Пример выполнения курсового проекта по Электрическим системам и сетям

Tmax,
ч
Масштаб,
1см – 1 км
№ варианта
Исходные данные
15 2500 10
Баланс
(5)
Подстанции
1
2
3
Р
,
cos 
x
,
y
Р
,
cos 
x
,
y
Р
,
cos 
x
,
y
x
,
y
МВт
мм
МВт
мм
МВт
мм
мм
5
0,85
105
90
7
0,78
130
120
4
0,76
70
110
35
45
120
2
3
100
1
50
Б
0
50
100
130
1. Проектная часть
1.1Составление баланса активной и реактивной мощностей
Составление баланса по активной и реактивной мощностям позволяет проверить
работу электрической системы (ЭС) с допустимыми по ГОСТу показателями качества электроэнергии (ЭЭ). Небаланс по активной мощности вызывает отклонение
частоты во всей ЭС, а небаланс по реактивной мощности приводит к общему снижению напряжения в узлах. В общем случае небаланс приводит как к массовому
браку продукции, выпускаемой потребителями ЭЭ, так и к возможному „развалу”
ЭС.
1
Суммарная активная нагрузка ЭС, МВт,
РН   РП   РЛ   РТ   5  7  4  0,08  (5  7  4)  17,28 ,
где РПΣ – активные нагрузки всех потребителей, МВт;
ΔΡЛΣ+ΔΡТΣ – потери активной мощности в линиях и трансформаторах, примем
ориентировочно равными 8% от активной суммарной мощности нагрузки потребителей.
Небаланс по активной мощности, МВт,
РНб=РГ-РНΣ=0-17,28=-17,28<0.
Так как небаланс получился меньше нуля, то ЭС – дефицитная и недостающая
мощность будет генерироваться балансирующей станцией.
Реактивная мощность, потребляемая каждой нагрузкой, Мвар,
QПi  PПi  tg (arccos(cos i )) ,
где
cosφ – коэффициент мощности нагрузок.
РП – активная нагрузка потребителя, МВт;
QП1  5  tg (arccos(0,85))  3,1 ,
QП 2  7  tg (arccos(0,78))  5,62 ,
QП 3  4  tg (arccos(0,76))  3, 42 .
Суммарная реактивная мощность, Мвар,
QП   QП1  QП 2  QП 3  QП 4  3,1  5,62  3,42  12,14 .
Суммарная полная мощность нагрузок, МВ·А
S П   PП2  QП2   162  12,142  20,08 .
Реактивная нагрузка ЭС, Мвар,
QН   QП   QТ   12,14  0,112,14  13,35 ,
где ΔQТΣ – потери реактивной мощности в трансформаторах, примем ориентировочно равными 10% от полной мощности нагрузок.
Реактивная мощность, поступающая от балансирующей станции, Мвар,
QИСТ  PН   tg (arccos(cosИСТ ))  17,28  tg (arccos(0,90))  8,37 ,
Мощность компенсирующих устройств (КУ), обеспечивающих баланс реактивной мощности ЭС, Мвар,
2
QКУ  QН   QИСТ  13,35  8,37  4,98 .
Так как QКУ>0, то ЭС является дефицитной по реактивной мощности и в ней
необходимо размещение КУ. Оцененная суммарная мощность КУ распределяется
по потребительским подстанциям (п/с) со средним по условию баланса коэффициентом мощности,
tgб 
QП   QКУ 12,14  4,98

