3
СОДЕРЖАНИЕ
Введение 4
1 Разработка 4-5 вариантов конфигурации электрической сети 5
2 Приближенные расчёт потокораспределения в нормальном режиме
наибольших нагрузок для двух вариантов сети 7
3 Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линий 10
4Приближенный расчёт потокораспределения в режиме наибольших
нагрузок и послеаварийных режимах при выбранном номинальном напряжении
12
5 Выбор площади сечений проводов линий электропередачи 19
6 Выбор конструкции фазы схемы расположения проводов на опорах и
материала опор 24
7 Выбор количества и мощности трансформаторов подстанции 25
8 Формирование однолинейной схемы электрической сети 27
9 Электрические расчёты характерных режимов сети нормальных
режимов наибольших и наименьших нагрузок наиболее тяжёлых
послеаварийных режимов 28
10 Технико-экономическое сравнение вариантов 41
11 Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из
условия встречного регулирования напряжения 48
12 Ручной электрический расчет участка электрической сети 55
13 Технико-экономические показатели электрической сети 57
Заключение 61
Список использованной литературы 62
4
ВВЕДЕНИЕ
Электрические сети предназначены для транспортировки электроэнергии из
районов ее производства в районы потребления энергии
К электрической сети предъявляются определенные технико-экономические
требования с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого
варианта
Одно из экономических требований - достижение по мере возможности
наименьшей стоимости передачи электроэнергии по сети поэтому следует
стремиться к снижению капитальных затрат на сооружение сети что в свою
очередь приведет к снижению стоимости 1 кВт∙ч электроэнергии Необходимо
также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию
электрической сети Одновременный учет капитальных вложений и
эксплуатационных расходов с помощью метода дисконтированных затрат В
связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по
дисконтированным затратам
Выбор наиболее приемлемого варианта удовлетворяющего технико-
экономическим требованиям ndash это один из основных вопросов при
проектировании любого инженерного сооружения в том числе и электрической
сети
При реальном проектировании сетей и ЛЭП рассматривается более
обширный круг вопросов В частности сюда входят
1) изыскание трасс линий электрической сети
2) разработка схемы сети
3) выбор номинальных напряжений
4) расчеты сечений проводов
5) определение числа и мощности трансформаторов
6) электрический расчет сети в нормальных основных и аварийных режимах
7) определение технико-экономических показателей
8) оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов
В процессе реального проектирования решаются также и ряд других нужных
вопросов К ним относятся разработка мероприятий по снижению потерь
мощности и энергии в сети релейная защита расчет заземляющих устройств
средств по грозозащите линий и подстанций
5
1 РАЗРАБОТКА 4-5 ВАРИАНТОВ КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ
Выбор конфигурации сети будем производить с учетом обеспечения
надежного электроснабжения и обеспечения технически допустимых токов по
ветвям и напряжений в узлах Немаловажным критерием является категория
потребителей Так потребители I-ой категории должны получать питание от двух
независимых источников питания в то время как потребителя III-ей категории
можно питать от одного источника
Составим таблицу в которую занесем данные об активных и реактивных
нагрузках
Таблица 11
Мощности нагрузок сети
Исходная информация по узлам сети
Номер узла
Мощность
генерации
Мощность
нагрузки
Категория
потребителей
Pг Qг Pн Qн
1 балансирующий
2
48 31 12
3
52 338 12
4 7 39 43 28 12
5
56 346 12
6
4 28 3
7
2 14 3
8 150 85 60 42 12
На основании нагрузок с учетом заданных категорий надежности
потребителей в соответствующих узлах сети разработаем 4 варианта
конфигурации сети учитывая следующие требования надежности
1 Потребители I-ой категории должны снабжаться электроэнергией не менее
чем от двух независимых источников питания потребителя III-ей категории
разрешается питать от одного источника
2Принимаемая схема должна быть удобной и гибкой в эксплуатации
желательно однородной
3Суммарная длина линий схемы должна быть минимальной
4 Для надежности в узлах с большой генерирующей мощностью а так же
балансирующем сделаем несколько отходящих линий от данных узлов
Приведем 4 варианта схемы сети на рис 11
6
Рисунок 11 Схемы проектируемой электрической сети
Выберем схемы 1 и 2 исходя из условий перечисленных выше
7
2ПРИБЛИЖЕННЫЕ РАСЧЕТЫ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК ДЛЯ ДВУХ
ВАРИАНТОВ СЕТИ
Целью расчета потокораспределения является определение номинальных
напряжений линий сети При этом необходимо учитывать потоки мощности
протекающие по ветвям и длину линий Чтобы определить потоки по линиям нам
необходимо знать номинальное напряжение которое нам неизвестно Поэтому
зададимся заведомо завышенным значением номинального напряжения (1150 кВ)
и определим потокораспределение без учета потерь мощности Воспользуемся
следующими допущениями номинальное напряжение одно на всех участках
потери мощности в трансформаторах не учитываем сечения проводов одинаковы
а значит удельные активное и реактивное сопротивления также равны
Воспользуемся средневзвешенным удельным сопротивлением [1 c10]
0 0 0 (02 04) Омкмz r jx j (2 1)
Определим сопротивление линий по формуле [5 c10]
0 0( ) Омz r jx L (2 2)
где L - длина линии км
Рассчитаем реактивные мощности в узлах по формуле [3 c150]
Q = Ptgφ (23)
где P ndash активная мощность нагрузочного узла МВт
Исходную информацию по узлам и ветвям сведем в таблицы
Таблица 21
Нагрузки по узлам сети
Номер узла
