Районная электрическая сеть

СОДЕРЖАНИЕ



		1	ПОТРЕЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

		1.1	Задачи проработки раздела

		1.2	Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности

		1.3	Баланс реактивной мощности

		1.4	Размещение компенсирующих устройств электрической сети

		2	ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ, СЕХЕМЫ,ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

		2.1	Задачи и исходные положения проработки раздела

		2.2	Формирование вариантов схемы и номинального напряжения сети

		2.3	Выбор сечений. Проверка по нагреву и допустимой потери напряжения

		2.4	Выбор числа и мощности трансформаторов

		2.5	Выбор схем электрических соединений подстанций

		3.	РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ

		3.1	Задачи и исходные условия расчетов

		3.2	Составление схемы замещения районный сети

		3.3	Электрический расчет 

		3.3.1	Расчет режима максимальных нагрузок

		3.3.2	Расчет режима минимальных нагрузок

		3.3.3	Расчет после аварийных режимов

		4	РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ

		5	ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТАТЕЛИ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ


1.ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУМОЙ СЕТИ



1.1 Задачи проработки раздела



Задачами расчетов и анализа получаемых результатов в данном разделе меняются:

1.оценка суммарного потребления активной мощности в проектируемой электрической сети;

2.анализ выполнения условия баланса реактивной мощности в проектируемой сети;

3.определение суммарной мощности компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети;

4.определение мощности компенсирующих устройств и их размещение.



1.2 Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности



Потребление активной мощности проектируемой сети в период наибольших нагрузок слагается из заданных нагрузок в пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях, понижающих трансформаторах и автотрансформаторах. 

Активная наибольшая суммарная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:



где



- активная наибольшая нагрузка подстанции i, i=1,2…n;

k0(p) = 0,95 …0,96 – коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанции;

∆Р*с =0,05 – суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанции.

Выбираем k0(p) = 0,95, тогда



Соответствующая данной  необходимая установленная мощность генераторов электростанций определяется следующим образом:



 где



-электрическая нагрузка собственных нужд;

-оперативный резерв мощности электростанции.

Нагрузка собственных нужд зависит от типа электрической станции и может быть ориентировочно принята для КЭС – 3..8 %, для ТЭЦ – 8…14;, для АЭС – 5…8%, для ГЭС – 0,5…3% от установленной мощности генераторов электрической станции.

Оперативный резерв () обоснованный экономическими сопоставлениями ущерб от вероятного недоотпуска электроэнергии при аварийном повреждении агрегатов на электростанции с дополнительными затратами на создание резерв мощности. Ориентировочно резервная мощность электростанций должна составлять 10…12% от суммарной установленной мощности генераторов, но не менее номинальной наиболее крупного из генераторов, питающих рассматриваемых потребителей.

Принимаем =10 % ; =3 %, тогда





1.3 Баланс реактивной мощности

Источником реактивной мощности в системе является генераторы электростанции. Располагаемая реактивная мощность электростанций определяется согласно номинальному коэффициенту мощности установленных на станциях генераторов. Кромке этого, в электрических сетях широко используется дополнительные источники реактивной мощности – компенсирующие устройства (КУ). Традиционный тип КУ, устанавливаемых на подстанциях потребителей, является конденсаторные батареи.

На основе специальных расчетов распределения реактивной мощности в электроэнергетической системе для каждого узла системы определяется реактивная мощность, которую целесообразно передать из системы в распределительные сети, питающиеся от того или иного зла.

Поэтому при проектировании электрической сети, получающей питание от системы, задается реактивная мощность Qс, которую целесообразно потреблять из системы (в заданном узле присоединения) в режиме наибольших нагрузок. Потребление большей мощности приведет к дополнительной нагрузке системных источников реактивной мощности, дополнительным затратам на генерацию и передачу этой мощности и, следовательно, к отступлению от оптимального режима питающей системы. В связи с этим в проекте следует предусмотреть мероприятия, обеспечивающие выполнение поставленных электроэнергетической системы условий по потреблению реактивной мощности.

Для этого необходим расчет баланса реактивной мощности.

Следует помнить, что в питающих сетях реактивная мощность нагрузки в большей мере, чем активная, определятся потерями в сети. При недостатке реактивной мощности в сети приходиться использовать дополнительные источники, например, батареи статических конденсаторов или синхронные компенсаторы.

Уравнение баланса реактивной мощности в электрической сети имеет вид:



где



=- наибольшая реактивная мощность, потребляемая в сети (мощность генераторов);

- суммарная мощность компенсирующих устройств, необходимая по условию баланса;

- потери в сопротивлениях линии;

 - 0,98…1 – коэффициент несовпадения максимумов нагрузок по времени суток;

n – количество подстанций.

