Развитие электроэнергетических сетей района энергосистемы
Курсовой проект
Развитие электроэнергетических сетей района энергосистемы
Введение
трансформатор подстанция сеть
В современном мире невозможно
представить работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, связи без
использования электроэнергии. Уровень развития электроэнергетики в наиболее
общем виде показывает уровень экономического развития любой страны.
Но всего полтора века назад
считалось, что у электрической энергии нет будущего, из-за огромных потерь в
линиях. В середине прошлого века применялся только постоянный ток, источников
которого были дорогие гальванические батареи. Создание генераторов с приводом
от паровых машин позволило расширить возможности применения постоянного тока.
Первый шаг в создании современной
электропередачи был сделан русскими учеными П.Н. Яблочковым и И.Ф. Усагиным.
Они впервые предложили использовать переменный ток, создали первый
трансформатор и разработали простую конструкцию генератора переменного тока. В
1889г. М.О. Доли во-Добровольский предложил использовать трехфазную систему и
разработал конструкцию простого трехфазного двигателя переменного тока. Триумф
трехфазной системы электропередачи, которой мы пользуемся до сих пор, пришел в
1891г., когда были произведены испытания системы Доли во-Добровольского на
линии длиной 170км. При напряжении 28300 В КПД системы составил 79%. И вот уже
более 100 лет в мировой энергетике доминируют трехфазные системы передачи
электроэнергии. А в 1893г. в Новороссийске была построена первая в мире
трехфазная электростанция мощностью 1200 кВт. Строил эту электростанцию русский
инженер-путеец А. Шенснович.
Сейчас российская энергетика - это
700 электростанций общей мощностью 215 млн. кВт. Почти 70% - это тепловые
конденсационные электростанции и теплоэлектроцентрали, в основном на высоких и
сверхвысоких параметрах пара; более 20%- гидравлические и 10% - атомные
электростанции.
Этими электростанциями в 1996г. было
выработано 831 млрд. кВт-ч электроэнергии. В эксплуатации находятся 2,5 млн. км
линий электропередачи всех классов и напряжений, в том числе 150тыс. км - сети
напряжением от 200 до 1150 кВ.
Более 90%этого потенциала
сосредоточенно в единой энергетической системе России (ЕЭС России). Объективной
особенностью продукции электроэнергии является невозможность ее складирования
или накопления, поэтому основной задачей энергосистемы является наиболее
рациональное использование продукции отрасли. Электрическая энергия, в отличии
от других видов энергии, может быть конвертирована в любой другой вид энергии с
наименьшими потерями, причем ее производство, транспортировка и последующая
конвертация значительно выгодней прямого производства необходимого вида энергии
из энергоносителя.
ЕЭС России - сложнейший
автоматизированный комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим
режимом работы с единым центром диспетчерского управления. Основные сети ЕЭС
России напряжением от 330 до 1150 кВ объединяют в параллельную работу 70
региональных энергосистем. Структура ЕЭС позволяет функционировать и
осуществлять управление на трех уровнях: межрегиональном (ЦДУ в
Москве),межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном
(местные ДУ). Такая структура в сочетании с интеллектуальной противоаварийной
автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать
аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных
потребителей. Центральный диспетчерский пункт в Москве полностью контролирует и
управляет работой всех станций, подключенных к нему. Российская энергосистема
считается одной из самых надежных в мире. Более чем за 40 лет эксплуатации
системы в России в отличие от США (1965,1977гг.), Франции (1978г.),
Канады(1989г.) не произошло ни одного глобального нарушения энергоснабжения.
Электроэнергетика России в настоящее
время находится кризисном состоянии - продолжается спад производства, и как
следствие уменьшается энергопотребление. Образовываются крупные неиспользуемые
резервы мощности, которые возросли за последнее время с 7 до 30%.
Число часов использования крупных
высокоэффективных энергоблоков ТЭС мощностью 300, 500, 800, 1200 МВт снизилось
до 2000-4000 часов. Это приводит к росту удельного расхода топлива на
отпущенный 1 кВт-ч (по отрасли в целом он составляет 345,6 г/(кВт-ч)). Возросли
потери электроэнергии в сетях РАО ЕЭС России - 4,9%. Это вызвано, прежде всего,
тем, что в связи с изменением структуры энергопотребления увеличилась доля
электроэнергии передаваемой по сетям напряжением 6-10 кВ и ниже, имеющими более
высокие удельные потери.
На технико-экономические показатели
влияют износ оборудования, его техническое состояние, не своевременное и не в
полном объеме выполненное ремонтно-профилактическое обслуживание. Это ухудшение
в большойсте-
пени связано с недостаточным
финансированием из-за неплатежей потребителей.
Оптимизация режимов ЕЭС в
значительной степени мешают перебои с топливо-обеспечением ТЭС, когда загружать
приходится не самые экономичные блоки, а те, где имеется топливо. Это следствие
недостатка оборотных средств для приобретения топлива.
