Проектирование электрической сети Этапы и

Федеральное агентство по образованию РФ

ГОУ СПО Костромской энергетический техникум

имени Ф. В. Чижова























Методическое пособие

по выполнению части дипломного проекта

«Проектирование электрической сети»

для студентов специальности 140206

«Электрооборудование электрических станций и сетей»





Выполнила: преподаватель специальных 

электротехнических дисциплин 

Васильева Ю. А.







2006


Раздел 1. Проектирование районной электрической сети



1.1 Анализ нагрузок, выбор оптимального напряжения сети. Выбор типа и мощности силовых трансформаторов



Исходные положения.

Основанием к расчёту являются заданные электрические нагрузки в каждом из пунктов, а также расстояния, указанные на масштабной сетке. Целью расчётов данного раздела являются: выбор оптимального напряжения сети и выбор трансформаторов.

Расчёт и выбор оптимального напряжения ЛЭП.

Оптимальное напряжение определяется нагрузками в пунктах потребления и их расстояниями от источников энергии. Рекомендации по выбору оптимального напряжения изложены на стр. 114 в [2]. В указанном источнике даны развёрнутые характеристики и области применения того или иного напряжения.

Имеются расчётные формулы для выбора оптимального напряжения сети:



	Формула Илларионова:  (1)

	Формула Стилла: Uэк = (2)



где: Uэк - экономически выгодное напряжение ВЛ.

L - длина линии, км

P - передаваемая мощность, МВт

Рассчитаем:


; 

; кВ.

Выбираем оптимальное напряжение сети 220 кВ.

К примеру, пропускная способность и дальность передачи линий напряжением 220 кВ согласно таблице 3.1 стр. 66 [2]:



Напряжение, кВ

Пропускаемая мощность ВЛ, МВт

Длина ЛЭП, км



Натуральная

При плотности

тока 0,9 А/мм2

предельная (КПД = 0,9)

Средняя (между двумя соседними ПС)

220

135

74 - 123

400

100



Обоснование числа трансформаторов.

Для обеспечения надёжности электроснабжения потребителей следует устанавливать не менее 2-х трансформаторов, если имеются потребители I и II категории. Для потребителей III категории допускается установка одного трансформатора, если время на ремонт этого трансформатора не превышает одних суток. В нашем случае принимаем решение установить по два трансформатора в пунктах 1, 3, 4 и один трансформатор в пункте 2.

Вычисление суммарной мощности нагрузок ПС.

Исходными данными к такому вычислению являются заданные активные мощности и значения коэффициентов мощности. В тех пунктах, где заданы нагрузки на двух напряжениях, необходимо сначала вычислить потоки мощности каждого напряжения, а затем их сложить.

Для того, чтобы выполнить это сложение необходимо вычислить значение реактивной мощности Q исходя из заданных значений Р и cosφ, согласно треугольнику мощностей (рис. 1):




S

Q

P

φ

Рис. 1



Пункт 2:



 (3)

 (МВ А)

 (4)

 (Мвар)



Дальнейшие вычисления значений Q не показываем. Результаты вычислений, сводим расчётные схемы (рис. 2,3,4,5).





28 + j17,35

26 + j15,43



Рис. 3

43 + j27,04 = 50,8

38 + j24,12



15 + j9,69

12 + j8,69



35 кВ

220 кВ

10 кВ

Пункт 1 



Рис. 2

39 + j25,19 = 46,43

36 + j25,13



220 кВ

6 кВ

Пункт 2






18 + j10,61

16 + j10,33



Рис. 4

53 + j29,32 = 56

49 + j32,51



35 + j18,71

33 + j22,18



35 кВ

220 кВ

6 кВ

Пункт 3 







15 + j10,08

13 + j9,07



Рис. 5

36 + j23,09 = 42,77

32 + j21,34



21 + j13,01

19 + j12,27



35 кВ

220 кВ

10 кВ

Пункт 4 





Выбор типа трансформаторов.

В случае установки п трансформаторов расчёт мощности каждого из них выполняется по формуле:



 (5)



где Sмах – расчетная нагрузка ТП в режиме наибольшего потока мощности через обмотки трансформаторов;

n – количество трансформаторов ТП;

1,4 – коэффициент, учитывающий перегрузки трансформатора в аварийном режиме, поскольку трансформатор может работать с перегрузкой 40%, но не более 6 часов

В случае выхода из строя одного из трансформаторов остальные обеспечат работу подстанции с указанной перегрузкой.



