 - 1.9 10.8 - 4.0 11 9 - 0.8 7.2 0.037 0.704 11 10 16.1 3.0 0.083 1.294 11 14 19.3 4.7 0.101 1.093 11 16 - 34.5 - 14.9 0.192 2.144 11 0.0 0.0 0.0 0.0 113.4 - 0.8 12 9 54.5 7.0 0.279 0.963 12 15 - 54.5 - 7.0 0.279 1.885 12 0.0 0.0 0.0 0.0 113.6 3.9 13 14 - 19.0 - 4.5 1.069 2.477 13 - 19.0 - 19.0 - 4.5 - 4.5 10.5 - 5.0 14 11 - 19.1 - 6.1 0.103 1.093 14 13 19.1 6.1 0.103 2.477 14 0.0 0.0 0.0 0.0 112.3 - 1.2 15 2 22.4 4.4 0.114 1.475 15 4 23.4 5.1 0.120 1.572 15 12 55.2 6.5 0.278 1.885 15 101.0 101.0 15.9 115.5 5.2 16 11 35.0 13.3 0.187 2.144 16 35.0 13.3 115.5 0.0
Таблица А.4 — Параметры узловдля режима наименьших нагрузок Узел № Код Uном Нагрузка Генерация кВ P, мВт Q, мВАр P, мВт Q, мВАр 1 3 10 2.2 1.005 2 3 110 3 3 10 4.6 2.095 4 3 110 5 3 10 5.1 2.175 6 3 10 2.4 1.095 7 3 35 8 3 35 9 3 110 10 3 10 2 0.965 11 3 110 12 3 110 13 3 10 1.9 0.81 14 3 110 15 1 111.1 14.35 16 111.1
Таблица А.5 — Параметры ветвейдля режима наименьших нагрузок Ветвь R X G B Кt Таблица А.6 — Результаты расчётарежима наименьших нагрузок Ветвь/узел P, мВт Q, мВАр I U б ∆U № узла № узла задано расчёт задано расчёт кА кВ град. кВ 1 2 - 2.2 - 1.0 0.132 0.524 1 - 2.2 - 2.2 - 1.0 - 1.0 10.6 0.2 2 1 2.2 1.2 0.013 0.524 2 15 - 2.2 - 1.2 0.013 0.117 2 0.0 0.0 0.0 0.0 111.0 0.7 3 4 - 4.6 - 2.1 0.277 1.015 3 - 4.6 - 4.6 - 2.1 - 2.1 10.5 - 0.3 4 3 4.6 2.4 0.027 1.015 4 15 - 4.6 - 2.4 0.027 0.324 4 0.0 0.0 0.0 0.0 110.8 0.6 5 9 - 5.1 - 2.2 0.317 0.262 5 - 5.1 - 5.1 - 2.2 - 2.2 10.1 - 0.3 6 7 - 2.4 - 1.1 0.134 0.294 6 - 2.4 - 2.4 - 1.1 - 1.1 11.4 - 1.2 7 6 2.4 1.3 0.043 0.294 7 8 - 2.4 - 1.3 0.043 0.476 7 0.0 0.0 0.0 0.0 36.6 - 0.5 8 7 2.4 1.3 0.043 0.476 8 9 - 2.4 - 1.3 0.043 0.009 8 0.0 0.0 0.0 0.0 37.1 - 0.1 9 5 5.1 2.4 0.030 0.262 9 8 2.5 1.5 0.015 0.009 9 11 - 0.2 - 3.3 0.017 0.187 9 12 - 7.4 - 0.6 0.039 0.137 9 0.0 0.0 0.0 0.0 110.8 - 0.1 10 11 - 2.0 - 1.0 0.121 0.504 10 - 2.0 - 2.0 - 1.0 - 1.0 10.6 - 0.5 11 9 0.2 0.4 0.003 0.187 11 10 2.0 1.2 0.012 0.504 11 14 1.9 - 0.4 0.010 0.101 11 16 - 4.2 - 1.2 0.023 0.161 11 0.0 0.0 0.0 0.0 110.9 - 0.1 12 9 7.4 0.7 0.039 0.137 12 15 - 7.4 - 0.7 0.039 0.211 12 0.0 0.0 0.0 0.0 110.9 0.6 13 14 - 1.9 - 0.8 0.113 0.441 13 - 1.9 - 1.9 - 0.8 - 0.8 10.6 - 0.6 14 11 - 1.9 - 1.0 0.011 0.101 14 13 1.9 1.0 0.011 0.441 14 0.0 0.0 0.0 0.0 110.8 - 0.2 15 2 2.2 - 1.1 0.013 0.117 15 4 4.7 0.0 0.024 0.324 15 12 7.5 - 1.0 0.039 0.211 15 14.4 14.4 - 2.1 111.1 0.8 16 11 4.2 - 1.0 0.022 0.161 16 4.2 - 1.0 111.1 0.0