Не смотря на трудности переходного периода
энергетики, стабильно выполняют свою главную задачу- обеспечивают бесперебойное
электроснабжение страны. Огромную роль в этом играет то, что отрасль работает
на отечественном оборудовании, имеет отечественное топливо и не зависит от
поставок импортного сырья и запчастей.
Не смотря на финансовые трудности,
применяются программы технического перевооружения и реконструкции отрасли:
вводятся в строй новые генерирующие мощности - энергоагрегаты на Харанорской,
Псковской, Нижневартовской ГРЭС, на Новосибирской ТЭЦ-5, ТЭЦ в г. Йошкар-Оле,
Челябинской ТЭЦ-3, Иранайской ГЭС. Введены в действие транзит 500 кВБалаковская
АЭС - Трубная - Ростовская АЭС - Тихорецкая, ЛЭП-500 кВПытьях - Нелымский и
Тюмень - Курган.
К декабрю 2002 года запущен второй
блок Харанойской ГРЭС, второй гидроагрегат Ирганайской ГЭС мощностью 107 МВт на
пониженном напоре, первый блок Мутновской ГеоТЭЦ на Камчатке (25 МВт).К 2020
году потребление электроэнергии достигнет 1545 млрд. кВт-ч.
Производство электроэнергии
достигнет 1620 млрд кВт-ч. Из них 216 млрд кВт-ч на ГЭС. Сегодня ведется
строительство 16 ГЭС общей мощностью 9 млн. кВт. Достраиваются Аушигерская,
Бурейская, Богучанская, Зарамагских, Зеленчукских, Ирганайская,
Усть-Среднеканская ГЭС. Они должны быть введены до 2006 года (первые очереди).
Также планируется достройка Вилюйской ГЭС-3, Ирганайской в течении 9 лет.
ОАО «Дагэнерго» является одной из
территориальных акционерных обществ энергетики и электрофикации. Дагестанская
энергосистема формировалась под воздействием жесткой потребности общества в
тепловой и электрической энергии. Ее история началась в 1927г. со строительства
Гергебильской ГЭС на реке Кара-Койсу. Сегодня энергосистема Дагестана- это 8
электростанций установленной мощностью 1563 МВт., более 33 тыс. км линий электропередачи,
203 подстанция 35 кВ и выше мощностью более3000 МВА,и более 6500
трансформаторов 6,10 кВ. В средний по водности год
вырабатывается до 3600 млн. кВт-ч
электроэнергии и 900 тыс. Гкал тепловой энергии.
В декабре 2001г. состоялся запуск
второго агрегата Ирганайской ГЭС. В 2005г. состоялся запуск Гунибской ГЭС
мощностью 15 МВт, а в 2007г. состоялся запуск Гельбахской ГЭС. Существует ряд
перспективных проектов постройки каскада ГЭС на Андийском Койсу и Геотермальной
электростанции в селе Тарумовка.
Выработка электроэнергии по
энергосистеме составила за
г. - 2870 млн. кВт-ч,
г. -3270 млн. кВт-ч,
г. - 3430 млн. кВт-ч,
г. - 4450 млн. кВт-ч.
Настоящее и будущее Дагестанской
электроэнергетики - это гидроэнергетика, основанная на широком использовании
энергетического потенциала многочисленных горных рек, общая потенциальная
энергетическая мощность, которых составляет 6300 МВт, а суммарный
гидроэнергетический потенциал равен 45 млрд.
1. Разработка вариантов
развития электрической сети
.1 Выбор схемы присоединения
новых подстанций
Для технико-экономического сравнения
выбираем два варианта развития топологии электрической сети, учетом надежности
электроснабжения и учетом передачи электроэнергии по кратчайшему пути. Для
анализа первого варианта предусматривается присоединение пс «М» кпс «Б» по
двухцепной ЛЭП.
1.2 Выбор номинального
напряжения, сечений и марок проводов новых линий
Uн = 4,34
Uнл8= 4,34
=387,16кВ
Таблица 1. Напряжения новыхЛЭП
Выбор сечений новых линий
Iр = 
i
Iр= 
1,05 = 176,90А
Sp= 
Sp= 
=
64,20мВА
Сечение проводов ВЛ 35-220 кВ
выбирается в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки 
, района по гололеду, материала и числа цепей опоры.
Провода линий не должны: нагреваться
до недопустимой температуры в послеаварийных режимах, когда на отдельных
участках линий ток может быть значительно больше, чем внорм режиме. Поэтому
проверка выбранных сечений по условию нагрева обязательна. 
≤
-
максимальный рабочий ток линии в наиболее тяжелом послеаварийном режиме.
-
допустимый ток для соответствующего сечения.
Таблица 2. Сечения новых ЛЭП
|
ЛЭП
|
Б-М
|
|
Марка и сечение
|
АС-240
|
Проверка новых линий
Аварийное отключение одной цепи
Iр.м= 2Iр
Iр.м В-М = 2
176,90 = 353,8А
Iр.м
Iдопт.е данный провод
удовлетворяет условиям нагревостойкости.
