Проектирование радиальной схемы электроснабжения

Содержание

Введение

1. Исходные данные

2. Разработка вариантов развития сети

2.1 Расчет мощности источника сети кольцевой схемы

2.2 Выбор номинального напряжения сети

2.3 Выбор сечений проводов воздушных линий электропередач

2.4 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

2.5 Выбор схем подстанций

2.6 Технико - экономическое сопоставление вариантов развития сети

2.7 Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок

2.8 Выбор средств регулирования напряжения для радиальной схемы

2.9 Выбор оборудования для радиальной схемы.

2.9.1 Выбор гибких подвесных токопроводов 220 кВ

2.9.2 Выбор выключателей, разъединителей и ограничителей перенапряжения

2.9.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения

Библиографический список

Приложение

Введение

Целью данной работы является проектирование электроснабжения. Проектирование проводится с соблюдением требования к надежности электроснабжения потребителей ГОСТ 19434-84. Выбор схемы электроснабжения обосновывается технико-экономическими расчетами.

Проектирование электрической сети, включая разработку схем развития сети и схемы подстанций, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

При проектировании электроснабжения района решается ряд задач:

-    выбирается более экономичный вариант схемы сети

-       исследуется работы сети при различных режимах

-       выбор основного и вспомогательного электрооборудования проектируемых подстанций и проверка его на срабатывание токов короткого замыкания.

1.   Исходные данные

В соответствии с правилами устройства электроустановок (далее па тексту ПУЭ) район Волгоградской области относится к 4 ветровому району, по толщине стенки гололеда к 3 району, нормативная толщина стенки гололеда 15 мм.

В состав потребителей на всех подстанциях входят потребители первой, второй и третьей категории. Процентное соотношение потребителей их активная мощность и коэффициент мощности указаны ниже в таблице 1.

Таблица 1 - Характеристика потребителей

Наименование потребителя	Потр. 1 I категории,%	Потр. 2 II категории,%	Потр. 3 III категории,%	S, МВА
Балашовская	50	20	30	11,32	0,91
Литейная	30	30	40	48,92	0,92
Андриановская	20	20	60	47,23	0,9
Суровикино	15	45	40	12,37	0,93
Заливская	40	30	30	42,31	0,91

Для упрощения изображения схем сети в дальнейшем примем следующие обозначения узлов:

ПС «Балашовская» - А, ПС «Суровикино» - Г,

ПС «Литейная» - Б, ПС «Заливская» - Д,

ПС «Андриановская» - В, ПС «ВОЛГА» - ИП

2.   Разработка вариантов развития сети

Рис. 1- Кольцевая схема Рис. 2- Смешанная схема

Рис. 3- Смешанная схема Рис. 4- Смешанная схема

Рис. 5- Смешанная схема Рис. 6- Смешанная схема

Рисунок 1 - Варианты развития сети

С учётом требуемой надёжности электроснабжения объектов и с учётом наименьшей длины линий примем для дальнейшего рассмотрения три варианта - кольцевую схему с суммарной длиной линий 297 км, Смешанную схему 2 - 372 км, смешанную схему 3 , длиной линий 336 км.

2.1 Расчет мощности источника сети кольцевой схемы

В сетях с односторонним питание потокораспределение рассчитывается следующим образом: последовательно, начиная от самых отдаленных потребителей, складываем мощности узлов, встречающихся при приближении к источнику. Таким образом, получаем перетоки мощности на всех радиальных участках сети.

В случае сети замкнутого типа перетоки необходимо рассчитывать, используя правило «моментов», представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием.

При этом мощность каждого источника определяется по формулам (1) и (2):

где ,  - соответственно, определяемые активная и реактивная мощности источников;

,  - активная и реактивная составляющие в узлах потребителей;

 - расстояние противоположенного источника до данного потребителя;

 - общее расстояние между источниками.

На остальных участках мощность определяется по закону Кирхгофа.

Если в кольце имеются участки с двумя и более параллельными цепями, то необходимо эти участки привести к эквивалентным длинам:

где  - длина линии, км;

- число параллельных ветвей.

Определим активную, реактивную и полную мощность источника питания для расчета кольцевой схемы по формулам (1) и (2):

 

.2 Выбор номинального напряжения сети

Напряжение сети зависит от нескольких факторов:

мощность потребителей;

удаленность их от источника питания;

района сооружения сети и класса номинального напряжения существующей сети.