Мощность генерации Мощность нагрузки
активная
МВтГP
реактивная
МВарГQ
активная
МВтНP
реактивная
МВарНQ
1 Балансирующий узел
2 - - 48 31
3 - - 52 338
4 7 39 43 28
5 - - 56 346
6 - - 4 28
7 - - 2 14
8 150 85 60 42
8
Таблица 22
Параметры линий сети для приближенного расчета потокораспределения
Схема 1 Схема 2
Номер
ветви
Длина
линии
км
Сопротивление Номер
ветви
Длина
линии
км
Сопротивление
Активное
R Ом
Реактивное
X Ом
Активное
R Ом
Реактивное
X Ом
1-2 3289 6578 13156 1-2 3289 6578 13156
1-3 4147 8294 16588 1-3 4147 8294 16588
2-3 2717 5434 10868 3-4 4004 8008 16016
2-4 3861 7722 15444 2-4 3861 7722 15444
4-5 3861 7722 15444 4-5 3861 7722 15444
3-8 429 858 1716 3-8 429 858 1716
5-8 3289 6578 13156 5-8 3289 6578 13156
3-6 1287 2574 5148 3-6 1287 2574 5148
6-7 143 286 572 6-7 143 286 572
Результаты представлены в виде схем с нанесенным потокораспределением
Расчеты выполнены в учебной программе RastrWin
Рисунок 21 ndash Приближенное потокораспределение схема 1
9
Рисунок 22 ndash Приближенное потокораспределение схема 2
10
3ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ И ЧИСЛА
ЦЕПЕЙ ЛИНИЙ
Номинальное напряжение - это основной параметр сети определяющий
габаритные размеры линии трансформаторов подстанций коммутационных
аппаратов и их стоимость
С помощью данных о потокораспределении в сети решим задачу
выбора номинального напряжения каждой ветви Для этого нам понадобятся
потоки мощности по ветвям и длина линий
Предварительный выбор номинального напряжения проделаем с помощью
следующих методов по экономическим зонам и эмпирическим формулам
Предварительный выбор напряжения сети может быть произведен на основе
экономических областей номинальных напряжений
Также для оценки целесообразного напряжения воспользуемся
эмпирическими формулами
Формула Илларионова [2 c400]
1000
500 2500U
L P
(31)
где P - передаваемая мощность на одну цепь МВт
L - длина линии км
Результаты предварительного выбора номинального напряжения сети сведем
в таблицу
Таблица 3 1
Выбор номинального напряжения для схемы 1
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
эконом
зонам
Формула
Илларионова
1-2 3283 643 110 13594 110
1-3 4147 436 110 12004 110
2-4 3861 274 110 9797 110
Продолжение таблицы 31
11
4-5 3861 86 35 5739 110
3-8 429 254 110 9531 110
5-8 3289 646 110 13621 110
3-6 1287 59 35 4650 35
6-7 143 2 35 2790 35
2-3 2717 112 35 6433 110
Таблица 3 2
Выбор номинального напряжения для схемы 2
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
экономич
зонам
Формула
Иллари-
онова
1-2 32829 626 110 1346 110
1-3 4147 455 110 1221 110
2-4 3861 146 35 736 110
4-5 3861 31 35 349 110
3-8 429 309 110 1039 110
5-8 3289 591 110 1318 110
3-6 1287 6 35 468 35
6-7 143 2 35 278 35
3-4 4004 184 35 821 110
Так как появление в одном контуре двух номинальных напряжений может
вызвать уравнительные потоки мощности и недопустимые токи в послеаварийных
режимах то во избежание этого на некоторых участках напряжение расчетное
составляет 40-70 от выбранного
Принятые номинальные напряжения сети не являются окончательными
Основной метод для окончательного выбора номинального напряжения сети
основан на технико-экономическом сравнении вариантов а также после расчета
потокораспределения для режима наибольших нагрузок а также послеаварийных
режимов при выбранном номинальном напряжении сети
12
4 ПРИБЛИЖЕННЫЙ РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК И ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМАХ ПРИ ВЫБРАННОМ НОМИНАЛЬНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Приближенный расчёт потокораспределения в режиме наибольших
нагрузок при выбранном номинальном напряжении 110 кВ и 35 кВ
необходим для выбора в дальнейшем сечения проводов линии
Расчет послеаварийных режимов как наиболее тяжёлых режимов при
эксплуатации линии производится для того чтобы проверить выбранные
сечений проводов по допустимому току нагрева
Так же если в таких режимах произошло снижение напряжения в узлах
нагрузке ниже 09 от номинального то такая схема сети нуждается в
доработке
Регулирование напряжения в узлах производят путём изменения
напряжения балансирующего узла установкой в узлах нагрузки
компенсирующих устройств (КУ) строительство двухцепных линий
В нашем случае установим напряжение в балансирующем узле 120 кВ
При отключении ветви 2-4 в схеме 1 установим cosφ=08 для
повышения напряжения в необходимых нам узлах
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 1 приведены на рис41 рис42 рис43 рис44
Рис41 Режим наибольших нагрузок
13
Рис42 Аварийный режим (откл линия 2-4)
Рис 43 Аварийный режим (откллиния 1-2)
14
Рис 44 Аварийный режим (откл линия 3-8)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 1
представим в таблице 41 и 42
Таблица 41
Напряжения в аварийных режимах
Узел Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
Узел 1 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
Узел 2 11231 11411 11636 11482 11528 11486 11525 1152 11499 11218 11636
Узел 3 11414 11311 11552 11579 11519 11559 11576 11559 11567 11311 11579
Узел 4 10827 10926 10185 1088 11171 10921 11084 11081 11069 10185 11171
Узел 5 11021 11038 10829 11502 11405 10951 11237 11232 11227 10829 11502
Узел 6 3483 3446 3527 3536 3515 353 - 358 3532 3446 358
Узел 7 3442 3406 3487 3496 3476 349 - - 3492 3406 3496
Узел 8 11494 11474 11502 11872 11886 11764 11682 11677 11677 11472 11886
Узел 9 3589 3555 3633 3641 3622 3635 3681 3649 - 3555 3681
15
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 7029 5250 3467 4701 4104 4545 4264 4264 4561 3467 7029
1-3 4177 4810 3413 2828 3421 3041 2973 3114 2970 2828 4810
2-4 2828 3394 - 4522 2452 4036 3111 3111 2970 2452 4522
4-5 1676 1217 4327 - 3102 707 1456 1456 1552 707 4327
