|
ЛЭП Название сети
|
А1 Uэк, кВ
|
А2 Uэк, кВ
|
А3 Uэк, кВ
|
А4 Uэк, кВ
|
А5 Uэк, кВ
|
24 Uэк, кВ
|
|
Радиальная
|
140,01
|
110,82
|
144,72
|
139,97
|
121,22
|
-
|
|
Радиально - магистральная
|
140,01
|
162,70
|
144,72
|
-
|
121,22
|
134,29
|
2. Выбор конфигурации сети
Составляя топологические схемы, рекомендуется обращаться к типичным
конфигурациям. Это - разомкнутые нерезервированные радиальные и магистральные
сети, разомкнутые резервированные и замкнутые сети.
Радиальная нерезервированная сеть является наиболее простой и дешевой, но
характеризуется низкой надежностью. Она используется в начале электрификации
района, но в последующем преобразуется в резервированную замкнутую или
разомкнутую сеть.
Радиальная резервированная сеть выполняется проложенными к каждой
подстанции двумя линиями, как правило, размещенными на общих опорах. Она не
вызывает увеличения токов короткого замыкания в смежных участках сети,
обеспечивает возможность присоединения подстанций по простейшим схемам (блок
линия-трансформатор), может иметь равномерную загрузку обоих ЛЭП и минимум
потерь электроэнергии.
Магистральные резервированные и нерезервированные сети обладают такими же
достоинствами и недостатками, что и соответствующие радиальные сети.
Простейшие замкнутые сети (кольцевые сети, линии с двухсторонним
питанием) характеризуются высокой надежностью электроснабжения, максимальным
охватом территории, уменьшением суммарной длины ЛЭП, минимальными потерями.
Недостатками являются высокие уровни токов короткого замыкания, усложнение
эксплуатации сети, трудности автоматизации и организации селективной работы
релейной защиты.
Зная взаимное расположение электростанции А и пунктов нагрузок, примем
три варианта конфигурации сети:
Рис. 2.1. Радиальная сеть
Рис. 2.2. Радиально-магистральная сеть
Рис. 2.3. Кольцевая сеть
3. Выбор трансформаторов для подстанций
Вопрос для детальной проработки
Выбор трансформаторов заключается в определении их количества, типа и
номинальной мощности. Выбор количества трансформаторов зависит от требований к
надежности электроснабжения питающихся от подстанции потребителей и является,
таким образом, технико-экономической задачей. При проектировании на подстанциях
всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов с
устройствами регулирования напряжения под нагрузкой для обеспечения встречного
регулирования напряжения в питающихся от них электрических сетях (ТРДН, ТРДЦН и
т.д.). Регулирование, при котором напряжение на шинах центра питания в период
наибольших нагрузок повышается, а в период наименьших нагрузок понижается
называется встречным регулированием напряжения. Оно компенсирует потери
напряжения в различных режимах работы. В нормальном режиме работы на шинах
электростанций и на шинах вторичного напряжения подстанций должно быть
обеспечено встречное регулирование в пределах от 0 до ± 5% от номинального
напряжения сети.
Мощность трансформаторов выбирается по нагрузочной способности и величине
максимальной расчетной нагрузки потребителей, ожидаемой в конце пятого года
эксплуатации подстанции. Исходя из допустимой перегрузки на время максимума
нагрузки на 40%, мощность каждого из двух трансформаторов выбирается равной
0.65-0.7 максимальной нагрузки подстанции для обеспечения питания всех
потребителей при аварийном выходе одного трансформатора.
Применение однотрансформаторных подстанций допускается:
1. Для питания неответственных
потребителей, которые допускают перерыв в электроснабжении на время,
достаточное для замены поврежденного трансформатора. Такое решение требует
экономического обоснования с обязательной оценкой ожидаемого
народнохозяйственного ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.
2. На начальном этапе сооружения (не
менее 3 лет) двухтрансформаторной подстанции при постепенном росте нагрузки и
наличии резервирования по сетям вторичного напряжения.
3. При дроблении подстанции для питания
узла с большой сосредоточенной нагрузкой, когда возможно резервирование каждой
из однотрансформаторных подстанций по сети низкого или среднего напряжения,
которое может включаться вручную и автоматически, или при наличии
централизованного «холодного резерва» (оборудование смонтировано, подключено,
готово к работе).
Мощность однотрансформаторной подстанции определяется максимальной
загрузкой трансформатора (до 100%), т. е. 
Основанием для применения на подстанции более двух трансформаторов
являются:
1. необходимость выделения ударной
нагрузки промышленного потребителя.
2. целесообразность использования на
подстанции двух средних напряжений.
3. недостаточная предельная мощность
двух трансформаторов для покрытия нагрузки узла.
Устанавливаемая мощность n
трансформаторов должна удовлетворять условию:
Sтн×n > S,
где Sтн - номинальная мощность
трансформатора;
S -
максимальная получасовая мощность нагрузки подстанции.
Таким образом, для двухтрансформаторной подстанции при отсутствии
резервирования по сети низкого напряжения, мощность каждого из них принимается
такой, чтобы коэффициент загрузки в нормальном режиме был равен 
Коэффициент загрузки трансформатора определяется предельно - допустимыми
температурами обмоток: 140° С для трансформаторов на 110 кВ;
° С для других трансформаторов и температурой масла в верхних слоях
масляного бака 95° С.
Аварийная перегрузка вызывает повышенный износ витковой изоляции, что
приводит к сокращению срока службы трансформаторов, и к увеличению давления в
верхних слоях бака.
На понизительных подстанциях, как правило, устанавливают двухобмоточные
трансформаторы с расщепленной обмоткой НН.
Выбор трансформаторов осуществляется без учета транзита, поэтому активные
мощности в пунктах будут равны:
Далее приведем расчет реактивных мощностей по следующим формулам:
Рассчитаем полную мощность в пунктах по следующим формулам:
На подстанциях данных пунктов принимаем к установке не менее двух
понизительных трансформаторов для каждого номинального напряжения.
а) Расчетная мощность (желаемая) каждого трансформатора первого пункта:
МВА,
где Sнг - полная мощность нагрузки,
Sном - номинальная мощность
трансформатора,
n -
количество параллельно работающих трансформаторов.
Принимаем 2 трансформатора ТРДЦН-63000/110, тогда коэффициент загрузки в
нормальном режиме:
Коэффициент загрузки в аварийном режиме:
Трансформатор мощностью 63 МВА подходит к установке.
