Развитие электрической сети энергорайона

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,31 Мб
  • Опубликовано:
    2012-04-14
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Развитие электрической сети энергорайона

Введение

электрический сеть район энергосистема

Электрификация, являющаяся стержнем строительства экономики общества, играет важную роль в развитии всех отраслей народного хозяйства, в осуществлении всего современного технического прогресса. Основой электрификации является развитие электроэнергетики страны. Развитие народного хозяйства и требования научно-технической революции диктуют необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создание экономичных, надежных систем энергоснабжения промышленных предприятий, автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами.

Энергетическое хозяйство нашей страны велико, но и спрос на электроэнергию постоянно растет. И поэтому повсеместно на огромной территории нашей страны идет энергетическое строительство.

Развитие электроэнергетических систем, вызываемое ростом электропотребления, осуществляется путем сооружения электрических станций, линий электропередачи, и понижающих подстанций. Потребность в их сооружении выявляется и обосновывается при проектировании развития электроэнергетических систем. При выборе наилучшего варианта развития учитываются критериальные свойства электроэнергетических систем - надежность и качество электроэнергии. Выдача мощности строящихся крупных электростанций предусматривается, как правило, по воздушным линиям электропередачи напряжением 330, 500 и 750 кВ, в связи с чем удельный вес этих линий в общем объеме электросетевого строительства постоянно увеличивается. Наряду с этим продолжается строительство воздушной линии электропередачи 220 кВ и ниже, служащих для распределения электрической энергии. Строятся сверхдальние электропередачи 1150 кВ переменного тока и 1500 кВ постоянного тока.

В современных условиях широкого внедрения электрической энергии во все отрасли промышленности, обеспечивающего непрерывный технический прогресс, важно уметь правильно выполнить монтаж электрооборудования станций, подстанций и линий электропередачи, уметь правильно эксплуатировать электроустановки. Решение практических задач электроснабжения требует знание передовых методов организации и проведения работ, правил техники безопасности и пользования специальным инструментом и приспособлениями.

Улучшение качества электроэнергии у потребителей, то есть поддержание напряжения на требуемом уровне, является важной народнохозяйственной задачей. По этому для поддержания напряжения применяется один из методов регулирования напряжения, метод регулирования напряжения трансформаторами с РПН, осуществляется изменением коэффициента трансформации путём переключения ответвлений обмоток, то есть ступенчато.


.Развитие электрической сети энергорайона

.1 Выбор схемы соединения линий электрической сети

Выбор схемы электрической сети производится одновременно с выбором напряжения и заключается в определении размещения подстанций, связей между ними, предварительной разработке принципиальных схем подстанций, определении числа и мощности трансформаторов на подстанциях и сечений проводов линий электропередачи. Выбор схемы производится на перспективу 5-10 лет.

Топология электрических сетей развивается в соответствии с географическими условиями, распределением нагрузок и размещением энергоисточников. Многообразие и несхожесть этих условий приводят к большому количеству конфигураций и схем электрической сети, обладающих различными свойствами и технико-экономическими показателями.

Таким образом, для развития электрических сетей рассматриваем два варианта топологии электрических сетей представленные на рисунках 4 и 7.

Далее осуществим экономическую оценку составленных вариантов, для чего выполним технико-экономический расчет каждого варианта.

1.2 Технический расчет существующей сети

Рисунок 1. Карта-схема существующей сети

Рисунок 2. Схема существующей электрической сети

Рисунок 3. Схема замещения существующей сети.

.2.1 Определение параметров схем замещений ЛЭП

Параметры линий, состоящих из n цепей, определяются по формулам:



где r0, х0 - погонные активное и реактивное сопротивления соответственно, Ом/км;

b0 - погонная емкостная проводимость, мкСм/км;

l - длина линии электропередачи, км;

n - число цепей.

Таблица 1. Расчетные данные по линиям электропередач

ЛЭП

Длина l, км

Число цепей

Uном, кВ

Марка провода

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0∙10 - 6, См/км

ЦП-Б Л1

100

1

220

АС-240

0.12

0.435

2.6

ЦП-Г Л2

80

1

220

АС-500

0.06

0.413

2.74

ЦП-А Л3

60

2

220

АС-240

0.12

0.435

2.6

3-2 Л4

50

1

220

АС-240

0.12

0.435

2.6

2-5 Л5

60

1

220

АС-240

0.12

0.435

2.6

7-10 Л6

40

1

110

АС-185

0.162

0.413

2.75

9-10 Л7

35

1

110

АС-70

0.428

0.444

2.55


Таблица 2. Параметры схем замещения линии

Номера линий

R, Ом

X, Ом

B, мкСм

Л-1

12

40.5

260

Л-2

4.8

33.04

219.2

Л-3

3.6

13.05

312

Л-4

6

21.75

130

Л-5

7.2

26.1

156

Л-6

6.48

16.52

110

Л-7

14.98

15.54

89.25

1.2.2 Определение параметров схем замещений трансформаторов и автотрансформаторов

Параметры трансформаторов и автотрансформаторов, взятые из справочника [2], приведены в табл.3

Таблица 3. Параметры трансформаторов и автотрансформаторов

Место установки

Тип

Sном, МВА

Кол-во

Uном, кВ

Uк, %

ΔPкз кВт

ΔPxх, кВт

Ixx, %





В

С

Н

В-С

В-Н

С-Н




п/ст А

АТДТЦН-200/220/110

200

2

230

121

11

11

32

20

430

125

0.5

п/ст Б

АТДЦТН-125/220/110

125

2

230

121

6.6

11

31

19

290

85

0.5

п/ст В

ТДЦТН - 80/110

80

2

115

38.5

11

11

18.5

7

390

82

0.6

п/ст Г

ТРДЦН - 40/220

40

2

230

-

11/11

-

12

-

170

50

0.9


Таблица 4. Параметры схем замещений трансформаторов и автотрансформаторов

Наименование п/ст

ΔPxx, МВт

ΔQxx, Мвар

R1, Ом

X1, Ом

R2, Ом

X2, Ом

R3, Ом

X3, Ом

Gт, мкСм

Bт, мкСм

А

0.125

1

0.284

15.21

0.284

0

0.569

27.06

2.36

25

Б

0.085

0.625

0.491

23.276

0.491

0

-

-

1.606

11.8

В

0.082

0.48

0.369

9.299

0.369

0

0.369

5.99

6.2

36.3

Г

0.050

0.36

2.81

79.35

-

-

-

-

3.2

17.013


Из полной схемы замещения получена расчетная схема путем упрощения за счет объединения последовательных элементов: обмоток ВН и СН всех автотрансформаторов. Кроме того, необходимо объединять (складывать) нагрузки, присоединенные к одним и тем же узлам.