 0, 45
РП 
57 4
Тогда можно найти мощность КУ каждой п/с, отвечающей балансу реактивной
мощности ЭС,
Q КУi  PПi  ( tg (arccos(co s  i ))  tg б ) ,
QКУ 1  5  (tg (arccos(0,85))  0,45)  3,04 , Мвар,
QКУ 2  7  (tg (arccos(0,78))  0,45)  5,53 , Мвар,
QКУ 3  4  (tg (arccos(0,76))  0,45)  3,37 , Мвар.
Полные мощности п/с с учётом КУ, МВ·А,
SП1  PП1  j  (QП1  QКУ 1 )  5  j  (3,1  3,04)  5  j  0,06 ,
SП 2  PП 2  j  (QП 2  QКУ 2 )  7  j  (5,62  5,53)  7  j  0,09 ,
SП 3  PП 3  j  (QП 3  QКУ 3 )  4  j  (3,42  3,37)  4  j  0,05
3
1.2Составление вариантов схем соединений сети
Для каждой схемы соединения сети должно выполнятся требование равно
надежности питания потребителей, то есть потребитель должен получать ЭЭ не менее чем по двум линиям. На первоначальном этапе из вариантов схем соединений
сети, представленных на рисунке 1.1, необходимо обязательно выбрать одну радиальную, одну кольцевую схему. Причём критерием выбора лучших схем будет
сравнение суммарных длин линий, причём для двух цепной линии вводится коэффициент 1,6.
Для дальнейших расчётов выберем варианты схем под номерами 1 и 3. Выбранная радиальная схема 3 сравнивается с кольцевой схемой 1. При этом в
схеме 1 суммарная длина линий будет больше чем в схеме 3.
1) lΣ=75+62+40+82=259 км
120
3
100
62 км
2
1
40 км
75 км
82 км
50
Б
0
50
100
130
2) lΣ=82*1,6+40*1,6+41*1,6=260,8 км
4
120
2
3
41 км
100
1
40 км
82 км
50
Б
0
100
50
130
3) lΣ=75*1,6+41*1,6+40*1,6=249,6 км
120
2
3
41 км
100
1
40 км
75 км
50
Б
0
50
100
130
4) lΣ=75*1,6+41*1,6+40*1,6=284,8 км
5
120
3
62 км
2
41 км
100
1
75 км
50
Б
0
100
50
130
5) lΣ=75*1,6+41+40+62=263 км
120
3
62 км
2
41 км
100
1
40 км
75 км
50
Б
0
50
100
130
6) lΣ=82*1,6+41+40+62=274,2 км
6
120
62 км
3
2
41 км
100
1
40 км
82 км
50
Б
0
100
50
130
Рисунок 1.1 – Варианты схем соединения сетей
1.3Расчёт приближённого потокораспределения
На этом этапе проектирования при оценке потокораспределения примем допущения:
1) Не учитываются потери мощности в трансформаторах, а так же ёмкостные
мощности линий.
2) Потокораспределение в ЭС определяется при постоянстве напряжений во
всех узлах.
3) Замкнутые сети предполагаются однородными, что позволяет определить потокораспределение активных и реактивных мощностей независимо друг от друга по
„приведённым длинам”.
Расчёт варианта 1
Данный вариант представляет из себя кольцевую схему сети. Потоки по кольцу
определяются по формуле моментов мощностей:
SБ 
где
S
i 1
i
 l iБ
l Б  Б
,
l iБ – расстояние от i-го узла до точки Б,
lББ – суммарная длина всех линий
7
120
62 км
3
100
2
1
40 км
75 км
82 км
50
Б
0
100
50
130
Рисунок 1.2 – Схема сети.
Разрежем кольцо по точке питания (балансирующий узел), тогда схема примет следующий вид:
Б'
7,72+j·0,1
3
3,72+j·0,05
75
2
3,28+j·0,043
8,28+j·0,103
40
62
4+j·0,05
1
7+j·0,09
Б
82
5+j·0,06
Рисунок 1.3 – Схема сети
Определение потоков активных мощностей на головных участках, МВт,
P3  l3Б  P2  l2 Б  P1  l1Б 4 184  7 122  5  82

 7,72 ,
l
259
P l  P l  P l
5 177  7 137  4  75
PБ 2  1 1Б ' 2 2 Б ' 3 3 Б ' 
 8,28
l
259
PБ ' 3 
По первому закону Кирхгофа определяем потоки активной мощности на других
участках, см. рисунок 1.3.
Определение потоков реактивных мощностей на головных участках, Мвар,
QБ ' 3 
Q3  l3Б  Q2  l2 Б  Q1  l1Б 0,05 184  0,09 122  0,06  82

 0,10 ,
l
259
8
QБ 2 
Q1  l1Б '  Q2  l2 Б '  Q3  l3 Б ' 0,06 177  0,09 137  0,05  57