Таблица 3. Расчетные данные новых
ЛЭП
|
ЛЭП
|
Длина линий, км
|
Число цепей
|
Uн, кВ
|
Марка провода
|
r0, Ом/км
|
х0, Ом/км
|
b0, Ом/км
|
|
Б-М
|
54
|
2
|
110
|
АС-240
|
0,120
|
0,405
|
2,81
|
Для анализа второго варианта
предусматривается присоединение пс «М» к пс «Б» и «В» по одноцепным ЛЭП.
Таблица 4. Напряжения новыхЛЭП
|
ЛЭП
|
В-М
|
Б-М
|
|
Uн, кВ
|
110
|
110
|
Таблица 5. Сечения новых ЛЭП
|
ЛЭП
|
Д-М
|
А-М
|
|
Марка и сечение
|
АС-185
|
АС-240
|
Таблица 6. Расчетные данные новых
ЛЭП
|
ЛЭП
|
Длина линий, км
|
Число цепей
|
Uн, кВ
|
Марка провода
|
r0, Ом/км
|
х0, Ом/км
|
b0, Ом/км
|
|
Б-М
|
54
|
1
|
110
|
АС-185
|
0,162
|
0,413
|
2,75
|
|
В-М
|
72
|
1
|
110
|
АС-240
|
0,120
|
0,405
|
2,81
|
1.3 Выбор
трансформаторов новых подстанций
В общем случае выбор количества
трансформаторов на подстанции определяется составом потребителей и мощности их
нагрузки.
Для правильного выбора номинальной
мощности трансформатора необходимо располагать суточным графиком.
Выбор силовых трансформаторов Пс “М”
по заданному суточному графику электрической нагрузки.
Производим расчет графика активной
мощности P, выраженной в процентах:
Результаты расчета приведены в
таблице 7
Таблица 7. Результаты расчета
активной мощности
|
t,ч
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
P,%
|
70
|
70
|
70
|
70
|
70
|
70
|
84
|
84
|
|
P,МВт
|
34,37
|
34,37
|
34,37
|
34,37
|
34,37
|
34,37
|
41,49
|
41,49
|
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
|
84
|
84
|
100
|
100
|
100
|
100
|
83
|
83
|
100
|
|
41,49
|
41,49
|
49,4
|
49,4
|
49,4
|
49,4
|
41
|
41
|
49,4
|
|
18
|
19
|
20
|
21
|
22
|
23
|
24
|
|
100
|
82
|
86
|
86
|
86
|
80
|
70
|
|
49,4
|
40,50
|
42,48
|
42,48
|
42,48
|
39,52
|
34,58
|
По полученным значениямPи времени tстроим суточный график активной
мощности.
Суточный график активной мощности
Производим расчет графика реактивной
мощности Q, выраженной в процентах:
Результаты расчета приведены в
таблице.
Таблица 8. Результаты расчета
реактивной мощности
|
t,ч
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
Q,%
|
81
|
81
|
81
|
81
|
81
|
81
|
87
|
87
|
|
Q,МВАр
|
33,2
|
33,2
|
33,2
|
33,2
|
33,2
|
33,2
|
35,67
|
35,67
|
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
|
87
|
87
|
87
|
100
|
100
|
100
|
87
|
87
|
100
|
|
35,67
|
35,67
|
35,67
|
41
|
41
|
41
|
35,67
|
35,67
|
41
|
|
18
|
19
|
20
|
21
|
22
|
23
|
24
|
|
100
|
86
|
86
|
86
|
86
|
84
|
84
|
|
41
|
35,67
|
35,67
|
35,67
|
35,67
|
34,44
|
34,44
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
По полученным значениям Qи времени tстроим суточный график реактивной
мощности.
Суточный график реактивной мощности
По найденным Qи Pвычислим Sдля каждого часа суточного графика
электрической нагрузки:
Результаты расчета приведены в
таблице.
Таблица 9. Результаты расчета полной
мощности
|
t,ч
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
P,МВт
|
34,37
|
34,37
|
34,37
|
34,37
|
34,37
|
34,37
|
41,49
|
41,49
|
|
Q,МВАр
|
33,2
|
33,2
|
33,2
|
33,2
|
33,2
|
33,2
|
35,67
|
35,67
|
|
S,МВА
|
48
|
48
|
48
|
48
|
48
|
48
|
55,02
|
55,02
|
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
|
41,49
|
41,9
|
49,4
|
49,4
|
49,4
|
49,4
|
41
|
41
|
49,4
|
|
35,67
|
35,67
|
41
|
41
|
41
|
35,67
|
35,67
|
41
|
|
55,02
|
55,02
|
64,20
|
64,20
|
64,20
|
64,20
|
54,34
|
60,93
|
64,20
|
|
18
|
19
|
20
|
21
|
22
|
23
|
24
|
|
49,4
|
42,50
|
42,48
|
42,48
|
42,48
|
39,52
|
34,58
|
|
41
|
35,26
|
35,26
|
35,26
|
30,26
|
34,44
|
33,2
|
|
64,20
|
55,20
|
55,20
|
55,20
|
50,42
|
48,80
|
47,97
|
По полученным значениям Sи времени tстроим суточный график полной
мощности.