Таблица 5 Параметры узлов и ветвей расчетной схемы сети

Узлы

Мощность узлов нагрузки

Ветви

Сопротивления ветвей

Проводимость ветвей

Коэффициент трансформации Кт


Рнаг, МВт

Qнаг, Мвар


R, Ом

Х, Ом

G, мкСм

В, мкСм


1

0

0

1-2

12

40.5


-260


2

45

23.05

1-3

4.8

33.04


-219.2


3

0

0

2-3

6

21.75


-130


4

20

23.38

3-4

2.81

79.35

3.2

17.03

0.043

5

0

0

1-5

3.6

13.05


-312


6

0

0

2-5

7.2

26.1


-156


7

0

0

5-6

0.284

15.21

2.36

25

1

8

70

33.9

6-7

0.284

0



0.526

9

0

0

6-8

0.569

27.06



0.043

10

0

0

7-10

6.48

16.52


-110


11

0

0

2-9

0.982

23.276

1.606

11.8

0.526

12

50

44.09

14.98

15.54


89.25


13

30

30.6

10-11

0.369

9.299

6.2

36.3

1




11-12

0.369

0



0.335




11-13

0.369

5.99



0.096

В узле 10 имеется генерация активной мощности 40 МВт и реактивной мощности 20 Мвар.

Информация об узлах расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 6.


Таблица 6. Информация об узлах расчетной схемы из программы RASTR

№ узлов

Uном, кВ

Рнаг, МВт

Qнаг, Мвар

Рген, МВт

Qген, Мвар

Qmin, Мвар

Qmax, Мвар

Umin, кВ

Umax, кВ

1

242

0

0



0

500

220

242

2

220

45

23.05







3

220

0

0







4

10

20

23.38







5

220

0

0







6

220

0

0







7

110

0

0







8

10

70

33.9







9

110

0

0







10

110

0

0

40

20





11

110

0

0







12

35

50

44.09







13

10

30

30.6







Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 7.

Таблица 7. Информация о ветвях расчетной схемы из программы RASTR

Ветвь

Сопротивление

Проводимость

Коэффициент трансформации Кт

нач

кон

R, Ом

Х, Ом

G, мкСм

В, мкСм


1

2

12

40.5


-260


1

3

4.8

33.04


-219.2


2

3

6

21.75


-130


3

4

2.81

79.35

3.2

17.03

0.043

1

5

3.6

13.05


-312


2

5

7.2

26.1


-156


5

6

0.284

15.21

2.36

25

1

6

7

0.284

0



0.526

6

8

0.569

27.06



0.043

7

10

6.48

16.52


-110


2

9

0.982

23.276

1.606

11.8

0.526

9

10

14.98

15.54


89.25


10

11

0.369

9.299

6.2

36.3

1

11

12

0.369

0



0.335

11

13

0.369

5.99



0.096

Результаты расчета существующей сети приведены в приложении А.

.3 Технико-экономический расчет первого варианта развития сети

Рисунок 4. Карта-схема первого варианта развития электрических сетей.

1.3.1 Выбор номинального напряжения новых линий

Нагрузка подстанций:

П/ст А: Р=70 МВт; Q=33.9 Мвар; S=70+ j33.9 МВА;

П/ст Б: Р=45 МВт; Q=23.05 Мвар; S=45+ j23.05 МВА;

П/ст В: Р1=50 МВт; Q1=44,09 Мвар; S1=50+j44.09 МВА;

Р2=30 МВт; Q2=30.6 Мвар; S2=30+j30,6 МВА;

П/ст Г: Р=20 МВт; Q=23.38 Мвар; S=20+ j23.38 МВА;

П/ст Д: Р=18 МВт; Q=13.5 Мвар; S=18+ j13.5 МВА;

П/ст М: Р=24 МВт; Q=16.75 Мвар; S=24+ j16.75 МВА;

Потокораспределение по новым линиям:

ЛЭП В-Д: SВ-Д=SД=18+ j13.5 МВА;

ЛЭП Б-М: SБ-М=SМ=24+ j16.75 МВА;

Зная потоки мощности по линиям, их данные, учитывая, что все линии двухцепные, выбираем номинальное напряжение ЛЭП по /1/, /2/ (таблица 8).

Таблица 8. Номинальное напряжение ЛЭП

Линия электропередачи

В-Д

Б-М

Номинальное напряжение Uном, кВ

110

220


1.3.2 Определение сечений проводов новых линий электропередачи

Район по гололеду рассматриваемой электрической сети II. Опоры линии электропередачи В-Д выбираются железобетонные, а опоры линии Б-М - металлические.

Расчетная токовая нагрузка для новых линий определяется по выражению:


где - максимальная мощность, протекающая по линиям в условиях нормальной работы, кВА;

αi - коэффициент увеличения тока при эксплуатации (1.05);

n - количество цепей линий электропередачи.

Расчетный ток в линии В-Д:


Расчетный ток в линии Б-М:

Для рассматриваемого варианта расчетные токи в линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 9.

Таблица 9. Расчетные токи в линиях

Линия электропередачи

В-Д

Б-М

Расчетный ток, А

62,1

40,3


Сечения проводов новых линий выбираются по экономическим токовым интервалам.

Выбор осуществляется в соответствии с методическими указаниями /3/, по таблице 3 /1/ зависимости от номинального напряжения, расчетного тока, района по гололеду, материала и ценности опор.

В таблице 10 приведены выбранные сечения.

Таблица 10. Выбранные сечения ЛЭП

Линия электропередачи

В-Д

Б-М

Марка и сечение проводов

АС-70

АС-240


Проверка сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

При выходе из строя одной цепи по оставшейся должна передаваться прежняя мощность, т.е. ток линии увеличивается в два раза по сравнению с нормальным режимом.

Iрм=2Iр.

ЛЭП В-Д: Iрм=2∙62,1=124,2 А

Для провода АС-70 допустимый ток Iдоп=265 А

Iдоп> Iрм, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.

ЛЭП Б-М: Iрм=2∙40,3=80,6 А

Для провода АС-240 допустимый ток Iдоп=610 А

Iдоп> Iрм, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.

Расчетные данные по линиям электропередачи с выбранными проводами приведены в таблице 11. Проверка по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.

Таблица 11. Расчетные данные по линиям электропередачи

ЛЭП

Длина l, км

Число цепей

Uном, кВ

Марка провода

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0∙10 - 6, См/км

В-Д

64

2

110

АС-70

0.428

0.444

2.55

Б-М

66

2

220

АС-240

0.120

0.435

2.60


1.3.3 Выбор трансформаторов новых подстанций

На подстанции Д предусмотрена установка двух трансформаторов.

Мощность каждого из них:

Sтр=(0,65-0,7)SД=(0,65-0,7)=(0.65-0.7) 18/0.8=(14.625-15.75) МВА

Выбираем трансформаторы ТДН - 16/110

На подстанцию М предусматривается установка двух трансформаторов.

Мощность каждого из них:

Sтр=(0,65-0,7)SМ=(0,65-0,7)=(0.65-0.7) 24/0.82=(19.045-20.51) МВА

Выбираем трансформаторы ТДТН - 25/220

Параметры выбранных трансформаторов, взятые из справочника /4/, приведены в таблице 12.