Для воздушных линий 100 кВ в первом приближении допускается считать равными потери и генерацию реактивной мощности в линиях. При выполнении расчетов в сети с номинальными напряжением 220 кВ необходим приближенный расчет потерь (=0,42 Ом/км) для генерации реактивной мощности воздушными линиями.







Оценить приближенно потери в трансформаторах подстанций позволяет следующее выражение:



где


- относительная величина потерь мощности при каждой трансформации напряжения;

 - число трансформаций по мощности для -групп из -подстанций;

- количество подстанций, имеющих одинаковое число трансформаций нагрузки;

- количество групп подстанций с разным числом трансформаций напряжения;

-номинальная мощность -й подстанции.

	

	Уравнение баланса имеет вид:

	

	

	

	

	

	1.4 Размещение компенсирующих устройств электрической сети

	

	Конденсаторные батареи суммарной мощностью  должны быть распределены между подстанциями проектируемой сети таким, образом, чтобы потери активной мощности в сети были минимальными.

	Размещение компенсирующих устройств (КУ) по подстанциям электрической сети влияют на экономичность сети, а также на решение задач регулирования напряжения. В связи с этим могут даны следующие рекомендации по размещению КУ:

	А)в электрических сетях и более номинальных напряжений (например,220/110/35; 220/110; 110/35 кВ) следует, в первую очередь, осуществлять компенсацию реактивной мощности в сети более низкого напряжения, например, 110 или 35 кВ;

	Б) в сети одного номинального напряжения экономически целесообразна, в первую очередь, компенсация реактивных нагрузок наиболее электрически удаленных подстанций (по активному сопротивлению сети);

	В) при незначительной разнице в электрической удаленности от источника питания в сети одного может производиться по условию одинаковости коэффициентов мощности нагрузок на шинах 10 кВ, удовлетворяющих требованию баланса реактивной мощности в проектируемой сети:

	

	, где

	

	- номера подстанций, на которых предусматривается установка КУ.

	

	Тогда мощность конденсаторной батареи в каждом из рассматриваемых узлов определяется в соответствии с выражением:

	

	

	

	

	

	

	

	

	Компенсация реактивной мощности оказывает существенное влияние на экономические показатели функционирования электрической сети, т.к. позволяет снизить потери активной мощности и электроэнергии в элементах сети. При выполнении норм экономически целесообразной компенсации реактивной мощности у потребителей на шинах 10 кВ подстанций должен быть доведен до значений . Исходя из этого, условия на каждой подстанции должны быть, установлены конденсаторные батареи мощностью:

	

	

	

	

	

	

	

	

	На пятой подстанции вычисленном мощность КУ отрицательна и установка КУ в данном узле нецелесообразна. Исключаем этот узел из числа  и уровняем мощность КУ в узлах сети:

	

	Рассчитываем мощность КУ и потребляемую реактивную мощности с учетом мощности установленных конденсаторных батарей.

	
Таблица 1.

	№

	П/п

	Р, МВт

	Q, МВр

	Qк, МВАр

	Q-Qк, МВАр

	

	1

	2

	4

	5

	1

	22

	19,36

	15,07

	4,29

	2

	14

	8,68

	5,95

	2,73

	3

	16

	12

	8,88

	3,12

	4

	8

	3,84

	2,28

	1,56

	5

	4

	1,32

	-

	1,32

	6

	8

	3,84

	2,28

	1,56

	
2 ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ, СХЕМЫ, ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

	

	2.1 Задачи и исходные положения проработки раздела

	

	В этом разделе проекта выбираются номинальное напряжение электрических сетей, ее схема, образуемая линиями электропередачи, схемы электрических соединений понижающих подстанций, марки проводов воздушных линий и число мощностей трансформаторов подстанций.

	Эти фундаментальные характеристики определяют капиталовложения и расходы по эксплуатации электрических сетей, поэтому их комплекс должен отвечать требованиям экономической целесообразности. При этом следует учитывать, что указанные характеристики и параметры сети находятся в тесной технико-экономической взаимосвязи.

	В общем виде требования к комплексу схем, номинальному напряжению и основным параметрам сети должны обеспечивать экономическую ее целесообразность (на основе принятых или нормирования технико-экономических критериев). При обеспечении обоснованной (или заданной) надежности электроснабжения потребителей электроэнергией и нормированного количества напряжения.

