Проектирование районной электрической сети

Работа добавлена на сайт samzan.net:

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального

образования «Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова»

       Факультет (институт)     Энергетический

       Кафедра       Электроснабжение промышленных предприятий

    наименование кафедры

 

                                                 Курсовой проект защищен с оценкой

                                                Руководитель

                                             проекта (работы)                               И.А.Гутов

                                                                                                           (подпись)             (и.о.фамилия)

                                                “     ”                  2010 г.

                                                                 дата

Проектирование районной

электрической сети 

тема проекта (работы)

Пояснительная записка

к курсовому проекту (работе)

по дисциплине                      Электрические сети     

  наименование дисциплины

КП 140211.12.000 ПЗ

обозначение документа

Студент группы                          Э-62                                    О.В.Кузнецов

                                                                                                                                       и.о., фамилия

Руководитель

проекта (работы)                  к.т.н., доцент                                  И.А.Гутов

                                                              ученая степень, должность                                               и.о., фамилия

БАРНАУЛ 2010

Реферат

Объем данного курсового проекта составляет 38 листов пояснительной записки и 2 листа графической части. Пояснительная записка содержит 41 таблицу, 14 рисунков, 5 источников литературы. Курсовой проект содержит 14 разделов. Ключевые слова: электрическая сеть, мощность, номинальное напряжение, подстанция, оборудование, батареи конденсаторов, трансформатор, компенсирующее устройство.

Основными разделами являются: составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов; Выбор номинальных напряжений электрической сети; определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в электрической сети; выбор трансформаторов на подстанциях; выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи; технико-экономическое обоснование окончательного варианта исполнения электрической сети; уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети; точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети; выбор устройств регулирования.

Данный курсовой проект является учебным.

Содержание

[1] 2 Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов [1.1] 2.1 Варианты радиально-магистральной схемы электрической сети [1.2] 2.2 Варианты схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур [2] 3 Приближённый расчёт потокораспределения в электрической сети [2.1] 3.1 Приближённый расчёт потокораспределения в радиально-магистральной сети в нормальном режиме [2.2] 3.2 Приближённый расчёт потокораспределения в радиально-магистральной сети в послеаварийном режиме [2.3] 3.3 Приближённый расчёт потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур, в нормальном режиме [2.4] 3.4 Приближённый расчёт потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур, в послеаварийном режиме [3] 4  Выбор номинальных напряжений электрической сети [3.1] 4.1 Выбор номинального напряжения для радиально-магистральной сети [3.2] 4.2  Выбор номинального напряжения для сети с замкнутым контуром [4] 5 Баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети [4.1] 5.1 Приближённый баланс активной мощности в сети [4.2] 5.2 Приближённый баланс реактивной мощности в радиально-магистральной сети [4.3] 5.3 Приближённый баланс реактивной мощности в сети с замкнутым контуром [5] 6 Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в электрической сети [5.1] 6.1 Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в радиально-магистральной сети [5.2] 6.2 Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в сети, имеющей замкнутый контур [6] 7 Выбор трансформаторов на подстанциях [7] 8 Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи [8] 9 Составление схемы замещения электрической сети и определение ее параметров [9] 10 Разработка схемы соединений [10] 11 Технико-экономическое обоснование окончательного варианта исполнения электрической сети [10.1] 11.1 Определение капиталовложений на сооружение электрической сети [10.2] 11.2 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию электрической сети [10.2.1] 11.2.1 Определение ежегодных эксплуатационных издержек для варианта радиально-магистральной сети [10.2.2] 11.2.2 Определение ежегодных эксплуатационных издержек для варианта сети, имеющей замкнутый контур [10.3] 11.3 Определение окончательного варианта исполнения электрической сети [11] 12 Уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети [11.1] 12.2 Определение нескомпенсированной реактивной нагрузки [11.2] 12.3 Определение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств на основании точного расчета мощностей [11.3] 12.4 Расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств [11.4] 12.5 Корректировка нагрузки [12] 13 Точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети [12.1] 13.1 Расчет максимального режима работы сети, имеющей замкнутый контур [12.2] 13.2 Расчет минимального режима работы сети, имеющей замкнутый контур [12.3] 13.3 Расчет послеаварийного режима работы сети, имеющей замкнутый контур [13] 14 Выбор устройств регулирования напряжения в электрической сети [14] Список использованных источников

1 Задание и исходные данные для проектирования

Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения указанных потребителей от электрической системы в соответствии с вариантом БД. Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии указано на рисунке 1.1, а их характеристики – в таблице 1.1. Электрическая сеть расположена в объединенной энергосистеме (ОЭС) Сибири, II районе по гололеду.

В таблице 1.1 приведены значения активной мощности нагрузок потребителей в максимальном режиме Рi=Рмаксi.

Расстояния между точками:

l01=14 км; l02=17 км; l03=16 км; l04=24 км; l12=12 км; l13=24 км; l14=38 км; l23=18 км; l24=36 км; l34=21 км.

Рисунок 1.1 – Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии

Таблица 1.1 – Характеристика источника питания и потребителей электроэнергии

№ п/с	Рi, МВт	Qi, Мвар	|Si|, МВА	cosi	Тмi , ч	Uннi , кВ	Доля нагрузки 3-й категории d3i , %
Источник питания 0	-	-		0,9	-	-	-
Подстанция 1	19	9,73	21,35	0,89	3100	10	100
Подстанция 2	16	20,25	25,81	0,62	6000	6	0
Подстанция 3	38	30,49	48,72	0,78	4400	10	0
Подстанция 4	21	12,46	24,42	0,86	5200	10	0

Определяются значения полной мощности нагрузок потребителей , исходя из активной мощности нагрузки  и коэффициента мощности cosi.

Определение электрической нагрузки на подстанциях в послеаварийном режиме

2 Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов

2.1 Варианты радиально-магистральной схемы электрической сети

Составляются варианты радиально-магистральной схемы электрической сети. Варианты схем приведены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 – Варианты радиально-магистральных схем

Производится предварительный анализ и выбор вариантов радиально-магистральных схем исполнения сети. Результаты сводятся в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 – Характеристика вариантов радиально-магистральных схем

Вариант	Участок	lЛЭП, км	lЛЭП, км	Номер п/ст	Количество выключателей n, шт	n, шт	Pi, МВт	Момент мощности Pilс, МВткм	Pi lс, МВткм
а)	01	14	128	1	1	18	19	266	3034
	02	34		2	3		16	544
	03	32		3	3		38	1216
	04	48		4	3		21	1008
				0 (РЭС)	8
б)	01	14	132	1	1	16 (20)	19	266	3148
	02	34		2	3(7)		16	544
	23	36		3	3		38	1330
	04	48		4	3		21	1008
				0 (РЭС)	6
в)	01	14	138	1	1	16 (20)	19	266	3528
	02	34		2	3		16	544
	04	48		4	3(7)		21	1008
	43	42		3	3		38	1710
				0 (РЭС)	6
г)	02	34	126	2	4(6)	18 (20)	16	544	3319
	21	12		1	1		19	551
	03	32		3	3		38	1216
	04	48		4	3		21	1008
				0 (РЭС)	7

Из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке 2.1 г).