 0,103
l
259
По первому закону Кирхгофа определяем потоки реактивной мощности на других
участках, см. рисунок 1.3. Узел 2 – узел потокораздела мощностей.
Расчёт варианта 3
Данный вариант представляет собой радиальную схему сети. Находим потоки
мощностей, используя первый закон Кирхгофа, МВ·А, и наносим их на схему сети,
изображенную на рисунке 1.4.
S12=S2=7+j·0,09,
S31=S1+ S12 =12+j·0,15,
SБ3=S3+ S31=16+j·0,20,
120
3
2
S12
41 км
100
1
40 км
S31
75 км
SБ3
50
Б
0
100
50
130
Рисунок 1.3 – Схема сети.
1.4Выбор номинального напряжения
Выбор номинального напряжения зависит от передаваемой мощности и расстояния на которое она передаётся.
Во всех вариантах длины линий не превышают 250 км, поэтому для определения
номинального напряжения будем использовать эмпирическую формулу С. Н. Никогосова,
U  16  4
P
l,
n
9
где
Р – активная мощность, передаваемая по линии, МВт,
n – число цепей,
l – длина линии, км.
Рассмотрим вариант 1
По экономическим соображениям номинальное напряжение сети, построенной
по схеме кольцо, необходимо принимать одного класса. По этой причине нам необходимо определить номинальные напряжения только головных участков и на основании полученных величин принять номинальное напряжение всего кольца.
7,72
 75  78,5 кВ,
1
8,28
 16  4
 82  81,7 кВ.
1
U Б ' 3  16  4
UБ2
В соответствии с полученными значениями примем номинальное напряжение сети
110 кВ.
Рассмотрим вариант 3
Данный вариант представляет собой радиальную схему сети, по этому номинальное напряжение нужно определять для каждой ветви этой схемы.
16
 75  79,2 кВ, принимаем 110 кВ,
2
12
U 31  16  4  41  63,4 кВ, принимаем 110 кВ,
2
7
U12  16  4  40  55,0 кВ, принимаем 110 кВ,
2
U 3 Б  16  4
1.5Определение сечений проводов воздушных линий (ВЛ)
Для определения сечений проводов ВЛ воспользуемся методом экономических
интервалов, который основан на использование универсальных номограмм. Так как
номограммы представляют собой функциональную зависимость следующего вида
I  f (  ) , то необходимо определить токи максимальных нагрузок, а также значение
 , которое определяется по формуле,
  (0,124  Tm
 