Однако в пункте есть потребители третьей категории, поэтому можно
попробовать взять к установке два трансформатора марки ТРДН-40000/110.
Тогда коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме равен:
Но так как 1,875>1,4, то данный трансформатор брать нельзя.
Но если отключить 10% потребителей третьей категории, то получим:
(не удовлетворяет условию)
На напряжение 220 кВ принимаем два трансформатора ТРДЦН-63000/220.
б) Расчетная мощность (желаемая) каждого трансформатора второго пункта:
МВА,
где Sнг - полная мощность нагрузки,
Sном - номинальная мощность
трансформатора,
n -
количество параллельно работающих трансформаторов.
Принимаем 2 трансформатора ТРДН-40000/110, тогда коэффициент загрузки в
нормальном режиме:
Коэффициент загрузки в аварийном режиме:
Трансформатор мощностью 40 МВА подходит к установке.
Однако в пункте есть потребители третьей категории, поэтому можно
попробовать взять к установке два трансформатора марки ТРДН-25000/110.
Тогда коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме равен:
Но так как 1,918>1,4, то данный трансформатор брать нельзя.
Но если отключить 20% потребителей третьей категории, то получим:
(не удовлетворяет условию)
На напряжение 220 кВ принимаем два трансформатора ТРДН-40000/220.
в) Расчетная мощность (желаемая) каждого трансформатора третьего пункта:
МВА,
где Sнг - полная мощность нагрузки,
Sном - номинальная мощность
трансформатора,
n -
количество параллельно работающих трансформаторов.
Принимаем 2 трансформатора ТРДЦН-63000/110, тогда коэффициент загрузки в
нормальном режиме:
Коэффициент загрузки в аварийном режиме:
Трансформатор мощностью 63 МВА подходит к установке.
Однако в пункте есть потребители третьей категории, поэтому можно
попробовать взять к установке два трансформатора марки ТРДН-40000/110.
Тогда коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме равен:
Но так как 2,01>1,4, то данный трансформатор брать нельзя.
Но если отключить 10% потребителей третьей категории, то получим:
(не удовлетворяет условию)
На напряжение 220 кВ принимаем два трансформатора ТРДЦН-63000/220.
г) Расчетная мощность (желаемая) каждого трансформатора четвертого
пункта:
МВА,
где Sнг - полная мощность нагрузки,
Sном - номинальная мощность
трансформатора,
n -
количество параллельно работающих трансформаторов.
Принимаем 2 трансформатора ТРДЦН-63000/110, тогда коэффициент загрузки в
нормальном режиме:
Коэффициент загрузки в аварийном режиме:
Трансформатор мощностью 63 МВА подходит к установке.
Однако в пункте есть потребители третьей категории, поэтому можно попробовать
взять к установке два трансформатора марки ТРДН-40000/110.
Тогда коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме равен:
Но так как 1,78>1,4, то данный трансформатор брать нельзя.
Но если отключить 20% потребителей третьей категории, то получим:
(не удовлетворяет условию)
На напряжение 220 кВ принимаем два трансформатора ТРДЦН-63000/220.
д) Расчетная мощность (желаемая) каждого трансформатора пятого пункта:
МВА,
где Sнг - полная мощность нагрузки,
Sном - номинальная мощность
трансформатора,
n -
количество параллельно работающих трансформаторов.
Принимаем 2 трансформатора ТРДЦН-63000/110, тогда коэффициент загрузки в
нормальном режиме:
Коэффициент загрузки в аварийном режиме:
Трансформатор мощностью 63 МВА подходит к установке.
Однако в пункте есть потребители третьей категории, поэтому можно
попробовать взять к установке два трансформатора марки ТРДН-40000/110.
Тогда коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме равен:
Но так как 1,73>1,4, то данный трансформатор брать нельзя.
Но если отключить 10% потребителей третьей категории, то получим:
(не удовлетворяет условию)
На напряжение 220 кВ принимаем два трансформатора ТРДЦН-63000/220.
Таблица 3.1 Технические данные трансформаторов
|
Тип трансформатора
|
SТН, МВА
|
Пределы регулирования
|
UВН, кВ
|
UНН, кВ
|
uk, %
|
ΔРкз, кВт
|
ΔРхх, кВт
|
Iхх, %
|
ΔQхх
кВар
|
|
ТРДН-40000/110
|
40
|
±9×1.78%
|
115
|
10.5
|
10.5
|
172
|
36
|
0.65
|
260
|
|
ТРДН-40000/220
|
40
|
-
|
230
|
11
|
12
|
170
|
50
|
0.9
|
360
|
|
ТРДЦН-63000/110
|
63
|
±9×1.78%
|
115
|
10.5
|
10.5
|
260
|
59
|
0.6
|
410
|
|
ТРДЦН-63000/220
|
63
|
±8×1.5%
|
230
|
11
|
12
|
300
|
82
|
0.8
|
504
|
.1 Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанций
На понизительных подстанциях, как правило, с целью снижения токов
короткого замыкания принимается раздельная работа трансформаторов. С учётом
этого потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах определяются по
формулам:
кВт,
кВАр,
где n -
число работающих раздельно трансформаторов подстанций одинаковой мощности с
одинаковой нагрузкой;
- потери активной мощности в
трансформаторе при холостом ходе, кВт;
- потери активной мощности в
трансформаторе при коротком замыкании, кВт;
- мощность нагрузки одного
трансформатора, кВА;
- номинальная мощность
трансформатора, кВА;
- потери реактивной мощности при холостом ходе
трансформатора, кВАр;
Потери мощности в трансформаторах 1 пункта при напряжении U=110 кВ:
Потери мощности в других пунктах рассчитываются аналогично и сведены
таблицу 3.1.1.
Таблица 3.1.1 Потери мощности в трансформаторах
|
№ пункта
|
110 кВ
|
220 кВ
|
|
 , МВт
|
 , МВАр
|
, МВт
|
, МВАр
|
|
1
|
118+184,24=302,24
|
5,508
|
164+212,59=376,59
|
6,365
|
|
2
|
72+123,58=195,58
|
3,538
|
100+122,15=222,15
|
4,169
|
|
3
|
118+210,92=328,92
|
6,186
|
164+243,37=407,37
|
7,141
|
|
4
|
118+158,76=276,76
|
4,859
|
164+183,18=347,18
|
5,624
|
|
5
|
118+156,99=274,99
|
4,814
|
164+181,14=345,14
|
5,573
|
Приведение нагрузки к шинам высокого напряжения подстанции (табл. 3.1.2)
выполним по формуле:
Расчеты сведены в таблицу 3.1.2.
