Проектирование сетевого района

  • Введение
  • 1. Выбор конфигурации электрической сети
  • 1.2 Определение потока мощности от электростанции В
  • 1.3 Выбор номинального напряжения сети
  • 1.4 Выбор мощности компенсирующих устройств
  • 1.5 Выбор сечений и марки проводов
  • 1.6 Проверка проводов по нагреву и по допустимой потере напряжения
  • 1.7 Выбор числа и мощности трансформаторов. Схемы электрических соединений подстанций
  • 1.8 Технико-экономическое обоснование принимаемого проектного решения
  • 2. Расчёты параметров режимов работы электрической сети
  • 2.2 Расчёт режима максимальных нагрузок
  • 2.3 Оптимизация режима работы сети
  • Расчёт в ROOR режима зимних максимальных нагрузок после оптимизации
  • 2.3 Регулирование напряжения в электрической сети
  • Производится регулирование напряжения в обмотке низшего напряжения.
  • 2.4 Расчет прочих режимов работы электрической сети

  • Скачать 141.89 Kb.


    Дата20.03.2019
    Размер141.89 Kb.
    Типдипломная работа

    Скачать 141.89 Kb.

    Проектирование сетевого района

    Введение

    трансформатор электрический подстанция напряжение

    В дипломном проекте разрабатывается сеть напряжением 35 - 220 кВ, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего 5 предприятий или населенных пунктов. Электроснабжение этих пунктов осуществляется от крупной узловой подстанции.

    Местность, в которой расположен промышленный район, относится к 3 району по гололёду. Линии электропередач проектируются на железобетонных опорах.

    Большая часть проекта посвящается выбору экономически целесообразной схемы районной сети. В нем рассмотрены вопросы компенсации реактивной мощности, расчета основных режимов работы сети, регулирования напряжения.

    1. Выбор конфигурации электрической сети

    1.1 Выбор конфигурации электрической сети

    Для рассмотрения в проекте принимаются 4 схемы электроснабжения потребителей, к которым предъявляются следующие требования:

    - экономичность сооружения и эксплуатации электрической сети;

    - обеспечение требуемого уровня надёжности;

    - обеспечение качества электрической энергии на зажимах приёмников;

    - приспособленность сети к различным режимам её работы;

    - простота, наглядность и удобство в процессе эксплуатации.

    Варианты конфигурации схем электрической сети:

    Рисунок 1 - Схема 1

    Рисунок 2 - Схема 2

    Рисунок 3 - Схема 3

    Рисунок 4 - Схема 4

    Конфигурация районной электрической сети представляет собой структуру связей пунктов потребления и источников питания, которая зависит от их взаимного расположения на плане района, и также от категорий приемников электрической энергии по надёжности.

    Расстояния между пунктами приведены в таблице 1.

    Таблица 1. Расстояния между пунктами потребления

    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 = Р154,

    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;

    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;

    1 - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линий, для линий 110-220 кВ принимается равным 1,05;

    т - 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

    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

    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:

    ,

    1. 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:

    ,

    .

    1. Первый послеаварийный режим - обрыв одной из линий на участке B-2:

    ,

    .

    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.

    Для питания потребителей III категории, когда по состоянию подъездных путей замена поврежденного трансформатора возможна не позже, чем через 24 часа.

    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:

    SномS

    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.

    1) 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.

    2) 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.

    1) 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.

    2) 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

    Sав

    Sав

    1

    18,196

    2ЧТДН-16000/110

    9,58

    17,286

    0,682

    1,137

    1,64

    2

    16,045

    2ЧТРДН-32000/220

    8,413

    15,243

    0,288

    0,501

    1,48

    3

    25,776

    2ЧТРДН-32000/110

    13,949

    24,487

    0,436

    0,805

    1,5

    4

    55,668

    2ЧАТДЦТН-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

    Sав

    Sав

    1

    18,196

    2ЧТДН-16000/110

    9,58

    17,286

    0,682

    1,137

    1,64

    2

    97,488

    2ЧАТДЦТН-3000/220/110

    53,619

    92,614

    0,928

    1,547

    1,66

    3

    25,776

    2ЧТДН-16000/110

    13,949

    24,487

    0,967

    1,611

    1,63

    4

    55,668

    2ЧТДТН-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

    1.8 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;

    ИДW - 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.

    Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

    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.

    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.

    2. 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.

    3. 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.

    4. Суммарные капиталовложения в постоянную часть затрат по подстанциям:

    =52500 тыс. руб.

    тыс. руб.

    Схема 3.

    1. 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.

    2. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на СН:

    = 14760 тыс. руб.

    Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ СН:

    тыс. руб.

    3. 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.

    4. 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

    4Ч111

    444

    2

    4Ч111

    444

    3

    4Ч111

    4Ч147

    1032

    4

    4Ч111

    8Ч123

    1428

    5

    6Ч147

    882

    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

    Р, 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: Р=2.27 МВт;

    в схеме №3: Р=5.204 МВт.

    Значение времени максимальных потерь равно:

    ч.

    Потери электроэнергии в линиях.

    Схема 1:

    WЛ = 3349,98 • 2,27 = 7604,455 МВт•ч;

    Схема 3:

    WЛ = 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

    W, 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: WT= 725.911 МВт;

    в схеме №3: WT= 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, Рх и Qх для трансформаторов и автотрансформаторов. Проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого хода трансформаторов Sx=Px+jQx, 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

    Рх, МВт

    Qх, 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

    -

    -

    -

    -

    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

    0

    6,381

    2,560

    7

    232,312

    2,832

    232,312

    2,832

    8

    233,230

    3,045

    233,230

    3,045

    9

    6,264

    0,628

    -3

    6,458

    0,628

    10

    226,483

    -0,126

    226,483

    -0,126

    11

    10,582

    -3,244

    0

    10,582

    -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

    +2

    10,624

    -3,966

    15

    116,228

    -0,042

    116,228

    -0,042

    16

    9,565

    -7,196

    -6

    10,709

    -7,196

    Таблица 25. Потокораспределение в сети рассчитанное 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

    -210,878

    -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: ±10Ч1,5%. Устройство РПН автотрансформатора АТДЦТН-63000/220/110 установлено в обмотке среднего напряжения (±6Ч2%).

    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

    +6

    6,206

    4,729

    7

    241,069

    4,767

    240,853

    4,780

    8

    241,195

    4,912

    241,018

    4,923

    9

    6,564

    3,565

    +5

    6,246

    3,574

    10

    240,687

    3,159

    240,231

    3,168

    11

    11,440

    1,527

    +7

    10,333

    1,530

    12

    126,600

    3,157

    +4

    117,000

    3,167

    13

    126,244

    2,700

    116,571

    2,637

    14

    11,973

    1,116

    +4

    10,304

    0,776

    15

    125,836

    2,814

    116,133

    2,784

    16

    11,859

    -0,552

    +3

    10,358

    -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

    2

    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

    +6

    6,206

    4,224

    7

    244,848

    6,657

    241,728

    5,025

    8

    244,654

    6,681

    241,831

    5,159

    9

    6,692

    5,915

    +6

    6,217

    3,930

    10

    246,010

    6,184

    241,565

    3,560

    11

    11,765

    6,054

    +7

    10,409

    2,077

    12

    129,410

    6,180

    +4

    117,652

    3,558

    13

    129,378

    5,903

    117,317

    3,070

    14

    12,337

    5,024

    +5

    10,221

    1,387

    15

    129,167

    5,957

    116,922

    3,182

    16

    12,299

    4,369

    +4

    10,310

    -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

    +10

    6,050

    6,198

    7

    241,940

    5,012

    244,650

    6,672

    8

    242,004

    5,148

    244,492

    6,692

    9

    6,595

    3,921

    +10

    6,080

    5,926

    10

    242,011