3-8 1530 2002 700 3214 - 2402 1712 1803 1703 700 3214
5-8 4168 3895 5686 3329 4793 7207 4031 4031 4118 3329 7207
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
2-3 1972 943 1030 1334 539 949 728 608 - 539 1972
Напряжение во всех узлах в аварийных режимах находится в пределах
( что допустимо
Аналогичные расчёты сделаем и для второго выбранного варианта
схемы сети
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 2 приведены на рис45 рис46 рис47 рис48
Рис45 Режим наибольших нагрузок
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
4
ВВЕДЕНИЕ
Электрические сети предназначены для транспортировки электроэнергии из
районов ее производства в районы потребления энергии
К электрической сети предъявляются определенные технико-экономические
требования с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого
варианта
Одно из экономических требований - достижение по мере возможности
наименьшей стоимости передачи электроэнергии по сети поэтому следует
стремиться к снижению капитальных затрат на сооружение сети что в свою
очередь приведет к снижению стоимости 1 кВт∙ч электроэнергии Необходимо
также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию
электрической сети Одновременный учет капитальных вложений и
эксплуатационных расходов с помощью метода дисконтированных затрат В
связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по
дисконтированным затратам
Выбор наиболее приемлемого варианта удовлетворяющего технико-
экономическим требованиям ndash это один из основных вопросов при
проектировании любого инженерного сооружения в том числе и электрической
сети
При реальном проектировании сетей и ЛЭП рассматривается более
обширный круг вопросов В частности сюда входят
1) изыскание трасс линий электрической сети
2) разработка схемы сети
3) выбор номинальных напряжений
4) расчеты сечений проводов
5) определение числа и мощности трансформаторов
6) электрический расчет сети в нормальных основных и аварийных режимах
7) определение технико-экономических показателей
8) оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов
В процессе реального проектирования решаются также и ряд других нужных
вопросов К ним относятся разработка мероприятий по снижению потерь
мощности и энергии в сети релейная защита расчет заземляющих устройств
средств по грозозащите линий и подстанций
5
1 РАЗРАБОТКА 4-5 ВАРИАНТОВ КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ
Выбор конфигурации сети будем производить с учетом обеспечения
надежного электроснабжения и обеспечения технически допустимых токов по
ветвям и напряжений в узлах Немаловажным критерием является категория
потребителей Так потребители I-ой категории должны получать питание от двух
независимых источников питания в то время как потребителя III-ей категории
можно питать от одного источника
Составим таблицу в которую занесем данные об активных и реактивных
нагрузках
Таблица 11
Мощности нагрузок сети
Исходная информация по узлам сети
Номер узла
Мощность
генерации
Мощность
нагрузки
Категория
потребителей
Pг Qг Pн Qн
1 балансирующий
2
48 31 12
3
52 338 12
4 7 39 43 28 12
5
56 346 12
6
4 28 3
7
2 14 3
8 150 85 60 42 12
На основании нагрузок с учетом заданных категорий надежности
потребителей в соответствующих узлах сети разработаем 4 варианта
конфигурации сети учитывая следующие требования надежности
1 Потребители I-ой категории должны снабжаться электроэнергией не менее
чем от двух независимых источников питания потребителя III-ей категории
разрешается питать от одного источника
2Принимаемая схема должна быть удобной и гибкой в эксплуатации
желательно однородной
3Суммарная длина линий схемы должна быть минимальной
4 Для надежности в узлах с большой генерирующей мощностью а так же
балансирующем сделаем несколько отходящих линий от данных узлов
Приведем 4 варианта схемы сети на рис 11
6
Рисунок 11 Схемы проектируемой электрической сети
Выберем схемы 1 и 2 исходя из условий перечисленных выше
7
2ПРИБЛИЖЕННЫЕ РАСЧЕТЫ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК ДЛЯ ДВУХ
ВАРИАНТОВ СЕТИ
Целью расчета потокораспределения является определение номинальных
напряжений линий сети При этом необходимо учитывать потоки мощности
протекающие по ветвям и длину линий Чтобы определить потоки по линиям нам
необходимо знать номинальное напряжение которое нам неизвестно Поэтому
зададимся заведомо завышенным значением номинального напряжения (1150 кВ)
и определим потокораспределение без учета потерь мощности Воспользуемся
следующими допущениями номинальное напряжение одно на всех участках
потери мощности в трансформаторах не учитываем сечения проводов одинаковы
а значит удельные активное и реактивное сопротивления также равны
Воспользуемся средневзвешенным удельным сопротивлением [1 c10]
0 0 0 (02 04) Омкмz r jx j (2 1)
Определим сопротивление линий по формуле [5 c10]
0 0( ) Омz r jx L (2 2)
где L - длина линии км
Рассчитаем реактивные мощности в узлах по формуле [3 c150]
Q = Ptgφ (23)
где P ndash активная мощность нагрузочного узла МВт
Исходную информацию по узлам и ветвям сведем в таблицы
Таблица 21
Нагрузки по узлам сети
Номер узла
Мощность генерации Мощность нагрузки
активная
МВтГP
реактивная
МВарГQ
активная
МВтНP
реактивная
МВарНQ
1 Балансирующий узел
2 - - 48 31
3 - - 52 338
4 7 39 43 28
5 - - 56 346
6 - - 4 28
7 - - 2 14
8 150 85 60 42
8
Таблица 22
Параметры линий сети для приближенного расчета потокораспределения
Схема 1 Схема 2
Номер
ветви
Длина
линии
км
Сопротивление Номер
ветви
Длина
линии
км
Сопротивление
Активное
R Ом
Реактивное
X Ом
Активное
R Ом
Реактивное
X Ом
1-2 3289 6578 13156 1-2 3289 6578 13156
1-3 4147 8294 16588 1-3 4147 8294 16588
2-3 2717 5434 10868 3-4 4004 8008 16016