Таблица 3.1.2 Приведенные нагрузки подстанции
|
№ пункта
|
110 кВ
|
220 кВ
|
|
 , МВА
|
 , МВА
|
, МВА
|
, МВА
|
|
1
|
45,302+j65,508
|
79,647
|
45,377+j66,365
|
80,395
|
|
2
|
35,196+j36,306
|
50,566
|
35,222+j36,937
|
51,039
|
|
3
|
65,329+j53,245
|
84,279
|
65,407+j54,2
|
84,945
|
55,277+j47,544
|
72,911
|
55,347+j48,309
|
73,465
|
|
5
|
45,275+j57,425
|
73,126
|
45,345+j58,184
|
73,767
|
|
транзит
|
30+j22,5
|
37,5
|
30+j22,5
|
37,5
|
Таблица 3.1.3 Нагрузка одного трансформатора ПС
|
№ пункта
|
110 кВ
|
220 кВ
|
|
, МВА
|
, МВА
|
, МВА
|
, МВА
|
|
1
|
22,651+j32,754
|
39,823
|
22,689+j33,183
|
40,198
|
|
1 с учетом транзита
мощности через РУ ВН подстанции
|
37,651+j44,004
|
57,913
|
37,689+j44,433
|
58,265
|
|
2
|
17,598+j18,153
|
25,283
|
17,611+j18,469
|
25,520
|
|
3
|
32,665+j26,623
|
42,14
|
32,704+j27,1
|
42,473
|
|
4
|
27,639+j23,772
|
36,456
|
27,674+j24,155
|
36,733
|
|
5
|
22,638+j28,713
|
36,563
|
22,673+j29,092
|
36,884
|
4. Определение технико-экономических показателей
электрической сети
.1 Радиальная сеть напряжением 110 кВ
Произведем расчет для линии А-1-5. Расчет производится для одной цепи.
Мощность, приведенная к высокому напряжению трансформатора с учетом
транзита:
, МВА
Ток, протекающий от электростанции к пункту нагрузки по двум линиям:
Для пункта 1:
Расчетное экономически целесообразное сечение провода определяют по
формуле:
мм2
где 
- экономическая плотность тока, А/мм2
А/мм2, т. к. 
ч
мм2
Для линии с номинальным напряжением 110 кВ минимальное значение сечения
провода по короне 70 мм2 и максимальное сечение 240 мм2 .
Принимаем на участке двухцепную линию А-1 на железобетонных опорах с
проводами АС-240/32.
По условию нагрева максимальным током послеаварийного режима, должно
выполняться условие: 
Допустимый длительный ток провода марки АС-240/32 равен 605 А:
> 605 А, т.е. данное сечение провода не удовлетворяет условию нагрева.
Тогда увеличиваем число цепей до двух и принимаем провод марки 2xАС-150/24 с допустимым длительным
током 405 А, т. е. 2*405=910 А, следовательно, 608 < 910 А, т.е. данное
сечение провода удовлетворяет условию нагрева.
Проверка на механическую прочность провода в 3 климатическом районе: А:С
= 6,0 - 6,25; А/С = 150/24 = 6,25
Результаты расчетов сведем в таблицу 4.1.1.
Таблица 4.1.1 Технические данные проводов для ЛЭП 110 кВ
|
№ линии
|
 , А
|
Fр, мм
|
|
Iдоп, А
|
Марка провода
|
 , Ом/км
|
 , Ом/км
|
 МВАр/км
|
|
А-1
|
304
|
304
|
150
|
405
|
2xАС-150/24
|
0,198
|
0,42
|
0,027
|
|
А-2
|
132,7
|
132,7
|
120
|
390
|
АС-120/19
|
0,249
|
0,427
|
0,036
|
|
A-3
|
221,2
|
221,2
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0,405
|
0,038
|
|
А-4
|
191,3
|
191,3
|
185
|
510
|
АС-185/29
|
0,162
|
0,413
|
0,037
|
|
А-5
|
191,9
|
191,9
|
185
|
510
|
АС-185/29
|
0,162
|
0,413
|
0,037
|
Уточненный расчет потокораспределения
Мощность в конце линии:
,
где 
- зарядная мощность линии, МВАр;
- количество цепей;
Потери мощности:
Мощность в начале линии:
Мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию:
Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в
линии:
Расчет для линии А-1:
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
Рис.4.1.1. Схема замещения линии А-1
Таблица 4.1.2 Результаты уточненного расчета потокораспределения в сети
|
S’’, MВА
|
ôS’’ô, MВА
|
dS, МВА
|
S’, MВА
|
SAA, MВА
|
|
A-1
|
37,65+j43,24
|
57,34
|
0,76+j1,61
|
38,41+j44,85
|
38,41+j44,1
|
|
A-2
|
17,6+j17,27
|
24,65
|
0,63+j1,07
|
18,22+j18,34
|
18,22+j17,45
|
|
A-3
|
32,67+j25,6
|
41,5
|
0,93+j3,11
|
33,6+j28,71
|
33,6+j27,68
|
|
A-4
|
27,64+j22,12
|
35,4
|
1,5+j3,83
|
29,14+j25,94
|
29,14+j24,29
|
|
A-5
|
22,64+j27,97
|
35,99
|
0,69+j1,77
|
23,33+j29,74
|
23,33+j29,01
|
Таким образом, зная мощности, вытекающие с шин ВН в линии, можно
определить суммарную мощность, вытекающую с шин ВН:
Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2
номинальной мощностью 100 МВт каждый с коэффициентом мощности 
. При этом:
МВА.
Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4
повысительных трансформатора ТДЦ-125000/110 с технико-экономическими
характеристиками:
Потери мощности в трансформаторах электростанции:
МВт
МВАр
Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения
10 кВ электростанции:
МВА
МВА
Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы
электростанции:
МВАр
Дефицит реактивной мощности в электрической сети:
МВАр
Технико-экономический расчет
) Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:
где k0- стоимость сооружения воздушных линий напряжением 110
кВ на железобетонных двухцепных опорах с подвеской одной цепи;
L0- длина линии;
n-
число двухцепных цепей;
Расчетная стоимость выбранных трансформаторов:
ТРДН-40000/110 - 109 тыс. руб.
ТРДЦН-63000/110 - 136 тыс. руб.
ТДЦ-125000/110 - 171 тыс. руб.
С учетом коэффициента инфляции КТ = 1990∙30 = 59700 тыс.
руб.