Суточный график активной мощности
Находим среднюю максимальную
нагрузку завосьми часовую смену
Вычислим среднесменную мощность в
интервале с1 до 8 часов
Вычислим среднесменную мощность в
интервале с8 до 16 часов
Вычислим среднесменную мощность в
интервале с16 до 24 часов
Найдем предварительную мощность
трансформатора
Предварительно выбираем силовой
трансформатор ТДН-40/110
Определяем начальную нагрузку К1
Определим предварительное значение
нагрузки К12 эквивалентного графика нагрузки.
=1,02
Сравним предварительное значение К12
с
Из исходного графика нагрузки
получаем что
То есть следует принять что К2=К12
Допустимая перегрузка силового
масляного трансформатора с системой охлаждения Д при К1=0,81, К12=
1,02;Qохл= 30 
равна:
При
системных перегрузках К1= 0,91
При
аварийных перегрузках К12= 1,2
По полученным данным построим
двухступенчатый график (Рис.)
Двухступенчатый график
Выбранный трансформатор ТДН
63000/110 по условию аварийной перегрузки удовлетворяет. Т к данный
трансформатор имеет на низкой стороне 35 кВ предлагается установить новый
трансформатор ТДЦ- 80 000/110 у которого низкая сторона 10 кВ
Параметры выбранного трансформатора
приведены в таблице 10.
Таблица 10. Параметры
трансформаторов новой подстанции
|
Место установки
|
Тип
|
Sном, МВА
|
Кол-во
|
Uном, кВ
|
Uк,%
|
|
|
|
|
В
|
С
|
Н
|
В-С
|
В-Н
|
С-Н
|
|
Пс «М»
|
ТДЦ-80 000/110
|
80
|
2
|
121
|
-
|
10,5
|
-
|
11
|
-
|
|
 Pкз, кВт
|
Iхх,
%
|
Pхх, кВт
|
|
В-Н
|
|
|
|
310
|
0,6
|
85
|
2. Выбор наиболее
экономичного варианта
Вариант 1 (Разомкнутая схема).
Определяем капиталовложения для
рассматриваемого варианта развития сети, которые складываются из сооружения ЛЭП
подстанций сети:
Вычислим капиталовложения на
сооружение ЛЭП по укрупненным показателям стоимости элементов сети
При определении Куд
принимаемIII район по гололеду
Б-М: Кл= Куд ·L = 2500·54 =135000тыс.руб
Таблица 11. Параметры новых ЛЭП
|
ЛЭП
|
Uн, кВ
|
L,
км
|
Марка провода
|
Тип опоры
|
Куд, тыс р /км
|
Кл,тыс р /км
|
|
Б-М
|
110
|
54
|
АС-240
|
Железобетонная 2-х цепная
|
2500
|
135000
|
Определим капиталовложения на новую
подстанцию сети, которая находится по следующей формуле:
Кпс = Кяч + Ктр
+ Кпост+Кору
Кпс=6(70+1613)+21890+158260=
205808тыс.руб
Определим суммарные
капиталовложения:
Ежегодные амортизационные издержки
на амортизацию и обслуживание сети
Суммарные потери активной мощности
(переменные и постоянные):
Для этого определим потери в линиях:
Определим переменные потери в
трансформаторах:
Ежегодные затраты на возмещение
потерь активной мощности и электроэнергии
Суммарные эксплуатационные издержки
по сети
Определение приведенных
народнохозяйственных затрат
Аналогичный расчет проводится и для
второго варианта.Результаты расчетов заносятся в таблицу 12.
Таблица 12. Результаты
технико-экономических расчетов
|
Наименование затрат
|
Величина затрат, 
|
|
1 вариант
|
2 вариант
|
|
Капитальные затраты
|
Стоимость сооружения ЛЭП
|
135000
|
139500
|
|
Стоимость сооружения ПС
|
25808
|
25808
|
|
Итого
|
34080,8
|
165238
|
|
Ежегодные эксплуатационные издержки
|
Эксплуатационные издержки
|
8242,93
|
8165,7
|
|
Затраты на возмещение потерь
|
2239513,5
|
14346773,7
|
|
Итого
|
6873870,6
|
26064571,8
|
|
Приведенные затраты
|
178179,26
|
1465347,83
|
Из полученных результатов видно, что
вариант 1(разомкнутая схема) экономически выгоднее. К исполнению принимаем 1
вариант развития сети.