2-4 3861 7722 15444 2-4 3861 7722 15444
4-5 3861 7722 15444 4-5 3861 7722 15444
3-8 429 858 1716 3-8 429 858 1716
5-8 3289 6578 13156 5-8 3289 6578 13156
3-6 1287 2574 5148 3-6 1287 2574 5148
6-7 143 286 572 6-7 143 286 572
Результаты представлены в виде схем с нанесенным потокораспределением
Расчеты выполнены в учебной программе RastrWin
Рисунок 21 ndash Приближенное потокораспределение схема 1
9
Рисунок 22 ndash Приближенное потокораспределение схема 2
10
3ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ И ЧИСЛА
ЦЕПЕЙ ЛИНИЙ
Номинальное напряжение - это основной параметр сети определяющий
габаритные размеры линии трансформаторов подстанций коммутационных
аппаратов и их стоимость
С помощью данных о потокораспределении в сети решим задачу
выбора номинального напряжения каждой ветви Для этого нам понадобятся
потоки мощности по ветвям и длина линий
Предварительный выбор номинального напряжения проделаем с помощью
следующих методов по экономическим зонам и эмпирическим формулам
Предварительный выбор напряжения сети может быть произведен на основе
экономических областей номинальных напряжений
Также для оценки целесообразного напряжения воспользуемся
эмпирическими формулами
Формула Илларионова [2 c400]
1000
500 2500U
L P
(31)
где P - передаваемая мощность на одну цепь МВт
L - длина линии км
Результаты предварительного выбора номинального напряжения сети сведем
в таблицу
Таблица 3 1
Выбор номинального напряжения для схемы 1
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
эконом
зонам
Формула
Илларионова
1-2 3283 643 110 13594 110
1-3 4147 436 110 12004 110
2-4 3861 274 110 9797 110
Продолжение таблицы 31
11
4-5 3861 86 35 5739 110
3-8 429 254 110 9531 110
5-8 3289 646 110 13621 110
3-6 1287 59 35 4650 35
6-7 143 2 35 2790 35
2-3 2717 112 35 6433 110
Таблица 3 2
Выбор номинального напряжения для схемы 2
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
экономич
зонам
Формула
Иллари-
онова
1-2 32829 626 110 1346 110
1-3 4147 455 110 1221 110
2-4 3861 146 35 736 110
4-5 3861 31 35 349 110
3-8 429 309 110 1039 110
5-8 3289 591 110 1318 110
3-6 1287 6 35 468 35
6-7 143 2 35 278 35
3-4 4004 184 35 821 110
Так как появление в одном контуре двух номинальных напряжений может
вызвать уравнительные потоки мощности и недопустимые токи в послеаварийных
режимах то во избежание этого на некоторых участках напряжение расчетное
составляет 40-70 от выбранного
Принятые номинальные напряжения сети не являются окончательными
Основной метод для окончательного выбора номинального напряжения сети
основан на технико-экономическом сравнении вариантов а также после расчета
потокораспределения для режима наибольших нагрузок а также послеаварийных
режимов при выбранном номинальном напряжении сети
12
4 ПРИБЛИЖЕННЫЙ РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК И ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМАХ ПРИ ВЫБРАННОМ НОМИНАЛЬНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Приближенный расчёт потокораспределения в режиме наибольших
нагрузок при выбранном номинальном напряжении 110 кВ и 35 кВ
необходим для выбора в дальнейшем сечения проводов линии
Расчет послеаварийных режимов как наиболее тяжёлых режимов при
эксплуатации линии производится для того чтобы проверить выбранные
сечений проводов по допустимому току нагрева
Так же если в таких режимах произошло снижение напряжения в узлах
нагрузке ниже 09 от номинального то такая схема сети нуждается в
доработке
Регулирование напряжения в узлах производят путём изменения
напряжения балансирующего узла установкой в узлах нагрузки
компенсирующих устройств (КУ) строительство двухцепных линий
В нашем случае установим напряжение в балансирующем узле 120 кВ
При отключении ветви 2-4 в схеме 1 установим cosφ=08 для
повышения напряжения в необходимых нам узлах
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 1 приведены на рис41 рис42 рис43 рис44
Рис41 Режим наибольших нагрузок
13
Рис42 Аварийный режим (откл линия 2-4)
Рис 43 Аварийный режим (откллиния 1-2)
14
Рис 44 Аварийный режим (откл линия 3-8)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 1
представим в таблице 41 и 42
Таблица 41
Напряжения в аварийных режимах
Узел Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
Узел 1 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
Узел 2 11231 11411 11636 11482 11528 11486 11525 1152 11499 11218 11636
Узел 3 11414 11311 11552 11579 11519 11559 11576 11559 11567 11311 11579
Узел 4 10827 10926 10185 1088 11171 10921 11084 11081 11069 10185 11171
Узел 5 11021 11038 10829 11502 11405 10951 11237 11232 11227 10829 11502
Узел 6 3483 3446 3527 3536 3515 353 - 358 3532 3446 358
Узел 7 3442 3406 3487 3496 3476 349 - - 3492 3406 3496
Узел 8 11494 11474 11502 11872 11886 11764 11682 11677 11677 11472 11886
Узел 9 3589 3555 3633 3641 3622 3635 3681 3649 - 3555 3681
15
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 7029 5250 3467 4701 4104 4545 4264 4264 4561 3467 7029
1-3 4177 4810 3413 2828 3421 3041 2973 3114 2970 2828 4810
2-4 2828 3394 - 4522 2452 4036 3111 3111 2970 2452 4522
4-5 1676 1217 4327 - 3102 707 1456 1456 1552 707 4327
3-8 1530 2002 700 3214 - 2402 1712 1803 1703 700 3214
5-8 4168 3895 5686 3329 4793 7207 4031 4031 4118 3329 7207
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
2-3 1972 943 1030 1334 539 949 728 608 - 539 1972
Напряжение во всех узлах в аварийных режимах находится в пределах
( что допустимо
Аналогичные расчёты сделаем и для второго выбранного варианта
схемы сети
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 2 приведены на рис45 рис46 рис47 рис48
Рис45 Режим наибольших нагрузок
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
5