Таблица 12. Параметры выбранных трансформаторов

Место Установки

Тип

Sном, МВА

Кол-во

Uном, кВ

Uк, %

ΔPкз, кВт

ΔPxх, кВт

Ixx, %





В

С

Н

В-С

В-Н

С-Н




п/ст Д

ТДН - 16/110

16

2

115

-

6,6

-

10,5

-

85

19

0.7

п/ст М

ТДТН- 25/220

25

2

230

38.5

6,6

12.5

20

6.5

220

55

1,1

.3.4 Выбор схем подстанций

Руководствуясь указаниями, приведенными в методических и справочных источниках /2/, /3/, выбираем следующие схемы подстанций:

п/ст Д - мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов;

п/ст М - мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов;

Схема первого варианта развития электрической сети имеет вид, представленный на рисунке 5.

Рисунок 5. Схема первого варианта развития электрической сети

1.3.5 Расчет на ЭВМ максимального режима сети

Схема замещения сети первого варианта развития изображается на рисунке 6. При вводе исходной информации можно вводить проводимости шунтов или дополнительные нагрузки соответствующих узлов, равные потерям активной и реактивной мощности холостого хода трансформатора ΔРХХ, ΔQХХ соответственно.

Таблица 13. Параметры схем замещения ЛЭП

Номера линий

R, Ом

X, Ом

B, мкСм

Л-1

12

40.5

260

Л-2

4.8

33.04

219.2

Л-3

3.6

13.05

312

Л-4

21.75

130

Л-5

7.2

26.1

156

Л-6

6.48

16.52

110

Л-7

14.98

15.54

89.25

Л-8

13.696

14.208

326.4

Л-9

3.96

14.355

343.2


Рисунок 6. Схема замещения первого варианта развития сети.

Таблица 14. Параметры схем замещения трансформаторов

Наименование п/ст

ΔPxx, МВт

ΔQxx, Мвар

R1, Ом

X1, Ом

R2, Ом

X2, Ом

R3, Ом

X3, Ом

Gт, мкСм

Bт, мкСм

А

0.125

1

0.284

15.21

0.284

0

0.569

27.06

2.36

25

Б

0.085

0.625

0.491

23.276

0.491

0

-

-

1.606

11.8

В

0.082

0.48

0.369

9.299

0.369

0

0.369

5.99

6.2

36.3

Г

0.050

0.36

2.81

79.35

-

-

-

-

3.2

17.013

Д

0,019

0,112

2,196

43,39

-

-

-

-

1,44

8,46

М

0,055

0,275

5,92

136,5

5,92

0

5,92

74,06

1,04

5,198


Из полной схемы замещения получена расчетная схема путем упрощения за счет объединения последовательных элементов: обмоток ВН и СН всех автотрансформаторов. Кроме того, необходимо объединять (складывать) нагрузки, присоединенные к одним и тем же узлам.

Таблица 15. Параметры узлов и ветвей расчетной схемы сети

Узлы

Мощность узлов нагрузки

Ветви

Сопротивления ветвей

Проводимость ветвей

Коэффициент трансформа ции Кт


Рнаг, МВт

Qнаг, Мвар


R, Ом

Х, Ом

G, мкСм

В, мкСм


1

0

0

1-2

12

40.5


-260


2

45

23.05

1-3

4.8

33.04


-219.2


3

0

0

2-3

6

21.75


-130


4

20

23.38

3-4

2.81

79.35

3.2

17.03

0.043

5

0

0

1-5

3.6

13.05


-312


6

0

0

2-5

7.2

26.1


-156


7

0

0

5-6

0.284

15.21

2.36

25

1

8

70

33.9

6-7

0.284

0



0.526

9

0

0

6-8

0.569

27.06



0.043

10

0

0

7-10

6.48

16.52


-110


11

0

0

2-9

0.982

23.276

1.606

11.8

0.526

12

50

44.09

9-10

14.98

15.54


89.25


13

30

30.6

10-11

0.369

9.299

6.2

36.3

1

14

0

0

11-12

0.369

0



0.335

15

18

13.5

11-13

0.369

5.99



0.096

16

0

0

2-16

3,96

14,355


-343,2


17

0

0

16-17

5,92

136,5

1,04

5,198

1

18

16

11.17

17-19

5,92

0



0,167

19

8

5.58

17-18

5,92

74,06



0,029




10-14

13,69

14,208


-326,4





14-15

2,196

43,39

1,44

8,46

0,06


В узле 10 имеется генерация активной мощности 40 МВт и реактивной мощности 20 Мвар.

Информация об узлах расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 16.

Таблица 16. Информация об узлах расчетной схемы из программы RASTR

№ узлов

Uном, кВ

Рнаг, МВт

Qнаг, Мвар

Рген, МВт

Qген, Мвар

Qmin, Мвар

Qmax, Мвар

Umin, кВ

Umax, кВ

1

242





0

500

220

242

2

220

45

23.05







3

220









4

10

20

23.38







5

220









6

220









7

110









8

10

70

33.9







9

110









10

110



40

20





11

110









12

35

50

44.09







13

10

30

30.6







14

110









15

6

18

35







16

220









17

220









18

6

16

11,17







19

35

8

5,58











В данном случае в качестве базисного и балансирующего узла (БУ) принят узел №1. Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 17.

Таблица 17. Информация о ветвях расчетной схемы из программы RASTR

Ветвь

Сопротивление

Проводимость

Коэффициент трансформации Кт

нач

кон

Х, Ом

G, мкСм

В, мкСм


1

2

12

40.5


-260


1

3

4.8

33.04


-219.2


2

3

6

21.75


-130


3

4

2.81

79.35

3.2

17.03

0.043

1

5

3.6

13.05


-312


2

5

7.2

26.1


-156


5

6

0.284

15.21

2.36

25

1

6

7

0.284

0



0.526

6

8

0.569

27.06



0.043

7

10

6.48

16.52


-110


2

9

0.982

23.276

1.606

11.8

0.526

9

10

14.98

15.54


89.25


10

11

0.369

9.299

6.2

36.3

1

11

12

0.369

0



0.335

11

13

0.369

5.99



0.096

2

16

3,96

14,355


-343,2


16

17

5,92

136,5

1,04

5,198

1

17

19

5,92

0



0,167

17

18

5,92

74,06



0,029

10

14

13,69

14,208


-326,4


14

15

2,196

43,39

1,44

8,46

0,06


По исходной информации об узлах и ветвях по программе RASTR на ПК выполнен расчет нормального максимального режима электрической сети. Распечатка результатов расчетов максимального режима работы первого варианта развития приводится в приложении А

1.3.6 Балансы мощности

Выбор основных компенсирующих устройств

Активная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Р в базисном узле №1 и в узле №10:

РПген1 + Рген10 = 226,5+40,0=266,5 МВт.

В соответствии с заданным условием баланс Ргс≥РП выполняется.

Реактивная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Q в базисном узле №1 и в узле №10:

QП=Qген1+Qген10 =125,6+20=145,6 Мвар.

Максимальная располагаемая мощность:

Qгс = РП∙tgφ = 266,5∙0.62 = 165,23 Мвар.

Условие Qгс≥QП выполняется, поэтому установка компенсирующих устройств, требуемая по балансу реактивной мощности, не предусматривается.

