Расчет электрической сети

Расчет электрической сети

Содержание

Введение

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети и выбор двух вариантов для дальнейших расчётов

. Приближённые расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линий электропередачи

4. Выбор сечений проводов

5. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

6. Технико-экономическое сравнение вариантов

7. Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелого послеаварийного режима

8. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения

9. Расчёт технико-экономических показателей

Список литературы

Введение

Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей. С учётом этого ведётся проектирование.

Расчётные задачи решаются по определённым формулам по известной методике на основе необходимых данных. Выбор наиболее удачного варианта электрической сети про изводится путём теоретических расчётов и на основе различных соображений.

К электрической сети предъявляются определённые технико-экономические требования, с учётом которых производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению, по мере возможности, наименьшей стоимости передачи энергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на сооружение сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учёт капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведён с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

В задании на курсовую работу даётся необходимая информация о потребителях: их взаимное расположение, максимальные и минимальные мощности, коэффициенты мощности, число часов использования максимальной нагрузки. Для решения вопросов надёжности электроснабжения указываются категории потребителей. В задании при водятся также исходные данные о месторасположении электрической станции без значения её мощности. Она принимается за балансирующий узел, в котором задаётся режим напряжений при максимальных и минимальных нагрузках.

Курсовая работа представляется в виде пояснительной записки и одного листа графической части.

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

При выборе вариантов необходимо соблюдать два условия: сеть должна иметь по возможности меньшую длину; для каждого потребителя в зависимости от его категории должна быть обеспечена соответствующая степень надёжности.

Разработанная схема считается удачной, если в ремонтных и аварийных режимах нагрузка оставшихся в работе питающих линий увеличивается не более чем на 50-60 % от нагрузки нормального режима максимальных нагрузок. Под питающими линиями понимаются линии, отходящие от источников энергии - электростанции и системной подстанции (балансирующего узла). Такими свойствами обладают многоконтурные схемы с тремя и более питающими линиями. При двух питающих линиях их желательно выполнять двухцепными.

В соответствии с ПУЭ [5] нагрузки 1-й и 2-й категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического восстановления питания. Допускается питание потребителей 2-й категории от одного источника при соответствующем технико-экономическом обосновании. Для электроприёмников 3-й категории достаточно питания по одной линии, питающейся от одного источника или, в виде отпайки, от проходящей вблизи линии.

Принимаемая схема должна быть гибкой и удобной в эксплуатации, желательно однородной. Такими качествами обладают многоконтурные схемы одного номинального напряжения. Отключение любой цепи в такой схеме сказывается в незначительной степени на ухудшении режима работы сети в целом.

В качестве критерия сопоставления вариантов сети на данном этапе проектирования рекомендуется использовать суммарную длину линий. Длины высоковольтных (одноцепных) линий увеличиваем на 10 % из-за вероятного отклонения трассы линии электропередачи от длины прямой линии по причине изменения рельефа местности. Длины двухцепных линий при этом умножаются на 1,4-1,6 - во столько раз дороже двухцепная линия по сравнению с одноцепной. Этот критерий основывается на предположении, что все варианты схемы имеют один класс номинального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках, причём использованы одинаковые типы опор, конструкции фаз и т.д.

На основе выше изложенного принимаем для дальнейших расчётов варианты 1 и 3. Oба варианта имеют наименьшую протяженность сети ЛЭП, удовлетворяют требованиям по числу присоединений к категориям потребителей, имеют кольцевые схемы.

Рисунок 1.1 - Конфигурация вариантов сети

2. Приближенные расчеты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

Рассчитаем нагрузки потребителей:

=P+jQ, где Q= P·tgφ,

где Р - активная мощность потребителей, МВт;

tgφ=0,672 - коэффициент реактивной мощности потребителей, определяемый на основании соsφ=0,83.

Для ПС3 на стороне НН задана активная мощность =10 МВт; реактивная мощность =10·0,672=6,72 Мвар; полная мощность =10+j6,72MB·A.

Для ПС4 на стороне СН задана активная мощность =10 МВт; реактивная мощность

=10·0,672=6,72 Мвар; полная мощность =10+j6,72 МВ·А.

Суммарная нагрузка в узле 2:

=10+10+j(6,72+6,72)=20+j13,44 МВ·А.

Таблица 2.1-Значения нагрузок потребителей

Для определения номинальных напряжений и сечений проводов для выбранных конфигураций сети необходимо рассчитать потоки мощности в ветвях схемы. На первом этапе проектирования эту задачу приходится решать приближённо. В качестве приближённого метода применим метод контурных уравнений, т.е. метод, с помощью которого расчёт потокораспределения ведётся в два этапа, когда на первом этапе выполняется расчёт без учёта потерь мощности и потерь напряжения, а на втором - следуют уточнения с учётом потерь. Здесь используются результаты, полученные на первом этапе электрического расчёта. Чтобы создать предпосылки для возможности применения этого метода, прибегаем к допущениям:

- номинальные напряжения линий одинаковы;

сечения проводов линий одинаковы, следовательно, их сопротивления пропорциональны их длинам, проводимости линий не учитываются;

потери мощности в трансформаторах не учитываются, следовательно, заданные нагрузки узлов можно подключить в узлы связи линий и трансформаторы в расчётах не учитывать.

