Учебная работа. Выбор схемы и определение параметров электрической сети района энергосистемы

(Пока оценок нет)

Загрузка...

Выбор схемы и определение параметров электрической сети района энергосистемы

ФЕДЕРАЛЬНОЕ
АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ФИЛИАЛ
государственного ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
ОБРАЗОВАНИЯ

«МОСКОВСКИЙ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

(технический
УНИВЕРСИТЕТ)» в г. Смоленске

Кафедра
Электроэнергетические системы

ВЫПУСКНАЯ
РАБОТА

по
направлению подготовки бакалавров

—
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА

Тема: Выбор
схемы и определение параметров электрической сети района энергосистемы

Студент Медведев И.В. Э-06

Зав. кафедрой д.т.н. профессор
Кавченков В.П.

Смоленск
2010

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

. Новая техника и технологии,
обеспечивающие развитие и функционирование Единой национальной Электрической
Сети

.1 Новые электросетевые технологии

.2 новая техника в
электроэнергетических системах

. Анализ исходных данных. Баланс
активной и реактивной мощности

.1 анализ исходных данных

.2 Определение потребной району
активной мощности

.3 Составление баланса реактивной
мощности. Выбор и размещение компенсирующих устройств

. Выбор схемы и определение
параметров электрической сети района энергосистемы

.1 Составление рациональных
вариантов схем сети

.2 Выбор напряжения

.3 Выбор сечения проводов

.4 Выбор трансформаторов у
потребителей

.5 Технико-экономическое сравнение
вариантов схем электрической сети

. Расчет основных режимов работы
сети и регулирование напряжения

.1 Программный комплекс RastrWin

.2 Составление схемы замещения сети
и определение ее параметров

.3 Расчет и анализ режима наибольших
нагрузок

.4 Расчет и анализ режима наименьших
нагрузок

.5 Расчет и анализ послеаварийного
режима

.5.1 Отключение одной цепи наиболее
загруженной линии

.5.2 Отключение одного самого
мощного трансформатора

.6 Регулирование напряжения в
электрической сети

Приложения

Заключение

Библиографический список

ВВЕДЕНИЕ

Распределительные электрические сети напряжение
35-110 кВ являются важным элементом электроэнергетических систем. От
правильности их проектирования зависит надежность электроснабжения потребителей
и качество электроэнергии, поступающей к потребителям. Что показывает
актуальность развития электрических сетей.

Целью данной работы является выбор схемы и
определение параметров электрической сети района энергосистемы.

В первой главе настоящей работы были рассмотрены
теоретические аспекты применения новой техники и технологий, обеспечивающие
развитие и функционирование Единой национальной Электрической Сети.

Во второй главе проведен анализ исходных данных,
определена потребная району активная мощность, составлен баланс реактивной
мощности, выбраны и размещены компенсирующие устройства.

Третья глава посвящена выбору схемы и
определение параметров электрической сети района энергосистемы, составлены
рациональные варианты схемы сети, выбраны напряжения, сечения проводов,
трансформаторов у потребителей, осуществлено технико-экономическое сравнение вариантов
схем электрической сети.

В четвертой главе приведена подробная информация
о программном комплексе RastrWin, составлена схема замещения сети и определение
ее параметров, произведены расчеты и анализ режима наибольших нагрузок,
наименьших нагрузок, послеаварийного, который включает в себя отключение одной
цепи наиболее загруженной линии и отключение одного самого мощного
трансформатора и осуществлено регулирование напряжения в электрической сети.

В заключении оценили перспективы применения
выбранного района электрической сети и сделали вывод о проделанной работе.

1. новая ТЕХНИКА И
ТЕХНОЛОГИИ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ РАЗВИТИЕ И ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ ЕДИНОЙ национальной
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Развитие мировой электроэнергетики на
современном этапе характеризуется ростом генерирующих мощностей, увеличением
плотности потоков мощности по линиям электропередачи и усложнением структуры
энергосистем. Следствием этого являются новые требования к устройствам и
системам, обеспечивающим повышение пределов передаваемых мощностей, повышение
статической и динамической устойчивости ЭЭС, демпфирование качаний мощности,
поддержание напряжения и перераспределение потоков мощности в электрических
сетях. Развитие, реконструкция и техническое перевооружение электрических сетей
необходимо проводить с учетом этих требований и базироваться на применении
новых электросетевых технологий и современного оборудования. Решение этих задач
требует, в свою очередь, пересмотра технических требований на основное
оборудование подстанций (выключатели, разъединители, реакторы, силовые
трансформаторы и др.) и линий электропередач и обеспечения готовности
производства к выпуску новой техники, освоение новой техники и технологий в
условиях эксплуатации как на объектах техперевооружения, так и нового строительства.
электрический сеть реактивный мощность

1.1 новые
электросетевые технологии

Гибкие (управляемые) системы передачи
электроэнергии.

Одним из эффективных способов решения проблем,
возникающих при развитии и реконструкции системообразующей сети, является
применение гибких линий электропередачи, создаваемых на базе преобразовательной
техники нового поколения, а также электромашиновентильных систем
(асинхронизированных машин) с использованием микропроцессорных систем
автоматического управления и регулирования.

К гибким (управляемым) системам передачи,
относятся не только электропередачи переменного тока с устройствами силовой
электроники, но и вставки и линии электропередачи постоянного тока (FACTS) (см.
рис.1.1).

Рис 1.1 Управляемые системы передачи
переменного тока (FACTS)

К электромашинным устройствам FACTS относятся
асинхронизированные машины: генераторы и компенсаторы реактивной мощности,
которые благодаря наличию двухфазной обмотки на роторе и соответствующей
системы регулирования обеспечивают векторное регулирование в энергосистемах.
Две асинхронизированные машины, расположенные на одном валу, обеспечивают
асинхронную связь двух энергосистем (аналог вставки постоянного тока).

Широкомасштабное применение подобных технологий
и построение сети с использованием устройств FACTS обеспечит:

• повышение пределов устойчивости вплоть до
пределов ограниченных нагревом проводов;

• оптимальное потокораспределение между линиями
различного класса напряжения;

• демпфирование колебаний активной и реактивной
мощности;

• регулирование напряжения (реактивной мощности)
в сетях в широких пределах.

В нашей стране создан научный задел по
разработке и созданию статических устройств FACTS, созданы и испытываются
макетные образцы отдельных типов устройств.

За рубежом созданы и внедрены опытные и
опытно-промышленные типы различных статических устройств FACTS.

В области асинхронизированных машин в нашей
стране разработаны, созданы и внедрены в эксплуатацию асинхронизированные
турбогенераторы, не имеющие мировых аналогов, подготовлено производство
асинхронизированных машин для описанных выше задач. За рубежом нашли широкое
применение асинхронизированные гидрогенераторы для ГАЭС и асинхронизированные
компенсаторы.

Для широкомасштабного применения технологий
FACTS и создания гибких систем необходимо:

• разработать полномасштабную программу создания
и внедрения оборудования технологии FACTS;

• выполнить ТЭО применения технологии FACTS для
ряда объектов;

• разработать спецификацию и изготовление
необходимого оборудования на основе современной силовой электроники;

• обеспечить внедрение опытных образцов.

Для внедрения современной технологии гибких
электропередач FACTS необходимо создание и освоение опытно-промышленных
современных образцов новой техники. В первую очередь необходимо создание
статических тиристорных компенсаторов, управляемых шунтирующих реакторов и
систем их управления на базе микропроцессорной техники.

Первоочередной задачей должно быть осуществление
в течение ближайших 3-4 лет ряда пилотных проектов, в качестве которых по
результатам предварительных исследований могут быть использованы:

• СТАТКОМ на одной из подстанций ОАО «ФСК
ЕЭС» (например, ПС «Выборгская»)(см.рис.1.2).

Рис. 1.2 Компенсатор
неактивной мощности на основе преобразователя напряжения типа Статком

• Управляемая установка продольной компенсации
(например, на межсистемной связи 330/220/110 кВ Ленэнерго-Карелия-Кола).

• Преобразователь частоты для связи по сетям 220
кВ ОЭС дальнего Востока и ОЭС Сибири и др. (например, ПС «Могоча»).

• Управляемые шунтирующие реакторы (на ПС-5 00
кВ линейные — ЛУШР — «Барабинская», «Фроловская», «Хабаровская»; шинные — УШР
-«Новоанжерская», «Таврическая», «Новониколаевская»; на ПС-110 кВ «Жирекен» —
УШР).

использование явления сверхпроводимости в
электроэнергетике.

Достижения последних лет фундаментальной науки в
области явления «высокотемпературной» сверхпроводимости (ВТСП)
позволяют надеяться на то, что в ближайшем будущем может быть начато внедрение
устройств и оборудования, использующих это явление в практике электрических
сетей. Рядом ведущих зарубежных фирм (ABB, Сименс, Альстом и др.) с участием
ряда энергокомпаний такая работа уже проводится, начата работа по созданию и
внедрению макетных и опытных образцов(см.рис.1.3).

В первую очередь необходимо отметить следующие
направления использования «высокотемпературной» сверхпроводимости:

•сверхпроводящие ограничители тока (СОТ),
способствующие снижению запасов прочности всего электрооборудования по токам КЗ
и повышению надежности энергоснабжения потребителей;

• силовые кабели;

• трансформаторы;

• синхронные (вращающиеся) компенсаторы.

Рис. 1.3
Высоко температурный провод

Эффективность использования в схемах подстанций
СОТ определяется уникальными физическими свойствами сверхпроводниковых
материалов, которые дают возможность создать токоограничивающие устройства с
нелинейной вольт-амперной характеристикой. Такие токоограничивающие устройства
в нормальном режиме работы сети имеют малое сопротивление, соответственно малые
потери как активной, так и реактивной мощности и малое падение напряжения, а в
режимах короткого замыкания (КЗ) имеют большое индуктивное сопротивление,
обеспечивающее ограничение тока КЗ до требуемых величин.

важнейшим элементом, входящим в комплекс
энергетического оборудования, связанного со сверхпроводящей (СП) линией
электропередачи или другими СП устройствами, является силовой трансформатор.
Главной целью разработки силовых СП трансформаторов является устранение с
помощью явления сверхпроводимости недостатков, присущих обычным трансформаторам
традиционного исполнения. Определенный Интерес при этом представляет создание
силового трансформатора со сверхпроводящей и обычной обмотками для обеспечения
тепловой изоляции между обычным электротехническим оборудованием, работающим
при нормальной температуре, и сверхпроводящими устройствами, что обеспечивает
минимум теплопритоков и тем самым повышает к.п.д. сверхпроводящей системы.

ВТСП трансформаторы разрабатывают специалисты
США, Японии, Франции, Германии и др. промышленно развитых стран(см.рис.1.4).
Так, в 1997 г. фирмой ABB был создан и включен в энергосистему г. Женевы
(Швейцария) трехфазный трансформатор с ВТСП обмотками мощностью 630 кВА,
напряжением 18720/420 В (см.рис.1.5).

Рис. 1.4
ВТСП-трансформатор

Рис. 1.5
принципиальная схема ВТСП-трансформатора

Весьма перспективным является создание
высоковольтных кабелей на основе явления ВТСП для вводов мощностей в крупные
города, при передаче больших потоков мощностей и ограниченных территориях.

должна быть разработана полномасштабная
программа по созданию и применению в сетях ЕНЭС устройств и оборудования на
основе явления ВТСП. На первом и втором этапах должны быть проведены совместно
с Минатомом и Минпромнауки полномасштабные НИОКР по разработке, созданию и
испытанию макетных опытных и опытно-промышленных образцов оборудования на
основе явления ВТСП, а на третьем этапе — начато их освоение в эксплуатации.

Накопители электрической энергии.

Накопители электрической энергии (НЭЭ) —
устройства, предназначенные для частичного или полного разделения во времени
процессов выработки и потребления электроэнергии.

В накопителях энергии осуществляется
аккумулирование энергии, получаемой из энергосистемы, ее хранение и выдача при
необходимости обратно в систему. Накопители позволяют частично или полностью
решить следующие задачи:

• выравнивание графиков нагрузки энергосистем;

• повышение пропускной способности межсистемных
связей;

• стабилизация частоты и напряжения, повышение
качества электроэнергии;

• принудительное распределение мощности по сети;

• улучшение статической и динамической
устойчивости энергосистем;

• повышение надежности работы энергосистем.

основные типы накопителей энергии:

сверхпроводящие индуктивные накопители энергии
(СПИН),

емкостные накопители (конденсаторные батареи),

электромеханические на основе
асинхронизированных машин с маховиками на валу,

гидроаккумулирующие.

наиболее перспективным из них является СПИН,
создаваемый с использованием явления низко и высокотемпературной
сверхпроводимости. По существу своих функциональных возможностей
сверхпроводниковый накопитель является противоаварийным силовым элементом, локальным
регулятором активно — реактивной мощности, действия которого адаптивны к
меняющимся режимам энергосистемы.