	Общие принципы экономически-целесообразного формирования электрических сетей могут быть сформированы следующим образом:

	А)схема сети должна быть простой, передача электроэнергии потребителям осуществляться по кратчайшему пути, что обеспечивает снижение стоимости сооружения линии и экономию потерь мощности и электроэнергии;

	Б)схемы электрических соединений понижающих подстанций также должны быть, простыми, что обеспечивает снижение стоимости их сооружения и эксплуатации, а также – повышение надежности их работ;

	В)следует стремиться осуществлять электрические сети с минимальным количеством трансформаций напряжения, что снижает необходимую установленную мощность трансформаторов и автотрансформаторов, а также – потери мощности и электроэнергии;

	Г) комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать необходимое качество электроснабжения потребителей и выполнение технических ограничений электрооборудования линий и подстанций (по тока в различных режимах сети, по механической прочности и т.д.).

	

	2.2 Формирование вариантов схемы и номинального напряжения сети

	

	Формирование вариантов схем сетей:

	А) радиально-магистрального типа, при котором линии двухцепные или одноцепные, не образуют замкнутых контуров;

	Б) простейшего замкнутого кольцевого(петлевого) типа;

	Магистрально0радиальные сети, как правило:

	А) имеют наименьшую длину трасс линий;

	Б) такие же величины потерь напряжения, мощности и энергии;

	В) возможности применения простых схем на стороне высшего напряжения транзитных (проходных) подстанций;

	Г) могут иметь высокую суммарную длину и стоимость линий, которые на большей части (или на всех участках) должны сооружаться двухцепными по условию надежного питания ответственных и крупных подстанций;

	Д) обладают большими резервами пр пропускной способности линий при перспективной росте нагрузок в заданных пунктах.

	Петлевые обычно:

	А) обладают повышенной длиной трасс линий;

	Б) имеют повышенные потери мощности и электроэнергии и большие потери напряжения в послеаварийных режимах (отключение участка «ЭС - подстанции 1» или «ЭС - подстанция 5»;

	В) могут иметь весьма простые схемы транзитных подстанций;

	Г)могут иметь пониженную суммарную стоимость линий - одноцепных на всех или большей части участков;

	Д) обладают хорошими возможностями присоединения новых подстанций, расположенных на территории района.

	Выбираем:

	1)магистрально-радиальную двухцепную схему, т.к. в составе потребителей присутствует первая категория (рисунок 1);

	2)петлевую одноцепную схему (рисунок 2).

	Определяем номинальное напряжение сети по формуле Г.А.Илларионова:

	

	

	

	Определяем номинальное напряжение в первой ветви:

	

	Определяем номинальное напряжение во второй ветви

	

	

	2.3 Выбор сечений. Проверка по нагреву и допустимой потери напряжения

	

	Экономический выбор сечений проводов воздушных линий электропередача проводится по экономической плоскости тока .

	Порядок расчета: определяем тока на участке сети:

	

	где

	

	- активная и реактивная мощности линии в режиме максимальных нагрузок, кВт, квар;

	n – количество цепей линии электропередачи;

	

	Выбираем алюминиевый неизолированный провод. При .

	Определяем экономическое сечение:

	

	

	

	

	Определяем ближайшее стационарное сечение АС-50/26.

	Данное сечение провода не укладывается в пределах для линий 110 кВ АС-70-АС-240, поэтому второй вариант конфигурации сети напряжения

	Расчеты сечению линии электропередачи по варианту 1 сводим в таблицу 2.

	

	Линия

	n

	S, МВА

	Uном,кВ 

	I, А

	Марка провода

	Iдоп, А

	Iав, А

	Откл.

	линии

	1

	2

	3

	4

	5

	6

	7

	8

	9

	1

	2

	58,2

	110

	120

	АС-120

	375

	180

	

	2

	2

	25,6

	110

	70

	АС-70

	265

	105

	

	Расчетная токовая нагрузка линии:

	

	, где

	

	- ток в -й линии;

	-коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110…220 кВ принимается равным1,5,для линии 35 кВ;

	- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки Тнб.

	Для линии 1

	

	Для линии 2

	

	Проверяем выбранное сечение линий по нагреву. Проверку выполняем для послеаварийных режимов работы сети. Для двухцепных линий электропередачи наиболее тяжелыми будем отключены одной цепи.

	

	

	

	

	

	Условия по нагреву выполняется. Проверку по потере напряжения выполняет как для нормального так и для послеаварийного режима работы сети. Результаты заносим в таблицу 3.

	

	Таблица 3.