Выбор напряжения определяется экономическими факторами; при увеличении номинального напряжения возрастает капиталовложения в сооружение сети, но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.

В практике проектирования для выбора рационального напряжения используются кривые, данные по пропускной способности и дальности линий электропередачи или эмпирические формулы, в частности, формула Г.А.Илларионова, дающая удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ,

где  - длина линии на рассматриваемом участке;

- переток мощности на рассматриваемом участке.

Расчет кольцевой схемы

Выбираем класс номинального напряжения 220 кВ.

Расчет радиальной схемы

для участка ПС-А:

По наибольшему значению напряжения на участках радиальной схемы выбираем класс номинального напряжения, полученные значения сводим в таблицу 2.

Расчет смешанной схемы3

для кольца1:

В кольце1 выбираем класс номинального напряжения 220 кВ.

для кольца2:

Для кольца2 выбираем класс номинального напряжения 110 кВ.

 

Таблица 2 - Выбор номинального напряжения для смешанной схемы2

Участок сети	Длина участка, км	Напряжение, кВ
		расчетное	табличное
ПС-А	68	111,2	110
А-Б	116	108,5	110
ПС-Д	62	171,3	110
Д-В-Г	126	120,4	110

2.3 Выбор сечений проводов воздушных линий электропередач

Выбор сечения проводов ВЛ электропередачи 35-500кВ можно выполнять по экономическим интервалам и по экономической плотности тока.

Для воздушных линий выбираем сталеалюминевые провода марки АС.

для кольцевой схемы:

Для выбора сечения необходимо определить токи в сети. Нагрузочные токи сети определяются по соотношению (5):

где  - коэффициент мощности

Р - активная мощность

 - номинальное напряжение

 

 

Ток на головном участке ПС - 6 определяется по правилу моментов:

Участок ПС-Д: Максимальный критический ток участка равен 517А, при напряжении на линии 220 кВ, ближайший допустимый ток Iдоп=610А, соответствует сечению 240 мм2. На этом участке выбирается одноцепная линия с проводом АС-240.

Аналогично рассчитываются токи и сечения проводников на других участках и для других схем, результаты сводим в таблицу 3.

Таблица 3 - Выбор сечения проводников для вариантов сети

Линия	Ток участка, А	Напряжение, кВ	Число цепей и сечение	Iaв, А	Iдоп, А
Кольцевая (схема 1)
ПС-А	187	220	1 АС-240	425	610
А-Б	158	220	1 АС-240	396	610
Б-Г	29	220	1 АС-240	267	610
Г-В	3	220	1 АС-240	282	610
В-Д	36	220	1 АС-240	406	610
Д-ПС	147	220	1 АС-240	517	610
Смешанная (схема 2)
ПС-А	10,5	110	2 АС-120	348	380
А-Б	36,5	110	2 АС-95	288	330
ПС-Д	22,5	110	2 АС-240	537	605
Д-В	73	110	1 АС-95	315	330
В-Г	19,5	110	1 АС-70	243	265
Г-Д	32,5	110	1 АС-95	315	330
Смешанная (схема 3)
ПС-А	153	220	1 АС-240	537	605
А-Б	123	220	1 АС-240	507	605
Б-Д	5	220	1 АС-240	379	605
Д-ПС	384	220	1 АС-240	537	605
Д-В	244	110	1 АС-95	315	330
В-Г	5	110	1 АС-70	248	265
Г-Д	72	110	1 АС-95	315	330