(МВА); (МВА);

(МВА); (МВА)



Условие выбора трансформатора по значению его мощности: 

По таблицам 5.17 и 5.18 стр.212 - 214 из [2] выбираем для:

пунктов 1, 3 и 4 два трехфазных трехобмоточных трансформатора марки ТДТН 40000/220;

пункта 2 один трехфазный двухобмоточный трансформатор марки ТРДН 63000/220;

Технические данные всех трансформаторов сводим в таблицу №1



Таблица №1

пункт

Тип

трансформатора

Пределы регулирования

UH кВ

Pк

Вт

Рх

Вт

Iх

%

Uк %







BH

CH

HH







BH

BC

CH

134

ТДТН

40000/220

12*1%

230

38,5

6,6 11

220

55

1,1

22

12,5

9,5

2

ТРДН

63000/220

8*1,5%

230

-

6,6

300

82

0,8

12

-

-



Вычисляем коэффициенты запаса в нормальном режиме работы ПС:



 (6)


и коэффициенты перегрузки а аварийном режиме:



 (7)



где: Smax - суммарная полная мощность ПС в максимальном режиме МВА,

Sн - номинальная мощность трансформатора по справочнику МВА,

n - кол - во трансформаторов на ПС.

Результаты расчетов и выбора трансформаторов заносим в таблицу 2.



Таблица 2. Заданные нагрузки и выбранные трансформаторы

Наименование характеристик и обозначение величин

Числовые значения по подстанциям 



ПС 1

ПС 2

ПС 3

ПС 4

1. Р, МВт

43

39

53

36

2. Q, Мвар

27,04

25,19

29,32

23,09

3. S, МВ А

50,8

46,43

56

42,77

4. Тип трансформатора

ТДТН-40000/220

ТРДН-63000/220

ТДТН-40000/220

ТДТН-40000/220

5. Sн, МВ А

40

63

40

40

6. UВН, кВ 

230

230

230

230

7. UСН, кВ

38,5

-

38,5

38,5

8. UНН, кВ

11

6,6/6,6

6,6

11

9. UКВС, %

12,5

-

12,5

12,5

10. UКВН, %

22

12

22

22

11. UКСН, %

9,5

-

9,5

9,5

12. РК, кВт

220

300

220

220

13. РХ, кВт

55

82

55

55

14. Iх., %

1,1

0,8

1,1

1,1

15. пределы регулирования РПН

± 12х 1 %

± 8 х 1,5 %

± 12х 1 %

± 12х 1 %

16. Кз,норм

0,64

0,74

0,7

0,54

17. Кз,авар

1,27

-

1,4

1,07




1.2 Составление вариантов схем сети. Электрический расчёт варианта сети при максимальных нагрузках



Исходные положения

Этим разделом проектирования выполняется ориентировочный экономический просчёт нескольких (4 - 5) вариантов электрической сети, из которых наиболее экономически выгодный, подлежит более детальному расчёту.

Составим схемы сети:





III.

Рис. 10

1

54

4

2

70

38

А

3

30



4

А

36

66

38

62

I.

1

2

Рис. 8

3

54




IV.

Рис. 11

А

38

2

66

62

70

4

1

3

30

II.

1

4

А

38

70

66

54

2

Рис. 9

3

30



Описание вариантов. Выбор варианта.

Основанием для ориентировочного расчёта являются расстояния между заданными пунктами. При этом составляются схемы всех точек в единую сеть с тем, что бы протяжённость ВЛ была наименьшей.

Все намеченные варианты имеют одинаковое количество трансформаторов на каждой из подстанций. Схемы могут различаться суммарной длиной ВЛ и числом цепей, а так же количеством выключателей в пунктах. При расчёте условно принято, что на каждом ответвлении от пункта потребления установлено по одной ячейке с воздушными выключателями. В пункте «А» ячейки не учитываются, т.к. во всех схемах из «А» отходит по две цепи.

Варианты схем сравниваются по суммарной стоимости ЛЭП и ячеек. Расчёт выполняется в условных единицах стоимости (оес).

За основание к вычислению оес принимается стоимость сооружения одноцепной ЛЭП (Со), которую считаем равной 1 оес. Стоимость двухцепной (Сд) и стоимость ячейки с выключателями (Ся) вычисляем согласно выражениям:



 (оес) (8)

 (оес) (9)

Так как, согласно картам районирования территории РФ из ПУЭ сеть проектируется для III района по ветровым нагрузкам и II по гололеду, то согласно табл. 7.5 стр. 282 из (2) находим стоимость сооружения одного километра стальных одноцепных ВЛ 54 тыс. руб./км.; двухцепных 88 тыс.руб./км.; и табл. 7.16 стр. 293 из (2) стоимость ячеек 190 тыс. руб.

Сравнение вариантов выполняем после соответствующих расчетов, которые заносим в таблицу 3:



Таблица №3

№

вар.

Одноцепные ВЛ

Двухцепные ВЛ

Ячейки 

Общая стоимость

о.е.с.



Длина км

Стоимость о.е.с.

Длина

км

Стоимость

о.е.с.

Кол - во

шт

Стоимость

о.е.с.



I

190

190

66

107,58

10

35,2

332,78

II

258

258

-

-

8

28,16

286,16

III

30

30

162

264,06

12

42,24

336,3

IV

228

228

38

61,94

10

35,2

325,14



Из таблицы видно, что наиболее выгодным является II вариант.

Предварительный электрический расчёт варианта II.