	Линии

	L, км

	Δ, Ом/км

	X0, Ом/км

	R, Ом

	X0, Ом

	Номинальный режим

	Послеаварийный режим

	

	

	

	

	

	

	P, МВт

	Q, МВАр

	∆U, %

	P, МВт

	Q, МВАр

	∆U, %

	1

	2

	3

	4

	5

	6

	7

	8

	9

	10

	11

	12

	1

	100

	0,249

	0,427

	24,9

	42,7

	46

	8,97

	4,3

	46

	8,97

	8,6

	2

	115

	0,428

	0,444

	42,8

	51,1

	26

	5,61

	3,5

	26

	5,61

	7,0

	

	

	

	Условия по потере напряжения выполняются.

	

	2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов

	

	При проектировании электрических сетей на подстанциях всех категорий рекомендуется применять не более двух трехфазных трансформаторов. Установка большого количества трансформаторов может быть допущена на основании технико-экономических расчетов. Однотрансформаторные подстанции целесообразно применять в следующих случаях.

	Как первый этап развития двухтрансформаторной подстанции при условии, что достижение полной нагрузки подстанции произойдет не ранее, чем через три года после ввода первого трансформатора и наличии резервного питания по сетям среднего и низкого напряжений.

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

	При наличии второго источника питания со стороны низшего напряжения сильного трансформатора.

	При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов, в целях снижения суммарной установленной мощности.

	При расчете номинальных мощностей трансформаторов следует исходить из следующих положений.

	На двухтрансформаторный подстанциях при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирают равной не более 0,7…0,8 суммарной нагрузки подстанции на расчетный период (в период максимальной нагрузки).

	При отключении наиболее мощного трансформатора оставшийся в работе должен обеспечить питания потребителей I, II категорий во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки 40 %.

	На однотрасформатора Sном выбирается, исходя из максимальной расчетной нагрузки S потребителей, т.е. Sном> S, при этом следует стремиться, максимально загрузить трансформаторы сети (до 100 %).

	Если в составе нагрузки подстанции имеются потребителей I-й категории или Рмах≥ 10МВт, то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух. Поэтому в соответствии с существующей практикой проектирования мощность трансформатора на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 70…80 % на время максимальной общей суточной продолжительности не более 6 часов в течение не более 5 суток, т.е. по условию:

	

	,где

	

	- число однотипных трансформаторов, устанавливаемых на подстанции.

	В случае установки АТ или трехобмоточных трансформаторов это условие приводиться к виду:

	

	

	

	Выбираем трансформаторы подстанции и результаты сводим в таблицу 4.

	

	Таблица 4.

	Подстанции

	Тип трансформатора

	ВН, кВ

	НН, кВ

	∆Ркз, кВТ

	∆Рхх, кВТ

	Uкз, %

	Iхх, %

	1

	2

	3

	4

	5

	6

	7

	8

	1

	ТДН-16000/110

	110

	10,5

	85

	18

10,5

	0,7

	

	ТДН-16000/110

	110

10,5

	185

	18

10,5

	0,7

	2

ТДН-10000/110

	110

10,5

	58

	14

10,5

	0,9

	

ТДН-10000/110

	110

10,5

	58

	14

10,5

	0,9

	3

ТДН-10000/110

	110

10,5

	58

	14

10,5

	0,9

	

ТДН1-6000/110

	110

10,5

	85

	18

10,5

	0,7

	4

ТМН-6300/110

	110

10,5

	44

	10

10,5

	1

	

ТМН-6300/110

	110

10,5

	44

	10

10,5

	1

	5

ТМН-2500/110

	110

10,5

	22

	5,5

10,5

	1,5

	

ТМН-2500/110

	110

10,5

	22

	5,5

10,5

	1,5

	6

ТМН-6300/110

	110

10,5

	44

	10

10,5

	1

	

ТМН-6300/110

	110

10,5

	44

	10

10,5

	1

	

	2.5 Выбор схем электрических соединений подстанций

	

	Схемы электрических соединений (тип схем) понижающих подстанции (ПС) 110(5)…220/10 кВ на стороне высшего напряжения (ВН) определяется назначением каждой из ПС и ее «местоположением» в составе сети. Это могут быть узловая, проходная (транзитная), тупиковая или на ответвлениях («отпайках») от линии ПС. В соответствии с классификацией по ПС подразделяются на подгруппы:

	1.ПС 110(5)…330 кВ, осуществляемые по так называемым упрощенным схемам на стороне ВН с минимальным количеством или без выключателей, с одной или двумя трансформаторами, питающимися по одной или двум линиям ВН; на стороне «среднего» напряжения (СН, 110 или35 кВ) может быть до шести присоединений воздушных линий.

	2.ПС проходные (транзитные) 110…500 кВ с числом трансформаторов или автотрансформаторов от двух до четырех, с числом присоединяемых воздушных линии ВН – до четырех и на СН до десяти с числом выключателей на ВН до девяти.