Схема радиальной сети напряжением 110 кВ представлена на рис.4.1.
Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств
высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:
стоимость схемы "блок ЛЭП-трансформатор" с выключателем - 36
тыс. руб.
стоимость ячейки ОРУ с масляными выключателями - 35 тыс. руб.
стоимость ячейки КРУ с выключателем для ЗРУ 10 кВ - 2.3 тыс. руб.
Капитальные вложения в подстанции:
Суммарные капитальные вложения:
) Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:
Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и
электростанции:
Время наибольших потерь:
,
где b = 80 коп. - стоимость 1 кВт*ч
потерянной электроэнергии;
ΔА - потери всей электроэнергии в сети
за год.
Потери электроэнергии определены следующим образом:
,
где ΔРХХ - потери холостого хода в трансформаторах;
Т = 8760 ч - календарное время работы трансформатора;
ΔРЛ - потери в ЛЭП;
ΔРНГ - нагрузочные потери
трансформаторов;
τ - время максимальных потерь.
ч
тыс. руб.,
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:
) Приведенные затраты:
) Определение наибольшей потери напряжения.
Сопротивления определятся:
Наибольшая потеря напряжения равна:
) Расход металла на провода ЛЭП:
Сталь
где 228, 248, 190,147- масса 1 кг/км стали;
- трехфазная сеть;
4,2-число цепей;
Алюминий
4.2 Радиальная сеть напряжением 220 кВ
Произведем расчет для линии А-1-5. Расчет производится для одной цепи
аналогично радиальной сети на 110 кВ.
Мощность, приведенная к высокому напряжению трансформатора с учетом
транзита:
Ток, протекающий от электростанции к пункту нагрузки по двум линиям:
Для пункта 1:
Расчетное экономически целесообразное сечение провода определяют по
формуле:
мм2
где - экономическая плотность тока, А/мм2
А/мм2, т. к. ч
мм2
Для линии с номинальным напряжением 220 кВ минимальное значение сечения
провода по короне 240 мм2.
Принимаем на участке двухцепную линию А-1 на железобетонных опорах с
проводами АС-240/32.
По условию нагрева максимальным током послеаварийного режима, должно
выполняться условие:
Допустимый длительный ток провода марки АС-240/32 равен 605 А:
< 605 А, т.е. данное сечение провода удовлетворяет условию нагрева.
Проверка на механическую прочность провода в 3 климатическом районе: А:С
= 6,0 - 6,25; А/С = 240/32 = 7,5
Результаты расчетов сведем в таблицу 4.2.1.
Таблица 4.2.1 Технические данные проводов для ЛЭП 220 кВ
|
№ линии
|
, А
|
Fр, мм2
|
|
Iдоп, А
|
Марка провода
|
, Ом/км
|
, Ом/км
|
МВАр/км
|
|
А-1
|
152,9
|
152,9
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0,435
|
0,139
|
|
А-2
|
67
|
67
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0,435
|
0,139
|
|
A-3
|
111,5
|
111,5
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0,435
|
0,139
|
|
А-4
|
96,4
|
96,4
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0,435
|
0,139
|
|
А-5
|
96,8
|
96,8
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0,435
|
0,139
|
Таблица 4.1.2 Результаты уточненного расчета потокораспределения в сети
|
S’’, MВА
|
ôS’’ô, MВА
|
dS, МВА
|
S’, MВА
|
SAA, MВА
|
|
A-1
|
37,69+j42,47
|
56,78
|
0,23+j0,82
|
37,92+j43,29
|
37,92+j41,32
|
|
A-2
|
17,61+j14,99
|
23,13
|
0,07+j0,24
|
17,68+j15,23
|
17,68+j11,76
|
32,71+j23,36
|
40,19
|
0,22+j0,78
|
32,92+j24,14
|
32,92+j20,4
|
|
A-4
|
27,67+j17,94
|
32,98
|
0,24+j0,87
|
27,92+j18,81
|
27,92+j12,6
|
|
A-5
|
22,67+j26,31
|
34,73
|
0,12+j0,44
|
22,79+j26,75
|
22,79+j23,97
|
Таким образом, зная мощности, вытекающие с шин ВН в линии, можно
определить суммарную мощность, вытекающую с шин ВН:
Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2
номинальной мощностью 100 МВт каждый с коэффициентом мощности . При этом:МВА.
Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4
повысительных трансформатора ТДЦ-125000/220 с технико-экономическими характеристиками:
Потери мощности в трансформаторах электростанции:
МВт
МВАр
Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения
10 кВ электростанции:
МВА
МВА
Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы
электростанции:
МВАр
Дефицит реактивной мощности в электрической сети:
МВАр
Технико-экономический расчет
) Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:
Расчетная стоимость выбранных трансформаторов:
ТРДН-40000/220 - 169 тыс. руб.
ТРДЦН-63000/110 - 193 тыс. руб.
ТДЦ-125000/110 - 231 тыс. руб.
С учетом коэффициента инфляции КТ = 2806∙30 = 84180 тыс.
руб.
Схема радиальной сети напряжением 220 кВ представлена на рис.4.2.
Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств
высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:
Капитальные вложения в подстанции:
Суммарные капитальные вложения:
) Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:
Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и
электростанции:
Потери электроэнергии определены следующим образом:
тыс. руб.,
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:
) Приведенные затраты:
) Определение наибольшей потери напряжения:
) Расход металла на провода ЛЭП:
Сталь
Алюминий
.3 Радиально-магистральная сеть с напряжением 110 кВ
Расчет производится для одной цепи. Произведем расчет для пунктов 2 и 4.
Мощность, приведенная к высокому напряжению трансформатора:
Ток, протекающий от электростанции к пункту 2 нагрузки по двум линиям:
А
А
Расчетное экономически целесообразное сечение провода определяют по
формуле:
мм2,
где - экономическая плотность тока, А/мм2
А/мм2, т.к. Тнб=5300 ч
По условию нагрева максимальным током послеаварийного режима, должно
выполняться условие:
где 
- максимальный ток наиболее тяжелого послеаварийного режима,
- допустимый длительный ток провода;
Выбираем сечение провода 2xАС-150/24,
т.к. значение проходит по допустимому току.
Расчет для других участков аналогичен. Значения мощностей, приведенных к
высокому напряжению трансформатора:
Участок 2-4
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
Участок А-2
МВА,
МВА,
МВА,
МВА,
Остальной расчет такой же, как в радиальной сети на 110 кВ. Все данные
сведены в таблицу 4.3.1.