.3.7 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Капитальные затраты. Определим капитальные затраты на линии электропередачи.

где Кудi - стоимость 1 км линии i /2/;

l - длина линии, км;

m - количество линий.

Таблица 18. Параметры линий электропередач

ЛЭП

Uном, кВ

l,км

Марка провода

Тип опоры

Куд, тыс.руб/км

Кл, тыс.руб

В-Д

110

64

АС-70

Железобетонная 2-х цепная

890

113920

Б-М

220

66

АС-240

Металлическая 2-х цепная

1535

202620


Подставив численные значения в формулу, получим:

КлΣ=113920+202620=316540 тыс.руб.

При определении Куд принят II район по гололеду.

Определим капитальные затраты на подстанции:


где Кячi - стоимость ячеек распределительных устройств /2/;

Ктрi - стоимость трансформаторов /2/;

Кпостi - постоянная часть затрат /2/;

n - число подстанций.

п/ст Д: Кпс=6000+2∙3150+10500=22800 тыс.руб.

п/ст М: Кпс=14000+2∙7400+18000=46800 тыс.руб.

КпсΣ=22800+46800=69600тыс.руб.

К=КлΣпсΣ=316540+69600 =386140 тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:



где аал - амортизационные отчисления на линии электропередачи;

аол - отчисления на обслуживание линий электропередачи;

аап - амортизационные отчисления на подстанции;

аоп - отчисления на обслуживание подстанций.

Пользуясь справочными данными /2/, определяем соответствующие издержки:

ИЛ=0,031×113920+0,028×202620=9204,88 тыс.руб.

ИПС=0,094×22800+0,084×46800=6074,4 тыс.руб.

И´=9204,88+6074,4=15279,28 тыс.руб.

Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии:

Зпотэ´ΔЭ'+ Зэ´'ΔЭ''

Определим величину переменных потерь электроэнергии:

ΔЭ'=τΣΔРмакс

Суммарные переменные потери активной мощности берутся из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:

ΣΔРмакс=7,335+1,587=8,921 МВт

ΔЭ'=3411∙8,921∙103=30429,5∙103 кВт∙ч.

Определим величину постоянных потерь электроэнергии:

ΔЭ''=Тр ΣΔРхх

Потери активной мощности ΣΔРхх берутся как сумма ΔРхх всех трансформаторов в сети.

ΣΔРхх=0,416 МВт.

ΔЭ''=8760∙0.416∙103 =3644,16∙103 кВт∙ч.

Значения Зэ´ и Зэ'' определяются по соответствующим зависимостям [2]:

Зэ´=1,10 руб/кВт∙ч;

Зэ''=0,88 руб/кВт∙ч;

Зпот=1,10∙30429,5∙103 + 0,88∙3644,16∙103=36679,36 тыс.руб.

Суммарные эксплуатационные издержки по сети:

И=И'+Зпот=15279,28 + 36679,36 =51958,64 тыс.руб.

Приведенные народнохозяйственные затраты по первому варианту:

З=Ен∙К+И,

где Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.

Подставив численные значения в формулу, получим:


З=0.12∙386140+51958,64=98295,44 тыс.руб.

1.4 Технико-экономический расчет второго варианта развития сети

Рисунок 7. Карта-схема второго варианта развития электрических сетей.

1.4.1 Выбор номинального напряжения новых линий

Нагрузка новых подстанций та же, что и в первом варианте.

Потокораспределение по новым линиям:

Для определения потокораспределений в кольце Б-Д-В Б-М-Г приближенно принимаем равенство напряжений в точках питания В и Б, Б и Г. Выполняем расчет потокораспределения относительно этих точек питания в соответствующих линиях с двухсторонни питанием.




Зная потоки мощности по линиям, их данные, учитывая, выбираем номинальное напряжение ЛЭП [1], [2]. Выбранные напряжения для новых линий приведены в таблице 19.

Таблица 19. Напряжения новых ЛЭП

Линия электропередачиГ-ММ-БВ-ДД-Б





Номинальное напряжение Uном, кВ

220

220

110

110

.4.2 Определение сечений проводов новых линий электропередачи

Район по гололеду рассматриваемой электрической сети II. Опоры линий электропередачи .

Расчетная токовая нагрузка для новых линий.

Расчетный ток в линии Г-М:



Расчетной ток в линии М-Б:

Расчетной ток в линии В-Д:

Расчетной ток в линии Д-Б:

Зная потоки мощности по линиям, длины линий, выбираем номинальные напряжения ЛЭП /2/.

Таблица 20. Выбранные сечения ЛЭП

Линия электропередачи

Г-М

М-Б

В-Д

Д-Б

Марка и сечение проводов

АС-240

АС-240

АС-70

АС-70


Проверка сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

При выходе из строя одной из питающей линии по оставшиеся должна передаваться прежняя мощность, т.е. ток будет равен сумме токов питающих линий:

Iрм=Iр1+Ip2.

ЛЭП Г-М: IрМ=IрГ-М+ IрМ-Б=34,2 + 46,6 = 80,8 А.

Для провода АС-240 допустимый ток

Iдоп=610 А; Iдоп>IрМ, т.е. данный провод проходит по условию нагрева.

ЛЭП М-Б: IрМ=IрМ-Б+ IрМ-Б= 34,2 + 46,6 = 80,8 А.

Для провода АС-240 допустимый ток

Iдоп=610 А; Iдоп>IрМ, т.е. данный провод проходит по условию нагрева.

ЛЭП В-Д: IрМ=IрВ-Д+IрД-Б=33,1+57,9 = 91 А.

Для провода АС-70 допустимый ток

Iдоп=265 А; Iдоп>IрМ, т.е. данный провод проходит по условию нагрева.

ЛЭП Д-Б: IрМ=IрВ-Д+IрД-Б=33,1+57,9 = 91 А.

Для провода АС-150 допустимый ток

Iдоп=265 А; Iдоп>IрМ, т.е. данный провод проходит по условию нагрева.

Таблица 21. Расчетные данные по линиям электропередачи с выбранными проводами

ЛЭП

Длина l, км

Число цепей

Uном, кВ

Марка провода

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0∙10 - 6, См/км

Г-М

90

1

220

АС-240

0.120

0.435

2.60

М-Б

66

1

220

АС-240

0.120

0.435

2.60

В-Д

64

1

110

АС-70

0.428

0.444

2.55

Д-Б

56

1

110

АС-70

0.428

0.444

2.55

.4.3 Выбор трансформаторов новых подстанций

На подстанциях М и К выбираем такие же трансформаторы, как и в первом варианте, т.к. расчетные условия не меняются.

.4.4 Выбор схем подстанций

Руководствуясь указаниями, приведенными в методических и справочных источниках /1/, /2/, выбираем схемы подстанций:

п/ст М и К - такие же как в первом варианте.

Рисунок 8. Схема второго варианта развития электрической сети


1.4.5 Расчет на ЭВМ максимального режима сети

Схема замещения сети второго варианта развития изображена на рисунке 9.

Расчет параметров схем замещений элементов сети приведены в приложении А.