104
)2  8760  (0,124  2500
104
) 2  8760  1225
EH  pa
0,125  0,025

 13,7 102
  cЭ
1225  0,65 102
1
 кВт  2

 ,
 руб. 
10
где
ЕН – нормативный коэффициент эффективности, равный 0,125,
ра – коэффициент отчислений на амортизацию,
τ – время максимальных потерь, ч.,
сΔЭ – стоимость потерь ЭЭ, руб./кВт·ч.
Определим токи нагрузки для каждого варианта, используя следующие выражения:
I ij 
где
S ij
3  UH  n
,
Sij – значение полной мощности, протекающей по ветви, МВ·А,
UH – номинальное напряжение ветви, кВ,
n – число параллельных цепей.
Вариант 1
Токи по ветвям схемы определим в соответствии с рисунком 1.3,
IБ '3 
I 32 
I 21 
7,722  0,12
3 110,0
3,722  0,052
3 110,0
3,282  0,0432
3 110,0
10  40,5 А,
I1Б 
3
8, 282  0,1032
3  110,0
 103  43,5 А.
103  19,5 А,
103  17,2 А,
Используя номограммы и минимальное допустимое сечение для данного класса
напряжения, примем сечение проводов на всех участках АС – 70.
Вариант 3
Токи по ветвям схемы определим аналогично предыдущему случаю в соответствии с рисунком 1.4. Используя номограммы примем сечение проводов на участке
3-Б АС-70. Сечение провода на участке 3-1 АС-70, 1-2 АС-70. Для их определения
воспользовались универсальными номограммами [Блок В.М.], представленными на
рисунке 7.11 /2, с. 292/.
Активные и реактивные сопротивления, а так же проводимости для выбранных
сечений сведем в таблицу 1.1.
Таблица 1.1
110 кВ
Тип провода
r0 ,
x0 ,
Ом/км Ом/км
b0,
10-6
См/км
Iдл.доп., А
11
АС-70
0,42
0,44
2,55
265
1.6 Определение суммарных потерь напряжения
На начальном этапе проектирования в качестве критерия приемлемости намеченных вариантов номинальных напряжений ЭС могут служить суммарные потери
напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при максимальных нагрузках. Суммарные потери в сети определяем как алгебраическую сумму потерь
напряжения на всех участках ЭС одного номинального напряжения балансирующей
станции до самой удалённой п/с.
U ij 
Pij 
r0  l ij
n
 Q ij 
x 0  l ij
n
 100% ,
2
U ном
Вариант 1
Рассмотрим нормальный режим:
В соответствии с рисунком 1.4. Так как в данном варианте наиболее электрически удалённым участком является Б-3-2, то определим потери напряжения на этих
участках, %,
7,72  0, 42  55  0,1  0, 44  55
 100%  1,5 ,
110,02
3,72  0, 42  45  0,05  0, 44  45
U 32 
 100%  0,71 ,
110,02
U   1,5  0,71  2,21 .
U Б 3 
Рассмотрим послеаварийный режим:
В этом варианте наиболее нагруженным является участок Б-3. Искусственно обрываем эту цепь, в результате получим новую схему, с изменившимися потоками
мощности.
120
3
100
62 км
2
1
40 км
82 км
50
Б
0
50
100
130
12
Рисунок 1.4 – Схема сети для послеаварийного режимов
Вариант 3
Рассмотрим нормальный режим:
120
3
2
S12
41 км
100
1
40 км
S31
75 км
SБ3
50
Б
0
100
50
130
Рисунок 1.5 – Схема сети для нормального режима
В данном варианте суммарные потери напряжения необходимо определить для
трех участков Б-3, 3-1 и 1-2.
Рассмотрим послеаварийный режим, который наступает после отключения одной из цепей на участке Б-3. В этом случае потеря напряжения на этом участке увеличится в два раза, так как она находится в прямо пропорциональной зависимости
от активного и реактивного сопротивлений, которые в свою очередь при отключении одной цепи увеличиваются в два раза. Для остальных участков потери напряжения возьмем из нормального режима.
120
3
2
S12
41 км
100
1
40 км
S31
75 км
SБ3
50
Б
0
50
100
130
Рисунок 1.6 – Схема сети для послеаварийного режима
13