В настоящее время наибольшее практическое
применение за рубежом в электроэнергетике нашли сверхпроводниковые индуктивные
накопители энергоемкостью (6 -105) Дж, получившие в технической литературе
общее название микро — СПИН. В связи с небольшой величиной запасаемой энергии
основной областью их применения является повышение качества напряжения, хотя в
ряде ситуаций они используются и как регулируемые источники активной мощности.
основным преимуществом микро — СПИН по сравнению с традиционными регуляторами
реактивной мощности является их высокое быстродействие, позволяющее при
провалах напряжения в сети обеспечить устойчивость синхронной и асинхронной
нагрузки потребителей. Микро — СПИН работают на ряде предприятий США, Европы и
Южной Африки.

Среди важнейших достоинств СПИН:

. Высокий КПД схем преобразования — до 95-98%.

. Компактность, связанная с высокой плотностью
запасаемой энергии (до 10 Дж/м). Удельная энергоемкость увеличивается с ростом
абсолютного значения запасаемой энергии, что определяет снижение удельных
затрат при увеличении масштаба системы.

. Отсутствие физических ограничений на значение
мощности СПИН, поскольку энергия запасается в них в электромагнитной форме.

. Широкий диапазон изменения времени рабочего
цикла (от 104 до 10~3 с) и высокое быстродействие (переключение режимов заряда
— разряда энергии может быть осуществлено за 0,01 с (1/2 периода тока
промышленной частоты). Исключительно «тонкое» реагирование на изменение графика
нагрузки.

. Незначительное экологическое влияние
(отсутствие шумов и вредных выбросов), упрощающее проблему выбора места
расположения.

Электромеханические накопители на основе
асинхронизированных машин обладают существенно меньшей энергоемкостью (6 -105
Дж) и сравнительно низкой стоимостью.

Отечественная электропромышленность практически
готова к выпуску подобного рода агрегатов мощностью до 500 MB А.

За рубежом фирмой Тошиба было в 1998 г. создано
и внедрено в энергосистеме о. Окинава (Япония) подобного рода устройство
мощностью 60 МВА.

Представляется необходимым:

• на первом и втором этапах развернуть работы по
выбору пилотных проектов с НЭЭ различного типа, создать и испытать макетные
образцы;

• на третьем этапе начать их опытную и
опытно-промышленную эксплуатацию.

1.2 новая техника

Краткая оценка
зарубежного опыта

анализ оборудования и технологий применяемых в
зарубежных странах при реконструкции и перевооружении электросетевого хозяйства
позволяет сделать следующие выводы:

В части подстанционного оборудования преобладают
следующие технологические решения:

• Подстанции напряжением 220 кВ и выше
сооружаются полностью автоматизированными, с дистанционным управлением
коммутационными аппаратами, позволяющими осуществлять коммутации из центра
управления.

• Эксплуатируются силовые трансформаторы,
обладающие повышенной стойкостью к токам короткого замыкания, современными
устройствами пожаротушения и современными надёжными вводами, в том числе с
твердой изоляцией. Применяются измерительные трансформаторы тока и напряжения,
имеющие повышенный класс точности, порядка 0,2. Внедрены в эксплуатацию
оптоволоконные трансформаторы тока. В сетях 220 кВ и выше применяются емкостные
трансформаторы напряжения, что исключает возможность появления феррорезонансных
явлений.

• Доля элегазовых выключателей составляет 56% от
общего количества установленных выключателей, причем, среди выключателей,
установленных за последние 10 лет, доля элегазовых выключателей составляет 93%.
В российской Федерации элегазовые выключатели составляют 3% от общего числа
установленных выключателей.

• применяются надёжные разъединители как
полупантографного и пантографного типа, так и горизонтально-поворотного типа, в
которых используются подшипниковые устройства, не требующие обслуживания в
течение всего срока службы. защита от перенапряжений обеспечивается
ограничителями перенапряжений (ОПН) с повышенной пропускной способностью и
энергоёмкостью, выполненные на нестареющих варисторах.

• широко используются элегазовые комплектные
распределительные устройства (КРУЭ). высокая стоимость КРУЭ во многих случаях
затрудняет их применение. В связи с этим за рубежом начат выпуск элегазовых
аппаратных комплексов. один комплекс может включать до шести аппаратов: выключатель,
два разъединителя, заземлитель, датчики тока и напряжения.

В части оборудования воздушных линий
(см.рис.1.6):

• линии электропередачи сверхвысокого напряжения
(345, 550, 765 кВ), и ультравысокого напряжения сооружаются двухцепными с
применением высоких стальных опор башенного типа высотой 60 80 м из стальных
труб.

• На новых ВЛ всех классов напряжения
практически во всех странах мира широко применяются полимерные длинностержневые
изоляторы, внутрифазовые распорки-демпферы, междуфазовые изолирующие распорки.
При этом масштабы применения полимерных изоляторов на ВЛ неуклонно возрастают.

• В качестве грозозащитных тросов широко
используются провода типа «алюмовелд» и провода из высокопрочных алюминиевых
сплавов.

• В странах Европы и Северной Америки находят
всё большее применение термостойкие сталеалюминиевые провода, способные
работать при температуре 200 — 240°С. Применение этих проводов позволяет
передавать значительно большую мощность как по вновь строящимся, так и по
эксплуатируемым ВЛ.

Рис. 1.6
Многогранные промежуточные опоры ВЛ

Основываясь на опыте передовых зарубежных стран,
возможности отечественной промышленности и строительных организаций, при
модернизации и перевооружении энергетических объектов сетевых компаний, должно
отдаваться предпочтение использованию следующих видов новой техники:

В части подстанционного оборудования:

Трансформаторное оборудование

• Силовые трансформаторы и автотрансформаторы с
автоматическим регулированием напряжения, должны быть оснащены современными
надежными вводами и устройствами РПН повышенной надежности, необходимой
динамической стойкости и низкими потерями.

• Должны применяться трехфазные двухобмоточные
автотрансформаторы напряжением 330-500 кВ, что позволит значительно снизить
капитальные затраты.

• На подстанциях 220 кВ с установленной
мощностью автотрансформаторов 63 и 125 MB А, где нет необходимости
энергоснабжения потребителей на напряжении 6, 10 кВ, должны применяться
автотрансформаторы с обмоткой НН напряжением 0,4 кВ.

• Должны применяться элегазовые трансформаторы
тока напряжением 110 кВ и выше с требуемым классом точности (в т.ч. 0,2 и
0,2s), обеспечивающие повышенную надежность и пожаробезопасность.

• Оптоэлектронные трансформаторы тока.

• Емкостные трансформаторы напряжения класса
точности 0,2.

• Антирезонансные электромагнитные
трансформаторы напряжения, позволяющие предотвратить возникновение явления
феррорезонансных перенапряжений на подстанциях.

Коммутационное оборудование (см. рис. 1.7):

Рис. 1.7
Комбинированные выключатели-разъединители типа Combined
фирмы ABB

•Колонковые элегазовые выключатели взамен
воздушных и масляных выключателей.

•Баковые элегазовые выключатели, имеющие встроенные
трансформаторы тока взамен баковых масляных выключателей. В качестве опорных
изоляторов для колонковых и баковых выключателей должны применяться полимерные
изоляторы, что позволит улучшить характеристики выключателей, снизить вес,
обеспечить устойчивость к загрязнению и актам вандализма.

• Элегазовые выключатели напряжением 500, 750 и
1150 кВ с большим коммутационным ресурсом для коммутации шунтирующих реакторов.

• На напряжение 110-220 кВ разъединители серии
РГ (производитель ОАО «ЗЭТО») и разъединители типа SGF (производитель
АББ УЭТМ) с электродвигательными приводами, что значительно повысит возможность
автоматизации этих подстанций.

• На напряжение 330-750 кВ полупантографные
разъединители серии РПГ, разработанные на современном техническом уровне и не
требующие капитального ремонта в течение всего срока службы.

• Разъединители пантографного типа.

Комплектные распределительные устройства

• Элегазовые трехполюсные комплектные
распределительные устройства (КРУЭ) 110-750 кВ.

Рекомендуется расширение районов применения КРУЭ
в экономически обоснованных случаях, в первую очередь вблизи городов, а также в
районах с высокой плотностью застройки, с суровыми климатическими условиями, с
высокой сейсмичностью и в труднодоступных районах.

Защитные аппараты

Обеспечение надежности работы изоляции
электрических сетей должно быть достигнуто за счет совершенствования системы
защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений на основе широкого внедрения
ОПН. Целесообразно применение ОПН с повышенной пропускной способностью и
энергоемкостью, изготовленных на основе «нестарящихся» варисторов (не
изменяющих свои характеристики в процессе эксплуатации) большого диаметра
(одноколонковой конструкции).

Устройства регулирования напряжения (реактивной
мощности) и повышения пропускной способности линий электропередачи

• Управляемые шунтирующие реакторы (УШР)

Рис. 1.8 УШР с
тиристорными вентилями

УШР с подмагничиванием напряжением 110-500 кВ
предназначены для плавного регулирования реактивной мощности и напряжения
вплоть до натуральной мощности линии электропередачи. Зарубежные аналоги
отсутствуют.

Отечественной промышленностью освоено
производство УШР напряжением 110-220 кВ, разрабатываются УШР напряжением 500
кВ.

Проходят опытно-промышленную и промышленную
эксплуатацию УШР напряжением 110 кВ (ПС «Кудишкар») и УШР 220 кВ (ПС «Чита»).

• Вакуумные реакторные группы (ВРГ)

Для целей нормализации уровней напряжения в
электрических сетях могут быть применены вакуумные реакторные группы.

ВРГ представляют собой коммутируемые посредством
вакуумных выключателей «сухие» шунтирующие реакторы, подключаемые к обмоткам НН
автотрансформаторов подстанции.

Автоматическим изменением количества включаемых
реакторных групп обеспечивается регулирование напряжения и реактивной мощности.

отечественной промышленностью освоено
производство ВРГ, подобная техника используется так же зарубежными фирмами.

ВРГ так же, как УШР используются для
регулирования напряжения вплоть до натуральной мощности линии электропередачи.
Имеется опыт применения ВРГ на подстанции 330 кВ (ПС «Новосокольники») и на
ПС-500 кВ (ПС «Луч»).

• Статические тиристорные компенсаторы (СТК)
(см. рис.1.9)

Рис. 1.9
Статический тиристорный компенсатор реактивной мощности (СТК)

СТК содержит управляемые тиристорно-реакторные
группы (ТРГ), подключаемые к обмоткам НН автотрансформаторов подстанции,
фильтры для устранения высших гармоник тока и напряжения (при необходимости),
конденсаторные установки для выдачи реактивной мощности, устройства (регулятор)
для управления режимами работы СТК.

СТК является быстродействующим устройством
регулирования реактивной мощности как выше, так и ниже натуральной мощности, а
также способствует повышению пределов устойчивости и обеспечивает погасание
дуги в паузе ОАПВ.

отечественной промышленностью освоено
производство оборудования для СТК. За рубежом СТК находят широкое применение.

На сегодняшний день основная стратегия по
применению СТК заключается в замене синхронных компенсаторов на СТК, что
является также мировой тенденцией. первый пилотный проект такой замены СК на
СТК 100 МВА выполняется для ПС-500 кВ «Ново-Анжерская» с внедрением в 2003 г.
Должны быть так же выполнены и реализованы пилотные проекты замены СК 50 МВА и
160 МВА на СТК.

По мере освоения промышленностью синхронных
компенсаторов типа СТАТКОМ последние пойдут на замену СТК.

По мере освоения промышленностью производства
линейных шунтирующих реакторов (ЛУШР) представляется целесообразным поэтапная
замена стандартных ШР на ЛУШР, которые в сочетании с СТК (или СТАТКОМ),
установленных на шинах подстанции, позволят обеспечить повышение управляемости
электрических сетей, пропускной способности линий электропередачи и
регулирования напряжения.

Прочее оборудование подстанций

• Элегазовые токопроводы высокого и
сверхвысокого напряжения.

• Силовые конденсаторы.

• Конденсаторные батареи и устройства
управляемой продольной компенсации (см. раздел «Гибкие (управляемые) системы
передачи электроэнергии»).

• Необслуживаемые аккумуляторные батареи со
сроком службы не менее 15 — 18 лет.

• Системы релейной защиты и автоматики (РЗА) на
основе современных микропроцессорных устройств.

• Цифровые средства и системы связи и передачи
данных.

• Современное газотехнологическое оборудование
необходимое для повышения качества и культуры эксплуатации при внедрении
элегазового оборудования, для обеспечения безопасности и современных
экологических требований.

В части оборудования воздушных линий
электропередачи:

Опоры и фундаменты

• На магистральных ВЛ высокие стальные опоры
башенного типа, в том числе двухцепные, для улучшения экологической обстановки
вблизи ВЛ и сокращения ширины полосы, занимаемой трассой ВЛ.