2.2 Варианты схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур

Варианты схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур, приведены на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 – Варианты схем, имеющих замкнутый контур

Производится предварительный анализ и выбор вариантов схем исполнения сети, имеющих замкнутый контур. Результаты сводятся в таблицу в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 – Характеристика вариантов схем, имеющих замкнутый контур

Вариант	Участок	lЛЭП, км	lЛЭП, км	Номер п/ст	Количество выключателей n, шт	n, шт
а)	01	14	94	1	1	14
	02	17		2	3
	23	18		3	3
	34	21		4	3
	04	24		0 (РЭС)	4
б)	01	14	108	1	1	15
	12	12		2	3
	23	18		3	3
	03	16		0 (РЭС)	5
	04	48		4	3
в)	01	14	106	1	1	16
	02	34		2	3
	03	16		3	3
	34	21		4	3
	04	21		0 (РЭС)	6
г)	01	14	104	1	3	20
	02	17		2	3
	21	12		2	3
	03	16		3	3
	34	21		4	3
	04	24		0 (РЭС)	5

Исходя из упрощенных критериев, из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке 2.2 а).

3 Приближённый расчёт потокораспределения в электрической сети

3.1 Приближённый расчёт потокораспределения в радиально-магистральной сети в нормальном режиме

Схема потокораспределения в радиально-магистральной сети приведена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 – Схема потокораспределения в радиально-магистральной сети:

а) в нормальном режиме; б) в послеаварийном режиме

Рассчитываются потоки мощности для участков сети в нормальном режиме.

3.2 Приближённый расчёт потокораспределения в радиально-магистральной сети в послеаварийном режиме

Схема потокораспределения в радиально-магистральной сети в послеаварийном режиме приведена на рисунке 3.1 б).

Рассчитываются потоки мощности в послеаварийном режиме.

3.3 Приближённый расчёт потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур, в нормальном режиме

Схема потокораспределения в сети с замкнутым контуром приведена на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 – Схема потокораспределения в сети с замкнутым контуром:

а) в нормальном режиме; б) в послеаварийном режиме

Рассчитываются потоки мощности для участков сети в нормальном режиме.

Для головных участков сети по правилу электрических моментов.

Потоки мощности для остальных промежуточных участков сети рассчитываются по первому закону Кирхгофа.

В сети, имеющей замкнутый контур, точка 3 является точкой потокораздела активной и реактивной мощностей.

3.4 Приближённый расчёт потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур, в послеаварийном режиме

Схема потокораспределения сети с замкнутым контуром приведена на рисунке 3.2 б). Наиболее загруженным является участок 02. Предполагается, что данный участок вышел из строя, тогда в послеаварийном режиме сеть, имеющая замкнутый контур преобразуется в радиальную сеть.

Рассчитываются потоки мощности для участков сети в послеаварийном режиме.

4  Выбор номинальных напряжений электрической сети

4.1 Выбор номинального напряжения для радиально-магистральной сети

Номинальное напряжение Uном для каждого участка сети вычисляется по формуле Стилла: , а потери напряжения по формуле: .

Результаты расчетов, а так же ближайшие стандартные наибольшие и наименьшие напряжения приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 – Результаты расчетов напряжения для радиально-магистральной сети

Уч-ок	lуч, км	Pучi, МВт	Qучi, Мвар	Uномуч, кВ	Uном=35 кВ	Uном=110 кВ
					r0	x0	ΔUуч	r0	x0	ΔUуч
02	17	17,50	14,99	74,79	0,3	0,4	5,46	0,2	0,4	1,47
21	12	19,00	9,73	77,15	0,3	0,4	3,29	0,2	0,4	0,84
03	16	19,00	15,25	77,64	0,3	0,4	5,39	0,2	0,4	1,44
04	24	10,50	6,23	60,14	0,3	0,4	3,87	0,2	0,4	1,00

Номинальное напряжение на всех участках сети принимается Uном=35 кВ, тогда погонные сопротивления проводов ЛЭП равны r0=0,3 Ом/км и x0=0,4 Ом/км.

Проверка Uном=35 кВ в нормальном режиме.

       Так как условие Uнр15%Uном в нормальном режиме для участков сети 021 и 03 не выполняется, то номинальное напряжение Uном=35 кВ для них не подходит.

Номинальное напряжение на всех участках сети принимается Uном=110 кВ, тогда погонные сопротивления проводов ЛЭП равны r0=0,2 Ом/км и x0=0,4 Ом/км.

Проверка Uном=110 кВ в нормальном режиме.

Проверка Uном=110 кВ в послеаварийном режиме.

Так как для номинального напряжения Uном=110 кВ все условия проверки: Uнр15%Uном в нормальном режиме и Uпавр20%Uном в послеаварийном режиме, выполняются, то номинальное напряжение сети Uном=110 кВ подходит.

4.2  Выбор номинального напряжения для сети с замкнутым контуром

Номинальное напряжение для сети с замкнутым контуром рассчитывается по наиболее загруженному участку, которым является участок 04.

Ближайшим меньшим и большим стандартными значениями для участка 02340 являются Uном02м=110 кВ и Uном02б=220 кВ; для участка 01 - Uном01м=35 кВ и Uном01б=110 кВ.

Полученные значения номинального напряжения проверяются по допустимой суммарной потери напряжения в сети в нормальном и послеаварийном режимах. Результаты расчетов, а также ближайшие стандартные  наименьшие и наибольшие напряжения приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 – Результаты расчетов напряжения для сети с замкнутым контуром

Проверка Uном=35кВ для участка сети 01в нормальном режиме

Номинальное напряжение для участка сети 01 принимается Uном01=110 кВ

Проверка Uном02340=110 кВ в нормальном режиме (условия должны выполняться до точки потокораздела 3) [2].

Проверка Uном02340=110 кВ в послеаварийном режиме, когда из строя выходит наиболее загруженный участок 02 (рисунок 3.2 б) (условия должны выполняться до наиболее удалённой подстанции) [2].

Так как условие Uнр20%Uном в послеаварийном режиме выполняется, то номинальное напряжение Uном02340=110 кВ подходит.

Номинальное напряжение для участка 02340 принимается Uном02340=220 кВ.

Проверка Uном02340=220 кВ в нормальном режиме (условия должны выполняться до точки потокораздела 3).

Т.к. суммарные потери напряжения в сети напряжением 220кВ не превышают 3% от Uном в нормальном режиме, то номинальное напряжение на кольцевом участке сети Uном02340=220кВ завышено.

После проверки в нормальном и послеаварийном режимах, окончательно принимается для всех участков сети с замкнутым контуром номинальное напряжение Uном=110 кВ.