Все расчёты выполняем по заданию для максимального режима. Целью этого расчёта является:

	вычисление потоков мощности по участкам ЛЭП,

	вычисление токов,

	значений Тмах и экономического сечения, выбор проводов и опор,

	вычисление параметров каждого участка ЛЭП

	проверка выбранных проводов в послеаварийном режиме.

Составляем схему для варианта II - «кольцо с ответвлением» и вычисляем потоки мощностей по участкам схемы. Электрический расчет в данном случае выполняется после преобразования кольца в схему с двухсторонним питанием, «разрезав» кольцо по пункту «А».Мощность S, Р и Q представляем в МВА, МВт, Мвар, длину участков в км.

Так как энергия поступает с двух сторон, производим расчет моментов активной и реактивной мощности. При этом, если мы определяем поток мощности вытекающий из т. А’, то рассчитываем момент нагрузки относительно т. А.

Произведем расчет моментов активной и реактивной нагрузки относительно точки А:



 (10)

 (11)



Вычисляем поток, вытекающий из т. А’:



 (12)

 (13)



где: L - длина всей линии в км;

MpА, MqА - активный и реактивный моменты мощности.

Чертим схему, «разрезав» кольцо по точке А:





66

А’

А

4

3

1

43 + j27,04

36 + j23,09

53 + j29,32

54

38

70

Рис. 13

39 + j25,19

30

2



Производим расчет моментов активной и реактивной нагрузки относительно точки А:

 (МВт км)

 (Мвар км)



Вычисляем активную и реактивную мощность противоположного участка 2-А'.



 (МВт);  (Мвар)



Вычисляем потоки мощностей на последующих участках, пользуясь законом Кирхгофа, который можно применить к каждой узловой точке схемы.





2

66

А’

А

4

1

43 + j27,04



36 + j23,09



53 + j29,32



30

38

70

91,59 + j57,05

9,59 + j4,82

26,41 + j18,27

79,41 + j47,59

Рис. 14

3

39 + j25,19



54



Произведем расчет моментов активной и реактивной нагрузки относительно точки А', и таким образом проверим схему на баланс мощностей.



 (МВт км)



Вычисляем активную и реактивную мощности участка А-1:



 (МВт),  (Мвар)



Т.е. баланс мощности сошёлся.

Вычисляем токи участков схемы:



 (14)



где: S - полная мощность, протекающая по участку линии, МВА

U -номинальное напряжение линии, кВ



 (А);



Остальные участки рассчитываются аналогично, результаты расчётов сводим в таблицу № 4.

Вычисляем время максимальных нагрузок по участкам линии. Расчетная формула имеет вид:



 (15)



так как п. 4 является точкой раздела потока, то Тмах,1-4 = Тмах,4-3 = Тмах,4 = 4900 (ч)



 (ч);



Результаты аналогичных расчётов сводим в таблицу №4.

Определяем сечение проводов по экономической плотности тока по участкам линии.



 (16)



где: Fэк - экономическое сечение провода, мм2; I - ток участка, А; Jэк - экономическая плотность тока, А/мм2.

Экономическая плотность тока Jэк принята применительно к голым сталеалюминевым проводам и для заданного значения Tmax.

Согласно таблице 1.3.29, стр. 34 ПУЭ: при Тмах > 5000 ч; Jэк = 1 А/мм2,



Тмах = (3000 - 5000) ч; Jэк = 1,1 А/мм2,

 (мм2);



Результаты аналогичных расчётов сводим в таблицу №4.

Согласно ПУЭ табл. 2.56 стр.227 по условию короны минимальное сечение для ВЛ 220 кВ соответствует сталеалюминевым проводам марки АС 240/32 с Iдоп = 605 A.

По ПУЭ выбираем сталеалюминевые провода соответствующих марок, допускается занижать сечение на 15% от значения Fэк.

Результаты выбора сводим в таблицу №4.

Выбор опор определяется сечением проводов, зоной по ветровым нагрузкам и по гололеду, а так же количеством цепей на опоре.

Согласно картам районирования территории РФ из ПУЭ сеть проектируется для III района по ветровым нагрузкам и II по гололеду, поэтому по таблице «Унифицированные стальные опоры 220 кВ» для выбранных проводов выбираем опору П220-3 - промежуточная одноцепная свободностоящая (рис. 15).

Опора имеет расчетные пролеты: габаритный - 490 м, ветровой – 520 м, весовой – 615 м. На ровных участках местности из всех указанных значений пролетов следует выбрать наименьший, то есть габаритный 490 м.

Вычисление параметров каждого из участков ЛЭП:

Параметрами ЛЭП являются:

активное сопротивление проводов

индуктивное сопротивление

емкостная проводимость и, вычисленная на ее основе, зарядная мощность Q

активная проводимость

Из этих четырех параметров не вычисляется активная проводимость, которая в основном зависит от короны и не поддается учету.

Активное сопротивление зависит от материала провода, сечения и длины участка ЛЭП. Рассчитываем активное сопротивление участков: 



, (17)



 - удельное сопротивление 1 км, (18)

l – длина участка, F – сечение алюминиевой части провода, мм2.