•Конструкции опор оптимальных геометрических
размеров, разрабатываемые для конкретных ВЛ.

• Марки сталей повышенной прочности и
коррозионной стойкости для изготовления опор. более широкое применение
низколегированной стали для опор обеспечит их применение в районах с холодным
климатом и позволит получить необходимую надёжность опор без увеличения расхода
металла. Применение коррозионно-стойких сталей дает возможность отказаться от
антикоррозионных покрытий элементов конструкций на заводах-изготовителях, при
строительстве и в процессе эксплуатации, обеспечивая в то же время их
достаточную надёжность.

• Промежуточные и анкерно-угловые опоры для В Л
35-500 кВ на основе стальных многогранных конических полых стоек.

• Конструкции фундаментов опор, разработанные
для условий неразрушающих структур грунтов — винтовые сваи, анкера.

• монолитные фундаменты опор.

• Малозаглубленные монолитные железобетонные
фундаменты, особенно в грунтах с малой несущей способностью.

Провода и грозозащитные тросы

• Сталеалюминевые провода со стальным
сердечником, заполненным смазкой (марка АСКС).

Провода марки АСКС (межпроволочное пространство
стального сердечника заполнено смазкой) применяются в районах с загрязненной
атмосферой. Целесообразно расширить область применения этих проводов.

•Высокотемпературные сталеалюминевые провода
(см.рис.1.10).

Рис. 1.10 Высокотемпературный
сверхпроводящий провод

• Провода с проволоками типа «алюмовелд» или из
нержавеющей азотосодержащей стали в качестве грозозащитных тросов.

Грозозащитные тросы по ГОСТ 3062-80, 3063-80 и
3064-80 имеют значительно меньший срок службы по сравнению с проводами и
опорами ВЛ. Грозозащитные тросы из проволоки типа «алюмовелд»
обладают лучшей проводимостью по сравнению со стальными, повышенной
коррозионной стойкостью, механические же характеристики их находятся на уровне
стальных тросов. Они обладают высокой стойкостью к усталостным напряжениям,
возникающим на ВЛ при вибрации. Применение проводов из проволоки типа
«алюмовелд» значительно повысит срок службы грозозащитных тросов.

Провода из проволоки типа «алюмовелд»
могут применяться для изготовления оттяжек опор.

• Тросы со встроенными оптиковолоконными
кабелями для организации по ним современных каналов связи.

Изоляторы

• Стеклянные изоляторы со сниженным уровнем
радиопомех с уплотнениями из кремнийорганической резины.

• Длинностержневые фарфоровые изоляторы с
уровнем отбраковки 10″7.

• Полимерные подвесные изоляторы нового
поколения. Полимерные изоляторы по сравнению со стеклянными изоляторами имеют
более высокие разрядные характеристики, более высокую стойкость к загрязнению,
устойчивость к ударам и расстрелам, что обеспечивает их высокую надежность по
отношению к стеклянным изоляторам, масса их в 8-10 раз меньше массы гирлянд из
стеклянных изоляторов.

Линейная арматура

• Линейная арматура повышенной износостойкости и
прочности;

• Эффективные внутрифазовые распорки-демпферы с
резинометаллическими шарнирами на ВЛ с расщепленными проводами.

• Междуфазовые изолирующие распорки. Распорки
применяются для предотвращения междуфазовых перекрытий, схлестывания проводов
при интенсивной пляске и при несинхронных качаниях проводов под действием
порывистых ветров.

• Расстраивающие маятники для ограничения
колебаний проводов при пляске на ВЛ в районах с частой пляской проводов.

• Грузы-ограничители закручивания проводов и
снегоотталкивающие кольца для защиты проводов от налипания мокрого снега.

• Многорезонансные гасители вибрации,
предназначены для эффективного ограничения вибрации фазных проводов и
грозозащитных тросов.

подвесные нелинейные ограничители перенапряжения
(ОПН)

• Подвесные ОПН для повышения грозоупорности ВЛ
220 кВ и выше. ОПН могут быть использованы как дополнительно к тросовой защите
для повышения грозоупорности ВЛ, так и вместо грозозащитных тросов на
бестросовых участках ВЛ.

важнейшие направления деятельности компании по
созданию и внедрению новой техники и новых технологий является организация
инжиниринга по реализации и сопровождению пилотных проектов.

2. анализ ИСХОДНЫХ
ДАННЫХ. БАЛАНС АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

.1 анализ исходных
данных

Исследуемый в курсовой работе источник питания
ПС стоит на западе РФ в городе Смоленске Смоленской области. Поэтому в данном
курсовом проекте в качестве электрифицируемого района берём город Смоленск и
его область.

СМОЛЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ в российской Федерации. 49,8
тыс. км2. Население 1142,7 тыс. человек (1999), городское 69%. 15 городов, 16
поселков городского типа (1993). Центр — Смоленск. поверхность — холмистая
равнина. Средние температуры января -9 °С, июля 17 °С. Осадков около 600 мм в
год. главная река — Днепр. Добыча угля и торфа. Машиностроение и
металлообработка (приборы, средства вычислительной техники, электролампы,
холодильники, оборудование для легкой промышленности и др.), химическая
(азотные удобрения, пластмассы), легкая (льняные ткани, трикотаж и др.),
пищевая промышленность. Дорогобужская ГРЭС; Смоленские ГРЭС и АЭС. Посевы
пшеницы, ржи, овса, ячменя, льна-долгунца. Выращивают картофель, овощи.
Молочно-мясное скотоводство, свиноводство, коневодство.

Районная электрическая нагрузка состоит из пяти
пунктов потребителей электроэнергии, в каждом пункте находятся потребители 1,
2, 3 категории:

В первом пункте:

Наибольшая зимняя нагрузка 27 МВт, коэффициент
мощности нагрузки 0,91.

Номинальное напряжение — 10 кВ. Максимум нагрузки
приходится на период времени с 12 до 16 часов.

Во втором:

наибольшая зимняя нагрузка 9 МВт, коэффициент
мощности нагрузки — 0,89.

Номинальное напряжение — 10кВ. Максимум нагрузки
приходится на период времени с 4 до 8 часов.

В третьем пункте:

Наибольшая зимняя нагрузка — 11 МВт, коэффициент
мощности нагрузки — 0,89.

Номинальное напряжение — 10 кВ. Максимум
нагрузки приходится на период времени с 8 до 12 часов и с 16 до 20 часов

В четвёртом пункте:

Наибольшая зимняя нагрузка — 24 МВт, коэффициент
мощности нагрузки — 0,9.Номинальное напряжение — 10 кВ. Максимум нагрузки
приходится на период времени с 8 до 12 часов.

В пятом пункте:

Наибольшая зимняя нагрузка — 19 МВт, коэффициент
мощности нагрузки — 0,9.

Номинальное напряжение — 10 кВ. Максимум
нагрузки приходится на период времени с 12 до 16 часов.

Номинальное напряжение на шинах данного ИП
составляет 110 кВ. Средний номинальный коэффициент мощности генераторов ИП
составляет 0,9. Напряжение на шинах ИП при наибольших нагрузках и при тяжёлых
авариях в питающей сети составляет 105% от номинального, а при наименьших
нагрузках — 100%. ИП в данной работе является АЭС

ОРУ 110 кВ схема «две рабочие системы шин с
обходной». Комплектуется выключателям ВВБ-110/2000, трансформаторами тока
ТФНД-1ЮМ, разъединителями РЛНД-2-110/1000.

ОРУ 220 кВ схема «одна рабочая, секционированная
выключателем и обходная система шин». Комплектуется выключателем ВВБ-220/2000.
трансформаторами напряжения НКФ-220, трансформаторами тока ТФНД-220-2 2000/5,
разъединителями РЛНД-2-220/1000.

ОРУ 330 кВ схема «четырехугольник».
Комплектуется выключателем ВВБ-330/2000, трансформаторами напряжения НКФ-330,
трансформаторами тока ТРУМ-330 2000/1, разъединителями РНД-2-330/2000.

Автотрансформаторы: АТДЦТН-250 МВА 330/220+10*
1%/10,5 кВ.

АТДЦТН-125 МВА 330/115+6*2%/10.5 кВ.

2.2 Определение
потребной району активной мощности и энергии

Определение перспективной потребности в
электроэнергии производится с целью составления балансов электроэнергии по
энергосистеме и выявления необходимости ввода новых энергоисточников.
Определение электрических нагрузок сети любого уровня напряжения необходимо для
решения большинства задач, возникающих при проектировании развития
энергосистемы, в том числе выбора объёма и структуры генерирующих мощностей,
напряжения и схем электрической сети, основного оборудования, расчётов режимов
работы сетей.

Построим графики нагрузок в именованных единицах
для каждого пункта:

Для удобства использования суточные графики
нагрузки пунктов представлены ниже в табличной форме:

Таблица №2.1
суточные графики активной мощности пунктов для зимы

t,
час

0
— 4

4
— 8

8
— 12

12
— 16

16
— 20

20
— 24

Р1,
МВт

5,4

16,2

21,6

27,0

16,2

5,4

Р2,
МВт

3,6

5,4

9,0

7,2

3,6

Р3,
МВт

4,4

11,0

8,8

11,0

4,4

Р4,
МВт

9,6

14,4

24,0

19,2

9,6

Р5,
МВт

3,8

11,4

15,2

19,0

11,4

3,8

Рсум,
МВт

26,8

58,4

78,6

81,2

51,8

26,8

Рлi = Рзi∙ксез — активная мощность пунктов
нагрузки для лета

ксез = 0,5 — коэффициент сезонности;

Таблица №2.2
суточные графики активной мощности пунктов для лета

t,
час

0
— 4

4
— 8

8
— 12

12
— 16

16
— 20

20
— 24

Р1,
МВт

2,7

8,1

10,8

13,5

8,1

2,7

Р2,
МВт

1,8

2,7

4,5

3,6

1,8

Р3,
МВт

2,2

5,5

4,4

5,5

2,2

Р4,
МВт

4,8

7,2

12,0

9,6

4,8

Р5,
МВт

1,9

5,7

7,6

9,5

5,7

Рсум,
МВт

13,4

29,2

39,3

40,6

25,9

13,4

Вычисление потребной району активной мощности

Потребная мощность сети равна сумме максимальной
зимней нагрузки и потерь мощности, которые составляют 5 % от суммарной
максимальной зимней нагрузки.

где ∆Рс — потери активной
мощности в электрической сети;

Р∑нгмакс — максимальная
суммарная мощность потребителя;

Определение активной мощности ИП

Рип = Рпотр = 85,3 МВт

где Рип — активная мощность
источника питания;

Вычисление потребной району годовой
энергии

Найдем годовое потребление
электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом
числа дней:

Где Pi — активная нагрузка пункта на
интервале времени ; номер
пункта; i- номер интервала;

Расчет годового потребления
электроэнергии для 1 пункта:

Вычисление числа часов использования

Аналогично находим для остальных
пунктов. Полученные результаты сведем в таблицу 2.3

Таблица №2.3
Суточное и годовое потребление электроэнергии пунктами и число часов
использования нагрузки

№
пункта

Wзим,
МВт367,2129,6193,6345,6258,4

Wлет,
МВт 183,664,896,8172,8129,2

Wгод,
МВт 10373436612546929763272998

Tmax,
ч/год

3842

4068

4972

4068

3842

2.3 Составление
баланса реактивной мощности

потребная реактивная мощность складывается из
суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности
в линиях, потерь реактивной мощности в трансформаторе, за вычетом зарядной
мощности линий.

где Q∑нгmax — максимальная
реактивная мощность, потребляемая пунктами; ∆Qвл, ∆Qт — потери
реактивной мощности в линиях и трансформаторах соответственно; Qзар —
реактивная мощность, генерируемая линиями напряжением более или равном 110 кВ

Найдем потери реактивной мощности в
трансформаторе, которые составляют 10% от суммарной максимальной полной
мощности нагрузки. Максимальная полная мощность протекает в период с 12 до 16
часов:

Найдем суммарную максимальную зимнюю
реактивную мощность нагрузки:

где Q — реактивная мощность , а P —
активная мощность;

Вычисление

= 0,46; = 0,51; = 0,48;

= 0,51; = 0,48;

Таблица №2.4
суточные графики реактивной мощности пунктов для зимы

t,
час

0
— 4

4
— 8

8
— 12

12
— 16

16
— 20

20
— 24

Q1,
Мвар

2,5

7,5

9,9

12,4

7,5

2,5

Q2,
Мвар

1,8

2,8

4,6

3,7

1,8

Q3,
Мвар

2,2

5,6

4,5

5,6

2,2

Q4,
Мвар

4,6

6,9

11,5

9,2

4,6

Q5,
Мвар

1,8

5,5

7,3

9,1

5,5

1,8

Qсум,
Мвар

12,9

28,3

37,8

38,9

25,0

12,9

лi = Qзi∙ксез — реактивная мощность
пунктов нагрузки для лета

ксез = 0,5 — коэффициент сезонности;

Таблица №2.5 суточные
графики реактивной мощности пунктов для лета

t,
час

0
— 4

4
— 8

8
— 12

12
— 16

16
— 20

20
— 24

Q1,
Мвар

1,25

3,75

4,95

6,2

3,75

1,25

Q2,
Мвар

0,9

1,4

2,3

1,85

0,9

Q3,
Мвар

1,1

2,8

2,25

2,8

1,1

Q4,
Мвар

2,3

3,45

5,75

4,6

2,3

Q5,
Мвар

0,9

2,75

3,65

4,55

2,75

0,9

Qсум,
Мвар

6,45

14,15

18,9

19,45

12,5

6,45

Тогда получим:

Вычисление реактивной мощности
источника питания

ип = Pип∙= 85,3∙tg(arccos0,9))
= 40,9 МВАр;

Так как Qпотреб = 47,9 Мвар > Qип
= 40,9 Мвар , то необходимо применение на подстанциях пунктов нагрузки
компенсирующих устройств мощностью Qку :

Вычисление реактивной мощности
компенсирующих устройств

В качестве КУ будем принимать БСК.