3. Расчет и анализ
режимов наиболее экономичного варианта развития сети
3.1 Расчет параметров
схемы замещения варианта
Расчет параметров схемы замещения
воздушных линий
для
одноцепной ЛЭП
для
двухцепной ЛЭП
В таблице13 приведены параметры схем
замещения линий электропередач.
|
Номер линии
|
R,
Ом
|
Х, Ом
|
В, мкСм
|
|
Л-1
|
0,098
|
0,429
|
-454
|
|
Л-2
|
0,075
|
0,420
|
-243
|
|
Л-3
|
0,0249
|
0,427
|
-154,55
|
|
Л-4
|
0,198
|
0,420
|
-126,45
|
|
Л-5
|
0,120
|
0,405
|
-112,4
|
|
Л-6
|
0,162
|
0,413
|
-151,25
|
|
Л-7
|
0,198
|
0,420
|
-81
|
|
Л-8
|
0,120
|
0,405
|
-303,48
|
Расчет параметров трансформаторов
новых пс. «М» ТДЦ80/110
Таблица 14. Параметры схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов
|
Наименование Пс
|
Pхх, мВт
|
Qхх, мВт
|
R1,
Ом
|
Х1, Ом
|
R2,
Ом
|
Х2, Ом
|
R3,
Ом
|
Х3, Ом
|
Gт, мкСм
|
Вт, мкСм
|
|
А
|
0,25
|
2
|
0,14
|
17,94
|
0,14
|
0
|
0,28
|
119,04
|
4,73
|
3,78
|
|
Б
|
0,09
|
0,63
|
0,71
|
52,06
|
0,71
|
0
|
1,42
|
97,86
|
1,7
|
1,19
|
|
В
|
0,112
|
0,88
|
15,22
|
11,02
|
15,22
|
0
|
30,44
|
6,82
|
8,47
|
6,65
|
|
Д
|
0,072
|
0,52
|
1,42
|
34,71
|
-
|
-
|
-
|
-
|
5,44
|
3,93
|
|
М
|
0,1
|
0,4
|
0,408
|
11,02
|
-
|
-
|
-
|
-
|
7,56
|
4,76
|
|
Узлы
|
Uн,кВ
|
Pн,МВт
|
Qн,МВАр
|
Рг,МВт
|
Qг,МВАр
|
|
1
|
234
|
|
|
|
|
|
2
|
220
|
85
|
79,9
|
|
|
|
3
|
220
|
|
|
|
|
|
4
|
10
|
|
|
|
|
|
5
|
110
|
|
|
|
|
|
6
|
6
|
27,5
|
20,6
|
|
|
|
7
|
110
|
|
|
|
|
|
8
|
220
|
|
|
|
|
|
9
|
220
|
27,5
|
20,9
|
|
|
|
10
|
110
|
|
|
|
|
|
11
|
110
|
|
|
|
|
|
12
|
6
|
18
|
16,92
|
|
|
|
13
|
10
|
6
|
5,64
|
220
|
|
|
25
|
30
|
|
15
|
10
|
45
|
25,65
|
|
|
|
16
|
10
|
45
|
25,65
|
|
|
|
17
|
110
|
|
|
|
|
|
18
|
10
|
49,4
|
41
|
|
|
|
N_нач
|
N_кон
|
R,Ом
|
X,Ом
|
B,мкСм
|
Кт/r
|
|
1
|
2
|
3,9
|
17,6
|
-454,4
|
|
|
2
|
3
|
0,14
|
1
|
-243
|
1
|
|
3
|
4
|
0,11
|
22,41
|
|
0,045
|
|
3
|
5
|
0,5
|
|
|
0,05
|
|
1
|
14
|
1,75
|
37,8
|
-126,45
|
|
|
14
|
15
|
1,08
|
39,67
|
9,45
|
0,045
|
|
14
|
16
|
1,08
|
39,67
|
9,45
|
0,045
|
|
14
|
9
|
13,6
|
23,6
|
-154,55
|
|
|
9
|
8
|
0,25
|
24,26
|
2,36
|
1
|
|
8
|
6
|
0,49
|
41,14
|
|
0,027
|
|
8
|
7
|
0,25
|
|
|
0,5
|
|
5
|
7
|
4,8
|
16,2
|
-112,4
|
|
|
5
|
10
|
8,91
|
22,7
|
-151,25
|
|
|
10
|
11
|
2,51
|
4,08
|
1,66
|
1
|
|
11
|
12
|
2,51
|
|
|
0,05
|
|
11
|
13
|
5,02
|
42,96
|
|
0,09
|
|
7
|
17
|
3,2
|
10,82
|
-303,48
|
|
|
17
|
18
|
0,408
|
11,02
|
6,04
|
0,09
|
|
2
|
14
|
8,91
|
18,8
|
-126,45
|
|
|
7
|
10
|
5,9
|
12,6
|
-81
|
0,5
|
.2 Расчет максимального
режима электрической сети
По исходной информации об узлах и
ветвях по программе RASTR на ПК выполнен расчет нормального максимального режима
электрической сети. Результаты расчетов приведены в распечатке 1 приложение.