Таблица 4.3.1 Технические данные проводов для ЛЭП 110 кВ
|
№ линии
|
, А
|
Fр, мм
|
|
Iдоп, А
|
Марка провода
|
, Ом/км
|
, Ом/км
|
МВАр/км
|
|
А-1
|
304
|
304
|
150
|
405
|
2xАС-150/24
|
0,198
|
0,42
|
0,027
|
|
А-2
|
323,7
|
323,7
|
150
|
405
|
2xАС-150/24
|
0,198
|
0,42
|
0,027
|
|
A-3
|
221,2
|
221,2
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0,405
|
0,038
|
|
2-4
|
191,3
|
191,3
|
185
|
510
|
АС-185/29
|
0,162
|
0,413
|
0,037
|
|
А-5
|
191,9
|
191,9
|
185
|
510
|
АС-185/29
|
0,162
|
0,413
|
0,037
|
Таблица 4.3.2 Результаты уточненного расчета потокораспределения в сети
|
S’’, MВА
|
ôS’’ô, MВА
|
dS, МВА
|
S’, MВА
|
SAA, MВА
|
|
A-1
|
37,65+j43,24
|
57,34
|
0,76+j1,61
|
38,41+j44,85
|
38,41+j44,1
|
|
A-2
|
46,1+j42,27
|
62,55
|
1,6+j3,4
|
47,7+j45,67
|
47,7+j44,32
|
|
A-3
|
32,67+j25,6
|
41,5
|
0.93+j3,11
|
33,59+j28,7
|
33,59+j27,68
|
|
2-4
|
27,64+j22,85
|
35,86
|
0,86+j2,2
|
28,5+j25,04
|
28,5+j24,12
|
|
A-5
|
22,64+j27,97
|
35,99
|
0,69+j1,77
|
23,33+j29,74
|
23,33+j29
|
Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в
линии:
Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2
номинальной мощностью 100 МВт каждый с коэффициентом мощности 
. При этом:
МВА.
Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4
повысительных трансформатора ТДЦ-125000/110 с технико-экономическими
характеристиками:
Потери мощности в трансформаторах электростанции:
МВт,
МВАр,
Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения
10 кВ электростанции:
МВА,
МВА,
МВА.
Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы
электростанции:
МВАр,
Дефицит реактивной мощности в электрической сети:
МВАр.
Технико-экономические показатели магистральной сети напряжением 110 кВ
Определим технико-экономические показатели варианта магистральной сети
напряжением 110 кВ по укрупненным показателям стоимости ее элементов в
соответствии с принципиальной схемой, изображенной на рис. 4.3.
) Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:
Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:
Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных
устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:
Капитальные вложения в подстанции:
Суммарные капитальные вложения:
) Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:
Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и
электростанции:
Время наибольших потерь:
ч,
Потери электроэнергии в сети:
Стоимость потерь электроэнергии:
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:
3) Приведенные
затраты:
4) Определение наибольшей потери напряжения:
5)
Расход металла на провода ЛЭП:
Сталь
Алюминий
4.4 Радиально-магистральная сеть с напряжением 220 кВ
Расчет производится для одной цепи аналогично радиально-магистральной
сети на 110 кВ. Все расчеты сведены в таблицы.
Мощность, приведенная к высокому напряжению трансформатора:
Таблица 4.4.1 Технические данные проводов для ЛЭП 220 кВ
|
№ линии
|
, А
|
Fр, мм
|
|
Iдоп, А
|
Марка провода
|
, Ом/км
|
, Ом/км
|
МВАр/км
|
|
А-1
|
153
|
153
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0,435
|
0,139
|
|
А-2
|
163,2
|
163,2
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0,435
|
0,139
|
|
A-3
|
111,5
|
111,5
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0,435
|
0,139
|
|
А-4
|
96,4
|
96,4
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0,435
|
0,139
|
|
А-5
|
96,8
|
96,8
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0,435
|
0,139
|
Таблица 4.4.2 Результаты уточненного расчета потокораспределения в сети
|
S’’, MВА
|
ôS’’ô, MВА
|
dS, МВА
|
S’, MВА
|
SAA, MВА
|
|
A-1
|
37,7+j42,47
|
56,78
|
0,23+j0,82
|
37,92+j43,29
|
37,92+j41,32
|
|
A-2
|
45,43+j36,21
|
58,1
|
0,42+j1,52
|
45,86+j37,73
|
45,86+j34,25
|
|
A-3
|
32,71+j23,36
|
40,19
|
0,22+j0,78
|
32,92+j24,14
|
32,92+j20,4
|
|
2-4
|
27,67+j20,68
|
34,55
|
0,15+j0,54
|
27,82+j21,22
|
27,82+j17,74
|
|
A-5
|
22,67+j26,31
|
34,73
|
0,12+j0,44
|
22,8+j26,75
|
22,8+j23,97
|
Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в
линии:
Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2
номинальной мощностью 100 МВт каждый с коэффициентом мощности . При этом:МВА.
Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4
повысительных трансформатора ТДЦ-125000/220 с технико-экономическими
характеристиками:
Потери мощности в трансформаторах электростанции:
МВт,
МВАр,
Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения
10 кВ электростанции:
МВА,
МВА,
МВА.
Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы
электростанции:
МВАр,
Дефицит реактивной мощности в электрической сети:
МВАр.
Технико-экономические показатели
магистральной сети напряжением 110 кВ
) Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:
Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:
Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных
устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:
Капитальные вложения в подстанции:
Суммарные капитальные вложения:
) Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:
Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и
электростанции:
Время наибольших потерь:
ч,
Потери электроэнергии в сети:
Стоимость потерь электроэнергии:
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:
3) Приведенные
затраты:
4) Определение наибольшей потери напряжения:
5) Расход металла на провода ЛЭП:
Сталь
Алюминий
4.5 Кольцевая сеть напряжением 110 кВ
Разомкнем замкнутую часть сети по источнику А и получим линию с
двухсторонним питанием рис 4.5.1.
Рис. 4.5.1 Линия с двухстороннем питанием А`-1-5-А``
Мощность в пунктах составила:
Приближенное потокораспределение:
МВА
МВА
МВА
МВА
МВА
МВА
Ток, протекающий от электростанции к пункту нагрузки по двум линиям:
А
Расчетное экономически целесообразное сечение провода определяют по
формуле:
мм2,
Результаты расчета токов на участках сети приведены в таблице 4.5.1
Таблица 4.5.1
|
Линия
|
|
|
|
|
Ток, А
|
588,77
|
20,24
|
402,82
|
Проверка кольцевой сети в аварийном режиме (обрыв линии А``-5):
Остальной расчет и выбор проводов сведен в таблицу 4.5.2.