Для j — го пункта потребления
необходимая мощность компенсирующих устройств определяется по формуле:

курасч = Pjmax∙(;

Вычисление расчётной мощности
компенсирующих устройств курасч = P1max∙(= 27∙(0,46 — 0,4) = 1,62 Мвар
= 1620 квар ;

Найдем фактические значения
реактивной мощности компенсирующих устройствкуфакт выбираем по
стандартизированной шкале :куфакт = 4×450 квар ;

Вычислим новые значения максимальной
реактивной мощности пунктов нагрузки с учетом компенсирующих устройств

’ = Qjнгmax — Qjкуфакт ;

’ = Q1нгmax — Q1куфакт = 12,4 — 1,8
= 10,6 Мвар ;

Вычислим новые значения тангенса и
коэффициента мощности пунктов нагрузки

; ;

= 10,6/27 = 0,4; = = 0,93;

Таблица №2.6
Суточные графики реактивной мощности пунктов для зимы с учетом КУ

t,
час

0
— 4

4
— 8

8
— 12

12
— 16

16
— 20

20
— 24

Q’1,
Мвар

0,7

5,7

8,1

10,6

5,7

0,7

Q’2,
Мвар

0,9

1,9

3,7

2,8

0,9

Q’3,
Мвар

0,4

3,8

2,7

3,8

0,4

Q’4,
Мвар

2,8

5,1

9,7

7,4

2,8

Q’5,
Мвар

3,7

5,5

7,3

3,7

Q’сум,
Мвар

4,8

20,2

29,7

30,8

16,9

4,8

Аналогично находим для остальных пунктов.
Полученные результаты сведем в таблицу 2.7

Таблица №2.7 Выбор
компенсирующих устройств в пунктах

Пункт

Qjкурасч,
Мвар

Марка
и число БСК

Qjкуфакт,
Мвар

Qj’,
Мвар

1,62

4УКЛ56-10,5-450
У31,810,60,40,93

0,99

2УКЛ56-10,5-450
У30,93,70,40,93

1,21

4УКЛ56-10,5-450
У31,83,80,350,94

1,92

4УКЛ56-10,5-450
У31,89,70,40,93

1,52

4УКЛ56-10,5-450
У31,87,30,380,93

Таблица №2.8
суточные графики реактивной мощности пунктов для зимы с учетом КУ

0
— 4

4
— 8

8
— 12

12
— 16

16
— 20

20
— 24

S1,
МВА

5,4

17,2

23,1

29,0

17,2

5,4

S2,
МВА

3,7

5,7

9,7

7,7

3,7

S3,
МВА

4,4

11,6

9,2

11,6

4,4

S4,
МВА

15,3

25,9

20,6

S5,
МВА

3,8

11,9

16,2

20,4

11,9

3,8

S∑,
МВА

27,3

61,7

84,1

86,9

54,4

27,3

где

3. Выбор схемы и
определение параметров электрической сети района энергосистемы

.1 Составление
рациональных вариантов схем сети

Конфигурация электрической сети это изображение
на картографической основе соединение линиями электропередач источника питания
(ИП) с пунктами нагрузок. Конфигурация сети в совокупности с подстанциями
образует схему электрической сети.

При решении задачи построения сети для
электроснабжения нескольких пунктов нагрузок могут быть предложены различные
схемы, отличающиеся конфигурацией и параметрами элементов.

В итоге для технико-экономического сравнения
останется 2-3 варианта конфигурации электрической сети. Сравниваемые варианты
должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект (надежность, качество
электроэнергии).

гибкость электрической сети (приспособляемость к
разным режимам, в том числе к послеаварийным) обеспечивается коммутационными
аппаратами, которые устанавливаются на подстанциях и количество которых
регламентируется применяемыми схемами, сложностью сети и т.д.

Надежность работы электрической сети
обеспечивается многими факторами, главными из которых являются резервирование
основных элементов (линии, трансформаторы), а также работа коммутационных
аппаратов (в комплексе с РЗА) для локализации повреждений. Схема и параметры
электрической сети должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой
в случае отключения одной цепи линии или одного трансформатора ПС сохраняется
питание потребителей без ограничения нагрузки с соблюдением нормативного
качества электроэнергии.

Применение большого количества коммутационных
аппаратов может быть неоправданным, так как усложняет электрическую сеть,
снижает надежность, ухудшает экономические показатели.

Составим несколько вариантов и подсчитаем общую
протяженность линии.

На схеме одной линией показаны 2 цепи ЛЭП. А
также длину линий увеличиваем на 10% и учитываем масштаб: 1 см=16 км.

Рис. 3.1 Вариант №1

Общая длина с учетом масштаба и 10%: L = 244,6
км)

Рис. 3.2 Вариант №2

Общая длина с учетом масштаба и 10%: L = 249,9
км

Рис. 3.3 Вариант №3

Общая длина с учетом масштабов и 10% L = 244,6
км

Рис. 3.4 Вариант №4

Общая длина с учетом масштаба и 10%: L = 249,9
км

Из вариантов схем сети выберем вариант №1 (так
как суммарная длина всех линий наименьшая), и вариант №2, (так как надежность
этого варианта высока, передаваемые мощности равномерно распределены, схемы
подстанций проще, суммарная длина всех линий наименьшая и использования одного
3-х обмоточного трансформатора вместо 2-х обмоточных).

Таблица 3.1 Длины
линий для варианта №1

Линия

ИП
— 1 (№1)

1
— 2 (№2)

5
— 3 (№3)

ИП
— 5 (№5)

ИП
— 4 (№4)

Длина,
км

44,0

56,3

38,7

52,8

Таблица 3.2 Длины
линий для варианта №2

Линия

ИП
— 1 (№1)

1
— 3 (№3)

1
— 2 (№2)

ИП
— 5 (№5)

ИП
— 4 (№4)

Длина,
км

44,0

56,3

52,8

дальнейшие расчёты будем проводить только для
двух данных вариантов.

Номинальное напряжение электрической сети
существенно влияет на ее технико-экономические показатели и на технические
характеристики.

При повышении номинального напряжения сети
снижаются потери мощности и электроэнергии, уменьшаются сечения проводов линий,
растут предельные мощности, передаваемые по линиям, но увеличиваются
капитальные вложения на сооружение сети.

электрическая сеть меньшего номинального
напряжения требует, наоборот, меньших капитальных затрат, но приводит к
увеличению потерь мощности и электроэнергии, обладает меньшей пропускной
способностью.

Для районной электрической сети применяются в
основном напряжения 35 и 110 кВ.

приблизительно значение номинального напряжения
воздушной линии электропередачи можно определить по значению передаваемой
активной мощности и расстоянию, на которое она передается.

Удовлетворительные результаты для всей шкалы
номинальных напряжений в диапазоне от 35 до 1150 кВ дает эмпирическая формула
Г.А. Илларионова:

где L -длина линии, увеличенная на
10%, в км;

P-максимальная мощность, протекающая
по линии на 1 цепь;

Если кВ, то в качестве данной
линии принимаем 35 кВ, а если >50 кВ, то принимаем 110 кВ.

Во всех пунктах имеются потребители
первой категории, следовательно, все линии должны быть двухцепные (N = 2).

ВАРИАНТ №1(схема №1)

ИП-1(№1)

Таблица 3.3
суточные графики активной мощности линии(№ 1) для зимы

0
— 4

4
— 8

8
— 12

12
— 16

16
— 20

20
— 24

Р1,
МВт

5,4

16,2

21,6

27,0

16,2

5,4

Р2,
МВт

3,6

5,4

9,0

7,2

3,6

P∑,
МВт

9,0

21,6

30,6

34,2

19,8

9,0

Мощность, передаваемая по ВЛИП-1:ИП-1= PΣ
1,2

максимальная мощность, передаваемая по ВЛИП-1:

ИП-1= PΣ нг
max = 34,2 МВт

Аналогично находим для остальных
пунктов. Полученные результаты сведем в таблицу 3.4аблица №3. предварительный
выбор напряжения для варианта №1

ВЛ

L,
км

Р,
МВт

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

Uрасч,
кВ

Uном,
кВ

ИП-1

44,0

5,4

16,2

21,6

27,0

16,2

5,4

79,7

110

3,6

5,4

9,0

7,2

3,6

PΣ

9,0

21,6

30,6

34,2

19,8

9,0

1-2

56,3

3,6

5,4

9,0

7,2

3,6

42,1

ИП-5

52,8

4,4

11,0

8,8

11,0

4,4

72,7

110

3,8

11,4

15,2

19,0

11,4

3,8

PΣ

8,2

22,4

24,0

27,8

22,4

8,2

5-3

38,7

4,4

11,0

8,8

11,0

4,4

46,3

ИП-4

52,8

9,6

14,4

24,0

19,2

9,6

67,8

110

ВЛ

L,
км

Р,
МВт

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

Uрасч,
кВ

Uном,
кВ

ИП-1

44,0

5,4

16,2

21,6

16,2

5,4

88,5

110

3,6

5,4

9,0

7,2

3,6

4,4

11,0

8,8

11,0

4,4

PΣ

13,4

32,6

39,4

43,0

30,8

13,4

1-3

44,0

4,4

11,0

8,8

11,0

4,4

46,3

1-2

56,3

3,6

5,4

9,0

7,2

3,6

42,1

ИП-5

52,8

3,8

11,4

15,2

19,0

11,4

3,8

60,6

110

ИП-4

52,8

9,6

14,4

24,0

19,2

9,6

67,8

110

ВАРИАНТ №2 (схема №2)

предварительный выбор напряжения для варианта №2
Таблица №3.5

3.3 Выбор сечения
проводов

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ
включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным
показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения
экономической плотности тока.

Расчетный ток определяется по следующей формуле:

, А,

где SmaxВЛ, МВА — максимальная
полная мощность, протекающая по линии в нормальном режиме; N — число цепей
линии; UномВЛ — номинальное напряжение воздушной линии, кВ.

Суммарное сечение (F) проводов фазы
проектируемой ВЛ составляет :

, мм2,

где Iр — расчетный ток, А; jн —
нормированная плотность тока, А/мм2.

Число часов использования
максимальной нагрузки находится по следующей формуле :

, ч/год, где j — номер пункта
нагрузки.

Выбранное сечение провода необходимо
проверить по трем условиям :

по нагреву Iраб.max ≤ Kt∙Iдоп,

где Kt — температурный коэффициент;
Iдоп, А — допустимая длительная токовая нагрузка по нагреву; Iраб.max, А —
рабочий максимальный ток, протекающий по ВЛ (для двухцепной ВЛ Iраб.max = 2∙Iр).

по условиям короны.

Проверке по условиям короны подлежат
провода ВЛ 110 кВ и выше. минимально допустимый по условиям короны провод ВЛ
110 кВ — АС-70/11.

Проверке по допустимым потерям
напряжения ВЛ 35 кВ и выше не подлежат, так как повышение уровня напряжения
путем увеличения сечения проводов таких линий, по сравнению с применением
трансформаторов с регулированием под нагрузкой (РПН) или средств компенсации
реактивной мощности, экономически не оправдывается.

) по механической прочности.
Подвеска проводов на одной опоре выполняется при сечениях алюминия в проводе
120 мм2 и более.

Число цепей: N = 2

Вариант №1.во всех пунктах для
нашего региона выбираем 1,11;

ИП-4(№4)

Таблица 3.6
суточные графики полной мощности линии для зимы

0
— 4

4
— 8

8
— 12

12
— 16

16
— 20

20
— 24

S4,
МВА

10,0

15,3

25,9

20,6

10,0

== 67,9 А;

ч/год;

н = 0,9 А/мм2,т.к.
3000<4068<5000 ч/год;

мм2; выбираем провод марки АС-95/16;
для данной марки провода допустимый длительный ток Iдоп4 составляет 330 А;

Проверка :рабmax4 = 2∙Iр4 = 2∙67,9
= 135,5 А;∙Iдоп4 = 1,11∙330 = 366,3 А;рабmax4 < Kt∙Iдоп4 - условие выполняется;

Данная марка провода проходит по
условию короны, так как 95 мм2 > 70 мм2;

Подвеска проводов осуществляется на
2-х опорах, так как 95 мм2 < 120 мм2.