1 РАЗРАБОТКА 4-5 ВАРИАНТОВ КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ
Выбор конфигурации сети будем производить с учетом обеспечения
надежного электроснабжения и обеспечения технически допустимых токов по
ветвям и напряжений в узлах Немаловажным критерием является категория
потребителей Так потребители I-ой категории должны получать питание от двух
независимых источников питания в то время как потребителя III-ей категории
можно питать от одного источника
Составим таблицу в которую занесем данные об активных и реактивных
нагрузках
Таблица 11
Мощности нагрузок сети
Исходная информация по узлам сети
Номер узла
Мощность
генерации
Мощность
нагрузки
Категория
потребителей
Pг Qг Pн Qн
1 балансирующий
2
48 31 12
3
52 338 12
4 7 39 43 28 12
5
56 346 12
6
4 28 3
7
2 14 3
8 150 85 60 42 12
На основании нагрузок с учетом заданных категорий надежности
потребителей в соответствующих узлах сети разработаем 4 варианта
конфигурации сети учитывая следующие требования надежности
1 Потребители I-ой категории должны снабжаться электроэнергией не менее
чем от двух независимых источников питания потребителя III-ей категории
разрешается питать от одного источника
2Принимаемая схема должна быть удобной и гибкой в эксплуатации
желательно однородной
3Суммарная длина линий схемы должна быть минимальной
4 Для надежности в узлах с большой генерирующей мощностью а так же
балансирующем сделаем несколько отходящих линий от данных узлов
Приведем 4 варианта схемы сети на рис 11
6
Рисунок 11 Схемы проектируемой электрической сети
Выберем схемы 1 и 2 исходя из условий перечисленных выше
7
2ПРИБЛИЖЕННЫЕ РАСЧЕТЫ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК ДЛЯ ДВУХ
ВАРИАНТОВ СЕТИ
Целью расчета потокораспределения является определение номинальных
напряжений линий сети При этом необходимо учитывать потоки мощности
протекающие по ветвям и длину линий Чтобы определить потоки по линиям нам
необходимо знать номинальное напряжение которое нам неизвестно Поэтому
зададимся заведомо завышенным значением номинального напряжения (1150 кВ)
и определим потокораспределение без учета потерь мощности Воспользуемся
следующими допущениями номинальное напряжение одно на всех участках
потери мощности в трансформаторах не учитываем сечения проводов одинаковы
а значит удельные активное и реактивное сопротивления также равны
Воспользуемся средневзвешенным удельным сопротивлением [1 c10]
0 0 0 (02 04) Омкмz r jx j (2 1)
Определим сопротивление линий по формуле [5 c10]
0 0( ) Омz r jx L (2 2)
где L - длина линии км
Рассчитаем реактивные мощности в узлах по формуле [3 c150]
Q = Ptgφ (23)
где P ndash активная мощность нагрузочного узла МВт
Исходную информацию по узлам и ветвям сведем в таблицы
Таблица 21
Нагрузки по узлам сети
Номер узла
Мощность генерации Мощность нагрузки
активная
МВтГP
реактивная
МВарГQ
активная
МВтНP
реактивная
МВарНQ
1 Балансирующий узел
2 - - 48 31
3 - - 52 338
4 7 39 43 28
5 - - 56 346
6 - - 4 28
7 - - 2 14
8 150 85 60 42
8
Таблица 22
Параметры линий сети для приближенного расчета потокораспределения
Схема 1 Схема 2
Номер
ветви
Длина
линии
км
Сопротивление Номер
ветви
Длина
линии
км
Сопротивление
Активное
R Ом
Реактивное
X Ом
Активное
R Ом
Реактивное
X Ом
1-2 3289 6578 13156 1-2 3289 6578 13156
1-3 4147 8294 16588 1-3 4147 8294 16588
2-3 2717 5434 10868 3-4 4004 8008 16016
2-4 3861 7722 15444 2-4 3861 7722 15444
4-5 3861 7722 15444 4-5 3861 7722 15444
3-8 429 858 1716 3-8 429 858 1716
5-8 3289 6578 13156 5-8 3289 6578 13156
3-6 1287 2574 5148 3-6 1287 2574 5148
6-7 143 286 572 6-7 143 286 572
Результаты представлены в виде схем с нанесенным потокораспределением
Расчеты выполнены в учебной программе RastrWin
Рисунок 21 ndash Приближенное потокораспределение схема 1
9
Рисунок 22 ndash Приближенное потокораспределение схема 2
10
3ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ И ЧИСЛА
ЦЕПЕЙ ЛИНИЙ
Номинальное напряжение - это основной параметр сети определяющий
габаритные размеры линии трансформаторов подстанций коммутационных
аппаратов и их стоимость
С помощью данных о потокораспределении в сети решим задачу
выбора номинального напряжения каждой ветви Для этого нам понадобятся
потоки мощности по ветвям и длина линий
Предварительный выбор номинального напряжения проделаем с помощью
следующих методов по экономическим зонам и эмпирическим формулам
Предварительный выбор напряжения сети может быть произведен на основе
экономических областей номинальных напряжений
Также для оценки целесообразного напряжения воспользуемся
эмпирическими формулами
Формула Илларионова [2 c400]
1000
500 2500U
L P
(31)
где P - передаваемая мощность на одну цепь МВт
L - длина линии км
Результаты предварительного выбора номинального напряжения сети сведем
в таблицу
Таблица 3 1
Выбор номинального напряжения для схемы 1
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
эконом
зонам
Формула
Илларионова
1-2 3283 643 110 13594 110
1-3 4147 436 110 12004 110
2-4 3861 274 110 9797 110
Продолжение таблицы 31
11
4-5 3861 86 35 5739 110
3-8 429 254 110 9531 110
5-8 3289 646 110 13621 110
3-6 1287 59 35 4650 35
6-7 143 2 35 2790 35
2-3 2717 112 35 6433 110
Таблица 3 2
Выбор номинального напряжения для схемы 2
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
экономич
зонам
Формула
Иллари-
онова
1-2 32829 626 110 1346 110
1-3 4147 455 110 1221 110
2-4 3861 146 35 736 110
4-5 3861 31 35 349 110
3-8 429 309 110 1039 110
5-8 3289 591 110 1318 110
3-6 1287 6 35 468 35
6-7 143 2 35 278 35
3-4 4004 184 35 821 110
Так как появление в одном контуре двух номинальных напряжений может
вызвать уравнительные потоки мощности и недопустимые токи в послеаварийных
режимах то во избежание этого на некоторых участках напряжение расчетное