Таблица А.7 — Параметрыузлов для послеаварийного режима с отключением линииУзел № Код Uном Нагрузка Генерация кВ P, мВт Q, мВАр P, мВт Q, мВАр 1 3 10 22 4.62 2 3 110 3 3 10 23 5.083 4 3 110 5 3 10 40.8 6.324 6 3 10 12 2.772 7 3 35 8 3 35 9 3 110 10 3 10 16 1.888 11 3 110 12 3 110 13 3 10 19 4.484 14 3 110 15 1 115.5 102.07 16 115.5
Таблица А.8 — Параметрыветвей для послеаварийного режима с отключением линииВетвь R X G B Кt Таблица А.9 — Результатырасчёта послеаварийного режима с отключением линииВетвь/узел P, мВт Q, мВАр I U б ∆U № узла № узла задано расчёт задано расчёт кВ кВ град. кВ 1 2 - 22.0 - 4.6 1.214 2.629 1 - 22.0 - 22.0 - 4.6 - 4.6 10.7 2.6 2 1 22.1 6.6 0.117 2.629 2 15 - 22.1 - 6.6 0.117 1.475 2 0.0 0.0 0.0 0.0 114.0 6.8 3 4 - 23.0 - 5.1 1.276 2.868 3 - 23.0 - 23.0 - 5.1 - 5.1 10.7 2.3 4 3 23.1 7.3 0.123 2.868 4 15 - 23.1 - 7.3 0.123 1.572 4 0.0 0.0 0.0 0.0 113.9 6.8 5 9 - 40.8 - 6.3 2.368 0.886 5 - 40.8 - 40.8 - 6.3 - 6.3 10.1 - 1.8 6 7 - 12.0 - 2.8 0.662 0.950 6 - 12.0 - 12.0 - 2.8 - 2.8 10.7 - 6.5 7 6 12.1 3.8 0.209 0.950 7 8 - 12.1 - 3.8 0.209 2.067 7 0.0 0.0 0.0 0.0 35.1 - 2.4 8 7 12.6 4.7 0.209 2.067 8 9 - 12.6 - 4.7 0.209 0.046 8 0.0 0.0 0.0 0.0 37.2 0.4 9 5 40.9 8.1 0.217 0.886 9 8 12.7 4.9 0.071 0.046 9 11 1.1 - 12.5 0.065 1.967 9 12 - 54.7 - 0.5 0.284 0.626 9 0.0 0.0 0.0 0.0 111.1 0.4 10 11 - 16.0 - 1.9 0.867 1.298 10 - 16.0 - 16.0 - 1.9 - 1.9 10.7 - 3.9 11 9 - 0.9 11.2 0.058 1.967 11 10 16.1 3.0 0.084 1.298 11 14 19.3 4.7 0.101 1.096 11 16 - 34.4 - 19.0 0.201 2.402 11 0.0 0.0 0.0 0.0 113.1 - 0.8 12 9 54.8 4.8 0.284 0.626 12 15 - 54.8 - 4.8 0.284 3.743 12 0.0 0.0 0.0 0.0 111.8 4.8 13 14 - 19.0 - 4.5 1.072 2.484 13 - 19.0 - 19.0 - 4.5 - 4.5 10.5 - 4.9 14 11 - 19.1 - 6.1 0.103 1.096 14 13 19.1 6.1 0.103 2.484 14 0.0 0.0 0.0 0.0 112.0 - 1.1 15 2 22.4 4.4 0.114 1.475 15 4 23.4 5.1 0.120 1.572 15 12 56.3 6.7 0.284 3.743 15 102.1 102.1 16.1 115.5 7.5 16 11 34.9 17.5 0.195 2.402 16 34.9 17.5 115.5 0.0
Таблица А.10 — Параметрыузлов для послеаварийного режима с отключением трансформатораУзел № Код Uном Нагрузка Генерация кВ P, мВт Q, мВАр P, мВт Q, мВАр 1 3 10 22 4.62 2 3 110 3 3 10 23 5.083 4 3 110 5 3 10 40.8 6.324 6 3 10 12 2.772 7 3 35 8 3 35 9 3 110 10 3 10 16 1.888 11 3 110 12 3 110 13 3 10 19 4.484 14 3 110 15 1 115.5 102.07 16 115.5