Аналогично находим для остальных
пунктов. Полученные результаты сведем в таблицу 3.7

Таблица №3.7 Выбор
сечений проводов для варианта №1

ВЛ

ИП-5

5-3

ИП-1

1-2

ИП-4

S,
МВА

29,5

11,6

36,7

9,7

25,9

Uном
кВ

110

Iр,
А

77,4

95,7

96,3

80,0

67,9

Марка,F,
мм2

АС
— 95/16

АС
— 120/19

АС
— 95/16

Fp,
мм2

86,0

106,3

107,0

88,9

75,4

Все провода проходят по условиям выбора.

ВАРИАНТ №2

Аналогично произведем выбор сечений проводов для
варианта №2 Результаты выбора сведем в таблицу № 3.8

Таблица №3.8 Выбор
сечений проводов для варианта №2

ВЛ

ИП-5

ИП-4

ИП-1

1-3

1-2

S,
МВА

20,4

25,9

45,9

11,6

9,7

Uном
кВ

110

Iр,
А

53,5

67,9

120,5

95,7

80,0

Марка,F,
мм2

АС
— 70/11

АС
— 95/16

АС
— 150/24

АС
— 120/19

АС
— 95/16

Fp,
мм2

59,4

75,4

133,9

106,3

88,9

Все провода проходят по условиям выбора.

Выбор схем распределительных устройств
подстанций

Для выбора схемы РУ конкретной подстанции нужно
знать напряжение, количество присоединений, мощность трансформаторов на
подстанции, а также руководствоваться дополнительными условиями применения.

Вариант №1

Пункт №1 — схема 110-4Н — «Два блока с
выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» на высоком
напряжении и схема 35-9 — «Одна секционированная система шин» на среднем;

Пункт №2 — схема 35-4Н — «Два блока с
выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»;

Пункт №3 — схема 35-4Н — «Два блока с
выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»;

Пункт №4 — схема 110-4Н — «Два блока с
выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»;

Пункт №5 — схема 110-4Н — «Два блока с
выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» на высоком
напряжении и схема 35-9 — «Одна секционированная система шин» на среднем;

Вариант №2

Пункт №2 — схема 35-4Н — «Два блока с
выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»;

Пункт №3 — схема 35-4Н — «Два блока с
выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»;

Пункт №4 — схема 110-4Н — «Два блока с
выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»;

Пункт №5 — схема 35-4Н — «Два блока с
выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»;

На напряжении 10 кВ подстанции применяются
схемы:

-1 «Одна секционированная система шин»;

-2 «Две секционированные системы шин»;

3.4 Выбор
трансформаторов у потребителей

Выбор мощности трансформаторов
двухтрансформаторных подстанций определяется аварийным режимом трансформатора.
Мощность трансформатора необходимо выбрать такой, чтобы при выходе из строя
одного из них, оставшийся трансформатор мог обеспечивать, с допустимой
аварийной перегрузкой, бесперебойное электроснабжение потребителей.

Все подстанции — двухтрансформаторные.

Вариант №1.

Пункт нагрузки №4.

Таблица 3.9
Суточные графики полной мощности пункта для зимы

0
— 4

4
— 8

8
— 12

12
— 16

16
— 20

20
— 24

S4,
МВА

10,0

15,3

25,9

20,6

10,0

Найдем полную максимальную мощность, протекающую
через трансформатор:

Выберем трёхфазный двухобмоточный
трансформатор 110 кВ с РПН (регулированием напряжения под нагрузкой).

Проверим трансформатор
ТДН-16000/110.

Рис. 3.5 суточный
график нагрузки для зимы для пункта №4

(k’2 = 1,46) > (0,9∙kmax =
1,458) → k2 = k’2 = 1,46;

Для данных расчетных коэффициентов,
по основным таблицам ГОСТа выбираем основные параметры:

температура охлаждающей среды ΘA = -10°
C;

Коэффициент относительной скорости
термического износа изоляции α = 0,032;

Относительная скорость износа
изоляции (суточное сокращение службы) V = 358;

Превышение температуры для наиболее
нагретой точки Δ
Θh = 147°
C;

Сокращение срока службы изоляции за
сутки L = V∙α
= 358∙0,032 = 11,5;

Температура наиболее нагретой точки Θh = Δ
Θh + ΘA = 147 + (-10) = 137° C;

Предельное продолжительных аварийных перегрузок Θhдоп = 140°
C;

(Θh = 137° C) < (Θhдоп = 140° C), значит выбранный нами трансформатор годен для работы;

Система охлаждения трансформатора
ONAF.

Аналогично находим для остальных
пунктов. Полученные результаты сведем в таблицу 3.10

Рис. 3.6 суточный график нагрузки
для зимы для пункта №1

Рис. 3.7 Суточный
график нагрузки для зимы для пункта №2

Рис. 3.8 Суточный
график нагрузки для зимы для пункта №5

Рис. 3.9 Суточный
график нагрузки для зимы для пункта №3

Таблица №3.10 Выбор
трансформаторов для варианта №1

Пункт

Трансформатор

Sмакс,
МВА

Sрасч,
МВА

Sном,
МВА

К1

К’2

0,9КМАХ

КМАХ

ТДТН-25000/110

36,7

26,2

0,67

1,39

1,32

1,47

ТМН-6300/35

9,7

6.9

6.3

0.68

1.39

1.386

1,54

ТМН-10000/35

11,6

8,3

0,72

1,16

1,04

1,16

ТДН-16000/110

25,9

18,5

0,72

1,46

1,458

1,62

ТДТН-25000/110

29,6

21,1

0,7

1,10

1,06

1,18

Таблица №3.11
Проверка трансформаторов для варианта №1

Пункт

Трансформатор

∆θh,
0С

θh,
0С

ТДТН-25000/110

64.3

2.06

131

121

ТМН-6300/35

25,5

0,82

124

114

ТМН-10000/35

2,86

0,09

103

ТДН-16000/110

358

11,5

147

137

ТДТН-25000/110

0,726

0,023

Вариант №2.

Рис. 3.10 суточный
график нагрузки для зимы для пункта №1

Рис. 3.11 Суточный
график нагрузки для зимы для пункта №2

Рис. 3.12 Суточный график нагрузки для зимы для
пункта №3

Рис. 3.13 Суточный график нагрузки для зимы для
пункта №4

Рис. 3.14 Суточный график нагрузки для зимы для
пункта №5

Таблица №3.12 Выбор трансформаторов для варианта
№2

Пункт

Трансформатор

Sмакс,
МВА

Sрасч,
МВА

Sном,
МВА

К1

К’2

0,9КМАХ

КМАХ

ТДТН-40000/110

45,9

32,8

0,64

1,09

1,04

1,15

ТМН-6300/35

9,7

6.9

6.3

0.68

1.39

1.386

1,54

ТМН-10000/35

11,6

8,3

0,72

1,16

1,04

1,16

ТДН-16000/110

25,9

18,5

0,72

1,46

1,458

1,62

ТДН-16000/110

20,4

14,6

0,55

1,151

1,15

1,28

Таблица №3.13
Проверка трансформаторов для варианта №2

Пункт

Трансформатор

∆θh,
0С

θh,
0С

ТДТН-40000/110

0,726

0,023

ТМН-6300/35

25,5

0,816

124

114

ТМН-10000/35

2,86

0,09

103

ТДН-16000/110

358

11,5

147

137

ТДН-16000/110

2,40

0,076

102

3.5
Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети

В практике проектирования электрический сетей и
энергосистем для выбора предпочтительного варианта развития сети в качестве
основного критерия используется, как правило, условие минимума приведенных
(дисконтированных) затрат. При этом сравниваемые варианты обеспечивают
одинаковый (или требуемый) энергетический эффект. В первую очередь сюда
относится надежность электрической сети — способность осуществлять передачу и
распределение требуемого количества электроэнергии от источников к потребителям
при нормативных уровнях напряжения и в соответствии с заданным графиком
нагрузки.

При определении суммарных приведенных затрат для
конкурирующих вариантов обязательным условием является исключение тех
составляющих в каждом из слагаемых, которые соответствуют одинаковым по своим
техническим характеристикам электросетевым объектам.

Суммарные приведенные затраты рассчитываются по
следующей формуле :

З = Ен∙К∑ + И∑ + Зпот∑,
где

=0,12 — нормативный коэффициент
сравнительной эффективности капиталовложений;

К∑ — суммарные
капиталовложения на сооружение сети;

К∑ = К∑ВЛ + К∑ПС,
где

К∑ВЛ — суммарные
капиталовложения на сооружение воздушных линий,

К∑ПС — суммарные
капиталовложения на сооружение подстанций;

К∑ВЛ включает в себя следующие
слагаемые:

КВЛб = К0∙L — базовые
капиталовложения в воздушную линию,

где К0 — базовая стоимость километра
линии, L — длина линии в км;

Кпр = К0пр∙10%(L) —
капиталовложения на вырубку и подготовку просек, К0пр — затраты на просеки 1
километра местности;

Кл = К0л∙1%(L) —
капиталовложения на устройство лежневых дорог,

где К0л — затраты на 1 километр
лежневых дорог;

Кз = К0з∙S0з∙L —
капиталовложения на постоянный отвод земляного участка под опоры ВЛ,

где К0з — нормативная цена земли,
S0з — площадь отвода земли на 1 км ВЛ;

Кр = 12,5%(КВЛб + Кпр + Кл)

капиталовложения на
проектно-изыскательские работы, благоустройство, временные здания и сооружения
и прочие затраты.

К∑ПС включает в себя следующие
слагаемые:

Кт — стоимость ячейки трансформатора
на ПС;

Кору — стоимость открытого
распределительного устройства;

Кпост.ч. — постоянная часть затрат
по ПС;

Котз — капиталовложения в отвод
земли под ПС.

И∑ — суммарные Издержки,
включает в себя следующие слагаемые:

И∑ВЛ = аВЛ%(К∑ВЛ) — Издержки на ВЛ,

где аВЛ = 0,8 — ежегодные отчисления на
обслуживание и ремонт ВЛ;

И∑ПС = аПС%(К∑ПС) — Издержки на ПС,

где аПС = 5,9 — ежегодные отчисления на
обслуживание и ремонт ПС.

Зпот∑ = Ц∙ΔЭ∑
— суммарные затраты на потери электроэнергии в сети,

гдеЦ — цена 1 кВт∙ч потерянной энергии, ΔЭ∑
— суммарные потери электроэнергии в сети.

Вариант 1

Капиталовложения в сооружение ВЛ.

Подробный расчет ведем для капиталовложений в
линию ИП-4.

КВЛб = К0∙L = 2∙(850 тыс.р.)∙(52,8
км) = 89760 тыс.р, выбираем железобетонные опоры (дополнительное умножение на 2
ввиду того, что цепи подвешены на 2-х рядах опор);

Кпр = К0пр∙10%(L) = (95 тыс.р.)∙(5,28
км) = 501,6 тыс.р.;

Кл = К0л∙1%(L) = (370 тыс.р.)∙(0,528
км) = 195,4 тыс.р.;

Кз = К0з∙S0з∙L = 2∙(50 р/м2)∙(40
м2)∙(52,8 км) = 211,2 тыс.р. (дополнительное умножение на 2 ввиду того,
что цепи подвешены на 2-х рядах опор);

Кр = 12,5%(КВЛб + Кпр + Кл) = 12,5%(89760+ 501,6
+ 195,4) = 11307,1 тыс.р.;

КВЛ1 = Кр + КВЛб + Кпр + Кл + Кз = 11307,1 +
89760+ 501,6 + 195,4 + 211,2 = 101975,3 тыс.р.

капиталовложения в сооружение ВЛ(ИП-4).

Аналогично находим для остальных линий.
Полученные результаты сведем в таблицу 3.14

Таблица 3.14 Расчетные значения капиталовложений
в сооружение ВЛ

ИП-4

ИП-1

1-2

ИП-5

5-3

КВЛб,
тыс.руб.

89760

50600

78820

89760

45666

Кпр,
тыс.руб.

501,6

418

534,9

501,6

367,7

Кл,
тыс.руб.

195,4

162,8

208,3

195,4

143,2

Кз,
тыс.руб.

211,2

225,2

211,2

77,4

Кр,
тыс.руб.

11307,1

6397,6

9945,4

11307,1

5772,1

КВЛ,
тыс.руб.

101975,3

57666,4

89733,8

101975,3

52026,4

Суммарные капиталовложения в сооружение всех ВЛ:

К∑ВЛ = КВЛ4 + КВЛ1 + КВЛ2 + КВЛ5 + КВЛ3 =
101975,3 + 57666,4 + 89733,8 + 101975,3 + 52026,4 = 403377,2 тыс.р.