Полученные токи и потери напряжения занесём в таблицу 1.2.
Таблица 1.2
№ Uном,
Схема
участка кВ
1
Б-3
3-2
2-1
Б-1
Б-3
3-1
3
1-2
110
110
Imax,
А
40,5
19,5
17,2
43,5
41,9
31,5
F, Iдл.доп.,
мм2 А
70
265
70
265
18,4
Iп/а,
А
R,
Ом
X,
Ом
21,0
57,7
83,9
83,9
31,5
31,5
26,0
16,8
34,4
15,8
8,61
33,0
27,3
17,6
36,1
16,5
9,02
Нормальный
режим
ΔU,%
1,5
0,71
2,11
0,87
ΔU∑,%
2,21
После аварийный режим
ΔU,% ΔU∑,%
0,87
1,55
4,61
4,22
0,87
3,47
18,4
8,4
8,8
0,49
7,03
5,58
0,49
Из представленной таблицы видно, что рассматриваемые варианты практически
равноценны, имеют малое падение напряжения как в нормальном, так и в послеаварийных режимах, однако вариант 1 имеет большую протяженность линий электропередачи, что при современных экономических расчетах потребует значительных
затрат землепользования.
Для дальнейших расчётов оставим один вариант - вариант 3.
1.7Выбор трансформаторов на п/с
Для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей на всех п/с
устанавливают по два однотипных трансформатора, условием выбора которых является,
Sтр≥kз·Sп/с,
где
Sтр – мощность трансформатора (АТ), МВ·А,
Sп/с – установленная мощность п/с, МВ·А.
kз – коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку трансформатора
(АТ) при отключении одного из двух работающих, равный 0,7.
Коэффициент запаса,
kз 
Sп / с
.
n  S тр
В данном рассматриваемом случае сеть имеет один класс напряжения, следовательно на каждой п/с устанавливаем двух обмоточные трансформаторы.
На подстанции 1:
Так как Sтр≥0,7·5,0=3,5, то Sтр=6,3 МВ·А.
Проверим загруженность трансформаторов в нормальном режиме (работают оба
трансформатора) и после аварийном (в работе один трансформатор),
14
k знорм. 
5,0
5,0
 0,40 , k зп. а. 
 0,79 .
2  6.3
1  6.3
На подстанции 2:
Так как Sтр≥0,7·7=4,9, то Sтр=6,3 МВ·А.
Проверим загруженность трансформаторов в нормальном режиме (работают оба
трансформатора) и после аварийном (в работе один трансформатор),
k знорм. 
7,0
7,0
 0,55 , k зп. а. 
 1,1 .
2  6.3
1  6.3
На подстанции 3:
Так как Sтр≥0,7·4=2,8 то Sтр=6,3 МВ·А.
Проверим загруженность трансформаторов в нормальном режиме (работают оба
трансформатора) и после аварийном (в работе один трансформатор),
k знорм. 
4,0
4,0
 0,32 , k зп. а. 
 0,64 .
2  6.3
1  6.3
Выберем трансформаторы ТМН – 6300/110, сведём в таблицу основные параметры.
Таблица 1.3 – Параметры трансформатора ТРДН – 40000/220.
Uном, кВ
Sном, Пределы реΔPХ,
ΔQхх, ΔPХ,
МВ·А гулирования ВН
кВт
кВар
кВт
НН
6,3
±9*1,78
115
11
11,5
11,5
44
R,
Ом
14,7
X,
Ом
220,4
1.8Расчёт потерь электроэнергии в элементах сети
Оценим суммарные годовые потери ЭЭ в линиях и трансформаторах. Потери ЭЭ
будем оценивать методом времени максимальных потерь τ, по следующим формулам:
- в ВЛ электропередачи
S2М
A л  2  R    Pкор  8760 ,
Uн
где
SM – мощность передаваемая по линии, МВ·А,
ΔΡкор – среднегодовые потери мощности на корону, учитывают для линий с
номинальным напряжением 220 кВ и более, МВт.
- в двух обмоточных трансформаторах
P
A т  n т  Pх  8760  к
nт
2
 S 
  м    ,
 S ном 
15
где
nт – число одинаковых параллельно включённых трансформаторов,
ΔPх – номинальные потери холостого хода, МВт,
ΔPкор - номинальные потери короткого замыкания, МВт.
Потери ЭЭ в линиях, МВт·ч,
72  0,092
 8, 4  1225  41,7 ,
1102
122  0,152
A31 
 8,611225  125,5 ,
1102
162  0,22
AБ 3 
15,8 1225  409,5 ,
1102
A12 
Aл  41,7  125,5  409,5  576,7.
Потери ЭЭ в трансформаторах, МВт·ч,
2
п / с1
т
A
44  52  0,062
 2  11,5  8760  10   
2 
6,3