	3.Узловые ПС (общесистемного значения) 30…1150 кВ с количеством автотрансформаторов - до четырех, воздушных ланий на ВН – до восьми и на СН – до десяти.

	Составляем схему электрических соединений рисунок 3.

	Выбираем схемы ПС с двумя блочными соединениями воздушных линий трансформаторов. В целях присоединений трансформаторов имеются определители в комплекте с короткозамыкателями. Со стороны линии ВН имеется перемычка с двумя разъединителями, один из которых отключен в нормальных режимах работы. Перемычка используется (при обоих включениях разъединителей) после отключения поврежденной линии, что позволяет сохранить в работе оба трансформатора, это повышает надежность электроснабжения потребителей и экономность режима подстанции. Указанная расположение перемычки объясняется существенно большей повреждаемостью воздушных линий по сравнению с трансформаторами.

	Отделители не предназначены для отключений работы токов и токов коротких замыканий. Их отключение производиться при отключенном со стороны ВН трансформаторе напряжением. При коротких замыканиях в целях трансформатора включаются короткозамыкатели, создающие искусственные одно или двухфазные замыканий на землю, что обуславливает отключение выключателей головных участков питающих линий ВН. В результате последнего трансформатора снижается ВН, и тем сильнее создаются условия для возможности отключения отделителей.

	
3. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ

	

	3.1 Задачи и исходные условия расчетов

	

	Задачей этого раздела является определение потоков мощности по линиям выбранного варианта электрической сети и напряжений на шинах подстанций в нормальных основных расчетных и послеаварийных режимах работы с учетом потерь мощности и напряжения в элементах сети.

	Исходными данными для выполнения расчетов служат заданные рабочие напряжении на шинах источника питания, узловые мощности нагрузок, параметры схем замещения элементов электрической сети. Перед выполнением расчета режима работы сети для каждой подстанции следует определить ее расчетную нагрузку, включающую кроме нагрузки потребителей потери мощности в трансформаторах и суммарную реактивную мощность присоединенных к подстанции линий электропередачи.

	Линии электропередачи в расчетах режимов представляются П-образной схемой замещения. При определении параметров схемы замещения ВЛ следует учесть, что протяженность ВЛ оказывается большое расстояния по прямой, соединяющей пункты.

	

	3.2 Составление схемы замещения районный сети

	

	Расчетная схема РЭЭС составляется на основе принципиальной схемы районной сети, принятой в результате технико-экономического составления вариантов.

	Схема замещения районной сети объединяет замещения трансформаторов подстанций, линий электропередачи, компенсирующих устройств, генераторов соответствии с коммутационной схемой системы.

	Все параметры схемы замещения должны вычисляться в именованных единицах по удельным параметрам ro, xo, bo для воздушных линий и паспортным данным Uк, ∆Pк, Iк, и ∆Pх для трансформаторов. Линии передачи представляются П-схемой замещения, трансформаторы представляются Г-схемой замещения: однолучевой – для двух обмоточных и трех лучевой – для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов.

	В целях упрочения расчетов проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого хода трансформаторов ; а емкостные проводимости линии – зарядной мощностью :

	

	

	

	Для двух однотипных параллельно работающих линий параметры схемы замещения определяются следующим образом:

	

	

	

	В случае двух параллельно включенных однотипных трансформаторов параметры Rт, Xт уменьшаются в два раза по сравнению с этим же значениями для одного трансформатора.

	Батареи конденсаторов, установленные в районной сети по результатам расчета компенсации реактивной мощности, учитываются в расчетной схеме замещения соответствующими изменением коэффициента мощности.

	

	3.3 Электрический расчет

	

	3.3.1 Расчет режима максимальных нагрузок

	Расчет режима максимальных нагрузок. Районная электрическая сеть имеет один источник питания – системную подстанцию.

	Электрический расчет проводит для случая, когда на шинах ВН источника питания поддерживается напряжение U=1,15Uн и известна максимальная нагрузка на шинах лучшего напряжении трансформаторов.

	Расчет режима выполняем методом последовательных приближений. В качестве первого приближения принимает, что напряжения во всех условиях точках равны номинальному напряженению сети. При таком условии находим распределением мощностей в сети с учетом потерь мощности и зарядных мощностей, генерируемых линиями.

	На следующем этапе расчета во втором приближения в узловых точках. Исходными данными при этом напряжение в точках сети, т.е. системной подстанции, и значение мощностей в начале каждой схемы замещением.

	Определяем параметры первой схемы замещения.