5 Баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети

5.1 Приближённый баланс активной мощности в сети

Приближённый баланс активной мощности в сети рассчитывается по выражению [2]:

 

Считается, что установленная мощность генераторов источника питания Pип достаточна для покрытия потребностей сети:

Реактивная мощность, выдаваемая источником питания в сеть Qип, определяется по выражению:

  

5.2 Приближённый баланс реактивной мощности в радиально-магистральной сети

Приближённый баланс реактивной мощности в сети рассчитывается по выражению:

 

Результаты расчетов сведены в таблицу 5.1

Таблица 5.1 – Результаты расчетов мощности в радиально-магистральной сети

уч-ок	lуч, км	|Sнруч|, МВА	ΔQуч, Мвар	Qi, Мвар	Uном, кВ	x0	ΔQЛЭП, Мвар	Qнагр, Мвар	ΔQтр, Мвар	Qрез Мвар	Qсети, Мвар
02	17	23,04	0,60	9,73	110	0,4	1,64	72,93	12,03	7,29	88,60
21	12	21,35	0,18	20,25
03	16	24,36	0,63	30,49
04	24	12,21	0,24	12,46

5.3 Приближённый баланс реактивной мощности в сети с замкнутым контуром

Приближённый баланс реактивной мощности в сети рассчитывается по выражению:

Результаты расчетов сведены в таблицу 5.2

Таблица 5.2– Результаты расчетов мощности в сети с замкнутым контуром

уч-ок	lуч, км	Sнруч, МВА	ΔQуч, Мвар	Qi, Мвар	Uном, кВ	x0	ΔQЛЭП, Мвар	Qнагр, Мвар	ΔQтр, Мвар	Qрез Мвар	Qсети, Мвар
01	14	21,35	0,21	9,73	110	0,4	4,17	72,93	12,03	7,29	88,60
02	17	54,58	1,67	20,25
23	18	29,40	0,51	30,49
34	21	19,54	0,26	12,46
04	24	43,60	1,51	-

6 Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в электрической сети

6.1 Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в радиально-магистральной сети

Определяется мощность компенсирующих устройств, необходимых для радиально-магистральной сети [1].

Так как , то это свидетельствует о недостаточной величине реактивной мощности в сети, и в этом случае необходимо устанавливать компенсирующие устройства.

 

Данные по расчету и выбору КУ приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 – Расчет и выбор КУ для радиально-магистральной сети

№ п/ст	, Мвар	Тип БК	, Мвар	Кол-во БК	, Мвар	Uном, кВ
1	2,50	КС2-1,05-60	3,8	1	3,8	10	0,381
2	14,16	КСКГ-1,05-125	4,9	3	14,7	6	0,381
3	16,03	КСКГ-1,05-125	7,9	2	15,8	10	0,381
4	4,47	КС2-1,05-60	3,8	1	3,8	10	0,381

Уточняются мощности нагрузок п/ст на основании выбранных БК:

Производится приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в нормальном режиме.

Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в послеаварийном режиме.

6.2 Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в сети, имеющей замкнутый контур 

Так как реактивная мощность сети Qсети получилась одинаковой для радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, и компенсирующие устройства устанавливаются одинаковые.

Исходя из пункта 6.1 пересчитываются мощности, передаваемые по участкам сети. Приближенный расчет потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур в нормальном режиме, используя формулы из пункта 3.

 

 

Приближенный расчет потокораспределения в сети c замкнутым контуром в послеаварийном режиме, когда выходит из строя участок 02.

Когда выходит из строя участок 04:

7 Выбор трансформаторов на подстанциях

Так  как  в рассматриваемой работе номинальное напряжение сети Uном = 110 кВ получилось одинаковым для радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур,  то выбор трансформаторов для подстанций для этих двух вариантов сети будет одинаковым.

При питании потребителей 1 и 2 категории на подстанции устанавливаются 2 трансформатора, мощность каждого из них выбирается по выражению:

,

где  - максимальная нагрузка подстанции с учетом мощности компенсирующих устройств, МВА;    - коэффициент перегрузки.

При питании потребителей 3 категории на подстанции устанавливается 1 трансформатор, мощность которого выбирается по выражению:

Расчетные данные по выбору трансформаторов приведены в таблице 7.1

Таблица 7.1 – Расчетные данные по выбору трансформаторов

№ п/ст	|Si|, МВА	Siном тр расч, МВА	Sном тр, МВА	Кол-во тр-ров	Тип тр-ра
1	19,91	19,91	25	1	ТРДН-25000/110
2	16,93	12,10	16	2	ТДН-16000/110
3	40,74	29,10	40	2	ТРДН-40000/110
4	22,72	16,23	25	2	ТРДН-25000/110

В таблице 7.2 приведены каталожные данные для выбранных трансформаторов.

Таблица 7.2 – Каталожные данные для выбранных трансформаторов

Тип	,МВА	, %	, кВ	, кВ	,%	,кВт	,кВт	, %	,Ом	, Ом	,квар
ТДН 16000/110	16	±9×1,78	115	11	10,5	85	19	0,7	4,38	86,7	112
ТРДН 25000/110	25	±9×1,78	115	10,5	10,5	120	27	0,7	2,54	55,9	175
ТРДН 40000/110	40	±9×1,78	115	10,5	10,5	172	36	0,65	1,4	34,7	260

8 Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи

Для воздушных линий 110-220 кВ выбираются сталеалюминевые провода марки АС, а для прокладки линий используются железобетонные опоры [1,4].

Результаты выбора и проверки сечений проводов ВЛЭП сводятся в таблицы 8.1-8.4, при этом используются следующие формулы:

,

где  - ток, протекающий по участку сети, в нормальном режиме, А;

- ток, протекающий по участку сети, в послеаварийном режиме, А.

Таблица 8.1 – Выбор сечений проводов воздушных ЛЭП радиально-магистральной сети

Участок	, МВА	, МВА	, А	Марка-сечение Fi, мм2 провода	, А
02	17,5+j5,74	18,42	96,67	АС-95	330
21	19+j5,93	19,90	104,47	АС-120	390
03	19+j7,345	20,37	106,92	АС-95	330
04	10,5+j4,33	11,36	59,61	АС-70	265

Таблица 8.2 – Проверка сечений проводов ВЛЭП радиально-магистральной сети

Участок	, МВА	, МВА	, А	Марка-сечение Fi, мм2 провода	, А
02	16+j5,55	16,94	88,89	АС-95/16	330
21	-	-	-	АС-120/19	390
03	38+j14,69	40,74	213,83	АС-95/16	330
04	21+j8,66	22,72	119,23	АС-70/11	265

Таблица 8.3 – Выбор сечений проводов ВЛЭП в сети с замкнутым контуром

Участок	, МВА	, МВА	, А	Марка-сечение Fi, мм2 провода	, А
01	19+j5,93	19,90	104,47	АС-120	390
02	40,275+j15,232	43,06	226,00	АС-150	450
23	24,275+j9,682	26,13	137,17	АС-120	390
34	13,725+j5,008	14,61	76,68	АС-120	390
04	34,73+j13,668	37,32	195,87	АС-150	450

Таблица 8.4 – Проверка сечений проводов ВЛЭП в сети с замкнутым контуром

Уч-ок	, МВА при выходе из строя участка	, МВА при выходе из строя участка	, А при выходе из строя участка	, А	, мм2 провода	, А
	02	04	02	04	02	04
01	-	-	-	-	-	-	-	АС-120/19	390
02	-	75+j28,9	-	80,38	-	421,86	421,86	АС-150/24	450
23	16+j5,55	59+j23,35	16,94	63,45	88,89	333,04	333,04	АС-120/19	390
34	54+j20,24	21+j8,66	57,67	22,72	302,68	119,23	302,68	АС-120/19	390
04	75+j28,9	-	80,38	-	421,86	-	421,86	АС-150/24	450

9 Составление схемы замещения электрической сети и определение ее параметров

Схема замещения радиально-магистральной сети представлена на рисунке 9.1, сети, имеющей замкнутый контур – на рисунке 9.2.