Анализ показал, что уровни
напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина
потерь мощности позволяют сделать заключение о работоспособности данного
варианта развития электрической сети.
.3 Составление и анализ
баланса мощностей в сети
Активная мощность потребляемая
районом системы определяется как сумма генерации Р в базисном узле №1 и в узле
15.
В соответствии с заданным условием 
Реактивная мощность потребляемая
районом системы определяется как сумма генерации Q в базисном узле №1 и в узле 14.
Условие 
не выполняется поэтому требуется установка компенсирующих
устройств по базису реактивной мощности.
3.4 Расчет минимального
и послеаварийного режимов электрической сети
Минимальный режим.
Для расчета этого режима в исходные
данные вносятся следующие изменения: уменьшаем значения нагрузок в узлах на 50%
Информация по вносимым изменениям
приведена в таблице 17
Таблица 17
|
Узлы
|
Uн,кВ
|
Pн,МВт
|
Qн,МВАр
|
Рг,МВт
|
Qг,МВАр
|
|
1
|
241
|
|
|
|
|
|
2
|
220
|
|
|
|
|
|
3
|
220
|
|
|
|
|
|
4
|
10
|
|
|
|
|
|
5
|
110
|
32,5
|
18,5
|
|
|
|
6
|
110
|
|
|
|
|
|
7
|
110
|
|
|
|
|
|
8
|
10
|
12,5
|
7,1
|
|
|
|
9
|
35
|
9
|
6,2
|
|
|
|
10
|
110
|
|
|
|
|
|
11
|
110
|
|
|
|
|
|
12
|
10
|
20,4
|
11,4
|
|
|
|
13
|
6
|
15
|
6,9
|
|
|
|
14
|
6
|
15
|
6,9
|
25
|
30
|
|
15
|
220
|
|
|
|
|
|
16
|
220
|
|
|
|
|
|
17
|
110
|
|
|
|
|
|
18
|
10
|
17,5
|
10
|
|
|
Результаты расчета минимального
режима приведены в распечатке 3 приложение.
Послеаварийный режим.
В качестве послеаварийного режима
выбран режим максимальных нагрузок при отключении одноцепной линии Л-6. Для
расчета этого режима внесены следующие изменения: в массиве ветвей исключена
ветвь 10-17. Результаты расчета послеаварийного режима приведены в распечатке 3
приложение.
Выявление перегруженных элементов
существующей сети.
Данные для проверки условия
перегрузки линий приведены в таблице 18.
Таблица18
|
Линия
|
Л-1
|
Л-2
|
Л-3
|
Л-4
|
Л-5
|
Л-6
|
Л-7
|
Л-8
|
|
Iдоп,А
|
690
|
825
|
610
|
610
|
610
|
510
|
445
|
610
|
|
Iмакс,, А
|
576
|
422
|
273
|
167
|
124
|
65,5
|
73,06
|
404,5
|
Данные для проверки условия
перегрузки трансформаторов приведены в таблице 19.
Таблице 19
|
Место установки
|
Sном, МВА
|
Рпс, МВт
|
Qпс, МВАр
|
Sпс, МВА
|
|
пс А
|
200
|
21,72
|
90,47
|
93,04
|
|
пс Б
|
63
|
2,85
|
39,4
|
39,5
|
|
пс В
|
63
|
21,96
|
10,75
|
24,45
|
|
пс Д
|
40
|
55,8
|
90,26
|
106,1
|
|
пс М
|
80
|
34,97
|
43,71
|
55,98
|
Сравнение показывает, что для
трансформатора на пс «Д» условие:
;
не выполняется и необходима замена
трансформаторов на пс «Д».
3.5 Определение типа и
мощности устройств регулирования напряжения
Оценка уровней напряжений на шинах
низкого напряжения новых подстанций показывает, что принятые коэффициенты
трансформации не обеспечивают требуемые уровни напряжений в рассмотренных
режимах.
Осуществим выбор необходимых
ответвлений трансформаторов новых подстанции
Подстанция «М».
Максимальный режим
Напряжение на шинах НН приведенное к
высшему
Напряжение ответвления
трансформатора
Выбираем стандартное ближайшее
напряжение ответвления
Напряжение на шинах НН приведенное к
высшему
Фактическое напряжение на обмотках
НН.
Аналогичные расчеты проводятся так
же для минимального и послеаварийного режимов. Результаты расчетов занесены в
таблицу 20.
Таблица 20. Результаты расчетов по выбору отпаек трансформатора
|
П/ст
|
Режим
|
Напряжение до регулир. кВ
|
Напряжение после регур. кВ
|
Напряжение ответвления кВ
|
Коэффициент трансформации
|
|
М
|
Макс.
|
95,54/8,11
|
88,4/9,1
|
121-9х1,78%
|
0,10
|
|
Миним.
|
108,85/9,60
|
108,83/10,47
|
121-3х1,78%
|
0,09
|
|
П.а.р.
|
77,87/6,38
|
52,07/5,36
|
121-9х1,78%
|
0,10
|
Основные технико-экономические
показатели сети.