Таблица 22. Параметры схем замещения элементов сети, отсутствующих в первом варианте

Номера линий

R, Ом

X, Ом

B, мкСм

Л-8

27,392

28,416

163,2

Л-9

23,968

24,864

142,8

Л-10

7,92

28,71

171,6

Л-11

10,8

39,15

234


Параметры схем замещения трансформаторов такие же, как в первом варианте.

Рисунок 9. Схема замещения второго варианта сети.

Расчетная схема второго варианта в незначительной части отличается от схемы первого варианта, поэтому для расчета режима используются ранее подготовленные массивы об узлах и ветвях с коррекцией части данных. При этом в данных по узлам не изменяется информация по узлам.

Данные по ветвям корректируются в соответствии с таблицей 23.

Таблица 23. Информация о ветвях расчетной схемы из программы RASTR

Ветвь

 Сопротивление

 Проводимость

нач

кон

R, Ом

Х, Ом

G, мкСм

В, мкСм

3

16

10,8

39,15


-234

2

16

7,92

28,71


-171,6

9

23,968

24,864


-142,8

10

14

27,392

28,416


-163,2

По скорректированным указанным образом исходным данным выполняется расчет максимального режима второго варианта развития сети. Распечатка результатов расчета максимального режима работы второго варианта развития сети приводится в приложении А.

Анализ результатов расчета показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяет сделать предварительное заключение о работоспособности выбранного второго варианта развития электрической сети.

1.4.6 Балансы мощности

Выбор основных компенсирующих устройств

Активная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Р в базисном узле №1 и в узле №10:

РПген1 + Рген10 = 224,1 + 40 = 264,1 МВт.

В соответствии с заданным условием баланс Ргс≥РП выполняется.

Реактивная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Q в базисном узле №1 и в узле 10:

QП=Qген1 + Qген10 = 117,7 + 20 = 137,7 Мвар.

Максимальная располагаемая мощность:

Qгс= РП∙tgφ = 264,1∙0.62 = 163,742 Мвар.

Условие Qгс≥QП выполняется, поэтому установка компенсирующих устройств, требуемая по балансу реактивной мощности, не предусматривается.

1.4.7 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Капитальные затраты. Определим капитальные затраты на линии электропередачи.

Таблица 24. Параметры линий электропередач

ЛЭП

Uном, кВ

l ,км

Марка провода

Тип опоры

Куд, тыс.руб/км

Кл, тыс.руб

Г-М

220

90

АС-240

Метал. 1-цепная

940

84600

М-Б

220

66

АС-240

Метал. 1-цепная

940

62040

В-Д

110

56

АС-70

Ж/Б 1-цепная

600

33600

Д-Б

110

64

АС-70

Ж/Б 1-цепная

600

38400


Подставив численные значения в формулу, получим:


КлΣ=84600 + 62040 + 33600 + 38400 = 218640 тыс.руб.

При определении Куд принят II район по гололеду.

Определим капитальные затраты на подстанции:


где Кячi - стоимость ячеек распределительных устройств /2/;

Ктрi - стоимость трансформаторов /2/;

Кпостi - постоянная часть затрат /2/;

n - число подстанций.

п/ст Д: Кпс=6000+2∙3150+10500=22800 тыс.руб.

п/ст М: Кпс=14000+2∙7400+18000=46800 тыс.руб.

КпсΣ=22800+46800=69600тыс.руб.

К=КлΣпсΣ=218640 + 69600 =288240 тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:

ИЛ=0,031×(33600+38400)+0,028×(84600+62040)=6337,92 тыс.руб.

ИПС=0,094×22800+0,084×46800=6074,4 тыс.руб.

И´=6337,92 + 60474,4= 12412,3 тыс.руб.

Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии.

Суммарные переменные потери активной мощности берутся из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:

ΣΔРмакс = 5,605 + 1,543 = 7,148 МВт;

Из расчетов первого варианта принимаем t=3411 ч.

ΔЭ'=3411∙7,148∙103=24269,27∙103 кВт∙ч.

Определим величину постоянных потерь электроэнергии.

Потери активной мощности ΣΔРхх берётся как сумма ΔРхх всех трансформаторов в сети.

ΣΔРхх = 0.466 МВт;

ΔЭ''=8760∙0.416∙103=3644,16∙103 кВт∙ч.

Значения Зэ´ и Зэ'' определяются по соответствующим зависимостям:

Зэ´=1,10 руб/кВт∙ч;

Зэ''=0,88 руб/кВт∙ч;

Зпот=1,10∙24269,27∙103 + 0,88∙3644,16∙103 =29903,06 тыс.руб.

Суммарные эксплуатационные издержки по сети:

И=И' + Зпот= 12412,3 + 29903,06 = 42315,36 тыс.руб.

Приведенные народнохозяйственные затраты по второму варианту:

З=Ен∙К+И=0.12∙288240 + 42315,36 = 76904,16 тыс.руб.


1.5 Технико-экономическое сравнение вариантов

Таблица 25. Результаты технико-экономического сравнения вариантов

Наименование затрат

Величина затрат, тыс.руб.


Вариант 1-й

Вариант 2-й

Капитальные затраты

Стоимость сооружений ЛЭП

316540

218640


Стоимость сооружений п/ст

69600

69600


Итого

386140

288240

Ежегодные эксплуатационные издержки

Эксплуатационные издержки

15279,36

12412,3


Затраты на возмещение потерь

36679,36

29903,06


Итого

51958,64

42315,36

Приведенные затраты

98295,44

76904,16


Как следует из табл.25, более выгодным является 2-ой, так как З12. Поэтому к исполнению принимается 2-ой вариант развития сети, для которого выполняются дальнейшие расчеты.

1.6 Расчеты на ЭВМ минимального и послеаварийного режимов электрической сети первого варианта

Минимальный режим

Для расчета этого режима в исходные данные вносятся следующие изменения в соответствии с методически указаниями: изменяем напряжение базисного узла на 5%, уменьшаем значения нагрузок в узлах (новые нагрузки в соответствии с заданием, все остальные на 50%).

Информация по вносимым изменениям приведена в таблице 26.

Таблица 26. Вносимые изменения для расчета минимального режима

Узлы

2

4

8

12

13

15

18

19

Мощность узлов

Р, МВт

22,5

10

35

25

15

9

8,8

4,4


Q, Мвар

11,5

11,69

17

22,45

15,3

6,75

6,14

3,07



Напряжение в базисном узле для минимального режима UБУ=230 кВ.

Как показывает анализ результатов, минимальный режим приемлем для сети. По сравнению с максимальным режимом возросли уровни напряжений в узлах, что объясняется главным образом уменьшением падений напряжений в ветвях. Существенно уменьшились суммарные потери мощности в сети.

Расчет минимального режима приводится в приложении А.

Послеаварийный режим

В качестве послеаварийного режима выбран режим максимальных нагрузок при отключении линии Л-6.