Рисунок 9.1 – Схема замещения радиально-магистральной сети

Рисунок 9.2 –Схема замещения сети, имеющей замкнутый контур

Результаты расчета параметров схем замещения ВЛЭП и трансформаторов радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, приведены в таблице 9.1-9.2

Параметры схем замещения элементов электрической сети определяются следующим образом.

Для ВЛЭП:  

где n – количество цепей на участке.

Для трансформаторной подстанции:

где n – количество трансформаторов на подстанции.

Таблица 9.1 – Определение параметров схемы замещения воздушных ЛЭП электрических сетей

Участок сети	Кол-во цепей ЛЭП	Марка-сечение F, мм2 провода	Uном, кВ	lуч, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b010-6, См/км	Rуч, Ом	Xуч, Ом	Qучс’, Qучс’’, Мвар
Радиально-магистральная сеть
02	2	АС-95/16	110	17	0,306	0,434	2,61	2,60	3,69	0,537
21	1	АС-120/19	110	12	0,249	0,427	2,66	2,99	5,12	0,193
03	2	АС-95/16	110	16	0,306	0,434	2,61	2,45	3,47	0,505
04	2	АС-70/11	110	24	0,428	0,444	2,55	5,14	5,33	0,741
Сеть, имеющая замкнутый контур
01	1	АС-120/19	110	14	0,249	0,427	2,66	3,49	5,98	0,225
02	1	АС-150/24	110	17	0,198	0,42	2,7	3,37	7,14	0,278
23	1	АС-150/24	110	18	0,198	0,42	2,7	3,56	7,56	0,294
34	1	АС-120/19	110	21	0,249	0,427	2,66	5,23	8,97	0,338
04	1	АС-120/19	110	24	0,249	0,427	2,66	5,98	10,25	0,386

Таблица 9.2 – Определение параметров схем замещения трансформаторов электрических сетей

Номер п/ст	Кол-во трансформаторов, шт	Тип трансформатора	Sномтр, МВА	Pхх, МВт	Iхх, %	ст, МВА	тр=Rтр+jXтр, Ом
Радиально-магистральная сеть
1	1	ТРДН-25000/110	25	0,027	0,7	0,027+j0,175	0,635+j13,975
2	2	ТДН-16000/110	16	0,019	0,7	0,038+j0,224	2,19+j43,35
3	2	ТРДН-40000/110	40	0,036	0,65	0,072+j0,52	0,7+j17,35
4	2	ТРДН-25000/110	25	0,027	0,7	0,054+j0,35	1,27+j27,95

10 Разработка схемы соединений

Схема электрических соединений радиально-магистральной сети приведена на рисунке 10.1, а для сети с замкнутым контуром на рисунке 10.2.

Рисунок 10.1 - Схема электрических соединений радиально-магистральной сети

Рисунок 10.2 - Схема электрических соединений сети с замкнутым контуром

11 Технико-экономическое обоснование окончательного варианта исполнения электрической сети

11.1 Определение капиталовложений на сооружение электрической сети

При определении капиталовложений на сооружение электрической сети для радиально – магистральной сети используется разработка схемы электрических соединений, приведенная на рисунке 10.1, а для сети с замкнутым контуром – на рисунке 10.2.

Расчеты по определению капиталовложений на сооружение воздушных ЛЭП и подстанций электрической сети приведены в таблице 11.1 - 11.2.

Таблица 11.1 – Капиталовложения на сооружение воздушных ЛЭП электрической сети по вариантам

Участок	lуч, км	Тип опор	Марка-сечение F, мм2 провода	С0ЛЭП, тыс.руб/км	КЛЭП=С0ЛЭПlуч, тыс.руб	КЛЭП, тыс.руб
Радиально-магистральная сеть (вариант I)
02	17	Железобетонные двухцепные	АС-95/16	17,8	302,6	1151,4
21	12	Железобетонные одноцепные	АС-120/19	11,4	136,8
03	16	Железобетонные двухцепные	АС-95/16	17,8	284,8
04	24	Железобетонные двухцепные	АС-70/11	17,8	427,2
Сеть с замкнутым контуром (вариант II)
01	14	Железобетонные одноцепные	АС-120/19	11,4	159,6	1299,9
02	17	Железобетонные одноцепные	АС-150/24	11,7	198,9
23	18	Железобетонные одноцепные	АС-120/24	11,7	210,6
34	21	Железобетонные одноцепные	АС-120/19	11,4	239,4
04	24	Железобетонные одноцепные	АС-150/19	11,4	273,6

 

Укрупненные показатели стоимости сооружения воздушных ЛЭП и подстанций электрической сети определяются по таблицам.

Таблица 11.2 – Капиталовложения на сооружение подстанций электрической сети по вариантам

Элемент сети	Стоимость
	РЭС	п/ст1	п/ст2	п/ст3	п/ст4
Радиально - магистральная сеть (вариант 1)
РУ на РЭС	7х35	-	-	-	-	2324
ОРУ на подстанции	-	-	-	-	-
типовая схема	-	36	120	120	120
дополнительные выключатели	-	-	1х35	-	-
трансформаторы	-	1х84	2х63	2х109	2х84
батареи конденсаторов	-	1х30	3х24	2х40	1х30
постоянная часть затрат	-	210	210	210	210
Итого	245	360	563	628	528
Сеть, имеющая замкнутый контур
РУ на РЭС	4х35	-	-	-	-	2184
ОРУ на подстанции	-	-	-
типовая схема	-	36	120	120	120
дополнительные выключатели	-	-	-	-	-
трансформаторы	-	1х84	2х63	2х109	2х84
батареи конденсаторов	-	1х30	3х24	2х40	1х30
постоянная часть затрат	-	210	210	210	210
Итого	140	360	528	628	528

Для радиально-магистральной сети (вариант I):

тыс.руб.

Для сети с замкнутым контуром (вариант II):

тыс.руб.

11.2 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию электрической сети

11.2.1 Определение ежегодных эксплуатационных издержек для варианта радиально-магистральной сети

Определяются нормы амортизационных отчислений и отчислений на обслуживание и текущий ремонт воздушных ЛЭП и подстанций:

алэп=2,4%, ап/ст=6,4%, орлэп=0,4%, орп/ст=3,0%.