 (Ом/км),  (Ом).


Результаты аналогичных расчётов сводим в таблицу №4.





5000

3500

3900

6100

4000

6500

25500

36000

Рис. 15



При вычислении активного сопротивления R сталеалюминевых проводов стальная часть провода в расчет не принимается. Выяснить сопротивление одного километра можно не только выше приведенным расчетом, но и по справочным таблицам.

Индуктивное сопротивление определяется материалом проводника, диаметром провода и расстоянием между проводами различных фаз на опоре.

Рассчитаем индуктивное сопротивление участков:


, (19)

– удельное сопротивление 1 км. (20)

– среднее геометрическое расстояние между проводами, м (21)

– физический радиус провода, мм (22)



Fal, FFe – сечения алюминиевой и стальной частей провода, мм;

1,1 – коэффициент, учитывающий пустоты в проводах.



,  (м)

;  (м)

;  (м)

 (мм)

 (мм);

 (Ом/км),  (Ом)



Результаты аналогичных расчётов сводим в таблицу №4.

Емкостная проводимость - В так же зависит материала проводов, диаметра провода и от расстояния между проводами различных фаз на одной опоре.

Вычисляем емкостную проводимость:



 (23)

 - удельная проводимость, Ом-1/км; (24)

 (Ом-1/км), (Ом-1)



Вычисляем зарядную мощность по участкам: 



 (25)



где: U - номинальное напряжение линии, кВ



 (Мвар)



Результаты всех вычислений сводим в таблицу №4.



Таблица № 4

величина/параметр

участок линии



А - 1

1 - 2

1 - 4

4 - 3

3 - А

длина, км

66

30

54

38

70

поток мощности, МВА

91,59+j57,05

39 + j25,19

9,59 + j4,82

26,41+j18,27

79,41+j47,59

ток, А

283,2

121,8

28,2

84,3

242,96

Тмах, ч

5360

4500

4900

4900

6112

Fэк, мм2

283,2

110,7

25,6

76,6

242,96

выбранный провод

АС 300/39 Iдоп = 690 A

АС 240/32 Iдоп = 605 A

АС 240/32 Iдоп = 605 A

АС 240/32 Iдоп = 605 A

АС 240/32 Iдоп = 605 A

удельное активное сопротивление 1 км Ом/км

0,105

0,13

0,13

0,13

0,13

активное сопротивление, Ом

6,93

3,9

7,02

4,94

9,1

физический радиус провода, мм

11,43

10,24

10,24

10,24

10,24

удельное индуктивное сопротивление 1 км Ом/км

0,432

0,44

0,44

0,44

0,44

индуктивное сопротивление, Ом

28,5

13,2

23,76

16,72

30,8

удельная емкостная проводимость

Ом - 1/км

2,6210-6

2,5810-6

2,5810-6

2,5810-6

2,5810-6

емкостная проводимость,

Ом - 1

173,110-6

77,410-6

139,3210-6

98,0410-6

180,610-6

зарядная мощность, Мвар

8,38

3,75

6,74

4,75

8,74



Проверка выбранных проводов в послеаварийном режиме:

При этом просчитываем отключение одного из участков сети, примыкающих к пункту А. Наиболее сложным, по последствиям аварии, будет отключение того из двух примыкающих к точке А участков, у которого сечение проводов больше. В этом случае по оставшемуся участку сети с меньшим сечением пройдет вся нагрузка сети.

Ранее выбранные повода должны удовлетворять условию: Iпа ≤ Iдоп

Составляем новую расчетную схему, на которой показываем все потоки мощностей в послеаварийном режиме.





66

А’

А

4

1

43 + j27,04



36 + j23,09



53 + j29,32



30

38

70



82 + j52,23

118 + j75,32

171 + j104,64

Рис. 18

3

39 + j25,19



54

Вычисляем токи по участкам в послеаварийном режиме по формуле 14.

 (А) проходит, т.к. 526,1 ≤ 605 А.



I3-4 = 367 A, I4-1 =255,1 А.



А так же должны проходить по допустимой потере напряжения:



 (26)



где: Р, Q - активные и реактивные мощности, проходящие по участкам, МВт и Мвар

U - номинальное напряжение линии. кВ

R, X - активные и индуктивные сопротивления по участкам линии, Ом.

Падение напряжения не должно превышать пределов регулирования РПН трансформаторов самого удаленного пункта потребления. Если же падение напряжения окажется больше, чем возможность регулирования, то это не может быть причиной для перевыбора проводов. В этом случае следует рассмотреть вопрос дополнительных средств регулирования напряжения с неизбежными дополнительными расходами на сооружение сети.

Реактивную мощность берем с учетом зарядной мощности.

Вывод: требуются дополнительные средства регулирования напряжения, так как выбранные для пункта 1 трансформаторы могут регулировать напряжение только в пределах  12%.

Принимаю решение установить на одной из ПС батарею статических конденсаторов.