Таблица 4.5.2 Технические данные проводов для ЛЭП 110 кВ
|
№ линии
|
, А
|
Fр, мм2
|
|
Iдоп, А
|
Марка провода
|
, Ом/км
|
, Ом/км
|
Мвар/км
|
|
А`-1
|
588,77
|
588,77
|
240
|
605
|
2xАС-240/32
|
0,121
|
0,405
|
0,038
|
|
А-2
|
324
|
324
|
150
|
450
|
2xАС-150/24
|
0,198
|
0,42
|
0,027
|
|
2-4
|
192
|
192
|
185
|
510
|
АС-185/29
|
0,162
|
0,413
|
0,037
|
|
A-3
|
221,8
|
221,8
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0,405
|
0,038
|
|
А``-5
|
403
|
403
|
185
|
510
|
АС-185/29
|
0,162
|
0,413
|
0,037
|
|
1-5
|
20,24
|
20,24
|
70
|
265
|
АС-70/11
|
0,428
|
0.432
|
0,034
|
Уточненный расчет потокораспределения
Линия 1-5
Мощность в конце линии:
Потери мощности:
Мощность в начале линии:
Мощность, вытекающая из пункта 5 в линию 1-5:
Линия А``-5
Мощность в конце линии:
Потери мощности:
Мощность в начале линии:
Мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию
А``-5:
Линия А`-1
Мощность в конце линии:
Потери мощности:
Мощность в начале линии:
Мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию
А`-1:
Далее ведется расчет, так же как и для сети радиально-магистральной.
Результаты сведены в таблицу 4.5.3.
Таблица 4.5.3 Потоки мощности
|
S’’, MВА
|
ôS’’ô, MВА
|
ΔS, МВА
|
S’, MВА
|
S, MВА
|
|
А`-1
|
78,61+j89,461
|
119,1
|
2,01+j6,71
|
80,61+j96,17
|
80,61+j95,64
|
|
A-2
|
46,1+42,27
|
62,54
|
1,6+j3,4
|
47,7+j45,67
|
47,7+j44,32
|
|
2-4
|
27,64+j22,85
|
35,86
|
0,86+j2,2
|
28,5+j25,04
|
28,5+j24,12
|
|
A-3
|
32,67+j25,6
|
41,5
|
0,93+j3,11
|
33,59+j28,71
|
33,59+j27,68
|
|
A``-5
|
48,59+j56,76
|
74,72
|
1,5+j3,81
|
50,08+j60,58
|
50,08+j59,84
|
|
1-5
|
3,3+j1,03
|
3,457
|
0,01+j0,01
|
3,31+j1,04
|
3,31+j0,08
|
Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2
номинальной мощностью 60 МВт каждый с коэффициентом мощности . При этом:МВА.
Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4
повысительных трансформатора ТДЦ-125000/110 с технико-экономическими
характеристиками:
Потери мощности в трансформаторах электростанции:
МВт,
МВАр.
Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения
10 кВ электростанции:
МВА,
МВА,
МВА.
Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы
электростанции:
МВАр
Дефицит реактивной мощности в электрической сети:
МВАр
Технико-экономические показатели кольцевой сети напряжением 110 кВ
Определим технико-экономические показатели варианта кольцевой сети
напряжением 110 кВ по укрупненным показателям стоимости ее элементов в
соответствии с принципиальной схемой, изображенной на рис. 4.5.
) Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:
Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:
Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных
устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:
Капитальные вложения в подстанции:
Суммарные капитальные вложения:
) Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:
Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и
электростанции:
Время наибольших потерь:
ч,
Потери электроэнергии в сети:
Стоимость потерь электроэнергии:
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:
3) Приведенные
затраты:
4) Определение наибольшей потери напряжения:
5) Расход металла на провода ЛЭП:
Сталь
Алюминий
4.6 Кольцевая сеть напряжением 220 кВ
Вследствие большой недогруженности линии 1-5 при напряжении 110 кВ ( МВА), рассматривать кольцевую линию
на напряжение 220 кВ нерационально.
5. Технико-экономические показатели вариантов сети
Технико-экономические показатели вариантов сетей приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1
|
Технико-экономические
характеристики
|
Сеть
|
|
Радиальная
|
Магистральная
|
Кольцевая
|
|
Uном= 220 кВ
|
Uном= 110 кВ
|
Uном= 220 кВ
|
Uном= 110 кВ
|
Uном= 220 кВ
|
Uном= 110 кВ
|
|
Капитальные вложения, тыс.
руб.
|
404739,5
|
257533,5
|
377291
|
272664
|
-
|
323614
|
|
Годовые издержки на
эксплуатацию, тыс. руб.
|
66808,9
|
77982,4
|
65343,3
|
82286,6
|
-
|
90373,5
|
|
Приведенные затраты, тыс.
руб.
|
115377,6
|
108886,4
|
110618
|
115006
|
-
|
129207
|
|
Потери напряжения, %
|
1,64
|
10,9
|
3,26
|
11,82
|
-
|
11,82
|
|
Сумма потерь активной
мощности, кВт
|
4756,32
|
11917,7
|
5335,4
|
12609,2
|
-
|
13170,1
|
|
Дефицит реактивной
мощности, Мвар
|
40,498
|
106,75
|
61,896
|
112,086
|
-
|
114,62
|
|
Расход алюминия, т
|
1056,3
|
841,8
|
897
|
871,7
|
-
|
1113,2
|
|
Расход стали, т
|
389,2
|
365,8
|
330,5
|
381,7
|
-
|
387,3
|
Из анализа технико-экономических показателей рассмотренных вариантов сети
следует, что радиально-магистральная сеть Uном=220 кВ имеет наиболее рациональные экономические и
технические показатели. Поэтому выбираем для дальнейшей детальной проработки и
последующей реализации радиально-магистральную сеть Uном=220кВ.
6. Уточненный расчет магистральной сети напряжением 220 кВ
.1 Выбор и распределение в сети источников реактивной
мощности
В предварительном расчете этого варианта сети по балансу мощностей
определена величина дефицита реактивной мощности Одеф=61,896 МВАр.
Принимаем суммарную мощность компенсирующих устройств в электрической сети
равной дефициту реактивной мощности, т.е.:
Qк = Qк2 + Qк3 + Qк4 + Qк1 + Qк5 = 61,896 МВАр,
где Qкi - неизвестные мощности компенсирующих устройств,
которые требуется установить на понизительных подстанциях.