составляет 40-70 от выбранного
Принятые номинальные напряжения сети не являются окончательными
Основной метод для окончательного выбора номинального напряжения сети
основан на технико-экономическом сравнении вариантов а также после расчета
потокораспределения для режима наибольших нагрузок а также послеаварийных
режимов при выбранном номинальном напряжении сети
12
4 ПРИБЛИЖЕННЫЙ РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК И ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМАХ ПРИ ВЫБРАННОМ НОМИНАЛЬНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Приближенный расчёт потокораспределения в режиме наибольших
нагрузок при выбранном номинальном напряжении 110 кВ и 35 кВ
необходим для выбора в дальнейшем сечения проводов линии
Расчет послеаварийных режимов как наиболее тяжёлых режимов при
эксплуатации линии производится для того чтобы проверить выбранные
сечений проводов по допустимому току нагрева
Так же если в таких режимах произошло снижение напряжения в узлах
нагрузке ниже 09 от номинального то такая схема сети нуждается в
доработке
Регулирование напряжения в узлах производят путём изменения
напряжения балансирующего узла установкой в узлах нагрузки
компенсирующих устройств (КУ) строительство двухцепных линий
В нашем случае установим напряжение в балансирующем узле 120 кВ
При отключении ветви 2-4 в схеме 1 установим cosφ=08 для
повышения напряжения в необходимых нам узлах
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 1 приведены на рис41 рис42 рис43 рис44
Рис41 Режим наибольших нагрузок
13
Рис42 Аварийный режим (откл линия 2-4)
Рис 43 Аварийный режим (откллиния 1-2)
14
Рис 44 Аварийный режим (откл линия 3-8)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 1
представим в таблице 41 и 42
Таблица 41
Напряжения в аварийных режимах
Узел Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
Узел 1 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
Узел 2 11231 11411 11636 11482 11528 11486 11525 1152 11499 11218 11636
Узел 3 11414 11311 11552 11579 11519 11559 11576 11559 11567 11311 11579
Узел 4 10827 10926 10185 1088 11171 10921 11084 11081 11069 10185 11171
Узел 5 11021 11038 10829 11502 11405 10951 11237 11232 11227 10829 11502
Узел 6 3483 3446 3527 3536 3515 353 - 358 3532 3446 358
Узел 7 3442 3406 3487 3496 3476 349 - - 3492 3406 3496
Узел 8 11494 11474 11502 11872 11886 11764 11682 11677 11677 11472 11886
Узел 9 3589 3555 3633 3641 3622 3635 3681 3649 - 3555 3681
15
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 7029 5250 3467 4701 4104 4545 4264 4264 4561 3467 7029
1-3 4177 4810 3413 2828 3421 3041 2973 3114 2970 2828 4810
2-4 2828 3394 - 4522 2452 4036 3111 3111 2970 2452 4522
4-5 1676 1217 4327 - 3102 707 1456 1456 1552 707 4327
3-8 1530 2002 700 3214 - 2402 1712 1803 1703 700 3214
5-8 4168 3895 5686 3329 4793 7207 4031 4031 4118 3329 7207
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
2-3 1972 943 1030 1334 539 949 728 608 - 539 1972
Напряжение во всех узлах в аварийных режимах находится в пределах
( что допустимо
Аналогичные расчёты сделаем и для второго выбранного варианта
схемы сети
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 2 приведены на рис45 рис46 рис47 рис48
Рис45 Режим наибольших нагрузок
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
6
Рисунок 11 Схемы проектируемой электрической сети
Выберем схемы 1 и 2 исходя из условий перечисленных выше
7
2ПРИБЛИЖЕННЫЕ РАСЧЕТЫ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК ДЛЯ ДВУХ
ВАРИАНТОВ СЕТИ
Целью расчета потокораспределения является определение номинальных
напряжений линий сети При этом необходимо учитывать потоки мощности
протекающие по ветвям и длину линий Чтобы определить потоки по линиям нам
необходимо знать номинальное напряжение которое нам неизвестно Поэтому
зададимся заведомо завышенным значением номинального напряжения (1150 кВ)
и определим потокораспределение без учета потерь мощности Воспользуемся
следующими допущениями номинальное напряжение одно на всех участках
потери мощности в трансформаторах не учитываем сечения проводов одинаковы
а значит удельные активное и реактивное сопротивления также равны
Воспользуемся средневзвешенным удельным сопротивлением [1 c10]
0 0 0 (02 04) Омкмz r jx j (2 1)
Определим сопротивление линий по формуле [5 c10]
0 0( ) Омz r jx L (2 2)
где L - длина линии км
Рассчитаем реактивные мощности в узлах по формуле [3 c150]
Q = Ptgφ (23)
где P ndash активная мощность нагрузочного узла МВт
Исходную информацию по узлам и ветвям сведем в таблицы
Таблица 21
Нагрузки по узлам сети
Номер узла
Мощность генерации Мощность нагрузки
активная
МВтГP
реактивная
МВарГQ
активная
МВтНP
реактивная
МВарНQ
1 Балансирующий узел
2 - - 48 31
3 - - 52 338
4 7 39 43 28
5 - - 56 346
6 - - 4 28
7 - - 2 14
8 150 85 60 42
8
Таблица 22
Параметры линий сети для приближенного расчета потокораспределения
Схема 1 Схема 2
Номер
ветви
Длина
линии
км
Сопротивление Номер
ветви
Длина
линии
км
Сопротивление
Активное
R Ом
Реактивное
X Ом
Активное
R Ом
Реактивное
X Ом
1-2 3289 6578 13156 1-2 3289 6578 13156
1-3 4147 8294 16588 1-3 4147 8294 16588
2-3 2717 5434 10868 3-4 4004 8008 16016
2-4 3861 7722 15444 2-4 3861 7722 15444
4-5 3861 7722 15444 4-5 3861 7722 15444
3-8 429 858 1716 3-8 429 858 1716
5-8 3289 6578 13156 5-8 3289 6578 13156
3-6 1287 2574 5148 3-6 1287 2574 5148
6-7 143 286 572 6-7 143 286 572
Результаты представлены в виде схем с нанесенным потокораспределением
Расчеты выполнены в учебной программе RastrWin
Рисунок 21 ndash Приближенное потокораспределение схема 1
9
Рисунок 22 ndash Приближенное потокораспределение схема 2
10
3ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ И ЧИСЛА