Определяются отчисления от капиталовложений на амортизацию:

тыс.руб.

Определяются отчисления от капиталовложений на обслуживание и текущий ремонт:

тыс.руб.

Определяется число часов использования максимума активной нагрузки Tм в году для суммарной нагрузки электрической сети:

ч.

Определяется время максимальных потерь  для суммарной нагрузки электрической сети:

ч.

Определяется стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии для следующих показателей:

T΄=/max=/kм2=3174,1/0,952=3517 ч 

 Зэ΄=1,4 коп/(кВтч)=1,410-2 тыс. руб./(МВтч),

T΄΄=8760 ч  Зэ΄΄=1,2 коп/(кВтч) =1,210-2 тыс.руб/(МВтч).

Определяются потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.3.

Таблица 11.3 – Потери электроэнергии в воздушных ЛЭП для радиально-магистральной сети

Участок сети	Кол-во цепей ЛЭП	, МВА	Uном, кВ	Rлэпi, Ом	, ч	Wлэпi΄, МВтч	WлэпΣ΄, МВтч	Wлэпi΄΄, МВтч	WлэпΣ΄΄, МВтч
02	2	18,42	110	2,60	3174,1	926	2997	0	0
21	1	19,90	110	2,99		311		0
03	2	20,37	110	2,45		1066		0
04	2	11,36	110	5,14		695		0

Определяются потери электроэнергии в трансформаторах, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.4.

Таблица 11.4 – Потери электроэнергии в трансформаторах для радиально-магистральной сети

№ П/ст	Кол-во тр-ров n, шт	, МВ·А	Sномтрi, МВА	Pкз, МВт	, ч	Wтрi΄, МВтч	WтрΣ΄, МВтч	Pхх, МВт	T, ч	Wтрi΄΄, МВтч	WтрΣ΄΄, МВтч
1	1	19,91	25	0,12	3174,1	241	833	0,027	8760	236,5	1673,2
2	2	16,93	16	0,085		151		0,019	8760	332,9
3	2	40,74	40	0,172		283		0,036	8760	630,7
4	2	22,72	25	0,12		157		0,027	8760	473,0

;    

Определяются потери электроэнергии в батареях конденсаторов, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.5.

Таблица 11.5 –Потери электроэнергии в батареях конденсаторов для радиально-магистральной сети

Номер п/ст	ΔWбкi,’ МВт ч	ΔWбк∑,’ МВт ч	Qбкi, Мвар	Тбк, ч	ΔWбкi,” МВт ч	ΔWбк∑,” МВт ч
1	0	0	3,8	7000	79,8	800,1
2	0		14,7		308,7
3	0		15,8		331,8
4	0		3,8		79,8

 

Определяются потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, в радиально-магистральной сети:

МВт ч

Определяются потери электроэнергии, независящие от нагрузки, в радиально-магистральной сети:

МВт ч

Определяются затраты на возмещение потерь электроэнергии в радиально-магистральной сети:

тыс.руб.

Определяются ежегодные эксплуатационные издержки для радиально-магистральной сети:

тыс.руб.

11.2.2 Определение ежегодных эксплуатационных издержек для варианта сети, имеющей замкнутый контур

Определяются нормы амортизационных отчислений и отчислений на  обслуживание и текущий ремонт воздушных линий электропередач и подстанций:

; ; ; .

Определяются отчисления от капиталовложений на амортизацию:

тыс.руб  

Определяются отчисления от капиталовложений на обслуживание и текущий ремонт:

тыс.руб

Определяется стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии для следующих показателей: ч; ч;

T΄=/max=/kм2=3174,1/0,952=3517 ч   Зэ΄=1,410-2 тыс. руб./(МВтч),

T΄΄=8760 ч  Зэ΄΄=1,2 коп/(кВтч) =1,210-2 тыс. руб./(МВтч).

Определяются потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.6.

Таблица 11.6 – Потери электроэнергии в воздушных ЛЭП для сети, имеющей замкнутый контур

Участок сети	Кол-во цепей ЛЭП	, МВА	Uном, кВ	Rлэпi, Ом	, ч	Wлэпi΄, МВтч	WлэпΣ΄, МВтч	Wлэпi΄΄, МВтч	WлэпΣ΄΄, МВтч
01	1	19,90	110	3,49	3174,1	362	5114	0	0
02	1	43,06	110	3,37		1637		0
23	1	26,13	110	3,56		639		0
34	1	14,61	110	5,23		293		0
04	1	37,32	110	5,98		2183		0

Определяются потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, в сети с замкнутым контуром:

МВт ч

Определяются потери электроэнергии, независящие от нагрузки, в сети с замкнутым контуром:

МВт ч

Определяются затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети с замкнутым контуром:

тыс. руб.

Определяются ежегодные эксплуатационные издержки для сети с замкнутым контуром:

тыс.руб.

11.3 Определение окончательного варианта исполнения электрической сети

Определяются приведенные затраты для вариантов электрической сети.

Для радиально-магистральной сети (вариант I):

тыс.руб.

Для сети, имеющей замкнутый контур (вариант II):

тыс.руб.

Относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов радиально-магистральной сети (вариант I) и сети, имеющей замкнутый контур (вариант II):

Данные технико-экономического расчёта методом приведённых затрат сводятся в таблицу 11.8.

Таблица 11.7 – Основные технико-экономические показатели для предварительно выбранных вариантов исполнения электрической сети

Показатели	Вариант исполнения электрической сети:
	радиально-магистральная сеть (вариант I)	Сеть с замкнутым контуром (вариант II)
Капиталовложения, Ксети, тыс.руб.	4170,48	3919,32
Потери электроэнергии  W=W΄+W΄΄, МВтч	6304	8420
Затраты на возмещение потерь электроэнергии, Зпот, тыс.руб.	83,3	112,9
Ежегодные эксплуатационные издержки Исети, тыс.руб.	384,1	395,6
Приведенные затраты Зпр, тыс.руб.	884,6	865,97
Относительная разность  приведенных затрат рассматриваемых вариантов     Зпр, %	2,15%

Поскольку относительная разность приведенных затрат меньше 5%, то оба варианта сети являются равноэкономичными. В связи с этим окончательный вариант выбирается по следующим критериям: удобство эксплуатации, оперативная гибкость, надежность. Всем вышеприведенным параметрам соответствует вариант сети с замкнутым контуром, именно его мы и принимаем к исполнению.

12 Уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети

Определение экономической целесообразности отключения одного из двух параллельно работающих трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции без учета компенсирующих устройств.

При минимальном режиме из-за снижения нагрузки можно отключить один из двух трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях, если выполняется следующее условие:

Следовательно, на второй, третьей и четвертой подстанции можно отключить один трансформатор.

12.1 Определение параметров схемы замещения электрической сети и потерь в меди и стали трансформаторов подстанций без учета КУ

Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов представлен в таблице12.1.