Допустимая потеря напряжения 12% или 

Потери напряжения по участкам:











Очевидно, что у нагрузки 3 уровень напряжения находиться в допустимом пределе, а у нагрузки 4 потеря напряжения составляет 20,5 + 8,01 = 28,51 кВ. Следовательно, целесообразно установить в конце участка 3-4, т.е. на ПС 4 батарею статических конденсаторов.

Определим необходимую мощность конденсаторов:



 (27)

, откуда 



Выбираю по таблице 5.32 стр. 231 из (2) батарею с конденсаторами типа КС2-1,05-60 на установленную мощность 3 х 17,3 Мвар на напряжение 35 кВ, т.е. в пункте 4 появляется емкостная мощность 51,9 Мвар.

Сведем в схему:




21 + j13,01

19 + j12,27



15 + j10,08

13 + j9,07



Рис. 19

36 – j28,81

32 – j30,56



35 кВ

220 кВ

10 кВ

Пункт 4 



21 – j38,89

19 – j39,63



-j 51,9



Тогда новое распределение мощности по линии:





66

А’

А

4

1

43 + j27,04



36 - j28,81



53 + j29,32



30

38

70



82 + j52,23

118 + j23,42

171 + j52,74



Рис. 20

3

39 + j25,19



54



Реактивную мощность берем с учетом зарядной мощности



что допустимо.

Составление вариантов схем трансформаторных подстанций

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах, в соответствии с категорией нагрузки, с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах, в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;

схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому, без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Выбираю схему:

Для пунктов 1, 3, 4: Одна секционированная система шин с обходной с совмещённым секционным и обходным выключателями, рис. 21.

Для пункта 2: Блок (линия трансформатор) с отделителем, рис. 22.





Пункты

1, 3, 4

Рис. 21

Рис. 22

Пункт 2

1.3 Окончательный расчет потоков мощности схемы сети



Исходные положения.

Окончательный электрический расчет варианта выполняется для выявления потоков мощностей во всех режимах работы РЭС для каждой из узловых точек схем замещения; с целью проверки ранее выбранных сечений проводов и для последующего вычисления напряжений на шинах ПС

Расчет ведется в следующей последовательности:

а)составляется электрическая схема выбранного варианта сети с указанием расстояний, выбранных проводов (кабелей), нагрузок;

б)составляются схемы замещения трансформаторов и вычисляются параметры схем замещения;

в) определяются потери мощности в обмотках трансформаторов, и вычисляется распределение мощностей с приведением их к шинам высокого напряжения;

г) вычисляется распределение нагрузок в линиях РЭС без учета потерь мощности в проводах и уточняется сечение ранее выбранных проводов (кабелей);

д) вычисляются потери мощности в сопротивлениях линий каждого участка и к.п.д. электропередачи;

е) распределяется мощность в сети с учетом потерь мощности в линиях.

Расчет параметров, составление схем замещения трансформаторов и приведение нагрузок каждой из подстанций к шинам ВН

Расчетные формулы:



(Ом),  (28)

(Ом),  (29)

Для трехобмоточного трансформатора активные сопротивления в большинстве случаев вычисляются:



 (30)

 (31)



Полученные значения  из (31) подставляем в (29) и вычисляем .

 (кВт) из опыта холостого хода (указано в каталожных данных по каждому трансформатору)

 (квар) выявляю, исходя из найденного в паспорте трансформатора значения Ixx % по формуле:



(квар),  (32)



Потери мощности в обмотках трансформатора:



 (33)

 (34)



где P,Q — активная и реактивная мощность на шинах

R,X — активное и реактивное сопротивление обмоток схемы замещения

U — номинальное напряжение обмотки (кВ)

Пункт 1:

 (Ом)



(мы поделили на 2, т.к. два трансформатора)





 (Ом);  (Ом); Xc = 0

 (МВт) (умножили на 2, т.к. 2 трансформатора)

 (Мвар)



потери в максимальном режиме:



 (МВт);  (МВт)

 (Мвар); 

Пункт 2:

 (Ом)

 (Ом)

 (МВт)

 (Мвар)



Оставшиеся расчеты производятся аналогично.

Составляем расчетные схемы замещения трансформаторов с указанием половины зарядных мощностей (-Q/2), примыкающих линий.

Для двухобмоточного трансформатора на ПС 2 и примыкающей к нему линии схема имеет вид (рис. 23)





- j1,875

39,245 + j27,929

36,228 + j27,429

39,245 + j29,804

36,228 + j29,304

39,163 + j29,3

36,146 + j28,8

39 + j25,19 

36 + j25,13



0,082

0,504

4

100,8

Рис. 23



Для трехобмоточного трансформатора и примыкающих к нему двух (трех) линий схема имеет вид представленный на рис. 24, 25, 26.