	Определяем зарядную мощность 

	

	

	

	

	Полная мощность:

	

	

	

	Определяем мощность в конце ветви с сопротивлении 

	

	

	

	

	

	

	

	

	Определяем потере мощности в ветви с сопротивлением Z:

	

	

	

	Определяем мощность в начале ветви с сопротивлением z:

	

	

	

	Активном мощность Р1=22,2МВт. Реактивная мощность Q1=5,06МВАр

	Продольная составляющим напряжении:

	

	

	

	

	Поперечная составляющая напряжением:

	

	

	

	

	Напряжение в конце схемы замещением:

	

	

	

	Данные по качестве остальным схем замещением сводим в таблицу 5.

	

	Таблица 5.

	Схема замещением

	2

	3

	4

	5

	6

	Sc, МВА

	-j1,6

	-j0,4

	-j0,4

	-j0,3

	-j0,5

	Z, Ом

	16,5+j17,1

	2,7+j4,7

	4,7+j4,9

	3,5+j3,7

	2,7+j4,7

	SТ, МВА

	14-j2,73

	16-j3,12

	8-j1,56

	4-j1,32

	8-j1,56

	S, МВА

	14-j4,33

	16-j3,52

	8-j1,96

	4-j1,62

	8-j2,06

	S, МВА

	14,7

	16,4

	8,2

	4,3

	8,3

	∆S, МВА

	0,22+j0,23

	0,05+j0,08

	0,02+j0,02

	0,001+j0,001

	0,004+j0,02

	P1,МВт

	14,22

	16,05

	8,22

	4,001

	8,004

	Q1,МВАр

	4,1

	3,44

	1,94

	1,619

	2,08

	U1,кВ

	2,41

	0,48

	0,39

	0,16

	0,25

	U11,кВ

	1,39

	0,54

	0,25

	0,07

	0,26

	Un,кВ

	124,1

	124,4

	124,0

	123,9

	124,2

	

	3.3.2 Составление схемы замещения районный сети

	Перед проведением расчета режима наименьших нагрузок следует рассмотреть вопрос о числе трансформаторов, включенных в этот режиме на подстанции с двумя трансформаторами.

	Для этого определяется экономические целесообразном мощность.

	

	, где

	

	- номинальная мощность трансформатора;

	n - число трансформаторов на подстанции.

	При двух установленных на подстанциях трансформаторах имеет

	

	

	Мощность сравнивается с мощностью нагрузки подстанции в данном режиме если , то с целью уменьшением потерь мощности можно отключить один из параллельно работающих трансформаторов; при в работе оставляются оба трансформатора.

	

	Для ПС-1 

	

	Минимальная нагрузка

	

	

	

	 в работе остаются оба трансформатора.

	

	Для ПС-2 

	

	Минимальная нагрузка

	

	

	

	 в работе остаются оба трансформатора.

	Для ПС-3 

	

	Минимальная нагрузка

	

	

	

	 в работе остаются оба трансформатора.

	

	Для ПС-4 и ПС-6 

	

	Минимальная нагрузка

	

	

	

	 отключается один трансформатор

	

	Для ПС-5 

	

	

	 отключается один трансформатор

	Напряжение на шинах источника

	
 

	Результаты расчета сводим в таблицу 6.

	

	Таблица 6.

	Схема

	замещением

	1

	2

	3

	4

	5

	6

	Sc, МВА

	-j1,0

	-j1,3

	-j0,4

	-j0,4

	-j0,3

	-j0,4

	Z, Ом

	6,8+j11,7

	16,5+j17,01

	2,7+j4,7

	4,7+j4,9

	3,5+j3,7

	2,7+j4,7

	SТ, МВА

	22-j4,29

	14-j2,73

	16-j3,12

	4-j0,78

	2-j0,66

	4-j0,78

	S, МВА

	22,6

	14,6

	16,4

	4,2

	2,2

	4,2

	S, МВА

	22-j5,29

	14-j0,03

	16-j3,52

	4-j1,18

	2-j0,96

	4-j1,18

	∆S, МВА

	0,2+j0,4

	0,26+j0,27

	0,05+j0,09

	0,01+j0,01

	0,001+j0,001

	0,003+j0,006

	P1,МВт

	22,2

	14,26

	16,45

	4,01

	2,001

	4,203

	Q1,МВАр

	5,06

	3,76

	3,43

	1,17

	0,959

	1,186

	U1,кВ

	1,8

	2,6

	0,5

	0,4

	0,1

	0,1

	U11,кВ

	1,7

	1,5

	0,6

	0,3

	0,1

	0,2

	Un,кВ

	114,8

	114,0

	114,3

	113,6

	113,5

	114,2

	

	3.3.3 Расчет после аварийных режимов

	Расчет послеаварийных режимов производится для максимальных нагрузок при отключении одной цепи.