Таблица А.11 — Параметрыветвей для послеаварийного режима с отключением трансформатораВетвь R X G B Кt Таблица А.12 — Результатырасчёта послеаварийного режима с отключением трансформатораВетвь/узел P, мВт Q, мВАр I U б ∆U № узла № узла задано расчёт задано расчёт кА кВ град. кВ 1 2 - 22.0 - 4.6 1.214 2.629 1 - 22.0 - 22.0 - 4.6 - 4.6 10.7 5.2 2 1 22.1 6.6 0.117 2.629 2 15 - 22.1 - 6.6 0.117 1.475 2 0.0 0.0 0.0 0.0 114.0 9.5 3 4 - 23.0 - 5.1 1.276 2.868 3 - 23.0 - 23.0 - 5.1 - 5.1 10.7 5.0 4 3 23.1 7.3 0.123 2.868 4 15 - 23.1 - 7.3 0.123 1.572 4 0.0 0.0 0.0 0.0 113.9 9.5 5 9 - 40.8 - 6.3 2.372 1.902 5 - 40.8 - 40.8 - 6.3 - 6.3 10.1 - 4.3 6 7 - 12.0 - 2.8 0.656 0.941 6 - 12.0 - 12.0 - 2.8 - 2.8 10.8 - 6.8 7 6 12.1 3.8 0.207 0.941 7 8 - 12.1 - 3.8 0.207 2.047 7 0.0 0.0 0.0 0.0 35.4 - 2.7 8 7 12.6 4.6 0.207 2.047 8 9 - 12.6 - 4.6 0.207 0.090 8 0.0 0.0 0.0 0.0 37.5 0.0 9 5 40.9 9.6 0.217 1.902 9 8 12.6 4.8 0.070 0.090 9 11 1.8 - 15.0 0.078 1.078 9 12 - 55.4 0.7 0.285 1.548 9 0.0 0.0 0.0 0.0 112.0 - 0.1 10 11 - 16.0 - 1.9 0.867 1.298 10 - 16.0 - 16.0 - 1.9 - 1.9 10.7 - 3.9 11 9 - 1.6 12.2 0.063 1.078 11 10 16.1 3.0 0.084 1.298 11 14 19.3 4.7 0.101 1.097 11 16 - 33.7 - 19.9 0.200 2.438 11 0.0 0.0 0.0 0.0 113.1 - 0.7 12 9 55.5 8.0 0.285 1.548 12 15 - 55.5 - 8.0 0.285 1.968 12 0.0 0.0 0.0 0.0 113.5 8.8 13 14 - 19.0 - 4.5 1.072 2.485 13 - 19.0 - 19.0 - 4.5 - 4.5 10.5 - 4.9 14 11 - 19.1 - 6.1 0.103 1.097 14 13 19.1 6.1 0.103 2.485 14 0.0 0.0 0.0 0.0 112.0 - 1.1 15 2 22.4 4.4 0.114 1.475 15 4 23.4 5.1 0.120 1.572 15 12 56.3 7.5 0.284 1.968 15 102.1 102.1 17.0 115.5 10.1 16 11 34.2 18.4 0.194 2.438 16 34.2 18.4 115.5 0.0
Приложение Б
Таблица Б.1 — Результатырасчёта режима наибольших нагрузок с регулированием напряженияВетвь/узел P, мВт Q, мВАр I U б ∆U № узла № узла задано расчёт задано расчёт кВ кВ град. кВ 1 2 - 22.0 - 4.6 1.241 2.626 1 - 22.0 - 22.0 - 4.6 - 4.6 10.5 0.2 2 1 22.1 6.6 0.117 2.626 2 15 - 22.1 - 6.6 0.117 1.474 2 0.0 0.0 0.0 0.0 114.0 4.5 3 4 - 23.0 - 5.1 1.276 2.868 3 - 23.0 - 23.0 - 5.1 - 5.1 10.7 0.0 4 3 23.1 7.3 0.123 2.868 4 15 - 23.1 - 7.3 0.123 1.572 4 0.0 0.0 0.0 0.0 113.9 4.5 5 9 - 40.8 - 6.3 2.254 0.874 5 - 40.8 - 40.8 - 6.3 - 6.3 10.6 - 2.5 6 7 - 12.0 - 2.8 0.671 0.931 6 - 12.0 - 12.0 - 2.8 - 2.8 10.6 - 7.1 7 6 12.1 3.8 0.205 0.931 7 8 - 12.1 - 3.8 0.205 2.028 7 0.0 0.0 0.0 0.0 35.7 - 3.1 8 7 12.6 4.6 0.205 2.028 8 9 - 12.6 - 4.6 0.205 0.045 8 0.0 0.0 0.0 0.0 37.7 - 0.4 9 5 40.9 8.1 0.214 0.874 9 8 12.6 4.8 0.069 0.045 9 11 0.9 - 10.1 0.052 0.704 9 12 - 54.4 - 2.8 0.279 0.963 9 0.0 0.0 0.0 0.0 112.7 - 0.4 10 11 - 16.0 - 1.9 0.884 1.291 10 - 16.0 - 16.0 - 1.9 - 1.9 10.5 - 4.0 11 9 - 0.8 7.2 0.037 0.704 11 10 16.1 3.0 0.083 1.291 