капиталовложения в сооружение ПС.

Подробный расчет ведем для капиталовложений в
ПС-4.

Кт = 4300 тыс.р.;

Кт = 2∙ Кт = 8600 тыс.р.;

Кору = 15200 тыс.р.;

Кпост.ч. = 9000 тыс.р.;

Котз = К0∙S = 50∙10 = 500 тыс.р.,
где К0 — стоимость 1 кв.метра земли;

КПС1 = Кт + Кору + Кпост.ч + Котз = 8600 + 15200
+ 9000 + 500 = 33300 тыс.р. — затраты на сооружение ПС-4(ИП-4).

Аналогично находим для остальных пунктов.
Полученные результаты сведем в таблицу 3.15

Таблица 3.15
Расчетные значения капиталовложений в сооружение ПС

ПС-4

ПС-1

ПС-2

ПС-5

ПС-3

Кт,
тыс.руб.

8600

12750

4750

12750

5000

Кору,
тыс.руб.

15200

18200

1200

18200

1200

Кпост.ч,
тыс.руб.

9000

10750

5000

10750

5000

Котз,
тыс.руб.

500

750

125

750

125

Кпс,
тыс.руб.

33300

42450

11075

42450

11325

Суммарные капиталовложения в сооружение всех ПС:

К∑ПС = КПС4 + КПС1 + КПС2 + КПС5 + КПС3 =
33300 + 42450 + 11075 + 42450 + 11325 = 140600 тыс.р.

Суммарные капиталовложения в сооружение ВЛ и ПС

К∑ = К∑ВЛ + К∑ПС = 403377,2 +
140600 = 543977,2 тыс.р.

Издержки

ИВЛ4 = 0,8%(КВЛ1) = 0,8%(101975,3) = 815,8
тыс.р.;

ИПС4 = 5,9%( КПС1) = 5,9%(33300) = 1964,7
тыс.р.;

И∑4 = ИВЛ4 + ИПС4 = 815,8 + 1964,7 =
2780,5 тыс.р.

Таблица 3.16
Расчетные значения издержек сооружения ВЛ и ПС

ИП-4

ИП-1

1-2

ИП-5

5-3

ИВЛ,
тыс.руб.

815,8

461,3

717,9

815,8

416,2

ИПС,
тыс.руб.

1964,7

2504,6

653,4

2504,6

668,2

Суммарные Издержки сооружения всех ВЛ:

И∑ = И∑4 + И∑1 + И∑2 + И∑5
+ И∑3 = 815,8 + 461,3 + 717,9 + 815,8 + 416,2 = 3227 тыс.р.

Суммарные Издержки сооружения всех ПС:

И∑ = И∑4 + И∑1 + И∑2 + И∑5
+ И∑3 = 1964,7 + 2504,6 + 653,4 + 2504,6 + 668,2 = 8295,5 тыс.р.

Суммарные Издержки сооружения всех ВЛ и ПС:

И∑ = И∑ВЛ + И∑ПС = 3227,0 +
8295,5 = 11522,5 тыс.р.

Пересчет капиталовложений и издержек на цены
2007 года.

К∑ = К∑∙3,048 = 543977,2∙3,048
= 1658042,5 тыс.р.;

И∑ = И∑∙3,048 = 11522,5∙3,048
= 35120,6 тыс.р.

потери электроэнергии в линиях и
трансформаторах.

Подробный расчет ведем для затрат на участок
ИП-4.

Определение параметров схемы замещения линии.

активное сопротивлении линии

где r0 — удельное активное
сопротивление линии, N — количество цепей, L — длина линии;

индуктивное сопротивление линии

где x0 — удельное индуктивное
сопротивление линии;

— поперечная проводимость линии

где в0 — удельная поперечная проводимость линии.

Определение суммарных годовых потерь
электроэнергии в линии.

МВт∙ч — суточные зимние потери
электроэнергии в линии;

МВт∙ч — суточные летние потери
электроэнергии в линии;

∙nз.д. + ∙nл.д.
= 4,34∙200 + 1,09∙165 = 1047,9

МВт∙ч — суммарные годовые
потери электроэнергии в линии, nз.д. и nл.д. — число зимних и летних суток
соответственно.

Аналогично находим для остальных
пунктов. Полученные результаты сведем в таблицу 3.17

Таблица 3.17 потери
электроэнергии во всех линия

ИП-4

ИП-1

1-2

ИП-5

5-3

,
МВт∙ч4,344,066,423,927,59

,
МВт∙ч1,091,021,610,981,89

,
МВт∙ч1047,9980,31549,7945,71829,9

Суммарные потери электроэнергии во всех ВЛ:

ΔЭ∑годВЛ = ΔЭгодВЛ4
+ ΔЭгодВЛ1
+ ΔЭгодВЛ2
+ ΔЭгодВЛ5
+ ΔЭгодВЛ3
= 1047,9 + 980,3 + 1549,7 + 945,7 + 1829,9 = 6353,5 МВт∙час.

Определение суммарных годовых потерь
электроэнергии в трансформаторах.

МВт∙ч — суточные зимние потери
электроэнергии в трансформаторе;

МВт∙ч — суточные летние потери
электроэнергии в трансформаторе;

∙nз.д. + ∙nл.д.
= 1,09∙200 + 0,27∙165 = 262,6

МВт∙ч — суммарные переменные
годовые потери электроэнергии в трансформаторах, nз.д. и nл.д. — число зимних и
летних суток соответственно;

2∙ΔPхх∙8760
= 2∙(19 кВт)∙8760 = 332,9 МВт∙ч — постоянные годовые потери
электроэнергии в трансформаторах;

262,6 + 332,9 = 595,5 МВт∙ч —
суммарные годовые потери электроэнергии в трансформаторах.

Аналогично находим для остальных
пунктов. Полученные результаты сведем в таблицу 3.18 и 3.19

Таблица 3.18
параметры во всех трансформаторах

№
ПС

Sном,
МВА

Uном,
кВ

∆Pk,
кВт

∆Px,
кВт

Rт,
Ом

Xт,
Ом

∆Qx,
квар

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

115

38,5

140

1,5

56,9

35,7

175

6,3

—

46,5

9,2

1,4

14,6

56,7

36,75

—

10,5

14,5

0,88

10,1

115

—

4,38

86,7

112

115

38,5

140

1,5

56,9

35,7

175

Таблица 3.19 потери электроэнергии во всех
трансформаторах

№
ПС

∆Эгод
тр«, МВт∙ч

∆Эзсут`,
МВт∙ч

∆Элсут`,
МВт∙ч

∆Эгод
тр`, МВт∙ч

∆Эгод,
МВт∙ч

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

543,1

0,519

0,053

0,467

0,13

0,013

0,017

250,9

794,0

161,2

0,53

0,13

127,5

288,7

254,04

0,64

0,16

154,4

408,4

332,9

1,09

0,27

262,6

595,5

543,1

0,34

0,23

0,11

0,08

0,06

0,03

164,1

707,2

Суммарные потери электроэнергии во всех
трансформаторах:

ΔЭ∑годтр = ΔЭгодтр1
+ ΔЭгодтр2
+ ΔЭгодтр3
+ ΔЭгодтр4
+ ΔЭгодтр5
= 794 + 288,7 + 408,4 + 595,5 + 707,2 = 2793,8 МВт∙час.

Определение суммарных годовых потерь
электроэнергии.

ΔЭ∑год = 6353,5 + 2793,8 =9147,3 МВт∙ч;

Суммарные приведенные затраты для
варианта №1.

З = Ен∙К∑ + И∑ + Зпот∑ =
0,12∙1658042,5 + 35120,6 + ((18,2 коп.)/100000)∙( 9147,3∙1000)
= 235750,5 тыс.р.

Вариант 2

Таблица 3.20
Расчетные значения капиталовложений в сооружение ВЛ

ИП-4

ИП-5

ИП-1

1-2

1-3

КВЛб,
тыс.руб.

89760

50600

78820

51920

Кпр,
тыс.руб.

501,6

418,0

534,9

418,0

Кл,
тыс.руб.

195,4

162,8

208,3

162,8

Кз,
тыс.руб.

211,2

88,0

225,2

88,0

Кр,
тыс.руб.

11307,1

6397,6

9945,4

6562,6

КВЛ,
тыс.руб.

101975,3

57666,4

89733,8

59151,4

Суммарные капиталовложения в сооружение всех ВЛ:

К∑ВЛ = КВЛ4 + КВЛ1 + КВЛ2 + КВЛ5 + КВЛ3 =
101975,3 + 101975,3 + 57666,4 + 89733,8 + 59151,4 = 410502,2 тыс.р.

Таблица 3.21
Расчетные значения капиталовложений в сооружение ПС

ПС-4

ПС-5

ПС-1

ПС-2

ПС-3

Кт,
тыс.руб.

8600

16000

4750

5000

Кору,
тыс.руб.

15200

19400

1200

Кпост.ч,
тыс.руб.

9000

10750

5000

Котз,
тыс.руб.

500

750

125

Кпс,
тыс.руб.

33300

46900

11075

11325

Суммарные капиталовложения в сооружение всех ПС:

К∑ПС = КПС4 + КПС1 + КПС2 + КПС5 + КПС3 =
33300 + 33300 + 46900 + 11075 + 11325 = 135900 тыс.р.

Суммарные капиталовложения в сооружение ВЛ и ПС

К∑ = К∑ВЛ + К∑ПС = 410502,2 +
135900 = 546402,2 тыс.р.

Таблица 3.22
Расчетные значения издержек сооружения ВЛ и ПС

ИП-4

ИП-1

1-2

ИП-5

5-3

ИВЛ,
тыс.руб.

815,8

461,3

717,9

473,2

ИПС,
тыс.руб.

1964,7

2767,1

653,4

668,2

Таблица 3.23 потери
электроэнергии во всех линия

ИП-4

ИП-5

ИП-1

1-2

1-3

,
МВт∙ч4,344,066,423,927,59

,
МВт∙ч1,091,021,610,981,89

,
МВт∙ч1047,9980,31549,7945,71829,9

Суммарные Издержки сооружения всех ВЛ:

И∑ = И∑4 + И∑1 + И∑2 + И∑5
+ И∑3 = 815,8 + 815,8 + 461,3 + 717,9 + 473,2 = 3284 тыс.р.

Суммарные Издержки сооружения всех ПС:

И∑ = И∑4 + И∑1 + И∑2 + И∑5
+ И∑3 = 1964,7 + 1964,7 + 2767,1 + 653,4 + 668,2 = 8018,5 тыс.р.

Суммарные Издержки сооружения всех ВЛ и ПС:

И∑ = И∑ВЛ + И∑ПС = 3284,0 +
8018,5 = 11302,8 тыс.р.

Пересчет капиталовложений и издержек на цены
2007 года.

К∑ = К∑∙3,048 = 546402,0∙3,048
= 1665433,9 тыс.р.;

И∑ = И∑∙3,048 = 11302,8∙3,048
= 34450,9 тыс.р.

Таблица 3.24 потери
электроэнергии во всех линия

ИП-4

ИП-5

ИП-1

1-2

1-3

,
МВт∙ч4,343,744,066,428,64

,
МВт∙ч1,090,931,021,612,16

,
МВт∙ч1047,9901,5980,31549,72084,4

Суммарные потери электроэнергии во всех ВЛ:

ΔЭ∑годВЛ = ΔЭгодВЛ4
+ ΔЭгодВЛ1
+ ΔЭгодВЛ2
+ ΔЭгодВЛ5
+ ΔЭгодВЛ3
= 1047,9 + 901,5 + 980,3 + 1549,7 + 2084,4 = 6563,8 МВт∙час.

Таблица 3.25
параметры во всех трансформаторах

№
ПС

Sном,
МВА

Uном,
кВ

∆Pk,
кВт

∆Px,
кВт

Rт,
Ом

Xт,
Ом

∆Qx,
квар

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

115

38,5

200

0,8

35,5

22,3

240

6,3

—

46,5

9,2

1,4

14,6

56,7

36,75

—

10,5

14,5

0,88

10,1

115

—

4,38

86,7

112

115

—

4,38

86,7

112

Таблица 3.26 потери электроэнергии во всех
трансформаторах

№
ПС

∆Эгод
тр«, МВт∙ч

∆Эзсут`,
МВт∙ч

∆Элсут`,
МВт∙ч

∆Эгод
тр`, МВт∙ч

∆Эгод,
МВт∙ч

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

753,4

0,331

0,088

0,249

0,083

0,022

0,062

162,1

915,5

161,2

0,53

0,13

127,5

288,7

254,04

0,64

0,16

154,4

408,4

332,9

1,09

0,27

262,6

595,5

332,9

0,68

0,17

164,1

496,9

Суммарные потери электроэнергии во всех
трансформаторах:

ΔЭ∑годтр = ΔЭгодтр1
+ ΔЭгодтр2
+ ΔЭгодтр3
+ ΔЭгодтр4
+ ΔЭгодтр5
= 915,5 + 288,7 + 408,4 + 595,5 + 496,9 = 2705 МВт∙час.