Расчет приближенного распределения потоков мощности для варианта 1

Находим распределение мощностей на участках кольца по известному выражению:

,

где  и - длины противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

 

Проверка:

S12+ S15= ∑Si

29,92+j20,04+31,08+j20,38=12+j8,04+22+j14,74+14+j9,38+13+j8,71

61+j40,87=61+j40,87

Распределение мощностей на остальных участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1- Результаты расчета потоков мощности

Расчет приближенного распределения потоков мощности для варианта 2

 

Проверка:

S12+ S14= ∑Si

36.23+j21,08+30.76+j19.78=18+j8.04+22+j14.74+14+j9.38+13+j8.71

66.99+j40.86=67+j40,87

Распределение мощностей на остальных участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2- Результаты расчета потоков мощности

3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линии. Уточнение конфигурации сети

Номинальное напряжение - это основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость.

Выбранное напряжение должно соответствовать принятой системе номинальных напряжений в энергосистеме региона. Предварительный выбор номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам [1, с. 45-46] или по эмпирическим формулам [4, c. 260]:

Формула Стилла: ;

Формула Илларионова: ;

Формула Залесского: ,

где ℓ и Р - длина линии, км, и мощность на одну цепь линии, МВт.

Во всех случаях независимыми переменными при выборе номинальных напряжений являются длины линий и протекающие по ним активные мощности, которые были определены на этапе предварительного потокораспределения.

Произведём расчёт напряжений по экономическим зонам и эмпирическим формулам для участка 1-2 варианта 1:

Линия 1-2 одноцепная, длиной 30.36 км, передаваемая активная мощность Р=29.92 МВт. На пересечении координат осей искомая точка попадает в зону U=110 кВ. Предварительно для данной линии принимаем напряжение 110 кВ.

Формула Стилла: ;

Формула Илларионова: ;

Формула Залесского: .

Окончательно принимаем на участке сети 1-2 варианта 1 номинальное напряжение 110 кВ.

Аналогично производим расчет для остальных участков сети. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1

Таблица 3.1 - Предварительный выбор номинального напряжения линий электропередачи

Номер линии по схеме	Длина линии, км	Переда-ваемая активная мощность, МВт	Расчётное номинальное напряжение, кВ				Принятое номина-льное напряже-ние, кВ
			по экономическим зонам	По эмпирическим формулам
				Стилла	Илларио-нова	Залес- ского
Вариант 1
1-2	30.36	29.42	110	22.38	99.3	73.97	110
2-3	36.96	17.42	110	77.1	79.8	57.68	110
3-4	31.08	4.08	35	42.7	39.88	27.42	110
4-5	34.32	18.08	110	78.03	80.9	58.26	110
5-1	26.4	31.08	110	46.61	100.4	74.15	110
Вариант 2
1-2	30.36	36.23	110	104.46	108.22	81.31	110
2-3	36.96	18.23	110	78.64	12.27	59.01	110
3-4	54.12	17.76	35	79.81	81.9	61.1	110
4-1	31.68	14	110	69.4	71.74	50.82	110
4-5	26.4	30.76	110	98.82	100	73.77	110

Так как мощности, протекающие по участкам сети попадают в область значений Р, для которых ориентировочное напряжение сети 110 кВ, то окончательно на всех участках сети принимаем одноцепные линии электропередач с номинальным напряжением 110 кВ.

4. Выбор сечений проводов. Уточнение конфигурации сети

Провода воздушных линий системообразующей сети выбираются по экономическим соображениям и проверяются по допустимой мощности (току) нагрева в послеаварийных режимах, а также по условиям короны для линий 110 кВ и выше. Эти критерии являются независимыми друг от друга, и выбранное сечение провода должно удовлетворять каждому из них. Результаты расчётов удобно представлять в виде таблицы 4.1. Эти расчёты выполняются для каждого из рассматриваемых вариантов.

Сечения проводов определяем по экономической плотности тока по формуле:

=,

где I-ток нагрузки на проводник при нормальной работе сети, А;э- экономическая плотность тока, определяемая в зависимости от материала токоведущего проводника, конструкции линии и времени использования максимальной нагрузки, А/мм².

Согласно заданию время использования максимальной нагрузки Тмах=5100 ч для ПС2 и ПС3 и Тмах=5200 ч для ПС4 и ПС5.

Так как согласно заданию значения Тмах различны для потребителей, то для замкнутой сети находим Тср:

По параметру Тср и табл.3,1 принимаем расчётное значение экономической плотности тока равное 1,0 А/мм².

Проверка по условию короны осуществляется по выражению:

,

где Uраб - рабочее напряжение; Uкр - критическое напряжение короны; mо - коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных проводов mо=0,85; mп - коэффициент, учитывающий состояние погоды, mп=1 при сухой и ясной погоде; δ - коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление и температуру воздуха, δ=1; r - радиус провода, см; D - расстояние между осями проводов воздушной линии, см. Согласно стр.46 [1] предварительно для расчётов среднее расстояние между проводами D может быть принято равным 400 см.