  1225  103  218,5 ,


Aтп/с 2
44  72  0,092
 2 11,5  8760 103   
2 
6,3

  1225  103  234,8


Aтп/с 3
44  42  0,052
 2 11,5  8760 103   
2 
6,3

  1225  103  212,3


3
2
2
Aт  218,5  234,8  212,3  665,6.
Суммарные потери ЭЭ в ЭС, МВт·ч,
A  Aл  Aт  576,7  665,6  1242,3.
1.9Определение ущерба от перерывов в электроснабжении
Определение ущерба проводится для потребителей третьей категории может
осуществляться по резервированным и не резервированным схемам. Возможные
перерывы в электроснабжении приносят народному хозяйству ущерб, который является оценочной характеристикой при экономическом сравнении вариантов. Критерием служит сопоставление возможного ущерба от перерыва электроснабжения с
дополнительными затратами на резервирование.
В нашем случае потребителем третьей категории будут считать потребители питающиеся от п/с 2.
Данный вариант представлен на рисунке 1.5. В этом случае п/с 2 является тупиковой, поэтому снабжение её ЭЭ возможно по не резервированной схеме и по резервированной, то есть в первом случае на п/с установлен один трансформатор и
16
она получает ЭЭ по одноцепной линии, а во втором, соответственно, на п/с имеется
два трансформатора и “питается” она по двух цепной линии. Отразим это на рисунке 1.7, представленном ниже, где ввод резерва изображён штриховой линией.
Рисунок 1.7 – Схема питания п/с 4.
Определим:
- среднее количество отказов в год: выключателя (масляного) ωВ=0,03 отк/год;
трансформатора ωТ=0,02 отк/год; ВЛ ωл=(1,1/100)·58=0,638 отк/год.
- среднее время восстановления, после отказа: выключателя (масляного)
tВ=2,8·10-3 лет/отк; трансформатора tТ=20·10-3 лет/отк; ВЛ tл=1,0 лет/отк.
Рассмотрим случай, когда резерва нет. Тогда вероятность перерыва в электроснабжении будем оценивать по следующей схеме.
1
2
3
рВ
рл
рТ
Вероятность простоя:
- выключателя рВ=ωВ·tВ=0,03·2,8·10-3=84·10-6,
- трансформатора рТ=ωТ·tТ=0,02·20·10-3=400·10-6,
- линии рл=ωл·tл=0,638·1,0·10-3=638·10-6,
- блока линия-трансформатор р=рВ+рТ+рл=(84+400+638)·10-6=1122·10-6.
Недоотпущенная ЭЭ, МВт·ч,
Анд=р·Тmax· Рmax=1122·10-6·2500·7=19,6.
Ущерб от недоотпуска ЭЭ, тыс.руб.,
У'=0,8· 19,6=15,7.
Рассмотрим случай, когда на п/с 2 установлено два трансформатора и она получает ЭЭ по двух цепной линии, то есть имеется резерв. Тогда вероятность перерыва
в электроснабжении будем оценивать по следующей схеме.
1
2
3
4
5
6
Вероятность простоя:
17
р=(рВ+рТ+рл)2=(84·10-6+400·10-6+638·10-6)2=1,26·10-6.
Недоотпущенная ЭЭ, МВт·ч,
Анд=1,26·10-6·2500·7=0,022.
Ущерб от недоотпуска ЭЭ по формуле (1.23), тыс.руб.,
У''= 0,8· 0,211=0,018.
Определим экономические показатели для схем без резервирования и с резервированием.
Капитальные вложения в линию, тыс.руб.,
Кл  К0  l ,
где
К0 – стоимость сооружения ВЛ, тыс.руб./км.,
l – длина линии, км.
К л  12,0  58  696 ,
К л  17,8  58  1032 .
Капитальные вложения в п/с 2, тыс.руб.,
КП  36  1  36 ,
КП  36  2  72 .
Отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание линии 1-2 и п/с 2, тыс.руб.:
- для линии
И л  0,028  696  19,5 ,
И л  0,028 1032  28,9 .
- для п/с
ИП  0,094  36  3,38 ,
ИП  0,094  72  6,77 .
Стоимость потерь ЭЭ в линии, тыс. руб.,
И А  А л  b 0 ,
(1.28)
где
b0 – удельная стоимость потерь ЭЭ, тыс.руб./МВт·ч.
И А  2  276,5 103  0,553 ,
И А  276,5 103 .
Суммарные издержки,
18
И   И л  И П  И А  19,5  3,38  0,533  23,4 ,
И   И л  И П  И А  28,9  6,77  0,276  23,1 .
Приведённые затраты по формуле (1.26), тыс.руб.,
З  0,125  (696  36)  23, 4  15,7  130,6 ,
З  0,125  (1032  72)  23,1  0,018  161,1.
1.10
Приведённые затраты
Предварительно представим выражение для определения полных капитальных
вложений в ВЛ, п/с и ежегодные издержки на возмещение потерь ЭЭ, соответственно,
L1
L2
i 1
i 1
К л   К0i  li   К0i  li ,
где
К 0 , К 0 - стоимость сооружения одного километра ВЛ с одноцепными и
двухцепными опорами соответственно, тыс.руб./км.,
L1, L2 – число одно – двухцепных линий,
l', l'' – длины одноцепных и двухцепных линий, км.
NT
NB
i 1
i 1
К ПС   n T  КTi   n яi  К яi  К ПОСТ ,
где
КТ – расчётная стоимость трансформатора для 110 кВ , тыс.руб.,
Кя – расчётная стоимость ячейки с выключателем, тыс.руб.,
КПОСТ – постоянная часть затрат на строительство п/с.
И А    А    А ,
где
- суммарные потери электроэнергии, соответственно зависящие и
не зависящие от нагрузки, кВт·ч,
,  - стоимости одного кВт·ч потерь.
Схема электрических соединений выбранного варианта представлена на
рис. 1.8.
А , А 
19
Рисунок 1.8- Схема электрических соединений выбранного варианта
Капитальные вложения в линию, без учёта первой составляющей, так как все линии двухцепные, тыс.руб.,
К л  16,4  (75  41  40)  2558.
Тогда Кя=180 тыс.руб. и капитальные вложения в п/с, тыс.руб.,
К ПС  2  3 119,6  12 180  3  860  5458
Отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание линий и п/с, тыс.руб.:
- для линии,
И л  0,028  2558  71,6
- для п/с,
И ПС  0,084  5458  458,5 .
Ежегодные издержки на возмещение потерь ЭЭ, тыс.руб.,
И А  0,95 102 1242,3  11,8
Суммарные годовые издержки, тыс.руб.,
20
И  И л  И ПС  И А  71,6  458,5  11,8  541,9 .
Результаты технико-экономических расчётов сведём в таблицу:
№ варианта
3
Капитальные вложения
Кл
КПС
ΣК
2558 5458 8016
Ежегодные издержки
Ил
71,6
ИПС
458,5
ИА
11,8
ΣИ
541,9
З=ЕН·К+И
1543,9
2. Расчёты установившихся режимов ЭС и выбор устройств регулирования
напряжения
2.1 Составление схемы замещения (СЗ)
Схему замещения получаем в результате объединения СЗ отдельных элементов
ЭС в соответствии с принципиальной схемой электрических соединений.
Схему замещения ВЛ представляем П-образной СЗ со сосредоточенным сопротивлением,
Zл  R л  j  X л ,
и разнесенной по концам проводимостью линии,
BC
 b0  l .
2
Определим параметры ВЛ, нанесём их на СЗ рисунок 2.1 (на схеме нанесены эквивалентные параметры схемы замещения). (С учетом двух цепей ВЛ)
Участок 3-Б
Z 3 Б  15,8  j 16,5 Ом,
BC
 2,55 106  75  191,3 106 См.
2
Участок 3-1
Z 31  8,61  j  9,02 Ом,
BC
 2,55  106  41  104,6 106 См.
2
Участок 1-2
Z 12  8,4  j  8,8 Ом,
BC
 2,55  106  40  102  106 См.
2
21
Трансформаторы при расчётах режима ЭС представляют в виде Г-образной СЗ:
однолучевой – для двухобмоточных и трёхлучевой – для АТ. При параллельном
включении двух трансформаторов параметры Г-образной СЗ определяют по следующим формулам,
ZТ 
R Т  j  XТ
,
2
I S

 2
YTЭ  G TЭ  j  BTЭ   PХ  j  X HOM   2 ,
100  U HOM

где
IX – ток холостого хода (ХХ), %,
ΔPX – потери ХХ, МВт.
Определим параметры трансформатора,
14,7  j  220, 4
 7,35  j 110, 2 Ом,
2
0,8  6.3  2

 11.5  103  j 
 1,9  j  8,33  106 См.