Таблица 4 - Параметры линий электропередач, разрабатываемых вариантов сети

Линия	Напряжение, кВ	Число цепей и сечение	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, мкСм/км
Кольцевая (схема 1)
ПС-А	220	1 АС-240	0,121	0,435	2,6
А-Б	220	1 АС-240	0,121	0,435	2,6
Б-Г	220	1 АС-240	0,121	0,435	2,6
Г-В	220	1 АС-240	0,121	0,435	2,6
В-Д	220	1 АС-240	0,121	0,435	2,6
Д-ПС	220	1 АС-240	0,121	0,435	2,6
Смешанная (схема 2)
ПС-А	110	2 АС-120	0,125	0,427	2,66
А-Б	110	2 АС-95	0,153	0,434	2,61
ПС-Д	110	2 АС-240	0,06	0,405	2,81
Д-В	110	1 АС-95	0,306	0,434	2,61	110	1 АС-70	0,428	0,444	2,55
Г-Д	110	1 АС-95	0,306	0,434	2,61
Смешанная (схема 3)
ПС-А	220	1 АС-240	0,121	0,435	2,6
А-Б	220	1 АС-240	0,121	0,435	2,6
Б-Д	220	1 АС-240	0,121	0,435	2,6
Д-ПС	220	1 АС-240	0,121	0,435	2,6
Д-В	110	1 АС-95	0,306	0,434	2,61
В-Г	110	1 АС-70	0,428	0,444	2,55
Г-Д	110	1 АС-95	0,306	0,434	2,61

Анализ распределения тока в кольцевой, радиальной и смешанной сети показал, что для всех участков выбранные сечения соответствуют условиям надежности.

 

.4 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

Условия выбора:

1)

)

)

Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов) зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей и является технико-экономической задачей.

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.

Мощность трансформатора в нормальных условиях должна обеспечить питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Если подстанция питает потребителей I и II категорий, на ней должны быть установлены трансформаторы такой мощности, при которой обеспечивалось бы питание одним трансформатором потребителей таких категорий с допустимой перегрузкой до 40% на время не более 6 часов, в течение 5 суток. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории. Мощность трансформатора может быть определена ориентировочно по выражению:

где - наибольшая нагрузка подстанций;

 - коэффициент допустимой перегрузки; n - число трансформаторов на подстанции.

для кольцевой схемы:

Аналогично произведем расчеты для остальных подстанций и для других схем и полученные результаты сведем в таблицу 5.

Таблица 5 - Мощности трансформаторов

Узел	, мВА, мВА, мВА
Кольцевая (схема 1)
Балашовская (А)	11,3		5,67	25		0,226		0,223
Литейная (Б)	48,9		21	25		0,978		0,84
Андриановсекая (В)	47,22		13,49	25		0,944		0,54
Суровикино (Г)	12,37		5,3	25		0,25		0,21
Зиливская (Д)	42,3		21,15	25		0,85		0,85
Смешанная (схема 2)
Балашовская (А)	11,3	5,67			6,3		0,9	0,9
Литейная (Б)	48,9	21			25		0,98	0,84
Андриановсекая (В)	47,22	13,49			25		0,94	0,54
Суровикино (Г)	12,37	5,3			6,3		0,98	0,84
Зиливская (Д)	101,9	40			63		0,81	0,63
Смешанная (схема 3)
Балашовская (А)	11,3	5,67			25		0,226	0,223
Литейная (Б)	48,9	21			25		0,978	0,84
Андриановсекая (В)	47,22	13,49			25		0,94	0,54
Суровикино (Г)	12,37	5,3			6,3		0,98	0,84
Зиливская (Д)	101,9	40			63		0,81	0,63

Параметры, выбранных трансформаторов сведем в таблицу 6.

Таблица 6 - Параметры выбранных трансформаторов

№ узла				Тип и число трансформаторов	S ном, МВА			Uвн, кВ			Uк, %			ΔРкз, кВт			ΔРхх, кВт			Iхх, %		Rт, Ом				Xт, Ом	ΔQх, кВар
Кольцевая (схема 1)
ПС			2АТЦТН-125000/220/110		125			230			11			290			85		0,5			1		131,1			625
А			2ТДТН-25000/220		25			230			12,5			135			50		1,2			6,4		275			300
Б		2ТДТН-25000/220			25		230			12,5			135			50			1,2			6,4			275		300
В		2ТДТН-25000/220			25		230			12,5			135			50			1,2			6,4			275		300
Г		2ТДТН-25000/220			25		230			12,5			135			50			1,2			6,4			275		300
Д		2ТДТН-25000/220			25		230			12,5			135			50			1,2			6,4			275		300
Смешанная (схема 2)
ПС	2АТЦТН-125000/220/110				125	230			11			290			85			0,5			1		131,1				625
А	2ТМН-6300/110				6,3	112			10,5			44			11,5			0,8			14,7		220				50,4
Б	2ТРДН-25000/110				25	115			10,5			120			27			0,7			2,54		55,9				175
В	2ТРДН-25000/110				25	115			10,5			120			27			0,7			2,54		55,9				175
Г	2ТМН-6300/110				6,3	112			10,5			44			11,5			0,8			14,7		220				50,4
Д	2АТДЦТН-63000/220/110				63	230			11			215			45			0,5			5,6		104				50,4
Смешанная (схема 3)
ПС	2АТЦТН-125000/220/110				125	230			11			290			85			0,5			1		131,1				625
А	2ТДТН-25000/220				25	230			12,5			135			50			1,2			6,4		275				300
Б	2ТДТН-25000/220				25	230			12,5			135			50			1,2			6,4		275				300
В	2ТРДН-25000/110				25	115			10,5			27			0,7			2,54		55,9				175
Г	2ТМН-6300/110				6,3	112			10,5			44			11,5			0,8			14,7		220				50,4
Д	2АТДЦТН-63000/220/110				63	230			11			215			45			0,5			5,6		104				50,4