В качестве материала для проводов воздушных линий используем сталеалюминиевые провода марки АС диаметром не менее 11,3 мм (по условию образования короны). Наименьшее сечение провода должно удовлетворять условию: . Если критическое напряжение получается меньше рабочего (номинального), следует принимать меры для повышения критического напряжения, т.е. взять большее сечение.

Для провода АС-70/11:

условие выполняется.

Расчетное сечение провода по экономическим условиям для участка 1-2 варианта 1:

Таблица 4.1- Выбор сечений проводов воздушных линий

Номер линии	Расчётная мощность, МВ·А	Расчётное сечение провода, мм², по экономическим условиям	Проверка по условиям короны, Uкр, кВ	Проверка по допустимому току нагрева, А	Принятое сечение и марка провода
Вариант 1
1-2	36.01	188.99	188.99	510	АС-185/29
2-3	21.57	113.2	113.2	390	АС-120/19
3-4	4.91	25.8	25.8	265	АС-70/11
4-5	21.77	114.3	114.3	390	АС-120/19
5-1	37.4	196.3	196.3	510	АС-185/29
Вариант 2
1-2	41.92	220	220	605	АС-240/32
2-3	22.41	117.02	117.02	390	АС-120/19
3-4	20.93	109.85	109.85	390	АС-120/19
4-1	36.57	191.94	191.94	510	АС-185/29
4-5	16.85	88.4	88.4	330	АС-95/16

Для проверки выбранных сечений по нагреву в замкнутой сети находят потокораспределение в различных послеаварийных режимах и соответствующие токи. Если ток в послеаварийном режиме превышает допустимый ток по нагреву для выбранных проводов на каком-либо участке, то на этом участке увеличивают сечение провода.

Результаты расчета сведем в таблицу 4.2 и 4.3

Таблица 4.2-Результаты расчета послеаварийного режима для варианта 1

Номер ветви	Ток, А, при отключении ветви сети					Наибольшее значение тока, А
	1-2	2-3	3-4	4-5	5-1
1-2	0	75.81	240,28	303.25	385.38	385.38
2-3	75.81	0	117.51	227.44	274.14	274.14
3-4	240,28	117.51	0	88.45	170.58	170.58
4-5	303.25	227.44	88.45	0	126,49	366,77
5-1	385.38	274.14	252,98	170.58	0	493,26

Таблица 4.3-Результаты расчета послеаварийного режима для варианта 2

Номер ветви	Ток, А, при отключении ветви сети					Наибольшее значение тока, А
	1-2	2-3	3-5	5-1	3-4
1-2	0	75.81	214.8	303.25	219.99	303.25
2-3	75.81	0	117.51	227.44	139.13	274.14
3-5	214.8	117.51	0	82.13	109.48	214.8
5-1	303.25	227.44	82.13	181.86	303.25
3-4	88.45	88.45	88.45	88.45	0	88.45

Согласно нормам технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше выбираем железобетонные опоры на всех участках сети для обоих вариантов.

. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

На подстанциях, питающих потребителей 1-й и 2-й категорий, для бесперебойности электроснабжения число трансформаторов должно быть не меньше двух. Мощность трансформаторов рекомендуется выбирать из условия всей нагрузки потребителей при выходе из работы одного трансформатора и с учётом допустимой перегрузки до 40 %:

Sт ≥ Sнб/1,4.

Мощность однотрансформаторной подстанции определяется максимальной загрузкой трансформатора в нормальном режиме (до 100 %).

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и в послеаварийном режимах:

Кз=·100%.

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере ПС4.

Определим подключенную в момент максимума мощность:

Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки до 40 %:

Принимаем по таблице II.2 [1] два трансформатора типа ТДН-16000/110. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и в послеаварийном режимах:

Кз,норм=

Кз,авар=

Аналогично произведём выбор трансформаторов для остальных подстанций. Результаты расчёта сведём в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Выбор трансформаторов для варианта 1 и варианта 3

Номер подстанции	Суммарная подключенная в момент максимума мощность, МВ·А	Мощность трансформа-торов с учётом допустимой перегрузки, МВ·А	Число выбранных трансфор-маторов	Номинальная мощность каждого из выбранных трансформаторов, МВ·А	Загрузка каждого трансформатора
					в нормаль ном режиме, %	в аварий-ном режиме, %
2	14.44	10.31	2	16	45.13	90.25
3	26.48	18.91	2	25	52.96	105.92
4	16.85	12.04	1	16	105.31	-
5	22.78	16.27	2	25	45.56	91.12

Таблица 5.2 - Параметры трансформаторов

Тип и мощность, МВ·А	Uном обмоток, кВ			Uк, %			∆Рк, кВт	∆Рх, кВт	Iх, %
	ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
ТДТН-25000/110	115	38,5	11	10,5	17,5	6,5	140	31	0,7
ТДН-16000/110	115	-	11	-	10,5	-	85	19	0,7
ТРДН-25000/110	115	-	10,5	-	10,5	-	120	27	0,7

. Технико-экономическое сравнение вариантов

При технико-экономическом сравнении 2-х вариантов допускается пользоваться упрощёнными методами расчётов, а именно: не учитывать потери мощности в трансформаторах и линиях при определении распределения мощности в сети; находить распределение мощности в замкнутых сетях не по сопротивлениям линий, а по их длинам; не учитывать влияния зарядной мощности линий; определять потери напряжения по номинальному напряжению.

Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции, не дают полного представления об экономичности, т. к. не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может быть только учёт затрат всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Приведенные затраты могут быть определены по формуле:

З=рн·К+Гэ,

где рн=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

К- капитальные затраты на сооружение электрической сети;

К=Кл+Кпс

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Кл=Ко·ℓ,

где Ко- стоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины по табл. IV.2[1] для железобетонных опор по II району по гололёду; ℓ - длина воздушных ЛЭП, км.

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 года для двух вариантов.

Таблица 6.1- Стоимость линий

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс. руб./км	Полная стоимость линии, тыс. руб.
Вариант 1
1-2	30.36	АС-185/29	12.9	391.644
2-3	36.96	АС-120/19	11.4	421.344
3-4	31.68	АС-70/11	12	380.16
4-5	34.32	АС-120/19	11.4	391.248
5-1	26.4	АС-185/29	12.9	340.56
Итого				1924.956
Вариант 3
1-2	30.36	АС-240/32	14	425.04
2-3	36.96	АС-120/19	11.4	421.344
3-4	31.68	АС-95/16	2	380.16
4-1	34.32	АС-120/19	11.4	616.968
4-5	26.4	АС-185/29	12.9	340.56
Итого				2184.072

 

Капитальные затраты на сооружение подстанций

Кпс=Кт·m+Кру+Кпост,

где Кт- стоимость трансформаторов, тыс. руб.; Кру- стоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.; Кпост- постоянная часть затрат по подстанциям, тыс. руб.

Таблица 6.2 - Стоимость подстанций для вариантов 1 и 2.

Номер узла	Стоимость трансформаторов, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Стоимость распределительных устройств, тыс. руб	Полная стоимость подстанции, тыс. руб.
2	2×63	210	120	456
3	2×84	210	120	498
4	1×63	250	120	393
5	2×84	210	120	498
Итого				1845

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:

К1=Кл+Кпс=1924.956+1845=3769.956 тыс. руб.

К3=2184,072+1845=4029.072 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы:

Гэ=,

где αа+ αр- отчисления на амортизацию и обслуживание, %;  - для силового оборудования и  - для воздушных ЛЭП.

Δ W - потери энергии в трансформаторах и линиях, МВт·ч; β - стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, руб./кВт·ч; для силового оборудования β=1,75·10 руб./кВт·ч, для воздушных ЛЭП β=2,23·10 руб./кВт·ч.

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах:

Δ Wт = ΔРх·Т +∆Рк·( Smах / Sном) ²· τ ,

 

Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах:

 

,

где ΔPх и ∆Рк - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; Smах - максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А; Sном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Т-продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; τ - продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Тmах по формуле:

,

;

 

Потери энергии в линиях:

 

Δ Wл=

Для замкнутой сети варианта 1:

Для замкнутого контура варианта 2:

 

Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:

Гэ,пс1= Гэ,пс3=0.094·1845+2024.95·1,75·=173.78тыс. руб.

 

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Гэ,л1=0,028·1924.956+6081.97·2,23·=55.25 тыс. руб.

Гэ,л3=0,028·2184,072+7518.93·2,23·=62.83 тыс. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

Гэ1= Гэ,л1+ Гэ,пс1=173.78+55.25 =229,03 тыс. руб.

Гэ3= Гэ,л3+ Гэ,пс3=173,78+62.83 =236,61 тыс. руб.

Приведенные затраты:

З1=0,12·3769,956+229,03 =681,42 тыс. руб.

З3=0,12·4029,072+236,61 =720,09 тыс. руб.

Так как вариант В-2 дороже варианта В-1, то выбираем вариант В-1 и используем его в дальнейших расчетах.

7. Электрические расчеты характерных режимов сети: наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелого послеаварийного режима

Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, а также расчёт напряжений на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах.

Составляем схему замещения электрической сети (линии замещаются П-образной, трансформаторы - Г- образной) и определяем её параметры:

Для линии R=r₀·ℓ/n, Х=х₀·ℓ/n, В=n·b₀·ℓ, Qз=U²ном·В/2,

где r₀, х₀ - удельные активное и реактивное сопротивления, Ом/км; b₀ - удельная реактивная (емкостная) проводимость, См/км; ℓ - длина линии, км.

Удельные параметры ЛЭП r₀, х₀ и b₀ определяем по табл.I.2.[1].

Для участка сети 1-2, длиной 30,36 км и выполненного проводом АС-185/29:

активное сопротивление R12=0,159·30.36=4.83Ом;

реактивное сопротивление: Х12=0,413·30,36=12,54Ом;

Емкостная проводимость ЛЭП: В12=2,75·10·30,36=83.49· См.