2
100  110

Z TЭ 
Y ТЭ
Параметры трансформаторов нанесём на СЗ рисунок 2.1.
2.2Расчёт потокораспределения и напряжений
Исходными данными являются составленная расчётная СЗ, мощности нагрузок,
а так же значение напряжения в балансирующем узле. Так как нагрузки даны на
шинах вторичного напряжения п/с и напряжения в узлах, кроме балансирующего,
не известны, расчёт потокораспределения ведём итерационным методом. Так как
балансирующая станция находится на значительном удалении от п/с, то его напряжение примем равным 121∟0°. Потокораспределение по элементам сети будем
обозначать в соответствии с рисунком 2.1.
Потери мощности, МВ·А,
2
 S 
Sij   ( Kj )   Zij ,
U 
 j 
Потери холостого хода, МВ·А,

SХi  Y TЭ  Ui( K ) ,
Зарядная мощность, Мвар,
QCi 
BC  U i ( K )2
.
1
22
В соответствии с полученными выше потоками мощностей определим напряжения в узлах кВ,
U j  Ui 
Pij  R ij  Q ij  X ij
 j
Ui
Pij  X ij  Q ij  R ij
Ui
,
Итерация 1
Определим потоки, потери и генерации мощностей.
За начальное напряжение в узлах части сети с номинальным напряжением 110
кВ, примем это напряжение.
Упростим схему замещения, включив в узлы сети расчетные электрические
нагрузки.
Расчетную нагрузку узла образуют потери х.х. трансформатора и зарядная
мощность в конце ЛЭП W, МВА,
1
2
SP = ∆SX – j QCЭ ,
Расчетная нагрузка узла 2
Потери холостого хода трансформаторов, МВА,
* Э
2
S ХЭ  Y  U ном
 1,9  j  8,33  106  1102  0,023  j0,10
T
зарядная мощность в конце линии 1-2, Мвар,
2
QCЭ  ВС  U НОМ
 102 106 1102  1, 23 .
Получим следующую расчетную нагрузку, МВА,
S 2  0,023  j0,1  j1,23  0,023  j1,13
P
Расчетная нагрузка узла 1
зарядная мощность в конце линии 3-1, Мвар,
2
QCЭ  ВС  U НОМ
 104.6 106 1102  1, 27 .
зарядная мощность в начале линии 1-2, Мвар,
2
QCЭ  ВС  U НОМ
 102 106 1102  1, 23 .
Получим следующую расчетную нагрузку, МВА,
S1  0,023  j0,1  j1,23  j1,27  0,023  j2,4 ,
P
Расчетная нагрузка узла 3
зарядная мощность в начале линии 3-1, Мвар,
23
2
QCЭ  ВС  U НОМ
 104.6 106 1102  1, 27 .
зарядная мощность в конце линии 1-2, Мвар,
2
QCЭ  ВС  U НОМ
 191, 3 106 1102  2, 31 .
Получим следующую расчетную нагрузку, МВА,
S 3  0,023  j0,1  j 2,31  j1,27  0,023  j3,48 ,
P
Нанесем расчетные нагрузки на схему.
По формулам указанным выше, для радиальной сети, произведем расчет установившегося режима. Удобно будет произвести расчет, воспользовавшись схемой замещения, нанося на нее потоки мощности.
Найдем напряжения в узлах сети, обозначим их на схеме замещения.
119,6(-0,74°)
(-0,74°)
S3расч 0,023-j3,48
16,2-j5,83
16,6-j5,43
1
Б
Балансирующий
узел
0,39+j0,40
7,05-j0,59
8,61+j9,02
1
8,4+j8,8
0,11+j0,11
7,03+j0,54
0,0097+j0,15 МВ А
7,35+j110,2
7,35+j110,2
1
2
0,034+j0,036
5,02+j0,29
4+j0,05
119,2(-3,7°)
(-4,44°)
S 1расч 0,023-j1,13
7,08-j0,55
4,01+j0,20
(-4,54°) - угол, относительно
балансирующего узла
118,4(-0,24°)
(-1,33°)
S2расч 0,023-j2,4
12,1-j2,66
12,2-j2,55
1
1
5
3
15,8+j16,5
118,9(-0,35°)
(-1,09°)
0,015+j0,23
5,0+j0,06
1
6
4+j0,05 МВ А
7,35+j110,2
121,0(0°)
0,030+j0,45
7,0+j0,09
1
5
118,4(-2,26°)
(-3,35°)
5,0+j0,06 МВА
1
4
117,7(-3,21°)
(-4,54°)
7,0+j0,09 МВА
Рисунок 2.1- Схема замещения ЭС
2.3 Выбор устройств регулирования напряжения
Для обеспечения допустимого значения напряжения во всех точках ЭС, необходимо ограничить условиями максимально-допустимого напряжения по причине
электрической прочности изоляции линий и электрооборудования п/с, оно определяется как Umax=1,15·Uном.с.
Напряжения в узлах ВН п/с, по результатам расчёта, находятся в допустимых
пределах. Так же нам необходимо обеспечить желаемые напряжения на стороне
НН, которое можно поддержать согласно принципу встречного регулирования. Для
регулирования напряжения будем использовать устройства РПН.
Подстанция 2
Расчётное ответвление РПН, кВ,
24
р
U отв