Капитальные вложения на сооружение
всех линий, подстанций и сети в целом.
Капитальные затраты на ЛЭП приведены
в таблице 21.
Таблица 21
|
ЛЭП
|
Uном
кВ
|
L км
|
Марка провода
|
Тип опоры
|
Куд,
|
Кл, тыс.руб.
|
|
Л-1
|
220
|
110
|
АС-400
|
Ж/Б 2-цепная
|
3500
|
385000
|
|
Л-2
|
220
|
100
|
АС-500
|
Ж/Б 1-цепная
|
3480
|
348000
|
|
Л-3
|
110
|
45
|
АС-300
|
Ж/Б 2-цепная
|
2500
|
112500
|
|
Л-4
|
110
|
25
|
АС-300
|
1510
|
37750
|
|
Л-5
|
110
|
30
|
АС-300
|
Ж/Б 1-цепная
|
1510
|
45300
|
|
Л-6
|
110
|
45
|
АС-70
|
Ж/Б 1-цепная
|
1460
|
65700
|
|
Л-7
|
110
|
20
|
АС-240
|
Ж/Б 1-цепная
|
1510
|
30200
|
|
Л-8
|
110
|
72
|
АС-240
|
Ж/Б 2-цепная
|
2500
|
180000
|
|
Итого
|
1204450
|
Капитальные затраты на подстанции
Пс А: Кпс =
6·6603+2·27000+6·5434+378666=164088,6тыс.руб.
Пс Б: Кпс =
3·6603+2·15900+5·287,8+7·5434+27325,8=118411,8тыс.руб.
Пс В: Кпс =
6·5434+2·12600+5·1428,2+7·287,8+20085,78=87045,38тыс.руб.
Пс Д: Кпс =
9·5434+2·8800+5·1428,2+10·212,1+ 15836,1=68623,1тыс.руб.
Пс М: Кпс =
240194тыс.руб.
Ежегодные эксплуатационные издержки
на амортизацию и обслуживание сети
ИЛ = 
·1204450=33724,6тыс.руб.
ИПС = ·678362,88 = 4361873,32тыс.руб.
ИI = ИЛ + ИПС
= 33724,6 + 4361873,32= 4395597,9тыс.руб.
Ежегодные затраты на возмещенные
потери активной мощности
кВТ
Количество электрической энергии
полученной потребителями за год
Определяем себестоимость передачи
электроэнергии
4. Расчет токов
короткого замыкания
Составление схемы замещения.
В соответствии со схемой электрической
сети составляем схему замещения.
Сопротивления элементов этой схемы
определены в предыдущих пунктах.
Схема замещения
Определяем
результирующее сопротивление в цепи к.з(К-1).
Находим периодическую
составляющую трехфазного тока короткого замыкания;
Определим апериодическую
составляющую в момент времени 
где 
Для этого необходимо определить
следующие временные параметры:
Для того чтобы определить эти
параметры необходимо предварительно выбрать выключатель. Выбираем выключатель
ВЭБ-110-элегазовый, у которого:
Определим временные параметры:
Время затухания апериодической
составляющей определяем по таблице(3-6,Л-1):
Вычисляем ударный ток короткого
замыкания:
где
Определим периодическую составляющую
в момент времени :
где 
, вычисляем по графику(рис 3.8 Л-1);
Аналогичным образом производим
расчет для точки К-2 и результаты расчетов заносим в таблицу 22.
Таблица 22. Результаты расчетов
токов КЗ
|
№ точки КЗ
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
К-1
|
23,42
|
0,025
|
1,67
|
0,2
|
0,9
|
3
|
2,24
|
0,58
|
5,88
|
|
К-2
|
34,44
|
0,07
|
1,87
|
0,62
|
0,92
|
2,5
|
1,62
|
0,99
|
4,65
|
5. Выбор и проверка
основного оборудования
Выбор и проверку оборудования
проведем по значениям полного и ударного тока трехфазного короткого замыкания
В качестве выключателя на стороне
110 кВ принимаем элегазовый выключатель типа ВЭБ-110 со следующими параметрами
(Таблица 23)
Таблица 23
|
1
|
Номинальное напряжение UНQкВ.
|
110
|
|
2
|
Наибольшее рабочее напряжение UmaxкВ.
|
126
|
|
3
|
Номинальный ток IНQА.
|
2000
|
|
4
|
Номинальный ток отключения IНО кА.
|
40
|
|
5
|
Нормируемое содержание апер. Сост. В токе КЗ
|
40
|
|
6
|
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС кА.
|
102
|
|
7
|
Действующее значение сквозного тока IПС кА.
|
40
|
|
8
|
Наибольший пик номинального тока включения iНВ кА
|
102
|
|
9
|
Действующее значения номинального тока включения IНВ кА
|
40
|
|
10
|
Ток термической стойкости IТСкА
|
40
|
|
11
|
Время термической стойкости tТС с.
|
3
|
|
12
|
Время отключения tВО с.
|
0.055
|
|
13
|
Собственное время отключения tСВ с.
|
0.035
|
Все выключатели в схеме одинаковы и
выбираются по току наибольшего присоединения и проверяются по суммарному току
К.З.