Зарядная мощность, подключенная к концам участка:

Qз,15=83.49·/2 =0,5 Мвар

Результаты расчета сведём в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Параметры ЛЭП

Учас-ток сети	Длина линии, км	Марка и сечение проводов	r0, Ом/км	х0, Ом/км	b0·10, См/км	R, Ом	Х, Ом	В·, См	Qb,подклю-ченная к концам участка, Мвар
1-2	30,36	АС-185/29	0,159	0,413	2,75	4,83	12,54	0,83	0,5
2-3	36,96	АС-120/19	0,244	0,427	2,66	9,02	15,78	0,98	0,59
3-4	31,68	АС-70/11	0,422	0,444	2,55	13,37	14,07	0,8	0,79
4-5	34,32	АС-120/19	0,244	0,427	2,66	8,37	14,65	0,91	0,55
5-1	36,4	АС-185/29	0,159	0,443	2,75	4,19	16,13	1	0,61

Для трансформаторов:

,

Где ∆Рк - потери короткого замыкания, кВт; Uн - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ; Sн - номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Uк - напряжение короткого замыкания, %.

В расчётах электрических сетей 2-х и 3-х обмоточные трансформаторы при Uвн.ном ≤ 220 кВ представляется упрощённой схемой замещения, где вместо ветви намагничивания учитываются в виде дополнительной нагрузки потери холостого хода ∆Рх-j∆Qх:

∆Qх=

Для трансформаторов ПС2:

Результаты расчета сведём в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 - Параметры трансформаторов

Номер узла	Тип и мощность трансформатора	Расчётные данные
		Rт, Ом			Хт, Ом			,МВт	∆Qх, Мвар
		ВН	СН	НН	ВН	СН
2	2хТРДН-16000/110	1,09	-	-	21,7	-	-	0,038	0,44
3	2хТДТН-25000/110	0,74	0,74	0,74	28,43	0	17,85	0,062	0,7
4	ТДН-16000/110	2,19	-	-	43,39	-	-	0,038	0,11
5	2хТДН-25000/110	0,63	-	-	13,89	-	-	0,054	0,7

Для данных трансформаторов предел регулирования напряжений

Электрический расчёт сети в режиме наибольших нагрузок

Нагрузки электрической сети обычно задаются на шинах вторичного напряжения районных или потребительских подстанций. Нагрузка сети высшего напряжения больше заданной нагрузки на величину потерь мощности в трансформаторах. Кроме того, необходимо учитывать зарядную мощность линии, которая обычно приводит к уменьшению реактивной нагрузки сети.

Приводим нагрузки к сети ВН:

Рвн+jQвн=(Рн+∆Pх+ ·Rт) + j(Qн+∆Qх+ ·Хт - ∑ Qз),

где Рн, Qн - активная и реактивная мощности нагрузок, заданных на стороне вторичного напряжения подстанций;т, Хт - суммарные активные и реактивные сопротивления трансформаторов данной подстанции;

∑ Qз - суммарная зарядная мощность линий, приложенная в точке подключения данной нагрузки (подстанции).

Для ПС2:

Рвн+jQвн=(12+0,038+)+j(8.04+0,22+-

,09)=12,21+j7,73

Таблица 7.1.1.-Расчетные нагрузки ПС.

ПС	Рн+jQн, МВ·А	∆Рх+j∆Qх, МВ·А	∆Рт+j∆Qт, МВ·А	∑ Qз, Мвар	Рвн+jQвн, МВ·А
2	12+j8,04	0,038+j0,44	0,017+j0,34	1,09	12,06+j7,73
3	22+j14,74 12+j8,04 10+j6,7	0,062+j0,7	0,04+j1,51 0,01+j0,45 0,01+j0,31	1,08	22,1+j15,87
4	14+j9,38	0,038+j0,11	0,45+j0,93	1,04	14,49+j9,38
5	13+j8,71	0,054+j0,7	0,01+j0,26	1,16	13,66+j8,51

Производим расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым методом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.

Находим распределение мощностей на участках кольца:

,

где  и - полное сопротивление противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

 

Проверка:

S12+ S15= ∑Si 30,95+30,76+j(21,79+19,32) MB·A =61,71+j41,19 MB·A

,71+j41,19 MB·A =61,71+j41,19 MB·A

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1.

Рисунок 7.1.1-Распределение потоков мощности на участках сети

Корректируем найденное распределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности.

Мощность в конце участка 1-2:

Мощность в начале участка 1-2:

Мощность в конце участка 2-3:

Мощность в начале участка 2-3:

Мощность в конце участка 5-1:

Мощность в начале участка 5-1:

Мощность в конце участка 5-4:

Мощность в начале участка5-4:

Мощность в конце участка 4-3:

Мощность в начале участка4-3:

Результаты электрического расчёта режима наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.

Таблица 7.1.2-Распределение мощности на участках сети с учетом потерь мощности

Участок сети	Мощность в начале линии, МВ·А	Потери мощности в линии, МВ·А	Мощности в конце линии, МВ·А
1-2	31,52+j23,2	0,57+j1,48	30,95+j21,72
2-3	9,3+j14,71	0,41+j0,72	18,89+j13,99
3-4	3,22+j1,44	0,01+j0,01	3,21+j1,43
4-5	18,07+j11,45	0,37+j0,64	17,7+j10,81
5-1	31,22+j21,08	0,46+j1,76	30,76+j19,32

Электрический расчёт сети в режиме наименьших нагрузок

Мощность потребителей в режиме наименьших нагрузок в общем определяется по графикам нагрузок. Иногда эта мощность задается в процентах от наибольшей мощности нагрузки. Этот процент зависит от характера потребителей и рода нагрузки. Согласно заданию: Pнм=0,5Pнб

Для ПС2: S2,нм=0,5· S2,нб=0,5∙(12+j8,04)=6+j4,02 MB·A.