Таблица 27. Исходные данные в соответствии с требованиями программы RASTR

№ узлов

Uном, кВ

Рнаг, МВт

Qнаг, Мвар

Рген, МВт

Qген, Мвар

Qmin, Мвар

Qmax, Мвар

Umin, кВ

Umax, кВ

1

242





0

500

220

242

2

220

45

23.05







3

220









4

10

20

23.38







5

220









6

220









7

110









8

10

70

33.9







9

110









10

110



40

20





11

110









12

35

50

44.09







13

10

30

30.6







14

110









15

6

18

35







16

220









17

220









18

6

16

11,17







19

35

8

5,58









Таблица 28. Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR

Ветвь

 Сопротивление

 Проводимость

Коэффициент трансформации Кт

нач

кон

R, Ом

Х, Ом

G, мкСм

В, мкСм


1

2

12

40.5


-260


1

3

4.8

33.04


-219.2


2

3

6

21.75


-130


3

4

2.81

79.35

3.2

17.03

0.043

1

5

3.6

13.05


-312


2

5

7.2

26.1


-156


5

6

0.284

15.21

2.36

25

1

6

7

0.284

0



0.526

6

8

0.569

27.06



0.043

3

16

10,8

39,15


-234


2

9

0.982

23.276

1.606

11.8

0.526

9

10

14.98

15.54


89.25


10

11

0.369

9.299

6.2

36.3

1

11

12

0.369

0



0.335

11

13

0.369

5.99



0.096

2

16

7,92

28,71


-171,6


16

17

5,92

136,5

1,04

5,198

1

17

19

5,92

0



0,167

17

18

5,92

74,06



0,029

10

14

27,392

28,416


14

15

2,196

43,39

1,44

8,46

0,06

9

14

23,968

24,864


-142,8



Результаты расчета послеаварийного режима после корректировки напряжения приведены в приложении А.

Анализ результатов расчета послеаварийного режима показывает, что этот режим приемлем для сети, однако его параметры существенно изменились. В частности, суммарные потери мощности в сети возросли, уровни напряжений снизились.

1.7 Анализ режимов сети

.7.1 Выявление перегруженных элементов существующей сети

Линии электропередачи.

Таблица 29. Данные для проверки условия перегрузки линий

Линия

Л-1

Л-2

Л-3

Л-4

Л-5

Л-6

Л-7

IЭ, А

280

700

305

280

280

220

115

Iмакс, А

155

158

348

49

62

217

173


Значения IЭ взяты из справочного пособия /2/, а значения Iмакс берутся из распечатки результатов расчета максимального режима работы второго варианта развития сети.

Эти данные показывают, что для всех линий условие 2IЭ≥Iмакс выполняется, поэтому усиление сети не требуется.

Трансформаторы.

Таблица 30. Данные для проверки условия перегрузки трансформаторов

Место установки

Sном, МВА

Рпс, Мвт

Qпс, Мвар

Sпс, МВА

пс А

200

179,4

158,81

239

пс Б

125

42,47

41,43

59,3

пс В

80

80,67

85,86

117,8

пс Г

40

20,11

24,46

31,7

пс М

25

24,22

20,05

31,4

пс Д

16

18,11

15,47

23,8


Сравнение показывает, что для всех трансформаторов условие Sном≥0.65∙Sпс выполняется, поэтому замена существующих трансформаторов не требуется.

1.7.2 Регулирование напряжений на подстанции

Оценка уровней напряжений на шинах вторичного (низкого) напряжения новых подстанций показывает, что принятые коэффициенты трансформации не обеспечивают требуемые уровни напряжений в рассмотренных режимах.

Таблица 31. Результаты расчетов по выбору отпаек трансформаторов

П/ст

Режим

Напряжение до регулирования, кВ

Напряжение после регулирования, кВ

Напряжение ответвления, кВ

Коэффициент трансформации

В

макс.   миним. п. а. р.

10,2 36,1 10,9 38,4 8,9 31,6

10,2 36,1 10,3 37 10,3 36,0

115 115 115+3х1,78% 115+2х1,78% 115-8х1,78% 115-7х1,78%

0.096 0,335 0,096/0,091 0,335/0,323 0,096/0,0112 0,335/0,382

Д

макс. миним п. а. р.

6,5 6,4 5,6

6,1 6,4 6,2

115+1х1,78 115 115-4х1.78%

0,006/0,056 0,056 0,056/0,062

1.8 Основные технико-экономические показатели сети

Капитальные вложения на сооружение всех линий, подстанций и сети в целом.

Таблица 32. Капитальные затраты на ЛЭП

ЛЭП

Uном, кВ

l, км

Марка провода

Тип опоры

Куд, тыс.руб/км

Кл, тыс.руб

Л-1

220

100

АС-240

Металл. 1-цепная

1050

105000

Л-2

220

80

АС-500

Металл.1-цепная

1190

95200

Л-3

220

60

АС-240

Металл.2-цепная

1720

103200

Л-4

220

50

АС-240

Металл.1-цепная

1050

52500

Л-5

220

60

АС-240

Металл.1-цепная

1050

63000

Л-6

110

40

АС-185

Ж/Б 1-цепная

645

25800

Л-7

110

35

АС-70

Ж/Б 1-цепная

600

21000

Б-Д

110

56

АС-70

Ж/Б 1-цепная

600

38400

В-Д

110

64

АС-70

Ж/Б 1-цепная

600

33600

Г-М

220

90

АС-240

Металл.1-цепная

940

84600

М-Б

220

66

Ас-240

Металл.1-цепная

940

62040


Суммарные капитальные затраты на линии:

КлΣ = 105000 + 95200 + 103200 + 52500 + 63000 + 25800 + 21000 + 38400 + 33600+84600+62040 =684340 тыс.руб.

Капитальные затраты на подстанции

Все существующие подстанции имеют схемы с двумя несекционированными системами сборных шин.

ЦП: Кпс = 5∙4500 = 22500 тыс.руб;

п/ст А: Кпс = 4∙4500 + 3∙1750 + 2∙16600 + 26000 = 82450 тыс.руб;

п/ст Б: Кпс = 6∙4500 + 3∙1750 + 2∙12650 + 26000 = 83550 тыс.руб;

п/ст В: Кпс = 5∙1750 + 4×450+2∙8250 + 10500 = 37750 тыс.руб;

п/ст Г: Кпс = 4∙4500 + 2∙8450+ 18000 = 52900 тыс.руб;

п/ст К: Кпс = 50300 тыс.руб.

п/ст М: Кпс = 26300 тыс.руб.

Капитальные суммарные затраты на подстанциях 220 и 110 кВ:

КпсΣ220 =22500+ 82450+ 83550 + 52900+50300 =291700 тыс.руб;

КпсΣ110 = 37550+ 26300 =63850 тыс.руб;

Ежегодные эксплутационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:


ИЛ=0,031×(25800+21000+38400+33600)+0,028×(105000+95200+103200+ 52500+63000+84600+62040)=19517,92 тыс.руб.

ИПС=0,094×(37550+26300)+0,084×(22500+82450+83550+52900+

)=30504,7 тыс.руб.

И' = 19517,92 + 30504,7 = 50022,62 тыс.руб.

Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии:

Зпот = 29903,06 тыс.руб.