2.5 Выбор схем подстанций

Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций выполняется на стороне высшего напряжения и на стороне низшего напряжения подстанций, но схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети.

Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.

Таблица 7 - Определение числа ячеек выключателей

Узел	Число присоединений		Число ячеек выключателей				Схема распределительного устройства
	Линий	Трансформаторов	110	220
Кольцевая (схема 1)
ПС	4	2		6			Две рабочие системы шин с обходной
А	2	2		3			Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой
Б	2	2		3			Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой
В	2	2		3			Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой
Продолжение таблицы 7:
Г	2	2		3			Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой
Д	2	2		3			Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой
Всего:		31 (220) выключателей
Смешанная (схема 2)
ПС	6	2	6		6	Две рабочие системы шин с обходной
А	2	2	6			Одна рабочая система шин с обходной
Б	2	2	2			Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии
В	2	2	3			Мостик с выключателями в цепях транс-форматоров и ре-монтной перемычкой
Г	2	2	3			Мостик с выключателями в цепях транс-форматоров и ре-монтной перемычкой
Д	4	2	8		5	Одна рабочая система шин с обходной
Всего:		32 (110); 18 (220) выключателей
Смешанная (схема 3)
ПС	4	2			6	Две рабочие системы шин с обходной
А	2	2			3	Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой
Б	2	2			3	Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой
В	2	2	3			Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой
Г	2	2	3			Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой
Д	4	2	5		5	Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой
Всего:		17 (110); 23 (220) выключателя

 

.6 Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети

Общие положения

Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы, то есть обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности должна учитываться величина ущерба народному хозяйству от вероятного нарушения электроснабжения. В этом случае подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле:

где  - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике = 0,12);

 - соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;

 - соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций  и  - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;

У - математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.

Ежегодные издержки  и  определяются суммой отчислений от капитальных вложений  и , где - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций.

Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле:

где  - удельная стоимость потерь активной энергии;

- суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;

 - число часов максимальных потерь в году,

 - суммарные потери холостого хода трансформаторов.

Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:

где α - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения;

- максимальная нагрузка потребителя;

 - коэффициент вынужденного простоя;

ε - степень ограничения потребителя (ε = 1 при полном отключении потребителя, ε < 1 при частичном отключении).

где  - число последовательно включенных элементов сети;

- среднее время восстановления элемента i ,  - параметр потока отказов элемента i.

Необходимо иметь в виду, что варианты схемы с разными номинальными напряжениями из-за различной стоимости аппаратуры и разных величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведенным затратам с учетом оборудования подстанций потребителей и потерь энергии в них.

На основании анализа результатов расчета выбираются два варианта с меньшими приведенными затратами.

Варианты схем считаются экономически равноценными, если разница в приведенных затратах равна или менее 5%. В таком случае следует выбирать варианты схем:

а) с более высоким напряжением;

б) с более высокой надежностью электроснабжения;

в) с более высокой оперативной гибкостью схемы;

г) с меньшим расходом цветного металла на провода ВЛ и с меньшим необходимым количеством электрической аппаратуры;

д) с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых пунктов потребления электроэнергии.

Расчет кольцевой схемы

Участок ПС-А. Он предполагает присоединение узла ПС к узлу А по одной линии АС-240 с установкой на подстанции двух трансформаторов ТДТМ-25000/220.