11 14 19.3 4.7 0.101 1.093 11 16 - 34.5 - 14.9 0.192 2.143 11 0.0 0.0 0.0 0.0 113.4 - 0.8 12 9 54.5 7.0 0.279 0.963 12 15 - 54.5 - 7.0 0.279 1.885 12 0.0 0.0 0.0 0.0 113.6 3.9 13 14 - 19.0 - 4.5 1.069 2.477 13 - 19.0 - 19.0 - 4.5 - 4.5 10.5 - 5.0 14 11 - 19.1 - 6.1 0.103 1.093 14 13 19.1 6.1 0.103 2.477 14 0.0 0.0 0.0 0.0 112.3 - 1.2 15 2 22.3 4.4 0.114 1.474 15 4 23.4 5.1 0.120 1.572 15 12 55.2 6.5 0.278 1.885 15 101.0 101.0 15.9 115.5 5.2 16 11 35.0 13.3 0.187 2.143 16 35.0 13.3 115.5 0.0
Таблица Б.2 — Результатырасчёта режима наименьших нагрузок с регулированием напряженияВетвь/узел P, мВт Q, мВАр I U б U № узла № узла задано расчёт задано расчёт кВ кВ град. кВ 1 2 - 2.2 - 1.0 0.140 0.514 1 - 2.2 - 2.2 - 1.0 - 1.0 10.0 0.2 2 1 2.2 1.2 0.013 0.514 2 15 - 2.2 - 1.2 0.013 0.115 2 0.0 0.0 0.0 0.0 111.0 0.7 3 4 - 4.6 - 2.1 0.294 1.006 3 - 4.6 - 4.6 - 2.1 - 2.1 9.9 - 0.3 4 3 4.6 2.4 0.027 1.006 4 15 - 4.6 - 2.4 0.027 0.322 4 0.0 0.0 0.0 0.0 110.8 0.6 5 9 - 5.1 - 2.2 0.323 0.261 5 - 5.1 - 5.1 - 2.2 - 2.2 9.9 - 0.3 6 7 - 2.4 - 1.1 0.154 0.312 6 - 2.4 - 2.4 - 1.1 - 1.1 9.9 - 1.4 7 6 2.4 1.2 0.046 0.312 7 8 - 2.4 - 1.2 0.046 0.509 7 0.0 0.0 0.0 0.0 33.9 - 0.6 8 7 2.4 1.3 0.046 0.509 8 9 - 2.4 - 1.3 0.046 0.009 8 0.0 0.0 0.0 0.0 34.4 - 0.1 9 5 5.1 2.4 0.030 0.261 9 8 2.5 1.5 0.015 0.009 9 11 - 0.2 - 3.3 0.017 0.184 9 12 - 7.5 - 0.6 0.039 0.131 9 0.0 0.0 0.0 0.0 110.8 - 0.1 10 11 - 2.0 - 1.0 0.128 0.494 10 - 2.0 - 2.0 - 1.0 - 1.0 10.0 - 0.5 11 9 0.2 0.4 0.002 0.184 11 10 2.0 1.2 0.012 0.494 11 14 1.9 - 0.5 0.010 0.100 11 16 - 4.1 - 1.1 0.022 0.156 11 0.0 0.0 0.0 0.0 110.9 - 0.1 12 9 7.5 0.7 0.039 0.131 12 15 - 7.5 - 0.7 0.039 0.209 12 0.0 0.0 0.0 0.0 110.9 0.6 13 14 - 1.9 - 0.8 0.119 0.431 13 - 1.9 - 1.9 - 0.8 - 0.8 10.0 - 0.6 14 11 - 1.9 - 1.0 0.011 0.100 14 13 1.9 1.0 0.011 0.431 14 0.0 0.0 0.0 0.0 110.8 - 0.2 15 2 2.2 - 1.2 0.013 0.115 15 4 4.6 0.0 0.024 0.322 15 12 7.5 - 1.0 0.039 0.209 15 14.4 14.4 - 2.2 111.1 0.8 16 11 4.1 - 1.1 0.022 0.156 16 4.1 - 1.1 111.1 0.0
Таблица Б.3 — Результатырасчёта ПАР с отключением линии при регулировании напряженияВетвь/узел P, мВт Q, мВАр I U б ∆U № узла № узла задано расчёт задано расчёт кА кВ град. кВ 1 2 - 22.0 - 4.6 1.287 2.620 1 - 22.0 - 22.0 - 4.6 - 4.6 10.1 2.6 2 1 22.1 6.6 0.117 2.620 2 15 - 22.1 - 6.6 0.117 1.473 2 0.0 0.0 0.0 0.0 114.0 6.8 3 4 - 23.0 - 5.1 1.353 2.858 3 - 23.0 - 23.0 - 5.1 - 5.1 10.1 2.3 4 3 23.1 7.2 0.123 2.858 4 15 - 23.1 - 7.2 0.123 1.570 4 0.0 0.0 0.0 0.0 113.9 6.8 5 9 - 40.8 - 6.3 2.368 0.886 5 - 40.8 - 40.8 - 6.3 - 6.3 10.1 - 1.8 6 7 - 12.0 - 2.8 0.705 0.947 6 - 12.0 - 12.0 - 2.8 - 2.8 10.1 - 6.5 7 6 12.1 3.8 0.209 0.947 7 8 - 12.1 - 3.8 0.209 2.064 7 0.0 0.0 0.0 0.0 35.2 - 2.4 8 7 12.6 4.7 0.209 2.064 8 9 - 12.6 - 4.7 0.209 0.046 8 0.0 0.0 0.0 0.0 37.2 0.4 9 5 40.9 8.1 0.217 0.886 9 8 12.7 4.9 0.070 0.046 9 11 1.1 - 12.5 0.065 1.966 9 12 - 54.7 - 0.5 0.284 0.623 9 0.0 0.0 0.0 0.0 111.1 0.4 10 11 - 16.0 - 1.9 0.919 1.288 10 - 16.0 - 16.0 - 1.9 - 1.9 10.1 - 3.9 11 9 - 0.9 11.2 0.058 1.966 11 10 16.1 3.0 0.083 1.288 11 14 19.3 4.7 0.101 1.095 11 16 - 34.4 - 18.9 0.201 2.399 11 0.0 0.0 0.0 0.0 113.1 - 0.8 12 9 54.8 4.8 0.284 0.623 12 15 - 54.8 - 4.8 0.284 3.742 12 0.0 0.0 0.0 0.0 111.8 4.8 13 14 - 19.0 - 4.5 1.116 2.477 13 - 19.0 - 19.0 - 4.5 - 4.5 10.1 - 4.9 14 11 - 19.1 - 6.1 0.103 1.095 14 13 19.1 6.1 0.103 2.477 14 0.0 0.0 0.0 0.0 112.0 - 1.1 15 2 22.3 4.4 0.114 1.473 15 4 23.4 5.1 0.120 1.570 15 12 56.3 6.7 0.284 3.742 15 102.1 102.1 16.1 115.5 7.5 16 11 34.9 17.4 0.195 2.399 16 34.9 17.4 115.5 0.0
Таблица Б.4 — Результатырасчёта ПАР с отключением трансформатора при регулировании напряженияВетвь/узел P, мВт Q, мВАр I U б ∆U № узла № узла задано расчёт задано расчёт кА кВ град. кВ 1 2 - 22.0 - 4.6 1.287 2.620 1 - 22.0 - 22.0 - 4.6 - 4.6 10.1 5.2 2 1 22.1 6.6 0.117 2.620 2 15 - 22.1 - 6.6 0.117 1.473 2 0.0 0.0 0.0 0.0 114.0 9.5 3 4 - 23.0 - 5.1 1.353 2.858 3 - 23.0 - 23.0 - 5.1 - 5.1 10.1 5.0 4 3 23.1 7.2 0.123 2.858 4 15 - 23.1 - 7.2 0.123 1.570 4 0.0 0.0 0.0 0.0 113.9 9.5 5 9 - 40.8 - 6.3 2.372 1.902 5 - 40.8 - 40.8 - 6.3 - 6.3 10.1 - 4.3 6 7 - 12.0 - 2.8 0.699 0.938 6 - 12.0 - 12.0 - 2.8 - 2.8 10.2 - 6.8 7 6 12.1 3.8 0.207 0.938 7 8 - 12.1 - 3.8 0.207 2.044 7 0.0 0.0 0.0 0.0 35.4 - 2.7 8 7 12.6 4.6 0.207 2.044 8 9 - 12.6 - 4.6 0.207 0.090 8 0.0 0.0 0.0 0.0 37.5 0.0 9 5 40.9 9.6 0.217 1.902 9 8 12.6 4.7 0.070 0.090 9 11 1.8 - 15.0 0.078 1.077 9 12 - 55.4 0.7 0.285 1.544 9 0.0 0.0 0.0 0.0 112.0 - 0.1 10 11 - 16.0 - 1.9 0.920 1.289 10 - 16.0 - 16.0 - 1.9 - 1.9 10.1 - 3.9 11 9 - 1.7 12.2 0.063 1.077 11 10 16.1 3.0 0.084 1.289 11 14 19.3 4.7 0.101 1.096 11 16 - 33.7 - 19.9 0.200 2.434 11 0.0 0.0 0.0 0.0 113.1 - 0.7 12 9 55.6 8.0 0.285 1.544 12 15 - 55.6 - 8.0 0.285 1.967 12 0.0 0.0 0.0 0.0 113.5 8.8 13 14 - 19.0 - 4.5 1.116 2.478 13 - 19.0 - 19.0 - 4.5 - 4.5 10.1 - 4.9 14 11 - 19.1 - 6.1 0.103 1.096 14 13 19.1 6.1 0.103 2.478 14 0.0 0.0 0.0 0.0 112.0 - 1.1 15 2 22.3 4.4 0.114 1.473 15 4 23.4 5.1 0.120 1.570 15 12 56.3 7.5 0.284 1.967 15 102.1 102.1 16.9 115.5 10.1 16 11 34.2 18.4 0.194 2.434 16 34.2 18.4 115.5 0.0