U 4  U НН 117,7  11

 121,0 ,
UЖ
10,70
где
UЖ=1,07·UНОМ.С.=1,07·10=10,7 кВ.
Одна отпайка изменяет напряжение на, кВ,
Vотп 
kT
1,78
 U ВН 
 115  2,05 ,
100
100
где
ΔkT – число витков обмотки, содержащихся в каждой отпайке, равно 1,78.
Среднее число ответвлений,
nотв 
р
U отв
 U ВH 121,0  115

 2,93 ,
Vотв
2,05
Число ответвлений не может быть дробным, поэтому примем число ответвлений
равным ближайшему целому числу, в данном случае 3.
Стандартное ответвление РПН, кВ,
ст
U отв
 U ВН  nотв Vотп  115  3  2,05  121,2 .
Действительное напряжение на шинах НН, кВ,
U 4 Д  U 4 
U HH
11
 117,7 
 10,68 ,
ст
U отв
121,2
Подстанция 1
Расчётное ответвление РПН, кВ,
р
U отв

где
U 5  U НН 118,4 11

 121,7 ,
UЖ
10,70
UЖ=1,07·UНОМ.С.=1,07·10=10,7 кВ.
Одна отпайка изменяет напряжение на, кВ,
Vотп 
kT
1,78
 U ВН 
 115  2,05 ,
100
100
где
ΔkT – число витков обмотки, содержащихся в каждой отпайке, равно 1,78.
Среднее число ответвлений,
nотв 
р
U отв
 U ВH 121,7  115

 3,27 ,
Vотв
2,05
Число ответвлений не может быть дробным, поэтому примем число ответвлений
равным ближайшему целому числу, в данном случае 3.
25
Стандартное ответвление РПН, кВ,
ст
U отв
 U ВН  nотв Vотп  115  3  2,05  121,2 .
Действительное напряжение на шинах НН, кВ,
U 5 Д  U 5 
U HH
11
 118,4 
 10,74 ,
ст
U отв
121,2
Подстанция 3
Расчётное ответвление РПН, кВ,
р
U отв

U 6  U НН 119,2 11

 122,5 ,
UЖ
10,70
где
UЖ=1,07·UНОМ.С.=1,07·10=10,7 кВ.
Одна отпайка изменяет напряжение на, кВ,
Vотп 
kT
1,78
 U ВН 
 115  2,05 ,
100
100
где
ΔkT – число витков обмотки, содержащихся в каждой отпайке, равно 1,78.
Среднее число ответвлений,
nотв 
р
U отв
 U ВH 122,5  115

 3,66 ,
Vотв
2,05
Число ответвлений не может быть дробным, поэтому примем число ответвлений
равным ближайшему целому числу, в данном случае 4.
Стандартное ответвление РПН, кВ,
ст
U отв
 U ВН  nотв  Vотп  115  4  2,05  123, 2 .
Действительное напряжение на шинах НН, кВ,
U 6 Д  U 6 
U HH
11
 119,2 
 10,64 ,
ст
U отв
123,2
26
Список использованных источников
1 Лыкин, А. Электрические системы и сети / А. Лыкин. – Новосибирск: Издательство НГТУ, 2003. – 248 с.
2 Герасименко, А. А. Проектирование районной электрической системы:
учеб.пособие / А. А. Герасименко, В. М. Таюрский. – Красноярск: КПИ, 1982. - 120
с.
3 Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей. / Сост. В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. Б. Папернов и др.,
Высш.школа. – М, 1981. – 304 с.
4 Герасименко, А. А. Приложение к курсовому проекту по электрическим системам и сетям / А. А. Герасименко, В. М. Таюрский, Л. И. Пилюшенко. – Красноярск: Издательство КПИ, 1984. – 52.
5 Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / Сост. В. В.
Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др.; Энергоатомиздат. – М, 1985. –
352 с.
27