Капиталовложения в линию:

где С - стоимость 1 км линии;

l - длина линии, n - число параллельных линий.

С = 148,8 тыс.руб./км,

Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и РУ высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна, вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора 2ТДТН-25000/220 составляет 168 тыс. руб., стоимость ячейки выключателя 220 кВ - 85 тыс. руб., тогда:

 тыс. руб.,

 тыс. руб.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для линий составляют 2,8%, для подстанций 220 кВ - 9,4%, соответственно , .

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:

где ;

Тогда

Суммарные потери холостого хода трансформаторов

Потери мощности в максимальном режиме  ток определен при выборе сечений, , тогда

Число часов максимальных потерь

Удельная стоимость потерь электроэнергии  составляет 9,7 коп./кВт∙ч,тыс.руб./МВт∙ч. Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания, будет рассчитываться по формуле (9).

При его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор ( n= 2), при полном отключении ε = 1, удельный ущерб

а = 6 тыс. руб./кВт = 6∙ тыс. руб./МВт, = 3,09 МВт.

Параметры потока отказов линии  отказ/год на 100 км, трансформатора  отказ/год. Среднее время восстановления для линии лет/отказ, трансформатора лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора.

 тыс. руб.

Аналогичные расчеты для других участков кольцевой, радиальной и смешанной схем сведем в таблицу 7.

Таблица 7 - Расчетные экономические показатели схем развития сети

Линия      Вид        Длина, км             Ток, А    Сечение                ,

Ом

МВтКл

тыс.руб.Кп,

тыс.руб.У, тыс.руб.
Кольцевая (схема 1)
ПС-А	проект	34	187	1 АС-240	7,314	0,77	5059	591	8,05
А-Б	проект	56	158	1 АС-240	10,22	0,77	8630	591	64,6
Б-Г	проект	102	29	1 АС-240	15,54	0,039	15180	591	25,5
Г-В	проект	55	3	1 АС-240	9,86	0,001	8184	591	104,1
В-Д	проект	17	36	1 АС-240	5,26	0,02	2530	591	12,4
Д-ПС	проект	31	147	1 АС-240	6,95	0,45	4613	591	36,33
ВСЕГО						2,05	44196	3546	250,98
смешанная (схема 2)
ПС-А	проект	10,5	10,5	2 АС-120	9.5	0,003134	2108	516	8,05
А-Б	проект	36,5	36,5	2 АС-95	5,7	0,00228	3573	354	64,6
ПС-Д	проект	31	22,5	2 АС-240	4,7	0,0071	9226	1160	36,5
Д-В	проект	17	73	1 АС-95	6,472	1,04	350.2	355	104,12
В-Г	проект	55	19,5	1 АС-70	30.89	0,003524	1183	261	12.44
Г-Д	проект	54	32,5	1 АС-95	23.87	0,07565	1112	171	12,44
ВСЕГО						1,132	17552,2	2817	238,15
Смешанная (схема 3)
ПС-А	проект	34	153	1 АС-240	7,314	0,51	5059	591
А-Б	проект	56	123	1 АС-240	10,22	0,46	8630	591	64,6
Б-Д	проект	87	5	1 АС-240	4,35	0,001	5606	591	9,564
Д-ПС	проект	31	384	1 АС-240	9,4	4.158	9226	426	36,5
Д-В	проект	17	244	1 АС-95	6,472	1,16	350.2	355	104,12
В-Г	проект	55	5	1 АС-70	30.89	0.002	1183	261	12.44
Г-Д	проект	54	72	1 АС-95	23.87	0,37	1112	171	12,44
ВСЕГО						6,67	31166,2	2986	247,7

Издержки

 тыс.руб.

 тыс.руб.

 тыс.руб.

Приведенные затраты

Результаты расчетов составляющих затрат и сопоставление вариантов сведем в таблицу 8.

Таблица 8 - Экономическое сопоставление вариантов развития сети

№ варианта				З, отн. ед.
	тыс. руб.
кольцевая	44196	3546	47740	15460	25260	1,16
Смешанная2	17552,2	2646	20200	15530	21820	1,00
Смешанная3	31166,2	2986	34152,2	16110	21992	1,008

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичными являются схема 2 и схема 3, однако схема 3 является более надёжной.

2.7 Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок

Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений.

Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:

составление схемы замещения и расчета ее параметров для наиболее экономичного варианта сети;

расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах;

анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения с целью соблюдения требований ГОСТ по напряжению;

результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносят на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторы.

Схемы замещения для расчета радиальной и кольцевой схем представлены на рисунке 2.

Рисунок 2 - Схема замещения смешанной схемы

Таблица 9 - Параметры узлов сети

№ узла	,кВ	Мощности нагрузки
		P, МВт	Q, МВар
ПС	220	-	-
А	220	10,3	4,69
Б	220	45	19,17
В	220	42,5	20,59
Г	110	11,5	4,55
Д	110	38,5	17,54

Таблица 10 - Параметры ветвей сети

№ узла		R, Ом	Х, Ом	В, мкСм
нач.	кон.
Смешанная (схема 3)
ПС	А	4,114	14,79	-88,4
А	Т	6,4	275	0	0,09
А	Б	7,02	25,23	-150,8
Б	Т	6,4	275	0	0,09
Б	Д	10,53	37,85	-226,2
Д	Т	5,6	104	0	0,09
ПС	Д	3,75	13,49	80,6
Д	В	5,2	7,38	-44,37
В	Т	2,54	55,9	0	0,09
В	Г	23,64	24,42	-140,25
Г	Т	14,7	220	0	0,09
Г	Д	16,52	23,44	-140,9
ПС	Т	1	131,1	0	0,022

Потери мощности и потери в трансформаторах на каждом участке схемы:

Для участка В-Г:

Полная мощность конца линии В-Г:

а) активные потери в трансформаторе:

б) реактивные потери в трансформаторе:

в) генерирующие мощности на линиях:

г) потери активной мощности

б) потери реактивной мощности

.

Полная мощность начала линии В-Г с учетом потерь:

Аналогично расчеты проводятся для остальных участков смешанной схемы, результаты сводим в таблицу 11.

Таблица 11 - Перетоки мощности схем развития сети при максимальных нагрузках

Линия	Мощность начала линий, МВА	Мощность конца линий, МВА	Потери в линии, МВА	Потери в трансформаторах, МВА	Генерирующие мощности линии, МВА
Радиальная (схема 4)
ПС-А	46,81+j14,05	46,6+j15,45	0.205+j0,74	0.17+j0.603	-j2,139
А-Б	36,13+j10,16	35,92+j13,05	0.212+j0.76	0.171+j0.603	-j3,649
Б-Д	9,44-j7,188	9,42-j1,79	0,02+j0.072	0.171+j0.603	-j5,47
ПС-Д	92,457-j5,058	91,8-j5,458	0.655+j2,35	0.172+j0.604	-j1,95
Д-В	4.738+j0.042	4.735+j0.161	0.0029+j0.0035	0.035+j0.285	-j0.123
В-Г	7.782-j0.229	7.766-j0.014	0.016+j0.017	0.028+j0.176	-j0.231
Г-Д	9.64-j0.343	9.599-j0.221	0.015+j0.014	0.017+j0.143	-j0.136

Расчет установившегося послеаварийного режима

Данный режим рассмотрим при обрыве одной цепи на линии ПС-6, в которой протекает наибольший ток.

Таблица 12 - Перетоки мощности установившегося послеаварийного режима

Линия	Мощность начала линий, МВА		Мощность конца линий, МВА		Потери в линии, МВА
Радиальная (схема 4)
ПС-А	168,795+j90,68	165,88+j82,34		2,915+j10,48
А-Б	155,407+j79,18	151,41+j68,44		4+j14,39
Б-Д	105,71+j52,32	102,91+j47,73		2,8+j10,06
Д-Г	64,24+j35,054	58,506+j27,776		5,73+j8,13

2.8 Выбор средств регулирования напряжения для радиальной схемы

В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находится в интервале от 0,95 Uном до 1,05 Uном. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.

Требуемые напряжения на шинах подстанций для рассматриваемой сети, их расчетные значения до и после регулирования приведены в таблице 13.

Таблица 13 - Выбор отпаек на трансформаторах

Узел	А	Б	В	Г	Д
Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ	11	11	10,5	10,5	11
Напряжение перед трансформатором, кВ	229,98	229,95	120,68	120,82	229,92
Отпайка	0	0	0	0	0
Напряжение у потребителя, кВ	10,99	10,99	11	10,99

Из таблицы видно, что отпайки для смешанной схемы не требуются.