Таблица 12.1 - Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов

 

Определение расчетных нагрузок без учета компенсирующих устройств производится по следующей формуле:

Результаты расчетов приведены в таблице 12.2

Таблица 12.2 – Расчет расчетных нагрузок

№ п/ст	, Мвар	, МВА	, МВА	, МВА	Sрi, МВА
максимальный режим
1	0,225	19+j9,73	0,088+j1,914	0,027+j0,175	19,11+j11,595
2	0,572	16+20,25	0,111+j2,185	0,038+j0,224	16,15+j22,088
3	0,632	38+j30,49	0,128+j3,115	0,072+j0,52	38,2+j33,498
4	0,724	21+j12,46	0,057+j1,252	0,054+j0,35	21,11+j13,336
минимальный режим
1	0,225	11,4+j5,838	0,032+j0,689	0,027+j0,175	11,46+j6,473
2	0,572	9,6+j12,15	0,080+j1,573	0,019+j0,112	9,7+j13,268
3	0,632	22,8+j18,294	0,092+j2,243	0,036+j0,26	22,93+j20,162
4	0,724	12,6+j7,476	0,041+j0,902	0,027+j0,175	12,67+j7,832
послеаварийный режим
1	-	0	0	0,027+j0,175	0,03+j0,18
2	0,572	16+j20,25	0,111+j2,185	0,038+j0,224	16,15+j22,366
3	0,632	38+j30,49	0,128+j3,115	0,072+j0,52	38,02-j33,498
4	0,724	21+j12,46	0,057+j1,252	0,054+j0,35	21,11+j13,336

Определяются перетоки мощности без учета компенсирующих устройств. Для максимального режима:

Для минимального режима определение перетоков мощности ведется по формулам для расчета максимального режима:

Для послеаварийного режима:

12.2 Определение нескомпенсированной реактивной нагрузки

В таблице 12.3 приведены результаты расчета нескомпенсированной реактивной нагрузки для максимального, минимального и послеаварийного режимов.

Таблица12.3 - Результаты расчета нескомпенсированной реактивной нагрузки.

№ пс	Режим работы
	максимальный	минимальный	послеаварийный
	Qнагрi, Мвар	ΔQтрi, Мвар	Qнеск псi Мвар	Qнеск псΣ Мвар	Qнагрi Мвар	ΔQтрi Мвар	Qнеск псi Мвар	Qнеск псΣ Мвар	Qнагрi Мвар	ΔQтрi Мвар	Qнеск псi Мвар	Qнеск псΣ Мвар
1	9,73	2,09	11,82	82,66	5,84	0,86	6,70	49,89	0	0,18	0,18	71,02
2	20,25	2,41	22,66		12,15	1,69	13,83		20,25	2,41	22,66
3	30,49	3,64	34,12		18,29	2,50	20,79		30,49	3,64	34,12
4	12,46	1,60	14,06		7,48	1,08	8,55		12,46	1,60	14,06

12.3 Определение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств на основании точного расчета мощностей

В таблицах 12.4, 12.5 приведены результаты расчета точного баланса активной и реактивной мощности.

Таблица 12.4 - Результаты расчета точного баланса активной мощности

Уч-ок	Uном, кВ	Sнруч, МВА	ΔPуч, МВт	Pнагрi, МВт	Rуч, Ом	ΔPтрi, МВт	ΔPтрΣ, МВт	ΔPлэпΣ, МВт	PнагрΣ, МВт	Pсети МВт
Максимальный режим
01	110	22,35	0,14	19,00	3,49	0,11	0,57	2,51	94,00	101,78
02	110	58,25	0,94	16,00	3,37	0,15
23	110	31,78	0,30	38,00	3,56	0,20
34	110	19,72	0,17	21,00	5,23	0,11
04	110	43,96	0,95		5,98
Минимальный режим
01	110	13,16	0,05	11,40	3,49	0,06	0,35	0,89	56,40	60,47
02	110	34,96	0,34	9,60	3,37	0,10
23	110	19,15	0,11	22,80	3,56	0,13
34	110	11,49	0,06	12,60	5,23	0,07
04	110	26,14	0,34		5,98
Послеаварийный режим
04	110	24,97	0,17	16,00	3,37	0,15	0,46	3,17	75,00	82,38
34	110	77,82	2,62	38,00	5,23	0,20
23	110	27,59	0,38	21,00	5,98	0,11

Таблица 12.5 - Результаты расчета точного баланса реактивной мощности

Уч-ок	Uном, кВ	Sнруч, МВА	ΔQуч Мвар	Qнагрi Мвар	Xуч, Ом	ΔQтрi Мвар	ΔQтрΣ Мвар	Qку, Мвар	QcΣ, Мвар	ΔQлэпΣ Мвар	QнагрΣ Мвар	Qсети Мвар
Максимальный режим
01	110	22,35	0,99	9,73	5,98	2,09	9,74	51,61	1,52	5,55	72,93	90,34
02	110	58,25	2,00	20,25	7,14	2,41
23	110	31,78	0,63	30,49	7,56	3,64
34	110	19,72	0,29	12,46	8,97	1,60
04	110	43,96	1,64		10,25
Минимальный режим
01	110	13,16	0,34	5,84	5,98	0,86	6,13	29,51	1,52	1,97	43,76	52,52
02	110	34,96	0,72	12,15	7,14	1,69
23	110	19,15	0,23	18,29	7,56	2,50
34	110	11,49	0,10	7,48	8,97	1,08
04	110	26,14	0,58		10,25
Послеаварийный режим
04	110	24,97	0,39	20,25	7,56	2,41	7,65	46,93	1,24	5,52	63,20	78,28
34	110	77,82	4,49	30,49	8,97	3,64
23	110	27,59	0,64	12,46	10,25	1,60

12.4 Расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств

Суммарная мощность компенсирующих устройств распределяется по подстанциям пропорционально их нескомпенсированным нагрузкам. В таблице 12.6 приведен расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств.

Таблица 12.6 – Расчет суммарных мощностей КУ

№ пс	Максимальный режим	Минимальный режим	Послеаварийный режим
	Qнеск пстi Мвар	Qнеск пстΣ Мвар	Qку Мвар	Qкуi Мвар	Qнеск пстi Мвар	Qнеск пстΣ Мвар	Qку Мвар	Qкуi Мвар	Qнеск пстi Мвар	Qнеск пстΣ Мвар	Qку Мвар	Qкуi Мвар
1	11,82	82,66	51,61	7,38	6,70	49,89	29,51	3,97	0,18	71,02	46,93	0,12
2	22,66			14,14	13,83			8,18	22,66			14,97
3	34,12			21,30	20,79			12,30	34,12			22,55
4	32,41			8,78	8,55			5,06	14,06			9,29

Определение необходимого количества и мощности батарей конденсаторов по подстанциям для компенсации реактивной мощности приведено в таблице12.7.