	Результат расчетов сводим в таблицу 7.

	

	Таблица 7.

	Схема

	 замещением

	1

	2

	3

	4

	5

	6

	Sc, МВА

	-j2,34

	-j0,314

	-j0,89

	-j0,869

	-j0,66

	-j0,87

	Z, Ом

	13,6+j23,4

	3,3+j34,2

	5,4+j9,4

	9,4+j9,8

	7+j7,4

	5,4+j9,4

	SТ, МВА

	22-j4,29

	14-j2,73

	16-j3,12

	8-j1,56

	4-j1,32

	8-j1,56

	S, МВА

	22-j6,63

	14-j5,87

	16-j4,01

	8-j2,42

	4-j1,98

	8-j2,43

	S, МВА

	23

	15,2

	16,5

	8,4

	4,5

	8,4

	∆S, МВА

	0,45+j0,77

	0,46+j0,49

	0,1+j0,17

	0,04+j0,05

	0,01+j0,01

	0,03+j0,04

	P1,МВт

	22,45

	14,46

	16,1

	8,04

	4,01

	8,03

	Q1,МВАр

	5,86

	5,38

	3,84

	2,37

	1,97

	2,39

	U1,кВ

	3,5

	5,2

	1,0

	0,8

	0,3

	0,5

	U11,кВ

	3,5

	2,6

	1,1

	0,5

	0,1

	0,5

	Un,кВ

	123,0

	124,8

	122,0

	123,3

	123,0

	121,6

	

	Согласно ПУЭ с целью ограничения длительного воздействия на высоковольтное оборудование линий электропередачи, электростанций и подстанций должны применяться устройства автоматики, действующее при повышении напряжения выше 110-130 % номинального. В данном случае такого превышения нет, поэтому необходимости в регулировании напряжения также нет.

	
4. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ

	

	Одним из важных показателей напряжения служат отклонение напряжения. Установленные ГОСТом нормы на отклонения напряжения в из определенной степени обеспечиваются средствами регулирования напряжения. Наиболее эффективным из известных средств регулирования напряжения являются трансформаторы и автотрансформаторами с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (с РПН). Они способны обеспечить любой регулирования напряжения, включая и встречное регулирование.

	Согласно ПУЭ, на шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться закон в встречного регулирования напряжения в пределах отклонений напряжения от +5 (лил более) до 0 % при изменениях нагрузки подстанций от наибольшей до меньшей. Обычно при наибольших нагрузках отключения напряжения на этих шинах в пределах 5…6%. Определение желаемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций при промежуточных значениях нагрузки производиться линейной интерполяцией.

	Аварийные отклонения линий и трансформаторов рассматриваются, как правило, при наибольших нагрузках подстанций. Поэтому желаемые отклонения напряжения на шинах 10 кВ в таких режимах должны соответствовать отклонениям напряжения, требуемые в режиме наибольших нагрузок.

	В этом разделе проекта должны быть выбраны рабочие отклонения понижающих трансформаторов, обеспечивающих поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех рассмотренных режимах работы. Выполняется это следующим образом. После расчета установившегося режима работы сети известны ответвления на шинах высшего напряжения каждой из подстанций . Проще всего находиться напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения (т.е. без учета коэффициента трансформации трансформаторов), определяется по выражению:

	

	, где

	

	- активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;

	- активное и реактивное сопротивления трансформаторов с учетом количества параллельно работающих трансформаторов.

	Понижающие трансформаторы имеют РПН в нейтрали обмотки, обеспечивающие желаемое напряжения на шинах низшего напряжения , может быть определено по выражению:

	

	, где

	

	-номинальные напряжения обмоток низшего и высшего напряжения;

	-степень регулирования напряжения в процентах.

	Вычисленное напряжение округляется до ближайшего целого числа с учетом максимального числа ответвлений, которое может колебаться от 8 до 10 для различных типов трансформаторов. После этого следует определить действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции

	
, где

	

	И отклонение напряжения на этих от номинального напряжения ().

	

	

	

	Для ПС-1

	

	

	

	

	

	

	

	

	Результаты остальных расчетов сводим в таблицу 8.

	
Таблица 8.