28 + j17,35

26 + j15,43



62,82

-j3,37

43,248 + j23,923

38,220 + j19,904

43,248 + j33,358

38,220 + j29,339

-j4,19

43,138 + j32,478

38,110 + j28,459

43,048 + j28,328

38,039 + j25,205

0,11

0,88

1,8

82,66

28,037 + j18,638

26,031 + j16,515

15,011 + j9,69

12,008 + j8,69



15 + j9,69

12 + j8,69



0

1,8

1,8

Рис. 24

Пункт 1

-j1,875







18 + j10,61

16 + j10,33



62,82

-j4,37

53,305 + j29,765

49,295 + j32,533

53,305 + j36,51

49,295 + j39,28

-j2,375

53,195 + j35,63

49,185 + j38,40

53,069 + j29,838

49,066 + j32,941

0,11

0,88

1,8

82,66

18,015 + j11,128

16,012 + j10,761

35,054 + j18,71

33,054 + j22,18



35 + j18,71

33 + j22,18



0

1,8

1,8

Рис. 25

Пункт 3






15 + j10,08

13 + j9,070



62,82

-j3,37

36,259 - j29,991

32,251 - j32,088

36,259 - j24,246

32,251 - j26,343

-j2,375

36,149 – j25,126

32,141 – j27,223

36,077 – j28,422

32,075 – j30,262

0,11

0,88

1,8

82,66

15,011 + j10,468

13,009 + j9,368

21,066 - j38,89

19,066 - j39,63



21 – j38,89

19 – j39,63



0

1,8

1,8

Рис. 26

Пункт 4

-j51,9



21 + j13,01

19 + j12,27





Распределение мощностей в сети по расчетным нагрузкам без учета потерь мощности в ЛЭП.

Вычисляем распределение нагрузок в линиях РЭС с учетом потерь в трансформаторах.

В предварительном расчете потоки мощности для кольцевой линии рассчитывались в соответствии с моментами нагрузок. Этим расчетом предполагалось, что сопротивления участков приблизительно пропорциональны их протяжённостям. Реально так бывает далеко не всегда. Поэтому на этапе окончательного расчета надо учитывать не длины, а сопротивления участков - Z = R + jX.

Расчет выполняется методом сопряженного комплекса, т.е., если Z = R + jX, то в формулы (10) – (13) вместо длин подставляется число, сопряженное комплексу сопротивления участков, т.е. R - jX.

Затем распределяем мощности по участкам. Мощность на последнем относительно пункта А участке вычисляется по формуле:




 (36)



Составим схему замещения линии:





Рис. 27

6,93

23,76

7,02

28,5

4,94

16,72

9,1

30,8

92,571 + j33,353

83,689 + j29,845

79,486 + j18,273

72,305 + j17,933

26,181 – j11,492

23,010 – j14,600

10,078 – j18,499

9,241 – j17,488

36,259 - j29,991

32,251 - j32,088



53,305 + j29,765

49,295 + j32,533



43,248 + j23,923

38,220 + j19,904



А

1

4

2

A’

3

3,9

13,2

39,245 + j27,929

36,228 + j27,429



Рассчитаем поток мощности на участке 3 – А:

Максимальный режим:







Проверка:







баланс сошелся.

Минимальный режим рассчитываем аналогично, результаты заносим в схему.

Вычисление потерь мощности в сопротивлениях линий каждого участка.

Расчетные формулы:



 (37)

 (38)



где P,Q — активная и реактивная мощность линии,

R,X — активное и реактивное сопротивление линии,

U — номинальное напряжение линии (кВ).

Например, участок А – 1:









Результаты расчетов сведем в таблицу № 5.



Таблица № 5.

величина

участки линии



А - 1

1 - 2

1 - 4

4 - 3

3 - А



max

min

п/а

max

min

п/а

max

min

п/а

max

min

п/а

max

min

п/а

ΔР МВт

1,386

1,13

-

0,187

0,166

0,181

0,064

0,057

1,377

0,083

0,076

1,488

1,251

1,043

6,067

ΔQ Мвар

5,701

4,629

-

0,633

0,563

0,633

0,218

0,192

4,661

0,282

0,257

5,037

4,233

3,532

20,535

КПД

%

98,53

98,67

-

99,53

99,54

99,53

99,37

99,39

98,36

99,68

99,67

98,78

98,45

98,58

96,65



Распределение мощностей в сети с учетом потерь мощности в линии.

Распределять необходимо с точки раздела мощности по направлению к электростанции, то есть против направления потока мощности. При этом пользуемся выражением:



SЛ = (PЛ + PЛ) + j(QЛ + QЛ) (39)



Все значения ∆Р и ∆Q берем из предыдущего расчета, таблица №5. Также необходимо учитывать зарядные мощности участков прилегающих к пункту А.

Результаты вычислений для максимального и минимального режимов заносим в расчетную схему рис. 29., вычисления для послеаварийного режима – рис. 30.

Вычисляем КПД каждого участка сети, как отношение активной мощности конца участка к активной мощности его начала:



 (40)



Пример: максимальный режим 

Остальные вычисляются аналогично. Результаты заносим в таблицу № 5 рис. 28.