Условия выбора выключателя
. По
номинальному напряжению 
2. По номинальному току 
Проверка выключателя на отключающую
способность.
Условие выполняется:
Проверка выключателя на термическую
стойкость.
Условие проверки на термическую
стойкость 
выполняется
Проверка Выключателя на динамическую
стойкость
Условия проверки выполнены.
Проверка выключателя на выключающую
способность
Все условия выполнены.
Расчетные данные и параметры
выключателя приведены в таблице 24.
Таблица 24
|
Параметры выключателя
|
Соотношение
|
Расчетные величины для Выбора выключателя
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 кА
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 кА
|
Выбор выключателя на стороне 10 кВ
качестве выключателя на стороне 10 кВ принимаем вакуумный выключатель типа VAH-6/10-50-80-27 со
следующими параметрами.
Таблица 25
|
1
|
Номинальное напряжение UН кВ.
|
10
|
|
2
|
Наибольшее рабочее напряжение UmaxкВ.
|
42
|
|
3
|
Номинальный ток IНQА.
|
8000
|
|
4
|
Номинальный ток отключения IНО кА.
|
50
|
|
5
|
Нормируемое содержание апер. Сост. В токе КЗ
|
50
|
|
6
|
Наибольший пик предельного сквозного тока iПС кА.
|
130
|
|
7
|
Действующее значение сквозного тока IПС кА.
|
50
|
|
8
|
Наибольший пик номинального тока включения iНВ кА
|
130
|
|
9
|
Действующее значения номинального тока включения IНВ кА
|
50
|
|
10
|
Ток термической стойкости IТСкА
|
50
|
|
11
|
Время термической стойкости tТС с.
|
3
|
|
12
|
Время отключения tВО с.
|
0.05
|
|
13
|
Собственное время отключения tСВ с.
|
0.038
|
Расчетные данные и параметры
выключателя приведены в таблице 26
Таблица 26
|
Параметры выключателя
|
Соотношение
|
Расчетные величины для Выбора выключателя
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 кА
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выбор разъединителей на стороне 110
кВ
В качестве разъединителей на стороне
110 кВ примем разъединители типаРНД3-2-110/630 Т1 и РНД3-1-110/630 Т1
Расчетные данные и параметры
приведены в Таблице 27
Таблица 27
|
Параметры разъединителей
|
Соотношение
|
Расчетные величины для Выбора разъединителей
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выбор трансформаторов тока на
стороне 110 кВ
Так как трансформаторы тока стоят в
одних цепях с выключателями то расчетные величины для них те же что и для
выключателей.
Приняты к установке трансформаторы
тока типа ТВ-110
Расчетные параметры приведены в
Таблице 28.
Таблица 28
|
Параметры ТТ
|
Соотношение
|
Расчетные величины для Выбора ТТ
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 Ом
|
|
|
Для определения мощности
потребляемой приборами в цепях трансформаторов тока определен перечень
приборов. (Таблица 29)
Таблица 29
|
№
|
Прибор
|
Тип прибора
|
Нагрузка фазы ВА
|
|
|
|
А
|
В
|
С
|
|
1
|
Амперметр
|
ЭП-80
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
|
2
|
Ваттметр
|
0,5
|
-
|
0,5
|
|
3
|
Варметр
|
ЩВ-120
|
0,5
|
-
|
0,5
|
|
4
|
ФИП
|
И-676
|
3
|
3
|
3
|
|
5
|
Счетчик активной энергии
|
МИР-С-07
|
2
|
-
|
2
|
|
6
|
Счетчик реактивной энергии
|
МИР-С-07
|
-
|
2
|
2
|
|
Sпр.
ВА
|
6,5
|
5,5
|
8,5
|
Список литературы
1.Идельчик В.И. Электрические сети и системы. М.:Энергоиздат,1989.454с.
.Бураков И.Ф. Методические указания для выполнения курсовой работы
«Развитие электрических сетей района энергосистемы» г.
Новочеркасск 2005, 38с.
.Никлепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и
подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.
М.:Энергоиздат,1989.608с.
.Герасимов В.Г. Электрический справочник: 8-е издание, 4- том. М.
Издательство МЭИ 2002.963с.
.Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование электрических
станций и подстанций.
М.:Энергоиздат, 1991.694с.
.Рожкова Л.Д., Корнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование
электрических станций и подстанций. Издательский центр.: Академия, 2009.446с.