	подстанции

	ПС-2

	ПС-3

	ПС-4

	ПС-5

	ПС-6

	RТ, Ом

	58

	58

	110

	352

	110

	XТ, Ом

	1,05

	1,05

	1,7

	4,2

	1,7

	U1н, кВ

	120,7

	121,0

	120,3

	117,9

	120,3

	 nотв.жел

	0,92

	0,92

	0,92

	0,68

	0,92

	nотв

	1

	1

	1

	1

	1

	Uн, кВ

	10,5

	10,5

	10,5

	10,2

	10,5

	δU

	0,05

	0,05

	0,05

	0,02

	0,05

	

	
5. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТАТЕЛИ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ

	

	В этом разделе проекта определяются основные показатели, характеризующие расходы денежных средств и электрооборудования, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также некоторые удельные технико-экономические показатели, характеризующие обоснованность решений, принятых в процессе проектирования сети. К ним относятся:

	1.капиталовложения на сооружения линий, подстанций и сети в целом (руб.);

	2.ежегодные издержки по эксплуатации линий, подстанций и сети в целом (руб./год);

	3.удельная себестоимость передачи электроэнергии по сети от шин заданного источника до шин вторичного напряжения (10 кВ) понижающих подстанций 35…220 кВ (коп/кВт*ч);

	4.потери активной мощности и потери электроэнергии в спроектированной сети, соответственно в кВт, кВт*ч/год и в процентах от полезно отпущенной потребителям мощности и электроэнергии;

	5.основные натуральные показатели сети, как – то: количество понижающих трансформаторов с разделением по номинальным напряжениям и мощностям; количество выключателей с разделением по номинальным напряжениям; тоже – комплектов отделителей и короткозамыкателей; количество километров проводов (помаркам и в однофазном исчислении); суммарная мощность компенсирующих устройств с разделением по типам и номинальным напряжениям.

	Если при расчетах режимов сети было приято решение об экономической целесообразности отключения части трансформаторов в режиме наименьших нагрузок, то это необходимо учитывать при определении потерь электроэнергии. Для этого надо знать длительность режимов сети с полным и сниженным числом трансформаторов. Допускается, в первом приближении, применять следующий метод оценки длительности режимов наибольших и наименьших нагрузок подстанций (при условном двухступенчатом годовом графике нагрузки). Электроэнергия, потребленная за один год шин вторичного напряжения каждой понизительной подстанции:

	

	

	

	- продолжительность использования наибольших нагрузок, ч/год;

	 - соответственно наибольшая и наименьшая активные нагрузки подстанций i;

	- соответственно условные длительности наибольшей и наименьшей нагрузки при упрощенном двухступенчатом годовом графике по продолжительности активных нагрузок (ч/год), причем

	

	

	

	8760 – длительность невисокосного года в часах.

	

	

	

	

	

	

	Суммарные потери мощности в режиме наибольших нагрузок

	

	

	Затраты на потери энергии в сети

	

	, где

	

	 - удельные затраты на потери электроэнергии для переменной и постоянной составляющих потерь активной мощности в сети в заданном географическом регионе, руб/кВт*ч;

	 - суммарные потери активной мощности активных сопротивлениях линий, трансформаторов и автотрансформаторов сети, кВт;

	 - время наибольших потерь мощности (ч/год), соответствующее средневзвешенному (по мощности)времени использования наибольших нагрузок,

	

	 ,час/год

	

	Стоимость потерь электроэнергии в нерегулируемых батареях конденсаторов определяется, как:

	

	, где

	

	 - 0,002…0,003 – удельные потери мощности в конденсаторах, о.е.;

	 - суммарная мощность конденсаторов на подстанциях, включенная в течение времени .

	

	Затраты на потери энергии в сети

	

	Удельная себестоимость передачи полезно отпущенный потребителям электроэнергии в спроектированный сети

	

	, коп/кВт*ч, где

	

	 - суммарные ежегодные издержки по эксплуатации спроектированной сети.

	

	Суммарные потери активной мощности  и электроэнергии в сети в процент

	

	

	

	

	Капиталовложения на сооружение подстанции

	


	Капитальные вложения на сооружение подстанций

	

	

	

	Общие капитальные затраты

	

	

	

	Ежегодные издержки по эксплуатации линий, подстанций и сети в целом.

	Линии.

	

	

	

	Подстанции.

	

	

	

	Сети в целом

	

	

	В сети:

	А) 12 понижающих трансформаторов110/10, их них;

	2 – мощностью 16 МВА;

	3 – мощностью 10 МВА;

	4- мощностью 6,3 МВА;

	2- мощностью 2,5 МВА.

	Б) 42 силовых выключателя из них;

	12 – на напряжение 110 кВ;

	30 – на напряжение10 кВ.

	В) 6 комплектов отделителей и короткозамыкателей;

	Г) 726 км проводов АС-120, 696 км проводов АС-70;

	Д)суммарном мощностью устройств в том числе на номинальное напряжение 10 кВ ;

	Е) КС-0,22-8-2 шт., КС-0,22-6-8 шт.