Выполним распределение компенсирующих устройств в сети методом
неопределенных множителей Лагранжа. Условием экономической целесообразности
размещения компенсирующих устройств в радиальной сети является:
При определении потерь электроэнергии принималось одно значение τ = 4864 ч. Тогда условие
экономической целесообразности размещения компенсирующих устройств может быть
записано в следующем виде:
С учетом возможности представления двухобмоточных трансформаторов с
расщепленными обмотками низшего напряжения при одинаковой загрузке расщепленных
обмоток схемой замещения обычного трансформатора расчетная схема примет вид,
показанный на рис. 6.1. Компенсирующие устройства подключаются к шинам
вторичного напряжения понизительных подстанций пунктов.
Сопротивления линий:
Сопротивления трансформаторов:
Рис 6.1. Расчетная схема замещения сети
Приведем схему замещения к более простому виду, учитывая, что дальнейший
расчет может вестись на одну из параллельных цепи, а другая цепь будет
рассчитываться аналогично.
Рис.6.2. Упрощенная схема замещения сети
Рассчитаем эквивалентные сопротивления:
Реактивная мощность нагрузки в каждом пункте равна:
Составим уравнение для расчета Rэ24. где
Составим для этой схемы систему уравнений:
Решая эту систему уравнений, получаем: Qк1 = 19,406 МВАр, Q к3 = 18,534
МВАр, Qкэ24= 5,352 МВАр, Qк5 = 18,603 МВАр .
Составим систему двух уравнений, чтобы найти Q к2 и Q к4
Из это уравнения получили Q к2 =-12,088 МВАр и Q к4 =17,44 МВАр.
Так как Q к2 < 0, то снова решаем систему 2 принимая Q к2 равным 0.
Q
к4 =5,352 МВАр
Выбираем компенсирующие устройства для каждой секции подстанций:
в пункте 1 - конденсаторная установка УКЛ56-6,3(10,5)-1350УЗ мощностью
1350 кВАр - 4 шт.;
в пункте 3 - конденсаторная установка УКЛ56-6,3(10,5)-1350УЗ мощностью
1350 кВАр - 4 шт.;
в пункте 4 - конденсаторная установка УКЛ56-6,3(10,5)-1350УЗ мощностью
1350 кВАр - 1 шт.;
в пункте 5 - конденсаторная установка УКЛ56-6,3(10,5)-1350УЗ мощностью
1350 кВАр - 4 шт;
Выбранные конденсаторные установки полностью покрывают дефицит реактивной
мощности:
С учетом компенсирующих устройств, мощности нагрузок на стороне 10 кВ
подстанции составят:
МВА, 
МВА,
МВА, 
МВА,
МВА, 
МВА,
МВА, 
МВА,
МВА, 
МВА.
По нагрузкам на стороне 10 кВ подстанции примем к установке:
в пункте 1 - два трансформатора ТРДН-40000/220;
в пункте 2 - два трансформатора ТРДН-40000/220;
в пункте 3 - два трансформатора ТРДЦН -63000/220;
в пункте 4 - два трансформатора ТРДН -40000/220;
в пункте 5 - два трансформатора ТРДН-40000/220;
.2 Расчет установившегося режима сети
Выполним расчет нормального установившегося режима сети. Расчетные потери
мощности в трансформаторах подстанций и приведенные нагрузки подстанций
показаны в табл. 6.2.1.
Таблица 6.2.1 Потери мощности в трансформаторах и приведенные нагрузки
|
№ пункта
|
220 кВ
|
|
, МВт
|
, МВАр
|
 , МВА
|
 , МВА
|
|
1
|
0,1+0,186=0,418
|
5,969
|
45,29+j44,37
|
63,399
|
|
2
|
0,1+0,122=0,222
|
4,168
|
35,222+j36,936
|
51,038
|
|
3
|
0,164+0,184=0,348
|
5,649
|
65,35+j31,108
|
72,375
|
|
4
|
0,1+0,235=0,335
|
7,343
|
55,34+j44,628
|
71,089
|
|
5
|
0,1+0,159=0,259
|
5,2
|
45,26+j36,211
|
57,962
|
Таблица 6.2.2 Нагрузка на 1 трансформатор
|
№ пункта
|
, МВА
|
, МВА
|
|
1
|
22,643+j22,185
|
63,399
|
|
1 с транзитом
|
37,643+j33,435
|
50,347
|
|
2
|
17,611+j18,468
|
25,519
|
|
3
|
32,674+j15,554
|
36,187
|
|
4
|
27,668+j22,314
|
35,545
|
|
5
|
22,63+j18,106
|
28,982
|
Выбор проводов:
Ток, протекающий от электростанции к пункту 1:
.
Соответственно, сечение:
Принимаем на всех участках двухцепную линию на стальных опорах с
проводами АС-240/32.
Остальные расчеты сведены в таблицу 6.2.3.
Таблица 6.2.3 Технические данные проводов для ЛЭП 220 кВ
|
№ линии
|
, А
|
Fр, мм2
|
|
Iдоп, А
|
Марка провода
|
, Ом/км
|
, Ом/км
|
Мвар/км
|
|
А-1
|
132,13
|
132,13
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0.435
|
0,139
|
|
A-2
|
159,9
|
159,9
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0.435
|
0,139
|
|
A-3
|
95
|
95
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0.435
|
0,139
|
|
2-4
|
93,3
|
93,3
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0.435
|
0,139
|
|
А-5
|
76,06
|
76,06
|
240
|
605
|
АС-240/32
|
0,121
|
0.435
|
0,139
|
Уточненный расчет потокораспределения всех пунктов сведем в табл. 6.2.4.
Таблица 6.2.4
|
S’’, MВА
|
ôS’’ô, MВА
|
dS, МВА
|
S’, MВА
|
S, MВА
|
|
A-1
|
37,64+j31,47
|
49,07
|
0,17+j0,61
|
37,82+j32,08
|
37,82+j30,12
|
|
А-2
|
45,42+j34,34
|
56,94
|
0,41+j1,46
|
45,83+j35,79
|
45,83+j32,32
|
|
A-3
|
32,68+j11,81
|
34,74
|
0,16+j0,59
|
32,84+j12,4
|
32,84+j8,65
|
|
2-4
|
27,67+j18,84
|
33,47
|
0,14+j0,51
|
27,81+j19,34
|
27,81+j15,87
|
|
A-5
|
22,63+j15,33
|
27,33
|
0,08+j0,27
|
22,71+j15,6
|
22,71+j12,82
|
Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2
номинальной мощностью 100 МВт каждый с коэффициентом мощности . При этом:МВА.
Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4
повысительных трансформатора ТДЦ-125000/220 с технико-экономическими
характеристиками:
Потери мощности в трансформаторах электростанции:
МВт
МВАр
Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения
10 кВ электростанции:
МВА
МВА
МВА
Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы
электростанции:
МВАр.
Дефицит реактивной мощности в электрической сети:
МВАр,
т.е. 
МВАр.
.3 Определение регулировочных ответвлений устройств регулирования
напряжения под нагрузкой трансформаторов понизительных подстанций
Определение регулировочных ответвлений необходимо для обеспечения
желаемых значений напряжения на вторичных обмотках трансформаторов
понизительных подстанций. В режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах
источника питания 
, а желаемое напряжение на стороне низшего напряжения
подстанций 
.
Расчетное значение напряжения ответвления обмотки высшего напряжения
трансформатора определяется по выражению:
Для трансформатора подстанции в пункте 1:
Пределы регулирования трансформатора:
. Тогда,
Принимаем ближайшее стандартное ответвление с номером “-2” и напряжением
223,1 кВ. Тогда,
Аналогичные расчеты выполним для трансформаторов подстанций в остальных
пунктах (таблица 6.3.1):
Таблица 6.3.1 Ответвления регулировочной обмотки трансформаторов
|
Подстанция
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
 , кВ
|
2,164
|
4,243
|
1,804
|
2,22
|
1,44
|
|
 , кВ
|
228,836
|
226,757
|
229,196
|
228,78
|
229,56
|
|
 , кВ
|
15,94
|
13,36
|
7,39
|
16,156
|
13,069
|
|
 , кВ
|
0,762
|
0,639
|
0,353
|
0,773
|
0,625
|
|
 , кВ
|
223,126
|
223,755
|
232,405
|
222,8
|
226,83
|
|
Ответвление
|
-2
|
-2
|
+1
|
-2
|
-1
|
|
 , кВ
|
223,1
|
223,1
|
233,45
|
223,1
|
226,55
|
|
 , кВ
|
10,501
|
10,53
|
10,45
|
10,49
|
10,51
|
.4 Выбор коммутационных аппаратов электрической сети
Выбор коммутационных аппаратов выполним по номинальным значениям
напряжения и тока, используя справочную информацию. Следовательно, для каждого
выключателя и разъединителя находим значение тока, по которому их нужно
выбирать.
) 
) Токи в линиях:
3) Токи на ВН понизительных трансформаторов подстанций:
) Токи на НН понизительных трансформаторов подстанций:
) Токи на НН между понизительными трансформаторами подстанций:
) Токи компенсирующих устройств:
В соответствии с полученными токами принимаем выключатели следующих
марок:
Таблица 6.4.1 Сводная таблица выключателей
|
Ток
|
Марка выключателя
|
количество
|
|
I1
|
У-220Б-1000-25У1
|
5
|
|
I`Аi
|
У-220Б-1000-25У1
|
22
|
|
Iсек.выкл.
|
У-220Б-1000-25У1
|
2
|
|
I`Ti
|
У-220Б-1000-25У1
|
4
|
|
I``Ti
|
ВМПЭ-10-3150-31,5У3
|
20
|
|
I```Ti
|
ВМПЭ-10-1600-20У3
|
10
|
|
Iк.у.
|
ВМПЭ-10-630-20У3
|
16
|
Принимаем на всех участках линий с Uном = 220 кВ разъединители марки РНДЗ.1-220/1000У1 в количестве
64 шт.
.5 Технико-экономические показатели принятого варианта сети
1) Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:
Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:
Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных
устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:
Капитальные вложения в подстанции:
Капитальные вложения в компенсирующие устройства:
Суммарные капитальные вложения:
2) Ежегодные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание
электрической сети:
Время наибольших потерь:
Потери в компенсирующих устройствах:
Потери электроэнергии в сети:
Стоимость потерь электроэнергии:
3)
Приведенные затраты:
) Себестоимость передачи электроэнергии:
Удельная расчетная стоимость передачи электроэнергии:
Сравним себестоимость и расчетную удельную стоимость передачи
электроэнергии с апробированными величинами:
;
) Определение наибольшей потери напряжения:
Сопротивления определятся:
Наибольшая потеря напряжения равна:
6) Расход металла на провода ЛЭП:
Алюминий
Сталь
.
электрический сеть радиальный трансформатор
Вывод по работе
В курсовой работе были определены и рассчитаны 3 различных конфигурации
сети на 110 и на 220 кВ. Были получены и проанализированы технико-экономические
показатели радиальной, радиально-магистральной и кольцевой сетей.
Основным критерием выбора конфигурации сети для детального рассмотрения
были приведенные народно-хозяйственные затраты и дефицит реактивной мощности.
При детальном рассмотрении большое внимание уделялось снижению приведенных
народно-хозяйственных затрат, как основному критерию экономичности и выгодности
выбранного варианта. Для этого дефицит реактивной мощности в сети был полностью
замещен с помощью компенсирующих устройств, установленных на подстанциях.
В результате народно-хозяйственные затраты уменьшились Дефицит реактивной
мощности полностью ликвидирован, что очень важно для дальнейшего расширения
сети.
При сравнении себестоимости и расчетной удельной стоимости передачи
электроэнергии с апробированными величинами:
,
выяснили, что электрическая сеть, для которой
составлено техническое задание на проектирование, отвечает современным
техническим и экономическим требованиям.
Список используемой литературы
1. Правила устройства электроустановок. С-Пб: Изд-во Деан,
2010. 926 с.
2. ГОСТ 13109-87. Электрическая энергия. Требования к
качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения.
. Справочник по проектированию электроэнергетических
систем / Под. ред. С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 2005.352с.
. Электрические системы. Т2. Электрические сети / Под.
ред. В.А. Веникова. М.: Высш. шк.: 2008. 438 с.
. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.:
Энергоатомиздат, 2009. 455 с.
. Справочник по проектированию линий электропередачи /
Под. ред. М.А. Реута, С.С. Рокотяна. М.: Энергия, 2011. 298 с.
. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть
электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного
проектирования. М.: Энергоатомиздат 2009. 607 с.
. Боровиков В.А., Косарев В.К. Ходот Г.А.
Электрические сети энергетических систем. Л.: Энергия, 2007. 391 с.