Определение суммарных годовых потерь
электроэнергии.

ΔЭ∑год = 6563,8 + 2705 =9268,8 МВт∙ч;

Суммарные приведенные затраты для
варианта №1.

З = Ен∙К∑ + И∑ +
Зпот∑ = 0,12∙1665433,9 + 34450,9 + ((18,2 коп.)/100000)∙(
9268,8∙1000) = 235989,9 тыс.р.

< 5%;

В результате технико-экономического
расчета были получены значения затрат для каждого варианта.

Разница в затратах двух вариантов
составила менее 5%, значит, варианты экономически равноценны. Дальнейшие
расчёты будем проводить для второго варианта, так как он имеет более простую
схему, а именно, один трёхобмоточный трансформатор (вместо двухобмоточного, как
в первом варианте).

В данной главе были рассмотрены ряд
вариантов схем сети, из них для дальнейшего анализа были выбраны две : №1 и №2.
Для этих вариантов были выбраны напряжения линий, сечения проводов, тип опор. В
соответствии с графиками нагрузки были рассчитаны мощности и выбраны типы
трансформаторов в пунктах питания. Далее, для каждого варианта сети были
рассчитаны затраты на сооружение сети. В результате сравнения оказалось, что
варианты экономически равноценны. выбираем вариант №2, для которого и будут
произведены расчеты основных режимов сети.

4. Расчеты основных
режимов работы сети и регулирование напряжения

Задачей данного раздела является определение
потокораспределения мощности в сети и напряжений на шинах ПС в основных
расчётных нормальных и послеаварийных режимах работы сети с учётом потерь
мощности и напряжения в сети.

Рассмотрим нормальные режимы работы наибольших
нагрузок (максимальная нагрузка в системе зимой), наименьших нагрузок
(минимальная нагрузка в системе летом) и наиболее тяжёлые послеаварийные
режимы:

· отключение одной цепи наиболее загруженной
линии;

· отключение одного самого загруженного
трансформатора в режиме наибольших нагрузок.

4.1 Программный
комплекс RastrWin

Подготовка исходных данных для расчета

Перед проведением расчетов по программе нужно
подготовить исходные данные по схеме, нагрузкам и генераторам электрической
сети в форме, понятной Rastr . Для этого необходимо:

• нарисовать схему с указанием всех узлов и
ветвей;

• пронумеровать все узлы электрической сети,
включая все промежуточные узлы. Например, электрическая станция может быть
представлена двумя узлами — шины генераторного напряжения и шины за
трансформатором. Узел в исходных данных программы соответствует электрическим
шинам. Номер узла должен быть уникальным числом в диапазоне от 1 до 32000,
сквозная нумерация необязательна. Для простоты ориентации в схеме, узлам,
относящимся к одному объекту, целесообразно давать похожие номера (7, 17, 107,
1007 и т.д.). выбранные номера узлов следует нанести на схему сети;

• для каждого узла определить его номинальное
напряжение и нанести на схему;

• для каждого узла нагрузки определить активную
и реактивную мощности потребления. Если исходные данные заданы активной
мощностью и cosф, — рассчитать реактивную мощность;

• для узлов с синхронными машинами (генераторы,
компенсаторы) определить активную мощность генерации, пределы регулирования
реактивной мощности (Qmin — Qmax) и заданный (фиксированный) (Vзд ) модуль
напряжения. Особенности задания исходных данных для таких узлов объясняются
действием регуляторов возбуждения синхронных машин (СМ). Обычно СМ поддерживает
неизменным модуль напряжения на шинах высокого напряжения (за трансформатором)
или на шинах генераторного напряжения за счет регулирования реактивной
мощности, выдаваемой СМ. минимальная реактивная мощность Qmin соответствует
cosф = 0,96, а максимальная, как правило, cosф = 0,85 (для некоторых
турбогенераторов минимальное значение cosф = 0,80). В ходе расчета режима Rastr
контролирует реактивную мощность и при нарушении одного из заданных пределов
фиксирует реактивную мощность на его значении и освобождает модуль напряжения;

• при наличии в узле шунтов на землю — батареи
статических конденсаторов (БСК) или шунтирующих реакторов (ШР) — определить их
проводимость (в мкСм) и нанести на схему;

• для линий электропередачи (ЛЭП) определить
продольное сопротивление и проводимость на землю (проводимость задается в
микросименсах и емкостный характер отражается знаком минус);

• для трансформаторов определить сопротивление R
+ jX, приведенное к стороне высокого напряжения, проводимость шунта на землю G
+ jB и коэффициент трансформации, равный отношению низшего номинального
напряжения к высшему (таким образом, коэффициент трансформации будет меньше
единицы);

• автотрансформаторы и трехобмоточные
трансформаторы представить по схеме звезда с промежуточным узлом и тремя
ветвями, две из которых имеют коэффициенты трансформации;

• при наличии в сети группы параллельных линий
желательно присваивать каждой из них свой номер в группе;

• определить номер балансирующего узла и его
модуль напряжения.

Ввод данных по схеме сети

При вводе данных необходимо иметь схему,
подготовленную в соответствии с предыдущим разделом.

Перед вводом новой схемы целесообразно выполнить
команду Файлы —новый и отметить галочкой тип файла Режим.rg2. Это приведет к
очистке памяти и обнулению числа узлов и ветвей:

затем надо выбрать меню Открыть — Узлы — Узлы и
Открыть — ветви —

Ветви. На экране появятся два окна, содержащие
пустые таблицы для ввода узлов и ветвей.

Экранный редактор может находиться в двух
режимах: просмотр и коррекция. В режиме просмотра блокированы все функции ввода
и редактирования. По умолчанию при первом входе редактор находится в режиме
просмотра. Режим переключается клавишами F2 или Enter.

Для добавления, удаления и дублирования строк
предназначены команды из меню Таблица (Вставить, Удалить, Добавить,
Дублировать)

исходные данные

Пример подготовки исходных данных для
нарисованной схемы приведен в таблицах:

Рис. 4.1 Пример таблицы в программном комплексе
RastrWin

Все номера узлов и ветвей должны быть
положительными целыми числами в диапазоне от 1 до 2,147,483,647. Все названия
не должны превышать в длину 256 символов.

Ввод схемы рекомендуется начать с данных по
узлам. минимально необходимой информацией для каждого узла является его номер
(Номер) и номинальное напряжение U_ном). Для узлов нагрузки требуется
дополнительно ввести активную и реактивную мощность потребления ( P_н, Q_н).
Для узлов с генераторами или компенсаторами необходимо дополнительно задать
пределы изменения реактивной мощности (Q_min, Q_max), в графе V_зд для этих
узлов указать заданный (фиксированный) модуль напряжения, который будет
выдержан, если позволят пределы регулирования реактивной мощности. Один из
узлов должен быть назначен базисным (балансирующим), для чего в меню Тип этого
узла надо выбрать строку База. Остальные типы узлов (нагрузка, Генератор) и
ветвей (ЛЭП, Тр — р) выбираются программой автоматически при расчете режима.

При вводе данных по ветвям (пункт меню Ветви)
задаются номера узлов, ограничивающих ветвь. Разделение ветвей на ЛЭП и
трансформаторы осуществляется программой по значению, проставленному в поле
К_т/г (коэффициент трансформации): для ЛЭП это поле пустое или ноль, для
трансформаторов -заполнено значением (даже если это единица!). При вводе данных
о трансформаторных ветвях важен порядок задания номеров узлов, которые их
ограничивают. Первым (поле N_нач) должен стоять номер узла, к напряжению
которого приведено сопротивление, чаще всего это узел высшего напряжения, тогда
вторым (поле N_кон будет номер узла низшего напряжения. Коэффициент
трансформации — отношение напряжения узла N_кон к напряжению узла N_нач, т.е.
это, как правило, отношение низшего напряжения к высшему.

Контроль исходной информации

Контроль исходной информации необходим для
проверки допустимости и осмысленности введенных данных. Он выполняется
программой автоматически перед расчетом режима (программа проверяет, какого
рода коррекция сделана, и, в зависимости от того, что было изменено, запускает
или не запускает контроль); но после первого ввода схемы, а также при наличии
ошибок, рекомендуется выполнить контроль, используя команду Контроль в меню
Расчеты. Контролю подвергаются следующие характеристики: :

• наличие изолированных узлов, т.е. узлов, с
которыми не соединено ни одной ветви;

• наличие фрагментов сети, несвязанных с
балансирующим узлом;

• наличие ветвей, у которых отсутствует
информация об узлах (или хотя бы об одном узле), ограничивающих эти ветви;

• соответствие коэффициента трансформации
номинальным напряжениям узлов, ограничивающих трансформаторную ветвь.

При выявлении подобных ошибочных ситуаций узел
или ветвь, введенные с ошибкой, отключаются программой.

Для исправления ошибок следует вернуться в
экранный редактор, проверить наличие всех узлов и ветвей, правильность их
номеров, соответствие номеров узлов начала и конца трансформаторных ветвей.
Введенные с ошибками ветви или узлы, отключенные программой контроля,
необходимо включить.

Для просмотра сообщений об ошибках, выявленных
программой контроля, следует использовать протокол (Открыть — Протокол).

.2 Составление
схемы замещения сети и определение её параметров.

Параметры схемы замещения для линий

Таблица 4.1

Линия

ИП-5
(№5)

ИП
— 4 (№4)

ИП-1
(№3)

1
— 2 (№2)

1-3
(№3)

Марка
провода

АС
— 70/11

АС
— 95/16

АС
— 150/24

АС
— 95/16

АС
— 120/19

Длина
линии

52,8

44,0

56,3

44,0

Uном

110

rо,
Ом/км

0,422

0,301

0,204

0,301

0,244

xо,
Ом/км

0,444

0,434

0,420

0,421

0,414

bо,
См/км 10-6

2,547

2,611

2,707

—

Rл,
Ом

11,1

7,95

4,49

8,47

5,37

Хл,
Ом

11,7

11,46

9,24

11,9

9,11

Вл,
См 10-6

268,9

275,7

238,2

—

Сопротивления и потери холостого хода записаны с
учетом того, что при двух параллельно работающих трансформаторах их
сопротивления необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить
в 2 раза.

Таблица 4.2
Параметры схемы замещения для трансформаторов

Пункт

Марка
трансформатора

ТДТН-40000/110

ТМН-6300/35

ТМН-10000/35

ТДН-16000/110

Uном,
кВ

ВН:115
СН:38,5 НН:11

ВН:
35 НН:11

ВН:36,75
НН:10,5

ВН:
115 НН:11

Rт,
Ом

ВН:0,4
СН:0,4 НН:0,4

0,7

0,44

2,19

Xт,
Ом

ВН:17,75
СН:0 НН:11,15

7,3

5,05

43,35

Рхх,
МВт

0,086

0,0184

0,029

0,038

Qхх,
Мвар

0,48

0,1134

0,16

0,224

Sхх,
МВА

0,086+j0,48

0,0184+j0,1134

0,029+j0,16

0,038+j0,224

Составим схему замещения сети для расчёта
режимов

4.3 Расчёт и анализ
режима наибольших нагрузок

Для режима наибольших нагрузок берем
максимальную нагрузку в системе в зимний период.

Таблица 4.3 максимальная нагрузка в системе в
зимний период

Пункт

Р,
МВт

7,2

8,8

19,2

Q,
МВАр

10,6

2,8

2,7

7,4

7,3

По заданию напряжение на шинах источника питания
в данном режиме равно 105% поэтому Uном=115,5 кВ

Исходные данные и результаты расчета режима
наибольших нагрузок приведены в приложении П1(Таблицы П1.1.-П1.2.).

полученные в результате расчета напряжения на
шинах 10 кВ подстанции, сведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4
Напряжения в пунктах в режиме наибольших нагрузок

Пункт12345

U,
кВ

9,75

10,13

9,50

10,50

Согласно действующим требованиям ПУЭ желаемое
напряжение 10,5 кВ. Как видно из таблицы, в 1, 2, 3 пункте напряжение оказалось
ниже требуемого. Чтобы избежать отклонений, нужно произвести регулировку
напряжения с помощью устройства РПН.

анализ режима наибольших нагрузок

Потери активной мощности в сети составили .

4.4 Расчёт и анализ
режима наименьших нагрузок

Для режима наименьших нагрузок берем минимальную
нагрузку в системе в летний период. Считаем, что все компенсационные устройства
отключены.

Таблица 4.5
минимальная нагрузка в системе в летний период

Пункт12345

Р,
МВт

2,7

1,8

2,2

4,8

1,9

Q,
МВАр

1,25

0,9

1,1

2,3

0,9

По заданию напряжение на шинах источника питания
в данном режиме равно 100% поэтому Uном=110 кВ

Исходные данные и результаты расчета режима
наименьших нагрузок приведены в приложении П1(Таблицы П1.3.-П1.4.)