Максимальный и минимальный режимы:



А

79,569 + j18,555

72,381 + j18,190

Рис. 29

92,822 + j33,986

83,855 + j30,408

6,93

23,76

7,02

28,5

4,94

16,72

9,1

30,8

26,181 – j11,492

23,010 – j14,600

10,078 – j18,499

9,241 – j17,488

36,259 - j29,991

32,251 - j32,088



53,305 + j29,765

49,295 + j32,533



43,248 + j23,923

38,220 + j19,904



1

4

2

A’

3

3,9

13,2

39,245 + j27,929

36,228 + j27,429

10,142 – j18,281

9,298 – j17,296

26,264 - j11,210

23,086 – j14,343

80,820 + j18,418

73,424 + j17,352

94,208 + j35,497

84,985 + j30,847

-j4,19

-j4,37

39,432 + j28,562

36,394 + j27,992



Послеаварийный режим:





Рис. 30

А

175,109 + j61,957

23,76

7,02

4,94

16,72

9,1

30,8

120,316 + j27,155

84,057 + j57,146

36,259 - j29,991

53,305 + j29,765

43,248 + j23,923

1

4

2

A’

3

3,9

13,2

39,245 + j27,929

82,680 + j52,485

121,804 + j32,192

181,176 + j78,122

-j4,37

39,432 + j28,562



1.4 Определение напряжения на шинах подстанций всех режимов и выбор способов регулирования напряжения



Исходные положения.

Целью данного расчета является вычисление действительных напряжений на шинах ВН всех ТП в максимальном, минимальном и послеаварийном режимах.

Напряжение вычисляем сначала в линии, а потом в обмотках трансформаторов.

Удобнее если направление расчета совпадает с направлением потоков мощностей. В этом случае мы всегда располагаем исходным напряжением. Это может быть или заданное напряжение электростанции, или напряжение на одной из подстанций, которое мы вычислили, двигаясь от источника вдоль по линии по направлению к точке раздела.

Расчетная формула для вычисления напряжений в линии:



 (41)



где: UА - заданное напряжение начала расчетного звена, кВ

U1 - напряжение конца звена, кВ

Р - активная составляющая мощности начала звена, МВт

Q - реактивная составляющая мощности начала звена, Мвар

R - активное сопротивление звена, Ом

X - индуктивное сопротивление звена, Ом

Вычисление напряжений на шинах ВН подстанций.

Схема остается той же (рис. 29, 30). Там имеются потоки мощности и сопротивления участков. Предварительно вычисляем напряжения в линии во всех режимах.



Например, максимальный режим:  (кВ)





Результаты заносим в расчетные схемы рис. 31, 32, 33, 34.

Вычисление приведенных напряжений в обмотках трансформаторов.

Этот расчет аналогичен и выполняется по той же формуле, что и в предыдущем пункте. Целью расчетов является выявление диапазонов изменения приведенных напряжений трансформаторов для последующего решения вопроса о выборе способов регулирования напряжений.

Примечание: за звенья у трехобмоточного трансформатора следует принимать участки схемы замещения: от шип ВН до узловой точки О, от О до шин СН и НН.

Все расчёты сводим в схемы рис. 31, 32, 33, 34.

Например, пункт 1 максимальный режим:









Рис. 31

15,011 + j9,69

12,008 + j8,69



28,037 + j18,638

26,031 + j16,515



43,138 + j32,478

38,110 + j28,459



62,82

1,8

1,8

1,8

0

82,66

UMAX = 210,91

UMIN = 204,5

UП.А = 187,3

UMAX = 216,5

UMIN = 209,6

UП.А = 193,5

UMAX = 216,39

UMIN = 209,5

UП.А = 193,4

UMAX = 228,4

UMIN = 220,3

UП.А = 206,7

Пункт 1




Рис. 32

35,054 + j18,71

33,054 + j22,18

18,015 + j11,128

16,012 + j10,761



53,195 + j35,63

49,185 + j38,40



62,82

1,8

1,8

1,8

0

82,66

UMAX = 213,6

UMIN = 203,5

UП.А = 203,4

UMAX = 216,9

UMIN = 206,8

UП.А = 206,9

UMAX =216,65

UMIN = 206,55

UП.А = 206,61

UMAX = 230

UMIN = 221,4

UП.А = 220,6

Пункт 3





Рис. 33

21,066 - j38,89

19,066 - j39,63



15,011 + j10,468

13,009 + j9,368



36,149 – j25,126

32,141 – j27,223



62,82

1,8

1,8

1,8

0

82,66

UMAX = 236,2

UMIN = 229,4

UП.А = 222,1

UMAX = 239

UMIN = 231,9

UП.А = 225

UMAX = 238,8

UMIN = 231,75

UП.А = 224,85

UMAX = 230,2

UMIN = 221,91

UП.А = 215,6

Пункт 4






Рис. 34

39,163 + j29,3

36,146 + j28,8



100,8

4

UMAX = 226,2

UMIN = 218,1

UП.А = 204,3

UMAX = 212,55

UMIN = 204,3

UП.А = 189,2

Пункт 2



Регулирование напряжения на ТП с помощью устройства РПН.