Количество электрической энергии, полученной потребителями за год:

Эгод=SРмаксi×Тнбi=5000×(45+20+70+50+30+18+16+8)=1,28×106 кВт×ч

Себестоимость передачи электроэнергии:





2. Расчеты допустимых перетоков мощности

.1 Понятие о статической устойчивости

В рассматриваемых простейших условиях признаком устойчивости системы является такой характер изменения мощностей и моментов при небольшом отклонении от состояния равновесия, который вынуждает систему вновь возвращаться к исходному состоянию. В режиме работы в точке а (рис. 10), мощности генератора, и турбины уравновешивают друг друга. Если допустить, что угол da получает небольшое приращение Dd, то мощность генератора, следуя синусоидальной зависимости от угла, также изменится на некоторую величину DР, причем, как вытекает из рис. 10, в точке а положительному приращению угла Dd соответствует также положительное изменение мощности генератора DР. Что же касается мощности турбины, то она не зависит от угла d и при любых изменениях последнего остается постоянной и равной Ро. В результате изменения мощности генератора равновесие моментов турбины и генератора оказывается нарушенным и на валу машины возникает избыточный момент тормозящего характера, поскольку тормозящий момент генератора в силу положительного изменения мощности DР преобладает над вращающим моментом турбины.

Под влиянием тормозящего момента ротор генератора начинает замедляться, что обусловливает перемещение связанного с ротором вектора э. д. с. генератора Е в сторону уменьшения угла d. В результате уменьшения угла вновь восстанавливается исходный режим работы в точке а и, следовательно, этот режим должен быть признан устойчивым. К тому же выводу можно прийти и при отрицательном приращении угла Dd в точке а.

Совершенно иной получается картина в точке b. Здесь положительное приращение угла Dd сопровождается не положительным, а отрицательным изменением мощности генератора DР. Изменение мощности генератора вызывает появление избыточного момента ускоряющего характера, под влиянием которого угол d не уменьшается, а возрастает. С ростом угла мощность генератора продолжает падать, что обусловливает дальнейшее увеличение угла и т. д. Процесс сопровождается непрерывным перемещением вектора э. д. с. Е относительно вектора напряжения приемной системы U (рис.7) и станция выпадает из синхронизма. Таким образом, режим работы в точке b статически неустойчив и практически неосуществим.

Рисунок 10. Изменение мощности при приращении угла

Рисунок11. Выпадение из синхронизма

Рисунок 12. Зависимость синхронизирующей мощности от угла

Под статической устойчивостью, вообще говоря, понимают способность системы самостоятельно восстановить исходный режим работы при малом возмущении. Статическая устойчивость является необходимым условием существования установившегося режима работы системы, но отнюдь не предопределяет способности системы продолжать работу при резких нарушениях режима, например при коротких замыканиях.

Итак, точка а и любая другая точка на возрастающей части синусоидальной характеристики мощности отвечают статически устойчивым режимам и, наоборот, все точки падающей части характеристики статически неустойчивым. Из приведенных выше соображений, характеризующих условия работы системы, непосредственно вытекает следующий формальный признак статической устойчивости рассмотренной простейшей системы: приращения угла d и мощности генератора Р должны иметь один и тот же знак, т. е. DР /Dd > 0 или, переходя к пределу,dP/dd >0(2)

Производная dP/dd, как известно, носит название синхронизирующей мощности, и, следовательно, критерием статической устойчивости системы в рассмотренных условиях является положительный знак синхронизирующей мощности. Производная мощности по углу согласно (1) равна, очевидно,

dP/dd= ЕU/ xc cos d(3)

она положительна при d< 90° (рис.8). В этой области и возможны устойчивые установившиеся режимы работы системы. Критическим с точки зрения устойчивости в рассматриваемых условиях (при чисто индуктивной связи генератора с шинами приемной системы) является значение угла d = 90°, когда достигается максимум характеристики мощности.

Коэффициент запаса статической (апериодической) устойчивости по активной мощности в сечении (KP) вычисляется по формуле:

, где

Pпр - предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении;

Р - переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0;

DPнк - амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом сечении (принимается, что под действием нерегулярных колебаний переток изменяется в диапазоне Р ± DPнк).

Запас устойчивости по активной мощности может быть задан также в именованных единицах, DPзап= Pпр - (P + ΔРнк).

Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности устанавливается для каждого сечения энергосистемы (в том числе, частичного) по данным измерений. При отсутствии таких данных расчетная амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности сечения может быть определена по выражению:

, где

н1, Pн2, МВт, - суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон рассматриваемого сечения. Коэффициент K, , принимается равным 1,5 при ручном регулировании и 0,75 при автоматическом регулировании (ограничении) перетока мощности в сечении.

Амплитуда нерегулярных колебаний, найденная для сечения, может быть распределена по частичным сечениям в соответствии с коэффициентами распределения мощности в этом сечении.

В случае оперативного (неавтоматического) изменения уставок ограничителей (регуляторов) перетоков при аварийном изменении схемы сечения их действие в послеаварийном режиме не учитывается. Для всех режимов допускается принимать величину DPнк для режима максимальных нагрузок.

Вычисление предельного по статической устойчивости перетока в сечении осуществляется утяжелением режима (увеличением перетока). При этом рассматриваются траектории утяжеления режима, представляющие собой последовательности установившихся режимов, которые при изменении некоторой группы параметров позволяют достичь границы области статической устойчивости.

Следует рассматривать увеличение перетока в сечении для ряда траекторий утяжеления, которые характерны для данной энергосистемы и различаются перераспределением мощности между узлами, находящимися по разные стороны рассматриваемого сечения. Значение Рпр определяется по траектории, которой соответствует наименьшая предельная мощность.

Рассматриваются как правило сбалансированные по мощности способы утяжеления режима, т.е. такие, при которых частота остается практически неизменной.

Перетоки, предельные по статической устойчивости, и перетоки, допустимые в послеаварийных режимах, определяются с учетом перегрузки оборудования (в частности по току ротора генераторов), допустимой в течение 20 мин.

Бóльшую перегрузку, допустимую в течение меньшего времени, можно учитывать, если она обеспечивается соответствующим оборудованием и если эта перегрузка оперативно или автоматически ликвидируется за допустимое время, благодаря снижению перетока в сечении (автоматический пуск гидрогенераторов, перевод их из компенсаторного режима в активный и т.п.).

В эксплуатации для контроля соблюдения нормативных запасов устойчивости следует, как правило, использовать значения перетоков активной мощности.

При необходимости максимально допустимые и аварийно допустимые перетоки задаются как функции от режимных параметров (загрузки отдельных электростанций и/или числа работающих генераторов, перетоков в других сечениях, напряжений в узловых точках и др.). Такие параметры включатся в число контролируемых.

В зависимости от конкретных условий в качестве контролируемых могут использоваться и другие параметры режима энергосистемы, в частности, значения углов между векторами напряжений по концам электропередачи. Допустимые значения контролируемых параметров устанавливаются на основе расчетов.

Показатели устойчивости должны быть не ниже указанных в табл.33.