12.5 Корректировка нагрузки

Для максимального режима

Для минимального режима

Для послеаварийного режима

Таблица 12.7 - Распределение КУ по подстанциям для различных режимов работы электрической сети

Номер п/ст	Uном, кВ	Тип коденсаторов	Кол – во БК nбк, шт.	Мощность,выдаваемая БКQбк, Мвар	Мощность, выдаваемая КУ  Qстку=nбк x Qбк, Мвар
Максимальный режим
1	10	КС2-1,05-60	2	3,8	7,6
2	6	КСКГ-1,05-125	3	4,9	14,7
3	10	КСКГ-1,05-125	3	7,9	23,7
4	10	КС2-1,05-60	3	3,8	11,4
Минимальный режим
1	10	КС2-1,05-60	1	3,8	3,8
2	6	КСКГ-1,05-125	2	4,9	9,8
3	10	КСКГ-1,05-125	2	7,9	15,8
4	10	КС2-1,05-60	1	3,8	3,8
Послеаварийный режим
1	10	КС2-1,05-60	0	3,8	0
2	6	КСКГ-1,05-125	3	4,9	14,7
3	10	КСКГ-1,05-125	3	7,9	23,7
4	10	КС2-1,05-60	3	3,8	11,4

13 Точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети

13.1 Расчет максимального режима работы сети, имеющей замкнутый контур

Расчет максимального режима работы сети имеющей замкнутый контур производится для схемы, приведенной на рисунке 2.2 а).

Схема замещения сети для заданного режима работы приведена на рисунке 13.1.

Рисунок 13.1 – Схема замещения сети имеющей замкнутый контур для нормального режима работы

Определение параметров схемы замещения электрической сети и потерь в меди и стали трансформаторов подстанций приведено в таблице 13.1.

Таблица 13.1 - Расчет параметров трансформаторов для максимального режима

№ п/ст	Sп/стi, МВА	кол-во тр-ов	Sномтрi, МВА	ΔPкз, МВА	Uкз, %	ΔSмтрi, МВА	ΔPxx, МВА	Ixx, %	ΔSсттрi, МВА	ΔSтрi, МВА
1	19,12	1	25	0,12	10,5	0,07+j1,535	0,027	0,7	0,027+j0,175	0,097+j1,71
2	16,93	2	16	0,085	10,5	0,048+j0,941	0,019	0,7	0,038+j0,224	0,086+j1,165
3	38,60	2	40	0,172	10,5	0,08+j1,956	0,036	0,65	0,072+j0,52	0,152+j2,476
4	21,03	2	25	0,12	10,5	0,042+j0,928	0,027	0,7	0,054+j0,35	0,096+j1,278

Определяются расчетные нагрузки, согласно формуле:

 

Результаты расчетов приведены в таблице 13.2.

Таблица 13.2 – Определение расчетных нагрузок

Учитывая расчетные нагрузки, схема замещения примет вид, изображенный на рисунке 13.2

Рисунок 13.2 – Упрощенная схема замещения сети, имеющей одну точку потокораздела (точка 3), для нормального режима работы

Производится приближенный расчет потокораспределения, согласно формулам:

Результаты расчета сведены в таблицу 13.3

Сеть, имеющая замкнутый контур, условно разделяется в точке потокораздела активной и реактивной мощности на две разомкнутые сети, приведенные на рисунке13.3.

Рисунок 13.3 – Упрощенная схема замещения сети, разделенной в точке потокораздела на две разомкнутые сети

Определение мощности в начале и конце участков сети производится по формулам:

 

Результаты расчетов сведены в таблицу 13.3

Таблица 13.3- Определение мощности в начале и конце участков сети

уч-ок	Sучi, МВА	Uном, кВ	Rуч, Ом	Xуч, Ом	Qcуч, Мвар	S"уч, МВА	S'уч, МВА
01	19,097+j3,615	110	3,49	5,98	0,225	19,097+j3,615	19,206+j3,577
02	41,613+j9,166	110	3,37	7,14	0,278	39,581+j9,858	40,044+j10,562
04	35,919+j6,928	110	3,56	7,56	0,386	36,026+j7,111	36,693+j7,868
23	23,332+j3,368	110	5,23	8,97	0,338	23,332+j3,368	23,495+j3,715
34	14,82+j5,266	110	5,98	10,25	0,294	14,82+j5,266	14,927+j5,449

Определение напряжения в узлах сети для максимального режима.

13.2 Расчет минимального режима работы сети, имеющей замкнутый контур

Определение экономической целесообразности отключения одного из двух параллельно работающих трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции

Следовательно, на всех двухтрансформаторных подстанциях следует отключить второй трансформатор

Расчет параметров трансформаторов для минимального режима представлен в таблице 13.4

Таблица 13.4 - Параметры трансформаторов для минимального режима

№ п/ст	Sп/стi, МВА	кол-во тр-ов	Sномтрi, МВА	ΔPкз, МВА	Uкз, %	ΔSмтрi, МВА	ΔPxx, МВА	Ixx, %	ΔSсттрi, МВА	ΔSтрi, МВА
1	11,58	1	25	0,12	10,5	0,026+j0,563	0,027	0,7	0,027+j0,175	0,039+j0,651
2	9,88	1	16	0,085	10,5	0,032+j0,641	0,019	0,7	0,019+j0,112	0,051+j0,753
3	22,94	1	40	0,172	10,5	0,057+j1,381	0,036	0,65	0,036+j0,26	0,093+j1,641
4	13,13	1	25	0,12	10,5	0,033+j0,724	0,027	0,7	0,027+j0,175	0,06+j0,899

Определяются расчетные нагрузки, согласно формуле:

 

Результаты расчетов приведены в таблице 13.5.

Таблица 13.5 – Определение расчетных нагрузок

Схема замещения представлена на рисунке 13.1

Производится приближенный расчет потокораспределения, согласно формулам:

Результаты расчета сведены в таблицу 13.6

Сеть, имеющая замкнутый контур, условно разделяется в точке потокораздела активной и реактивной мощности на две разомкнутые сети, приведенные на рисунке13.3.

Определение мощности в начале и конце участков сети производится по формулам:

 

Результаты расчетов сведены в таблицу 13.6

Таблица 13.6- Определение мощности в начале и конце участков сети

уч-ок	Sучi, МВА	Uном, кВ	Rуч, Ом	Xуч, Ом	Qcуч, Мвар	S"уч, МВА	S'уч, МВА
01	11,439+j2,466	110	3,49	5,98	0,225	11,439+j2,466	11,478+j2,309
02	24,954+j4,491	110	3,37	7,14	0,278	30,166+j8,524	30,439+j8,826
04	21,533+j5,098	110	3,56	7,56	0,386	21,567+j5,158	21,81+j5,189
23	14,02+j2,256	110	5,23	8,97	0,338	14,02+j2,256	14,08+j2,381
34	8,873+j1,243	110	5,98	10,25	0,294	8,873+j1,243	8,907+j1,303

Определение напряжения в узлах сети для минимального режима.

13.3 Расчет послеаварийного режима работы сети, имеющей замкнутый контур

Схема замещения сети для заданного режима работы приведена на рисунке 13.4.