В нормальном режиме работы энергосистемы на шинах электростанций и на шинах вторичного напряжения подстанций должно быть обеспечено встречное регулирование напряжения в пределах в режиме максимальных нагрузок напряжение на шинах питающего центра должно поддерживаться на уровне Uном + 5 - + 7% , а в режиме минимальных нагрузок Uном + 3 - + 5%

Конкретно говоря, на шинах 6 кВ в режиме максимальных нагрузок напряжение может изменяться в пределах 6,3 - 6,42 кВ, в режиме минимальных нагрузок 6,24- 6,3 кВ. Аналогично, на шинах 10 кВ: мах: 10,5 - 10,7 кВ; мин: 10,3 - 10,5 кВ на шинах 35 кВ: мах: 37 - 39 кВ; мин: 36 - 37 кВ

При этом для трехобмоточных трансформаторов важно поддержание напряжения именно на шинах НН иногда в ущерб напряжению на СН, поскольку за напряжением 35 кВ следует еще один каскад трансформации с дополнительной возможностью поправки не отрегулированного напряжения.

Ввиду изложенного, расчет напряжения трехобмоточного трансформатора надо начинать с НН. В начале расчета следует задаться желательным напряжением Uж, которое для каждого режима может иметь свое значение.

Для выбранного Uж подбираем соответствующее ответвление на РПН, которое считаем неизменным и под которое подстраиваемся.

Вычисления выполняем для всех режимов.

Алгоритм расчета:

	Вычисляем действительное напряжение на шинах НН трансформаторов на основном ответвлении (в нулевом положении РПН):



, (42)



где: - UHH.H и UBH.H - номинальные напряжения обмоток;

- U’HH – приведенное напряжение обмотки.

	Выбираем желаемое напряжение для каждого режима.

	Вычисляем возможную поправку напряжения в %:



 (43)



	Находим ближайшее ответвление на РПН:



, (44)



где Δu% - значение поправки напряжения на одну ступень РПН.

	Вычисляем напряжение с учетом выбранной ступени РПН:



 (45)


Примечание: в данном случае 0,01 это одна сотая от целого, то есть переводной коэффициент с процентов в доли единицы.

	Вычисляем напряжение обмотки СН на нулевом ответвлении ПБВ с учетом выбранного ответвления РПН:



 (46)



Например, пункт 1:



 (кВ);



Выбираем желаемое значение напряжения UЖ, max = 10,6 кВ;



;

;



Выбираем -5 ступень регулирования.



 (кВ);

 (кВ);



Остальные расчёты аналогичны. Результаты расчётов сводим в таблицу № 6.


Таблица № 6.

Величина

ПС 1

ПС 2

ПС 3

ПС 4

1. UВ.Н 1.1. UВН.МАХ

228,4

226,2

230

230,2

1.2. UВН.МIN

220,3

218,1

221,4

221,91

1.3. UВН.П.А.

206,7

204,3

220,6

215,6

2. UНН 2.1 UНН’.МАХ

210,91

212,55

213,6

236,2

2.2 UННМАХ.Ж

10,6

6,4

6,4

10,6

2.3 UНН.МАХ. О

10,087

6,1

6,13

11,3

2.4 UHH MAX скор

10,61

6,39

6,39

10,65

2.5 РПН %

- 5 * 1%

- 3 * 1,5%

- 4 * 1%

+ 6 * 1%

2.6 U’НН.МIN

204,5

204,3

203,5

229,4

2.7 UНН.МIN.O

9,78

5,86

5,84

10,97

2.8 UНН.МIN.Ж

10,4

6,2

6,2

10,4

2.9 UHH MIN СКОР

10,4

6,23

6,21

10,44

2.10 РПН %

- 6 * 1%

- 4 * 1,5%

- 6 * 1%

+ 5 * 1%

2.11. U’НН.П.А.

187,3

189,2

203,4

222,1

2.12. UНН.П.А.O

8,96

5,43

5,84

10,62

2.13. UНН.П.А.Ж

10,3

6,2

6,3

10,5

2.14. UHH П.А.СКОР

10,25

6,19

6,28

10,51

2.15. РПН %

- 12 * 1%

- 8 * 1,5%

- 7 * 1%

+ 1 * 1%

3. UCH 3.1 U’CH MAX

216,39

-

216,65

238,8

3.2 UCH O СКОР MAX

38,1

-

37,8

37,71

3.3 U’CH MIN

209,5

-

206,55

231,75

3.4 UCH O СКОР MIN

37,3

-

36,78

36,95

3.5. U’CH.П.А.

193,4

-

206,61

224,85

3.6. UCH O СКОР.П.А.

36,8

-

37,2

37,27




Список используемой литературы



	Правила устройства электроустановок (ПУЭ). – 7-е изд. – М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2002

	Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под редакцией Д. Л. Файбисовича. М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2006

	В.А. Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот Электрические сети и системы. Л.: Энергия, 1968

	В.И. Идельчик Электрические сети и системы. М.: Энергоатомиздат, 1989

	Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. Под редакцией И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. М.: Энергоатомиздат, 1989

	Электрическая часть электростанций и подстанций Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П.