Таблица 33. Показатели устойчивости

Режим, переток в сечении

Минимальные коэффициенты запаса по активной мощности

Минимальные коэффициенты запаса по напряжению




Нормальный

0,20

0,15

Утяжеленный

0,20

0,15

Вынужденный

0,08

0,10


2.2 Расчеты допустимых перетоков мощности по статической устойчивости

Режим - Исходный режим

Из программы Mustang максимально допустимый переток мощности по сечению приведен в таблице

Таблица 34. Максимально допустимый переток мощности по сечению





Таблица 35 Максимально допустимый переток мощности по ветвям сечения и токовая загрузка линий


Применив метод «Утяжеления режима», получаем максимально допустимый переток мощности по сечению по статической устойчивости

Таблица 36. Максимально допустимый переток мощности по сечению после «Утяжеления режима»


Таблица 37. Максимально допустимый переток мощности по ветвям сечения и токовая загрузка линий после «Утяжеления режима»


Допустимый переток мощности:


Предел нерегулярных колебаний:

Режим - Аварийное отключение линии Центр 220 - Тверская

Из программы Mustang максимально допустимый переток мощности по сечению приведен в таблице

Таблица 38. Максимально допустимый переток мощности по сечению


Таблица 39. Максимально допустимый переток мощности по ветвям сечения и токовая загрузка линий


Применив метод «Утяжеления режима», получаем максимально допустимый переток мощности по сечению по статической устойчивости



Таблица 40. Максимально допустимый переток мощности по сечению после «Утяжеления режима»

Таблица 41. Максимально допустимый переток мощности по ветвям сечения и токовая загрузка линий после «Утяжеления режима»

Предел нерегулярных колебаний:


Допустимый переток мощности:


3 Режим - Аварийное отключение линии Центр 220 - Горячий Ключ

Из программы Mustang максимально допустимый переток мощности по сечению приведен в таблице



Таблица 42. Максимально допустимый переток мощности по сечению

Таблица 43. Максимально допустимый переток мощности по ветвям сечения и токовая загрузка линий


Применив метод «Утяжеления режима», получаем максимально допустимый переток мощности по сечению по статической устойчивости

Таблица 44. Максимально допустимый переток мощности по сечению после «Утяжеления режима»


Таблица 45. Максимально допустимый переток мощности по ветвям сечения и токовая загрузка линий после «Утяжеления режима»


Предел нерегулярных колебаний:


Допустимый переток мощности:

2.3 Расчеты допустимых перетоков мощностипо токовой загрузке ВЛ

После применения метода «Утяжеления режима» допустимый переток мощности по токовой загрузке ВЛ резко возрос. Найдем допустимый переток мощности по токовой загрузке ВЛ при различной температуре для заданных режимов.

1 Режим - Исходный режим

Контролируемый параметр -линия Центр 220 - Тверская

Таблица 46. Допустимый переток мощности по токовой загрузке ВЛ при различной температуре для линии Центр 220 - Тверская

tв, °С

Iдоп

№ щага

Pпр по току

0

1040

35

1441

10

950

28

1393

20

865

21

1312

30

775

13

1201

40

670

6

1047





Рис.13 Зависимость максимально допустимых перетоков мощности от температуры в исходном режиме

Режим - Аварийное отключение линии Центр 220 - Тверская

Контролируемый параметр - линия Центр 220-Горячий Ключ

Таблица 47. Допустимый переток мощности по токовой загрузке ВЛ при различной температуре для линии Центр 220-Горячий Ключ

tв, °СIдоп№ щагаPпр по току




0

1026

-

-

10

-

-

20

870

29

1220

30

780

17

1135

40

672

9

991


Рис.14 Зависимость максимально допустимых перетоков мощности от температуры в режиме аварийного отключения линии Центр220-Тверская

3 Режим - Аварийное отключение линии Центр 220 - Горячий Ключ

Контролируемый параметр - линия Центр 220-Тверская

Таблица 48. Допустимый переток мощности по токовой загрузке ВЛ при различной температуре для линии Центр 220- Тверская

tв, °СIдоп№ щагаPпр по току




0

1248

27

1330

10

1140

20

1285

20

1038

14

1205

30

930

9

1093

40

804

2

942


Рис.15 Зависимость максимально допустимых перетоков мощности от температуры в режиме аварийного отключения линии

Центр220-Горячий Ключ



Заключение

Данная работа была выполнена из двух частей, из основной части, которая содержит два вопроса, и специальной.

В связи с появлением новых узлов нагрузок возникла необходимость выполнить проект развития электрических сетей района энергосистемы. Это реализовано в основной части. Рассчитаны технико-экономические показатели различных вариантов сети. При сравнении было отдано предпочтение для дальнейшего рассмотрения второму варианту с приведенными затратами З=76904,16 тыс. руб. С точки зрения надежности второй вариант является более перспективным.

Проведены расчеты максимального, минимального, послеаварийного режимов сети. Определены ежегодные эксплуатационные издержки И=50022,62 тыс. руб., ежегодные затраты на возмещение потерь Зпот=29903,06 тыс. руб., количество электроэнергии получаемое потребителями за год Эгод=1,28×106 кВт×ч, себестоимость передаваемой энергии С= 6,2 коп/ кВт×ч.

В специальной части был рассмотрен вопрос максимально допустимого перетока мощности по статической устойчивости и по токовой загрузке ВЛ в зависимости от климатических условий, а именно от температуры воздуха.

По некоторым сечениям предел передаваемой мощности при различных условиях может определяться как статической устойчивостью, так и токовой загрузкой ВЛ. Для повышения точности противоаварийной автоматики необходим учет климатических условий. Учет климатических условий снижает обьем управляющих воздействий от отключения нагрузки, тем самым снижается ущерб от недоотпуска электроэнергии.


Список литературы

.Методические указания к практическим занятиям по дисциплине «Электрические системы и сети». /Сост.: Сенчуков А.А.; Кудинов И.Д.; Бураков И.Ф. ЮРГТУ, Новочеркасск, 2002. 46 с.

.Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /Под ред. Рокотяна С. С.; Шапиро И. М. - М.: Энергоатомиздат, 1985. 332 с.

.Методические указания к выполнению курсового проекта «Развитие электрических сетей энергосистемы». /Сост.: Кудинов И.Д.; Котова Н.А. ЮРГТУ, Новочеркасск, 2001. 32 с.

.Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для ВУЗов. - 4-е изд., перераб. и доп. /Под ред. Неклепаева Б.Н. - М.: Энергоатомиздат, 1989. 608с.

.Правило устройства электроустановок, шестое издание. Санкт - Петербург, 2000 г.

.Инструкция по проектированию городских электрических сетей. Москва: Энергоатомиздат, 1995г.


Приложение А

Таблица. Расчет существующей сети в программе RASTR


Таблица





Таблица


Таблица


Таблица



Таблица

Таблица


Таблица


Таблица

Таблица




Таблица


Таблица





Таблица


Таблица


Таблица



Таблица


Таблица





Таблица


Таблица



Таблица


Таблица


Таблица



Таблица


Таблица





Таблица

Таблица

Таблица



Таблица

Таблица


Таблица


Таблица


Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!