 

.9 Выбор оборудования для радиальной схемы.

Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов

Расчетные токи продолжительного режима в цепи двухобмоточного трансформатора на стороне ВН и НН:

где S/ном.т - номинальная мощность трансформатора следующего на порядок выше по шкале ГОСТ номинальной мощности, МВА;

Uном - номинальное напряжение трансформатора, кВ;

Тогда на стороне ВН:

Тогда на стороне НН:

Максимальный ток в питающих линиях будет протекать при обрыве ЛЭП «Волга - Заливская» I=537А.

 

.9.1 Выбор гибких подвесных токопроводов 220 кВ

В РУ 110 кВ применяется гибкая ошиновка, выполненная проводами АС. Выбор сборных шин проводится по току Iмакс = 537 А. Принимается провод АС-240/32,

q = 70 мм2, d = 25 мм2, Iдоп = 605 А.

Проверка сечения на нагрев производится по следующему выражению, А;

 537< 605.

Проверка шин на электродинамическое действие тока к.з. не производится, так как IП0 < 20 кА согласно ПУЭ.

Проверка на термическое действие токов к.з.:

Минимальное сечение по термической стойкости, мм2:

где С =95 А×с1/2 /мм2;

Для того, чтобы определить  рассчитаем токи к.з.:

Выбор базовых величин:

Sб = 140 МВА, Uб = 230 кВ

Базисный ток определяем по формуле:

Сопротивления элементов сети:

Расчет сопротивлений производим в относительных величинах.

Сопротивление системы:

Сопротивления источника питания:

Сопротивление шин:

Определяем результирующие сопротивления до точки К.1:

Индуктивное:

Активное:

Периодическая составляющая тока к.з.:

Ударный ток к.з.:

Расчеты для остальных точек к.з. сведем в таблицу 14.

Таблица 14 - Расчет токов к.з. для радиальной схемы

Участок	Точка К.З	КУ	IК.З.	iУ
ПС-А	К1	1,8	2,85	7,25
	К2	1,8	0,023	0,06
А-Б	К1	1,8	2,85	7,25
	К3	1,8	0,01	0,024
Б-Д	К1	1,8	2,85	7,25
	К4	1,8	0,01	0,02
ПС-Д	К1	1,8	2,85	7,25
	К5	1,8	0,025	0,063
Д-Г	К1	1,8	2,85	7,25
	К6	1,8	0,014	0,04
Г-В	К1	1,8	2,85	7,25
	К7	1,8	0,897	2,284
В-Д	К1	1,8	2,85	7,25
	К8	1,8	0,03	0,08

Тогда,

где тепловой импульс тока к.з.,

Та- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.,

время срабатывания релейной защиты,

время отключения к.з.

,06 < 95 мм2

Проверка по условиям коронирования:

Начальная критическая напряженность электрического поля Е0, кВ/см;

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82); rо - радиус провода, см;

Напряженность электрического поля около поверхности провода Е, кВ/см;

где Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см;

Dср =1,26 × D - при горизонтальном расположении фаз, где D - расстояние между соседними фазами (D= 200 см);

Условие проверки наличия короны, кВ/см;

,77< 30,5.

Из расчетов следует,что провод АС-70/11 проходит по условиям коронирования.

 

.9.2 Выбор выключателей, разъединителей и ограничителей перенапряжения

В РУ с высшим напряжением 220кВ устанавливаются малообъемные масляные, вакуумные или элегазовые выключатели.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

-    по напряжению:

-   
по включающей способности:

-    по отключающей способности:

-    по электродинамической стойкости:

-    по термической стойкости:

По данным условиям выбираются элегазовые выключатели ВГУ-220/3150/45 УХЛ 1 для РУ ВН.

Выбор разъединителей выполняется по следующим параметрам:

по напряжению установки:  (39)

по току:  (40)

-    по электродинамической стойкости :

где  - предельный сквозной ток к.з. ( амплитуда и действующее значение);

-    по термической стойкости:

По данным условиям по каталогу выбираются разъединители типа

РНДЗ-220\1000У1, данные расчетов и каталожные данные сведены в таблицу 15.