Таблица 7.2.1-Расчетные нагрузки ПС.

ПС	Рн+jQн, МВ·А	∆Рх+j∆Qх, МВ·А	∆Рт+j∆Qт, МВ·А	∑ Qз, Мвар	Рвн+jQвн, МВ·А
2	6+j4,02	0,038+j0,44	0,004+j0,09	1,09	6,04+j3,46
3	11+j7,87 6+j4,02 5+j3,35	0,062+j0,7	0,001+j0,38 0,002+j0 0,002+j0,008	1,08	11,07+j7,17
4	7+j4,69	0,038+j0,11	0,01+j0,23	1,04	7,05+j3,99
5	6,5+j4,36	0,054+j0,7	0,003+j0,06	1,16	6,6+j3,96

Производим расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым методом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.

Находим распределение мощностей на участках кольца:

,

где  и - полное сопротивление противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

 

Проверка:

S12+ S15= ∑Si 15,45+j9,91+15,37+j8,84 MB·A =30,82+j18,75 MB·A

,82+j18,75 MB·A =30,82+j18,75 MB·A

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.2.1.

Рисунок 7.2.1-Распределение потоков мощности на участках сети

Корректируем найденное распределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности.

Таблица 7.2.2- Pаспределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности

Участок сети	Мощность в начале линии, МВ·А	Потери мощности в линии, МВ·А	Мощность в конце линии, МВ·А
1-2	15,59+j13,55	0,14+j3,64	15,45+j9,91
2-3	9,5+j6,61	0,09+j0,16	9,41+j6,45
3-4	1,66+j0,89	0,004+j0,004	1,66+j0,89
4-5	8,78+j5	0,7+j0,12	8,71+j4,88
5-1	15,48+j9,26	0,11+j0,42	15,37+j8,84

Результаты электрического расчёта режима наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.

Электрический расчёт сети в nослеаварийном режиме

Наиболее тяжёлый случай аварии происходит при обрыве линии на головном участке 1-2. Поэтому рассмотрим аварийный случай при обрыве одноцепной линии на участке 1-2.

Таблица 7.3.1- Расчетные нагрузки ПС

ПС	Рн+jQн, МВ·А	∆Рх+j∆Qх, МВ·А	∆Рт+j∆Qт, МВ·А	∑ Qз, Мвар	Рвн+jQвн, МВ·А
2	12+j8,04	0,038+j0,44	0,017+j0.34	0,59	12,06+j7,73
3	22+j14,74 12+j8,04 10+j6,7	0,062+j0,7	0,04+j1,51 0,01+j0.45 0,01+j0,31	1,08	22,1+j15,87
4	14+j9,38	0,038+j0,11	0,45+j0,93	1,04	14,49+j9,38
5	13+j8,71	0,54+j0,7	0,01+j0,26	1,16	13,06+j8,51

Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.2.1

Рисунок 7.3.1-Распределение потоков мощности на участках сети

Рассчитываем потокораспределение на участках сети в послеаварийном режиме с учетом потерь мощности:

Мощность в конце участка 2-3:

Мощность в начале участка2-3:

Мощность в конце участка 3-4:

Мощность в начале участка 3-4:

Мощность в конце участка 4-5:

Мощность в начале участка 4-5:

Мощность в конце участка 5-1:

Мощность в начале участка5-1:

Результаты расчёта сведем в таблицу 7.3.2

Таблица 7.3.2- Потокораспределение с учётом потерь мощности

Участок сети	Мощность в начале линии, МВ·А	Потери мощности в линии, МВ·А	Мощность в конце линии, МВ·А
1-2	Обрыв линии	Обрыв линии	Обрыв линии
2-3	12,21+j8	0,15+j0,27	12,06+j7,73
3-4	36,24+j25,9	1,93+j2,03	34,31+j23,87
4-5	53,41+j19,97	2,68+j4,69	66,47+j28,48
5-1	68,27+j35,42	1,8+j6,94	66,47+j28,48

Результаты электрического расчёта послеаварийного режима приведены на листе графической части проекта.

. Оценка достаточности регулирования диапазона трансформатора из условия встречного регулирования напряжения

Целью такого расчёта является определение приведенных к высокой стороне напряжений на шинах низшего напряжения подстанций. Эти напряжения рассчитываются на основе напряжения опорного узла. Таким опорным узлом могут быть шины питающей станции или подстанции системы, а также другие точки сети. Напряжение опорного узла выбирается таким образом, чтобы у всех потребителей получались напряжения приемлемые как по уровню изоляции, так и по условиям работы.

Режим наибольших нагрузок

Напряжение источника питания U1нб=1,06Uном=1,06·110=116,6 кВ

Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:

₂=U1-  =116,6 -=116,6-3,08=113,22кВ.

Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции 2, приведенное к стороне высшего напряжения:

U´2=113,22-=113,22-1,72=111,5 кВ.

Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Расчёты напряжений выполняем для всех рассматриваемых режимов работы. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.1.1

Таблица8.1.1 - Расчёты напряжения на шинах ПС

Номера подстанций	2	3	4	5
Участки линий	1-2	2-3	5-4	1-5
1.Режим наибольших нагрузок U1нб=1,06Uном=116,6 кВ Напряжение в начале линии, кВ Падение напряжения в линии, кВ Напряжение в конце участка линии, кВ Падение напряжения в трансформаторах, кВ Напряжение в нейтральной точке трансформатора, кВ Напряжение на шинах среднего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ	116,6 3,08 113,22 1,72 -  -  111,5	113,22 2,79 110,49 4,29 0,08 1,24 106,2 106,12 104,88	113,86 4,14 109,72 4,37  - -  105,35	116,6 2,74 113,86 1,26  - -  104,09

Режим наименьших нагрузок

Напряжение источника питания U1нм=1,02Uном=1,02·110=112,2 кВ

Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:

U₂=U1-  =112,2 -=112,2-2,19=

=110,01 кВ.

Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции 2, приведенное к стороне высшего напряжения:

U´2=110,01-=110,01-0,87=109,14 кВ.

Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Расчёты напряжений выполняем для всех рассматриваемых режимов работы. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.2.1

Таблица 8.2.1 - Расчёты напряжения на шинах ПС

Номера подстанций	2	3	4	5
Участки линий	1-2	2-3	5-4	1-5
2.Режим наименьших нагрузок U1нм=1,02Uном=112,2 кВ Напряжение в начале линии, кВ Падение напряжения в линии, кВ Напряжение в конце участка линии, кВ Падение напряжения в трансформаторах, кВ Напряжение в нейтральной точке трансформатора, кВ Напряжение на шинах среднего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ	112,2 2,19 110,01 0,87 - -  109,14	110,01 1,72 108,29 2,11 0,04 0,59 106,18 106,14 105,55	110,29 2,31 107,98 2,12 - -   105,86	112,2 1,91 110,29 0,59 - -   109,7

 

Послеаварийный режим

Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:

₅=U1-  =116,6 -=116,6-7,35=109,25 кВ.

Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции 2, приведенное к стороне высшего напряжения:

´5=109,25 -=109,35-1,21=108,04 кВ.

Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.3.1

Таблица 8.3.1 - Расчёты напряжения на шинах ПС

Номера подстанций	2	3	4	5
Участки линий	2-3	3-4	4-5	5-1
3.Послеаварийный режим U1нб=1,06Uном=116,6 кВ Напряжение в начале линии, кВ Падение напряжения в линии, кВ Напряжение в конце участка линии, кВ Падение напряжения в трансформаторах, кВ Напряжение в нейтральной точке трансформатора, кВ Напряжение на шинах среднего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ	94,21 2,58 91,7 2,13  -  - 89,57	102,48 8,28 94,21 5,08 0,09 1,49 89,13 89,04 87,55	109,25 6,77 102,48 4,67  -  - 97,81	116,6 7,35 109,25 1,21   - - 108,04

 

Расчёт ответвлений трансформаторов

Зная напряжения на шинах низшего напряжения в режимах наибольших, наименьших нагрузок и в послеаварийном режиме, приведенные к высокой стороне, можно найти расчётное регулировочное ответвление трансформатора. Оно выбирается с таким расчётом, чтобы обеспечить наименьшее отклонение напряжений на шинах подстанций в различных режимах сети.

Определяем желаемое (расчётное) напряжение регулировочного ответвления обмотки ВН трансформатора ПС 2 при работе в режиме наибольших нагрузок:

вн.ж=U´н·=111,5·=116,8кВ,

где Uнн - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ

Uн.ж - напряжение желаемое, которое необходимо поддерживать на шинах низшего напряжения в различных режимах работы сети, кВ.

В режиме максимальных нагрузок и в послеаварийном режиме Uн.ж=1,05·Uн=1,05·10=10,5 кВ, в режиме минимальных нагрузок Uн.ж=1,0·Uн=10 кВ; Uн - номинальное напряжение сети, кВ.

По найденному значению расчётного напряжения регулировочного ответвления выбирают стандартное ответвление с напряжением, ближайшим к расчётному:

Uотв=115 кВ (0%)

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения ПС 2:

д= U´н· Uнн /Uотв =111,5·=10,66 кВ

Получающееся отклонение напряжения составит

∆Uотк=

Допустимое отклонение напряжения от номинального напряжения сети в режиме наибольших нагрузок должно быть не ниже +5%.

Все расчёты по выбору регулировочных ответвлений и определению действительных напряжений и отклонений напряжения на вторичной стороне заносим в таблицу 8.4.1

Таблица 8.4.1- Действительные напряжения ПС

Напряжение, кВ	Номер подстанции
	2	3	4	5
1. Режим наибольших нагрузок Расчётное регулировочное ответвление, Uвн ж Стандартное регулировочное ответвление, Uвн Приведенное напряжение на шинах НН, U´нб Действительное напряжение на шинах НН, Uд нб Отклонение напряжения, ∆Uотк, %	116,8  115  111,5  10,66  6,6	109,87  108,9  104,88  10,59  5,9	110,37  108,9  105,35  10,64  64	104,09  102,7  104,09  10,64  6,4
2. Режим наименьших нагрузок Расчётное регулировочное ответвление, Uвн ж Стандартное регулировочное ответвление, Uвн Приведенное напряжение на шинах НН, U´нм Действительное напряжение на шинах НН, Uнд нм Отклонение напряжения, ∆Uотк, %	102,5  121,1  109,14  9,91  -0,09	116,11  117,0  105,65  9,92  -0,8	116,45  117  105,86  9,95  -0,5	120,67  121,1  109,7  9,96  -0,4
3.Послеаварийный режим Расчётное регулировочное ответвление, Uвн ж Стандартное регулировочное ответвление, Uвн Приведенное напряжение на шинах НН, U´п.а Действительное напряжение на шинах НН, Uнд п.а Отклонение напряжения, ∆Uотк, %	93,84  96,6  89,57  10,19  1,9	91,72  96,6  87,55  9,97  -0,3	102,47  102,7  97,81  10,68  68	113,56  113  108,04  10,52  5,2