Рисунок 13.4 – Схема замещения сети имеющей замкнутый контур для послеаварийного режима работы

Определение параметров схемы замещения электрической сети и потерь в меди и стали трансформаторов подстанций приведено в таблице 13.7.

Таблица 13.7 - Расчет параметров трансформаторов для послеаварийного режима

№ п/ст	Sп/стi, МВА	кол-во тр-ов	Sномтрi, МВА	ΔPкз, МВА	Uкз, %	ΔSмтрi, МВА	ΔPxx, МВА	Ixx, %	ΔSсттрi, МВА	ΔSтрi, МВА
1	0	1	25	0,12	10,5	0	0,027	0,7	0,027+j0,175	0,027+j0,175
2	16,93	2	16	0,085	10,5	0,048+j0,941	0,019	0,7	0,038+j0,224	0,086+j1,165
3	38,60	2	40	0,172	10,5	0,08+j1,956	0,036	0,65	0,072+j0,52	0,152+j2,476
4	21,03	2	25	0,12	10,5	0,042+j0,928	0,027	0,7	0,054+j0,35	0,099+j1,326

Определяются расчетные нагрузки, согласно формуле:

 

Результаты расчетов приведены в таблице 13.8.

Таблица 13.8 - Определение расчетных нагрузок

Учитывая расчетные нагрузки, схема замещения примет вид, изображенный на рисунке 13.5

Рисунок 13.5 – Упрощенная схема замещения сети для послеаварийного режима работы

Определение мощности в начале и конце участков сети производится по формулам:

 

Результаты расчетов сведены в таблицу 13.9

Таблица 13.9 - Определение мощности в начале и конце участков сети

уч-ок	Uном, кВ	Rуч, Ом	Xуч, Ом	Qcуч, Мвар	S"уч, МВА	S'уч, МВА
04	110	3,37	7,56	0,386	76,798+j19,217	79,896+j24,14
23	110	5,23	10,25	0,338	16,086+j6,421	16,174+j6,608
34	110	3,98	8,97	0,294	54,326+j15,242	55,702+j17,603

Определение напряжения в узлах сети для максимального режима.

14 Выбор устройств регулирования напряжения в электрической сети

Расчеты по выбору устройств регулирования напряжения в электрической сети сведены в таблицу 14.1. Расчет ведется согласно следующим формулам:

 

Таблица 14.1 – Выбор устройств регулирования напряжения в сети

№ пс	Pi, МВт	Qi, Мвар	Rтрi, Ом	Xтрi, Ом	Ui, кВ	ΔUтрi, кВ	Uжел нн пстi, кВ	Uтр ном нн, кВ	Uтр ном вн, кВ	n	Uтр отв ст вн, кВ	Uтр отв ст нн, кВ
для максимального режима работы сети
1	19	2,13	2,54	34,7	120,26	1,02	11,025	10,5	115	-1	112,95	11,086
2	16	5,55	4,38	86,7	119,261	4,62	6,825	6,5	115	-3	108,86	6,845
3	38	6,79	1,4	55,9	118,325	3,66	11,025	10,5	115	-3	108,86	11,060
4	21	1,06	2,54	34,7	118,52	0,76	11,025	10,5	115	-1	112,95	10,947
для минимального режима работы сети
1	11,4	2,04	2,54	34,7	115,034	0,87	10,5	10,5	115	0	115,00	10,424
2	9,6	2,35	4,38	86,7	111,066	2,21	6,5	6,5	115	-3	108,86	6,500
3	22,8	2,49	1,4	55,9	113,469	1,51	10,5	10,5	115	-1	112,95	10,408
4	12,6	3,68	2,54	34,7	113,91	1,40	10,5	10,5	115	-2	110,91	10,652
для послеаварийного режима работы сети
1	0	0,00	2,54	34,7	-	-	-	-	-	-	-	-
2	16	5,55	4,38	86,7	115,007	4,79	6,825	6,5	115	-5	104,77	6,838
3	38	6,79	1,4	55,9	114,071	3,79	11,025	10,5	115	-5	104,77	11,053
4	21	1,06	2,54	34,7	113,561	0,79	11,025	10,5	115	-4	106,81	11,085

Сравнение действительных значений напряжений на низкой стороне приведено в таблице 14.2.

14.2 - Сравнение действительных значений напряжений на низкой стороне

№ пс	максимальный режим	Минимальный режим	Послеаварийный режим
	Uтр отв ст нн, кВ	Uжел нн пстi, кВ	|Uтр отв ст нн-Uжел нн пстi|	Uтр отв ст нн, кВ	Uжел нн пстi, кВ	|Uтр отв ст нн-Uжел нн пстi|	Uтр отв ст нн, кВ	Uжел нн пстi, кВ	|Uтр отв ст нн-Uжел нн пстi|
1	11,086	11,025	0,061	10,424	10,5	0,076	-	-	-
2	6,845	6,825	0,020	6,500	6,5	0,000	6,838	6,825	0,013
3	11,060	11,025	0,035	10,408	10,5	0,092	11,053	11,025	0,028
4	10,947	11,025	0,078	10,652	10,5	0,152	11,085	11,025	0,060

; - для U=10,5кВ;

- для U=6,5кВ;

Так как все условия выполняются, то выбор ответвлений трансформаторов на подстанциях произведен правильно.

Список использованных источников

1.   Ершевич, В.В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем [Текст] / В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов [и др.]; под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.
2.   Гутов, И.А. Районные электрические сети [Текст]: Пример выполнения курсового проекта по дисциплине «Электрические сети» для студентов специальности 100400 «Электроснабжение (по отраслям)» / И.А. Гутов; Алт. гос. техн. ун-т им. И.И. Ползунова. – Барнаул: Изд-во АлтГТУ, 2003. – 68 с.
3.   Гутов, И.А. Расчёты установившихся режимов работы электрических сетей [Текст]: Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Передача и распределение электрической энергии» для студентов направления 551700 «Электроэнергетика» / И.А. Гутов; Алт. гос. техн. ун-т им. И.И. Ползунова. – Барнаул: Изд-во АлтГТУ, 2001. – 44 с.
4.  Гутов, И.А. Электрические сети [Текст]: задания к курсовому проекту для студентов специальности 100400 «Электроснабжение (по отраслям)» / И.А. Гутов; Алт. гос. техн. ун-т им. И.И. Ползунова. – Барнаул: Изд-во АлтГТУ, 2008. – 11 с.
5.   Гутов, И.А. Электрические сети [Текст]: Методические указания к выполнению курсового проекта для студентов специальности 100400 «Электроснабжение (по отраслям)» / И.А. Гутов, Е.В. Шипицына; Алт. гос. техн. ун-т им. И.И. Ползунова. – Барнаул: Изд-во АлтГТУ, 2002. – 40 с.

Н. Контр.

Утверд.

 Гутов

Проектирование районной электрической сети

 Гутов

Листов

Лит.

АлтГТУ, ЭФ, гр. Э-62

38

 Гутов

Провер.

Кузнецов

Разраб.

КП 140211.12.000 ПЗ

2

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.