 

Таблица 15 - Данные выключателя и разъединителя на стороне ВН

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГУ-220/3150/45 УХЛ 1	Разъединитель РНДЗ-220-1000 У1
U = 220 кВ	Uном = 220 кВ	Uном = 220 кВ
Imax = 537 А	Iном = 3150 А	Iном = 1000 А
Iпt = 2,85 кА	Iотк.ном = 45 кА	-
Iп0 = 2,85 кА	Iдин = 150 кА	-
iуд = 7,25 кА	iдин = 50 кА	iдин = 100 кА
Вк = 3,278кА2×с	I2тер× t2тер= 502×2 = 10000 кА2×с	I2тер× t2тер= 402 × 3 = 14400 кА2×с

В ремонтной перемычке устанавливаются два разъединителя РНДЗ.2-220-1000 У1, на линиях 220 кВ устанавливаются разъединители РНДЗ.1-220-1000 У1. В перемычке РУ ВН устанавливается выключатель ВГУ-220/3150/40 УХЛ1 и два разъединителя РНДЗ.1-220-1000 У1.

Ограничители перенапряжения (ОПН) выбираются по номинальному напряжению установки:

-    защита подходящих линий 220 кВ - ОПН - 220 У1;

-       защита силового трансформатора - ОПН - 220 У1;

-       защита РУ 10 кВ - ОПН - 10 У1.

2.9.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения

На стороне 110 кВ устанавливается ТФЗМ 110Б-I У1, выбор которого приведен в таблице 16.

Таблица 16 - Выбор трансформатора тока на стороне 110 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=220 кВ	Uном=220 кВ
Imax=537 А	Iном=600 А
iу=7,25 кА	iдин=84 кА
Вк=3,278 кА2.с	Вк =162.3=768 кА2.с

Таблица 17 - Вторичная нагрузка ТТ в цепи ЛЭП 110кВ

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, А
		А	С
Амперметр	Э-335	0,5	-
Ваттметр	Д-335	0,5	0,5
Варметр	Д-335	0,5	0,5
Счетчик активной энергии(2шт.)	СА3-И681	2*2,5	2*2,5
Итого		6,5	6,0

Общее сопротивление приборов rприб, Ом;

Допустимое сопротивление проводов rприб, Ом;

Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются по напряжению установки, по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности, по вторичной нагрузке. Трансформаторы напряжения запитываются от сборных шин РУ.

Примем к установке трансформаторы типа ЗНОГ - 110-79У3. Трансформаторы имеют две вторичных обмотки: основную на В и дополнительную на 100 В. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 400 В·А, а для класса точности 1- 600В·А.

Таблица 18 - Вторичная нагрузка ТН в цепи ЛЭП 110кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки ВА	Число обмоток	Число приборовПотребляемая мощность
							P, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	2	4	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	8	24	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	6	18	-
Счетчик ватт-часов	СА3-И674	3,0	2	0,38	0,925	6	13,7	33,3
Счетчик вольт-ампер часов	СР4-И689	3,0	2	0,38	0,925	6	13,7	33,3
Итого (В·А):							100

Суммарная потребляемая мощность 100 В·А обеспечит класс точности 0,5.

Библиографический список

сеть электропередача радиальный

1.     А.А. Герасименко, В. Т. Федин. Передача и распределение электрической энергии / Герасименко А. А., Федин В. Т. Изд. 2-е. - Ростов н/Дон: Феникс, Энергоатомиздат, 2008.-715с.

2.      Идельчик В. И. Электрические сети и системы 6 Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 582с.

3.     Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С. С. Рокотян и И. М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985.-382 с.

4.      Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбисовича. - М.: НЦ ЭНАС, 2005. - 320 с.

5.     Балаков Ю. Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок : Учебное пособие для вузов - 2-е изд., стереот.- М.:Издательский дом МЭИ, 2066-288 с.

6.      Правила Устройства Электроустановок (ПУЭ), изд. 7-е. М.: НТЦ «ЭНАС», 2003.

.        Шебес М.Р. Задачник по теории линейных электрических цепей: Учеб. Пособие, 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. Школа, 1982.-488 с., ил.

Приложение

Чертежи схем подстанций

Рисунок А.1 - Кольцевая схема

Рисунок А.2 - Смешанная схема2

Рисунок А.3 - Смешанная схема3