ЦЕПЕЙ ЛИНИЙ
Номинальное напряжение - это основной параметр сети определяющий
габаритные размеры линии трансформаторов подстанций коммутационных
аппаратов и их стоимость
С помощью данных о потокораспределении в сети решим задачу
выбора номинального напряжения каждой ветви Для этого нам понадобятся
потоки мощности по ветвям и длина линий
Предварительный выбор номинального напряжения проделаем с помощью
следующих методов по экономическим зонам и эмпирическим формулам
Предварительный выбор напряжения сети может быть произведен на основе
экономических областей номинальных напряжений
Также для оценки целесообразного напряжения воспользуемся
эмпирическими формулами
Формула Илларионова [2 c400]
1000
500 2500U
L P
(31)
где P - передаваемая мощность на одну цепь МВт
L - длина линии км
Результаты предварительного выбора номинального напряжения сети сведем
в таблицу
Таблица 3 1
Выбор номинального напряжения для схемы 1
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
эконом
зонам
Формула
Илларионова
1-2 3283 643 110 13594 110
1-3 4147 436 110 12004 110
2-4 3861 274 110 9797 110
Продолжение таблицы 31
11
4-5 3861 86 35 5739 110
3-8 429 254 110 9531 110
5-8 3289 646 110 13621 110
3-6 1287 59 35 4650 35
6-7 143 2 35 2790 35
2-3 2717 112 35 6433 110
Таблица 3 2
Выбор номинального напряжения для схемы 2
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
экономич
зонам
Формула
Иллари-
онова
1-2 32829 626 110 1346 110
1-3 4147 455 110 1221 110
2-4 3861 146 35 736 110
4-5 3861 31 35 349 110
3-8 429 309 110 1039 110
5-8 3289 591 110 1318 110
3-6 1287 6 35 468 35
6-7 143 2 35 278 35
3-4 4004 184 35 821 110
Так как появление в одном контуре двух номинальных напряжений может
вызвать уравнительные потоки мощности и недопустимые токи в послеаварийных
режимах то во избежание этого на некоторых участках напряжение расчетное
составляет 40-70 от выбранного
Принятые номинальные напряжения сети не являются окончательными
Основной метод для окончательного выбора номинального напряжения сети
основан на технико-экономическом сравнении вариантов а также после расчета
потокораспределения для режима наибольших нагрузок а также послеаварийных
режимов при выбранном номинальном напряжении сети
12
4 ПРИБЛИЖЕННЫЙ РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК И ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМАХ ПРИ ВЫБРАННОМ НОМИНАЛЬНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Приближенный расчёт потокораспределения в режиме наибольших
нагрузок при выбранном номинальном напряжении 110 кВ и 35 кВ
необходим для выбора в дальнейшем сечения проводов линии
Расчет послеаварийных режимов как наиболее тяжёлых режимов при
эксплуатации линии производится для того чтобы проверить выбранные
сечений проводов по допустимому току нагрева
Так же если в таких режимах произошло снижение напряжения в узлах
нагрузке ниже 09 от номинального то такая схема сети нуждается в
доработке
Регулирование напряжения в узлах производят путём изменения
напряжения балансирующего узла установкой в узлах нагрузки
компенсирующих устройств (КУ) строительство двухцепных линий
В нашем случае установим напряжение в балансирующем узле 120 кВ
При отключении ветви 2-4 в схеме 1 установим cosφ=08 для
повышения напряжения в необходимых нам узлах
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 1 приведены на рис41 рис42 рис43 рис44
Рис41 Режим наибольших нагрузок
13
Рис42 Аварийный режим (откл линия 2-4)
Рис 43 Аварийный режим (откллиния 1-2)
14
Рис 44 Аварийный режим (откл линия 3-8)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 1
представим в таблице 41 и 42
Таблица 41
Напряжения в аварийных режимах
Узел Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
Узел 1 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
Узел 2 11231 11411 11636 11482 11528 11486 11525 1152 11499 11218 11636
Узел 3 11414 11311 11552 11579 11519 11559 11576 11559 11567 11311 11579
Узел 4 10827 10926 10185 1088 11171 10921 11084 11081 11069 10185 11171
Узел 5 11021 11038 10829 11502 11405 10951 11237 11232 11227 10829 11502
Узел 6 3483 3446 3527 3536 3515 353 - 358 3532 3446 358
Узел 7 3442 3406 3487 3496 3476 349 - - 3492 3406 3496
Узел 8 11494 11474 11502 11872 11886 11764 11682 11677 11677 11472 11886
Узел 9 3589 3555 3633 3641 3622 3635 3681 3649 - 3555 3681
15
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 7029 5250 3467 4701 4104 4545 4264 4264 4561 3467 7029
1-3 4177 4810 3413 2828 3421 3041 2973 3114 2970 2828 4810
2-4 2828 3394 - 4522 2452 4036 3111 3111 2970 2452 4522
4-5 1676 1217 4327 - 3102 707 1456 1456 1552 707 4327
3-8 1530 2002 700 3214 - 2402 1712 1803 1703 700 3214
5-8 4168 3895 5686 3329 4793 7207 4031 4031 4118 3329 7207
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
2-3 1972 943 1030 1334 539 949 728 608 - 539 1972
Напряжение во всех узлах в аварийных режимах находится в пределах
( что допустимо
Аналогичные расчёты сделаем и для второго выбранного варианта
схемы сети
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 2 приведены на рис45 рис46 рис47 рис48
Рис45 Режим наибольших нагрузок
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
7
2ПРИБЛИЖЕННЫЕ РАСЧЕТЫ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК ДЛЯ ДВУХ
ВАРИАНТОВ СЕТИ
Целью расчета потокораспределения является определение номинальных
напряжений линий сети При этом необходимо учитывать потоки мощности
протекающие по ветвям и длину линий Чтобы определить потоки по линиям нам
необходимо знать номинальное напряжение которое нам неизвестно Поэтому
зададимся заведомо завышенным значением номинального напряжения (1150 кВ)
и определим потокораспределение без учета потерь мощности Воспользуемся