полученные в результате расчета напряжения на
шинах 10 кВ подстанции, сведены в таблице 4.6.

Таблица 4.6
Напряжения в пунктах в режиме наименьших нагрузок

Пункт12345

U,
кВ

9,90

11,11

10,13

10,42

10,51

Согласно действующим требованиям ПУЭ желаемое
напряжение 10 кВ. Как видно из таблицы, в каждом пункте напряжение оказалось
выше требуемого, что можно исправить, произведя регулировку напряжения с
помощью устройства РПН.

анализ режима наименьших нагрузок

Потери активной мощности в сети составили:

.5 Расчёт и анализ
послеаварийного режима

.5.1 Расчёт и
анализ послеаварийного режима при отключении одной цепи наиболее загруженной
линии

Пусть в режиме наибольших нагрузок произошло
отключение одной цепи наиболее загруженной линии (ИП-1). Тогда в работе
останется только одна из двух цепей этой линии, и её активное и реактивное
сопротивления увеличатся в 2 раза, а реактивная проводимость в 2 раза
уменьшится. В остальном расчёт останется аналогичен методу наибольших нагрузок.

Рассчитаем ту часть метода наибольших нагрузок,
которая претерпела изменения в связи с аварией.

Таблица 4.7
Максимальная нагрузка в системе в зимний период

Пункт12345

Р,
МВт

7,2

8,8

19,2

Q,
МВАр

10,6

2,8

2,7

7,4

7,3

По заданию напряжение на шинах источника питания
в данном режиме равно 105% поэтому Uном=115,5 кВ

Исходные данные и результаты расчета аварийного
режима приведены в приложении П1(Таблицы П1.5.-П1.6.)

полученные в результате расчета напряжения на
шинах 10 кВ подстанции, сведены в таблице 4.8.

Таблица 4.8
Напряжения в пунктах для послеаварийного режима при отключении наиболее
загруженной линии

Пункт12345

U,
кВ

10,21

10,13

10,06

10,55

10,50

Согласно действующим требованиям ПУЭ желаемое
напряжение 10 кВ. Как видно из таблицы, во всех пунктах напряжение
соответствует ПУЭ. Следовательно, регулировка напряжения не требуется.

анализ послеаварийного режима при отключении
наиболее
загруженной линии

Потери активной мощности в сети
составили .

4.5.2 Расчёт и
анализ послеаварийного режима при отключении самого мощного трансформатора

Пусть в режиме наибольших нагрузок произошло
отключение одного наиболее загруженного трансформатора (Т-1). Тогда в работе
останется только один из двух параллельно работавших трансформаторов и его
активное и реактивное сопротивления увеличатся в 2 раза, а потери холостого хода
в 2 раза уменьшатся. В остальном расчёт останется аналогичен методу наибольших
нагрузок.

Таблица 4.9
максимальная нагрузка в системе в зимний период

Пункт

Р,
МВт

7,2

8,8

19,2

Q,
МВАр

10,6

2,8

2,7

7,4

7,3

По заданию напряжение на шинах источника питания
в данном режиме равно 105% поэтому Uном=115,5 кВ

Исходные данные и результаты расчета аварийного
режима приведены в приложении П1(Таблицы П1.7.-П1.8.)

полученные в результате расчета напряжения на
шинах 10 кВ подстанции, сведены в таблице 4.10.

Таблица 4.10
Напряжения в пунктах для послеаварийного режим при отключении наиболее
загруженного трансформатора

Пункт

U,
кВ

9,95

9,98

9,92

10,55

10,50

Согласно действующим требованиям ПУЭ желаемое
напряжение 10 кВ. Как видно из таблицы, в пунктах 1,2,3 напряжение оказалось
ниже требуемого. чтобы избежать отклонений, нужно произвести регулировку
напряжения с помощью устройства РПН.

анализ послеаварийного режима при отключении
наиболее
загруженного трансформатора

потери активной мощности в сети
составили .

4.7 Регулирование
напряжения в электрической сети

Для того чтобы выдержать необходимые отклонения
напряжения на приемниках, ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах
10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети. В период
наибольших нагрузок это напряжение должно быть не ниже 105% от номинального,
т.е. не ниже 10,5 кВ. В период наименьших нагрузок — не выше номинального, т.е.
не выше 10 кВ. В послеаварийном режиме не ниже номинального, т.е. не ниже 10
кВ. Для регулирования напряжения будем применять трансформаторы с
регулированием под нагрузкой (РПН).

Выберем необходимое число отпаек РПН
трансформаторов для всех рассмотренных ранее режимов следующим образом:
выбираем номер отпайки, рассчитываем С, измененный коэффициент трансформации
вводим в программу для повторного расчета и так до тех пор пока не получим во
всех пунктах желаемое напряжение.

Коэффициент трансформации считается по формуле:

где X — шаг(отпайка) изменения напряжения с
помощью РПН, %; n — количество отпаек.

Результаты расчета режимов с отрегулированным
напряжением, рассчитанные в программном комплексе RastrWin приведены в
приложении П1(Таблицы П1.9.-П1.14.).

Сведем результаты расчета до регулирования и
после регулирования напряжения в режиме наибольших нагрузок в таблицу 4.11.

Таблица 4.11
Регулирование напряжения в режиме наибольших нагрузок

Пункт12345

Марка
тр-ра

ТДТН-
40000/110

ТМН-
6300/35

ТМН-
10000/35

ТДН-
16000/110

∆Uрег,
%

±9×1,78%

±6×1,5%

±9×1,3%

±9×1,78%

Кт

0,091

0,314

0,285

0,096

Uдо
рег , кВ

9,75

10,13

9,50

10,55

10,50

Uпосле
рег , кВ

10,62

10,53

—

Сведем результаты расчета до регулирования и
после регулирования напряжения в режиме наименьших нагрузок в таблицу 4.12.

Таблица 4.12
Регулирование напряжения в режиме наименьших нагрузок

Пункт12345

Марка
тр-ра

ТДТН-
40000/110

ТМН-
6300/35

ТМН-
10000/35

ТДН-
16000/110

∆Uрег,
%

±9×1,78%

±6×1,5%

±9×1,3%

±9×1,78%

Кт

0,091

0,314

0,285

0,096

Uдо
рег , кВ

9,90

11,11

10,13

10,42

10,51

Uпосле
рег , кВ

9,68

9,93

9,84

9,82

9,91

В аварийном режиме при отключении одной цепи
наиболее загруженной линии во всех пунктах напряжения оказалось выше
номинального, т.е. в данном режиме напряжение регулировать не требуется.

Сведем результаты расчета до регулирования и
после регулирования напряжения в аварийном режиме при отключении одного самого
мощного трансформатора в таблицу 4.13.

Таблица 4.13
Регулирование напряжения в режиме наименьших нагрузок

Пункт12345

Марка
тр-ра

ТДТН-
40000/110

ТМН-
6300/35

ТМН-
10000/35

ТДН-
16000/110

∆Uрег,
%

±9×1,78%

±6×1,5%

±9×1,3%

±9×1,78%

Кт

0,091

0,314

0,285

0,096

Uдо
рег , кВ

9,95

9,98

9,92

10,55

10,50

Uпосле
рег , кВ

10,16

10,20

10,12

—

В данной главе была составлена схема замещения
сети и определены её параметры. Рассчитали и проанализировали режим наибольших
нагрузок, наименьших нагрузок и послеаварийного режима.

Для всех режимов произвели регулирование
напряжение с помощью устройства РПН в соответствии с ПУЭ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Режим наибольших нагрузок (параметры узлов)

Режим наибольших нагрузок (параметры ветвей)

Режим наименьших нагрузок (параметры узлов)

Режим наименьших нагрузок (параметры ветвей)

Послеаварийный режим, отключение одной цепи
наиболее загруженной линии (параметры узлов)

Послеаварийный режим, отключение одной цепи
наиболее загруженной линии (параметры ветвей)

Послеаварийный режим, отключение одного самого
мощного трансформатора (параметры узлов)

Послеаварийный режим, отключение одного самого
мощного трансформатора (параметры ветвей)

Регулирование напряжения в режиме наибольших
нагрузок (параметры узлов)

Регулирование напряжения в режиме наибольших
нагрузок(параметры ветвей)

Регулирование напряжения в режиме наименьших
нагрузок (параметры узлов)

Регулирование напряжения в режиме наименьших
нагрузок(параметры ветвей)

Регулирование напряжения в послеаварийный режим,
отключение одного самого мощного трансформатора (параметры узлов)

Регулирование напряжения в послеаварийный режим,
отключение одного самого мощного трансформатора (параметры ветвей)

Рис. П 2.1 главная схема
электрической сети и рациональные варианты схемы сети

Рис. П2.3
Графическая схема сети в программном комплексе RastrWin

приложение 3

содержание разделов задания и исходные данные

новая техника и технологии, обеспечивающие
развитие и функционирование Единой национальной Электрической Сети.

Анализ исходных данных. Баланс активной и
реактивной мощности.

Выбор схемы и определение параметров
электрической сети района энергосистемы.

Расчеты основных режимов работы сети и
регулирование напряжения.

перечень графического материала

Выбор схемы и определение параметров
электрической сети района энергосистемы.

Главная схема электрической сети. Рациональные
варианты схем сети.

Графическая схема сети в программном комплексе
RastrWin.

рекомендуемая литература

Правила устройства электроустановок — 7-е
издание.- М.: ЗАО «Энергосервис», 2003.

Нормы технологического проектирования подстанции
переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ.

Справочник по проектированию электрических сетей
/ под ред. Д.Л. Файбисовича. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: ЭНАС, 2009. —
392 с.: ил.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе была выбрана схема и определены
параметры электрической сети района энергосистемы.

В первой главе представлена новая техника и
технологии, обеспечивающие развитие и функционирование Единой национальной
Электрической Сети. С каждым годом растут требования к устройствам и системам,
обеспечивающим повышение пределов передаваемых мощностей, повышение статической
и динамической устойчивости ЭЭС, демпфирование качаний мощности, поддержание
напряжения и перераспределение потоков мощности в электрических сетях.
Развитие, реконструкция и техническое перевооружение электрических сетей
необходимо проводить с учетом этих требований и базироваться на применении
новых электросетевых технологий и современного оборудования.

Во второй главе для сети, состоящей из 5
пунктов, в которых содержатся потребители 1, 2, 3 категории, была определена
потребная району активная мощность, а так же составлен баланс реактивной
мощности, после чего выбраны и размещены компенсирующие устройства марки
УКЛ56-10,5-450 У3 для компенсации реактивной мощности.

В третьей главе провели подробный выбор схемы и
параметров электрической сети. Так же были рассмотрены ряд вариантов схем сети,
из них для дальнейшего анализа были выбраны две : №1 и №2. Для этих вариантов
были выбраны напряжения линий, сечения проводов, тип опор. В соответствии с
графиками нагрузки были рассчитаны мощности и выбраны типы трансформаторов в
пунктах питания. Далее, для каждого варианта сети были рассчитаны затраты на
сооружение сети. В результате сравнения оказалось, что варианты экономически
равноценны и был выбираем вариант №2.

В четвертой главе произведен расчет основных
режимов работы сети и регулирование напряжения в программном комлексе RastrWin,
была представлена подробная информация о программе, составлены схема замещения
сети и определны ее параметры. При расчете режима для каждго пункта при
несоответствии напряжения с требованиями ПУЭ проводилась регулировка напряжения
с помощью усройства РПН.

Библиографический
список

1. Правила
устройства электроустановок — 7-е издание.- М.: ЗАО «Энергосервис», 2003.

. Нормы
технологического проектирования подстанции переменного тока с высшим
напряжением 35-750 кВ.

. Электрооборудование
электрических станций и подстанций / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова.
— 4-е изд., стер. — М.: Издательский центр «Академия», 2007. — 448 с.

. Справочник
по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. — 3-е изд.,
перераб. и доп. — М.: ЭНАС, 2009. — 392 с.: ил.

. Балаков
Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок. — М.:
МЭИ, 2004г.

. Выбор
главных электрических схем и схем собственных нужд объектов
электроэнергетических систем. Справочные материалы / Сост.: В.С. Марков, Л.А.
Рыжикова. — Смоленск: филиал ГОУВПО «МЭИ(ТУ)» в г. Смоленске, 2004 г. — 40 с.

. «Электрические
станции», № 10 2002г.

. «Электричество»,
№9 2006г.

. «Новости
электротехники», информационно-справочное издание, №6(54) 2008г.

. российский
рынок электрооборудования. Аналитический обзор. «РосБизнесКонсалтинг», Москва
2008г.

. www.ielectro.ru

. www.rastrwin.ru

Учебная работа. Выбор схемы и определение параметров электрической сети района энергосистемы

Учебная работа. Выбор схемы и определение параметров электрической сети района энергосистемы

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...