Во всех режимах на шинах низшего напряжения ПС должно обеспечиваться требуемое отклонение напряжения у потребителей, подключенных к шинам обмотки НН, т. е. в режиме наибольших нагрузок ∆Uотк %, в режиме наименьших нагрузок ∆Uотк % и в послеаварийном режиме ∆Uотк %.

На подстанциях 3, 4 и 5 невозможно установить у потребителей желаемое напряжение из условия встречного регулирования напряжения в послеаварийном режиме. На этих подстанциях необходимо использовать другое средство регулирования.

Определим расчётное ответвление обмотки среднего напряжения трансформатора ПС4 :

,

где Uвн.д.нб и Uвн.д.нм - действительные напряжения обмотки ВН, кВ;  - напряжения на шинах 35 кВ в максимальном и минимальном режимах, приведенные к стороне ВН, кВ; Uс - желаемое напряжение на шинах среднего напряжения, Uс=37 кВ.

.

Uотв=39,46 кВ (0 %).

Определим действительные напряжения на шинах СН ПС2:

. Расчет технико-экономических показателей

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Кл=Ко·ℓ,

где Ко- стоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины по табл. IV.2[1] для железобетонных опор по II району по гололёду; ℓ - длина воздушных ЛЭП, км.

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 года для двух вариантов.

Таблица 9.1- Стоимость линий

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс. руб./км	Полная стоимость линии, тыс. руб.
Вариант 1
1-2	30.36	АС-185/29	12.9	391.644
2-3	36.96	АС-120/19	11.4	421.344
3-4	31.68	АС-70/11	12	380.16
4-5	34.32	АС-120/19	11.4	391.248
5-1	26.4	АС-185/29	12.9	340.56
Итого				1924.956

 

Капитальные затраты на сооружение подстанций

Кпс=Кт·m+Кру+Кпост,

где Кт- стоимость трансформаторов, тыс. руб.; Кру- стоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.; Кпост- постоянная часть затрат по подстанциям, тыс. руб.

Таблица 9.2 - Стоимость подстанций для вариантов 1

Номер узла	Стоимость трансформаторов, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Стоимость распределительных устройств, тыс. руб	Полная стоимость подстанции, тыс. руб.
2	2×63	210	120	456
3	2×84	210	120	498
4	1×63	250	120	393
5	2×84	210	120	498
Итого				1845

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:

К1=Кл+Кпс=1924.956+1845=3769.956 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы:

Гэ=,

где αа+ αр- отчисления на амортизацию и обслуживание, %;  - для силового оборудования и  - для воздушных ЛЭП.

Δ W - потери энергии в трансформаторах и линиях, МВт·ч; β - стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, руб./кВт·ч; для силового оборудования β=1,75·10 руб./кВт·ч, для воздушных ЛЭП β=2,23·10 руб./кВт·ч.

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах:

Δ Wт = ΔРх·Т +∆Рк·( Smах / Sном) ²· τ ,

Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах:

 

,

где ΔPх и ∆Рк - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; Smах - максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А; Sном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Т-продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; τ - продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Тmах по формуле:

,

;

 

Потери энергии в линиях:

Δ Wл=

Для замкнутой сети варианта 1:

 

Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:

 

Гэ,пс1= Гэ,пс3=0.094·1845+2024.95·1,75·=173.78тыс. руб.

 

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Гэ,л1=0,028·1924.956+6081.97·2,23·=55.25 тыс. руб

 

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

 

Гэ1= Гэ,л1+ Гэ,пс1=173.78+55.25 =229,03 тыс. руб.

 

Приведенные затраты:

 

З1=0,12·3769,956+229,03 =681,42 тыс. руб.

Стоимость передачи электроэнергии:

 

Себестоимость передачи электроэнергии:

 

Удельные капитальные затраты:

.

Список литературы

1. Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин. Проектирование электрических сетей и систем. - Мн.: Вышейшая школа, 1986.

. Справочник по проектированию электроэнергетических систем под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро - М.: Энергия, 1977.

. В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. В. Паперно и др. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: сеть трансформатор напряжение потокораспределение

. Учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов. - М.: Высшая школа, 1990.

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

. Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР - М.: Энергоиздат, 1986.

. П. В. Лычёв, В. Т. Федин. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для вузов. - Мн.: ДизайнПРО, 1997.

. Н. М. Сыч, В. Т. Федин. Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем. Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине "Электрические системы и сети". - Мн.: УП "Технопринт", 2001.