Заключение
В данном курсовом проекте былорассмотрено развитие районной электрической сети в связи с ростом нагрузок иподключением новых потребителей электроэнергии. Для обеспеченияэлектроснабжения потребителей был задействован второй источник питания — узловаяподстанция энергосистемы.
На основании исходных данных былохарактеризован электрифицируемый район, новые потребители и источник питания,определена потребная району активная мощность и энергия, составлен балансреактивной мощности в проектируемой сети. После этого были составлены дварациональных варианта развития сети, для каждого из которых были определеныпараметры устанавливаемого при развитии оборудования (линии, трансформаторы употребителей) и проверено по техническим ограничениям ранее установленноеоборудование, оказавшееся в более тяжёлых условиях в связи с ростомпотребления, а также выбраны схемы ОРУ на новых и реконструируемых подстанциях.Затем для рассмотренных вариантов был произведён технико-экономический расчёт,по результатам которого был выбран наиболее экономичный вариант развития сети.
Для выбранного варианта быласоставлена схема замещения сети и определены её параметры. Далее с помощью ЭВМпроизводился расчёт режима наибольших нагрузок, наименьших нагрузок и двухпослеаварийных режимов работы сети. Поскольку напряжения в узлах нагрузки несоответствовали требованиям ПУЭ, было осуществлено регулирование напряжения употребителей с помощью РПН трансформаторов путём подбора отпаек и последующегорасчёта на ЭВМ.
Завершающим этапом проекта сталоопределение основных технико-экономических показателей спроектированной сети.
Библиографический список
1. Справочник по проектированию электроэнергетических сетей / Под редакциейД.Л. Файбисовича. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006.
2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций иподстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования — М.:Энергоатомиздат, 1989.
3. Правила устройства электроустановок — М.: Энергоатомиздат, 1986
4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакциейС.С. Рокотяна и И.М. Шапиро — М.: Энергоатомиздат, 1985.
5. Методические указания к курсовому проекту «Развитие районнойэлектрической сети» по учебной дисциплине «Электроэнергетическиесистемы и сети» / Сост.: Т.И. Дубровская, Л.С. Певцова, Л.В. Старощук. — Смоленск:ГОУВПО СФ МЭИ (ТУ), 2002.