следующими допущениями номинальное напряжение одно на всех участках
потери мощности в трансформаторах не учитываем сечения проводов одинаковы
а значит удельные активное и реактивное сопротивления также равны
Воспользуемся средневзвешенным удельным сопротивлением [1 c10]
0 0 0 (02 04) Омкмz r jx j (2 1)
Определим сопротивление линий по формуле [5 c10]
0 0( ) Омz r jx L (2 2)
где L - длина линии км
Рассчитаем реактивные мощности в узлах по формуле [3 c150]
Q = Ptgφ (23)
где P ndash активная мощность нагрузочного узла МВт
Исходную информацию по узлам и ветвям сведем в таблицы
Таблица 21
Нагрузки по узлам сети
Номер узла
Мощность генерации Мощность нагрузки
активная
МВтГP
реактивная
МВарГQ
активная
МВтНP
реактивная
МВарНQ
1 Балансирующий узел
2 - - 48 31
3 - - 52 338
4 7 39 43 28
5 - - 56 346
6 - - 4 28
7 - - 2 14
8 150 85 60 42
8
Таблица 22
Параметры линий сети для приближенного расчета потокораспределения
Схема 1 Схема 2
Номер
ветви
Длина
линии
км
Сопротивление Номер
ветви
Длина
линии
км
Сопротивление
Активное
R Ом
Реактивное
X Ом
Активное
R Ом
Реактивное
X Ом
1-2 3289 6578 13156 1-2 3289 6578 13156
1-3 4147 8294 16588 1-3 4147 8294 16588
2-3 2717 5434 10868 3-4 4004 8008 16016
2-4 3861 7722 15444 2-4 3861 7722 15444
4-5 3861 7722 15444 4-5 3861 7722 15444
3-8 429 858 1716 3-8 429 858 1716
5-8 3289 6578 13156 5-8 3289 6578 13156
3-6 1287 2574 5148 3-6 1287 2574 5148
6-7 143 286 572 6-7 143 286 572
Результаты представлены в виде схем с нанесенным потокораспределением
Расчеты выполнены в учебной программе RastrWin
Рисунок 21 ndash Приближенное потокораспределение схема 1
9
Рисунок 22 ndash Приближенное потокораспределение схема 2
10
3ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ И ЧИСЛА
ЦЕПЕЙ ЛИНИЙ
Номинальное напряжение - это основной параметр сети определяющий
габаритные размеры линии трансформаторов подстанций коммутационных
аппаратов и их стоимость
С помощью данных о потокораспределении в сети решим задачу
выбора номинального напряжения каждой ветви Для этого нам понадобятся
потоки мощности по ветвям и длина линий
Предварительный выбор номинального напряжения проделаем с помощью
следующих методов по экономическим зонам и эмпирическим формулам
Предварительный выбор напряжения сети может быть произведен на основе
экономических областей номинальных напряжений
Также для оценки целесообразного напряжения воспользуемся
эмпирическими формулами
Формула Илларионова [2 c400]
1000
500 2500U
L P
(31)
где P - передаваемая мощность на одну цепь МВт
L - длина линии км
Результаты предварительного выбора номинального напряжения сети сведем
в таблицу
Таблица 3 1
Выбор номинального напряжения для схемы 1
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
эконом
зонам
Формула
Илларионова
1-2 3283 643 110 13594 110
1-3 4147 436 110 12004 110
2-4 3861 274 110 9797 110
Продолжение таблицы 31
11
4-5 3861 86 35 5739 110
3-8 429 254 110 9531 110
5-8 3289 646 110 13621 110
3-6 1287 59 35 4650 35
6-7 143 2 35 2790 35
2-3 2717 112 35 6433 110
Таблица 3 2
Выбор номинального напряжения для схемы 2
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
экономич
зонам
Формула
Иллари-
онова
1-2 32829 626 110 1346 110
1-3 4147 455 110 1221 110
2-4 3861 146 35 736 110
4-5 3861 31 35 349 110
3-8 429 309 110 1039 110
5-8 3289 591 110 1318 110
3-6 1287 6 35 468 35
6-7 143 2 35 278 35
3-4 4004 184 35 821 110
Так как появление в одном контуре двух номинальных напряжений может
вызвать уравнительные потоки мощности и недопустимые токи в послеаварийных
режимах то во избежание этого на некоторых участках напряжение расчетное
составляет 40-70 от выбранного
Принятые номинальные напряжения сети не являются окончательными
Основной метод для окончательного выбора номинального напряжения сети
основан на технико-экономическом сравнении вариантов а также после расчета
потокораспределения для режима наибольших нагрузок а также послеаварийных
режимов при выбранном номинальном напряжении сети
12
4 ПРИБЛИЖЕННЫЙ РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК И ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМАХ ПРИ ВЫБРАННОМ НОМИНАЛЬНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Приближенный расчёт потокораспределения в режиме наибольших
нагрузок при выбранном номинальном напряжении 110 кВ и 35 кВ
необходим для выбора в дальнейшем сечения проводов линии
Расчет послеаварийных режимов как наиболее тяжёлых режимов при
эксплуатации линии производится для того чтобы проверить выбранные
сечений проводов по допустимому току нагрева
Так же если в таких режимах произошло снижение напряжения в узлах
нагрузке ниже 09 от номинального то такая схема сети нуждается в
доработке
Регулирование напряжения в узлах производят путём изменения
напряжения балансирующего узла установкой в узлах нагрузки
компенсирующих устройств (КУ) строительство двухцепных линий
В нашем случае установим напряжение в балансирующем узле 120 кВ
При отключении ветви 2-4 в схеме 1 установим cosφ=08 для
повышения напряжения в необходимых нам узлах
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 1 приведены на рис41 рис42 рис43 рис44
Рис41 Режим наибольших нагрузок
13
Рис42 Аварийный режим (откл линия 2-4)
Рис 43 Аварийный режим (откллиния 1-2)
14
Рис 44 Аварийный режим (откл линия 3-8)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 1
представим в таблице 41 и 42
Таблица 41
Напряжения в аварийных режимах
Узел Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
Узел 1 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
Узел 2 11231 11411 11636 11482 11528 11486 11525 1152 11499 11218 11636
Узел 3 11414 11311 11552 11579 11519 11559 11576 11559 11567 11311 11579
Узел 4 10827 10926 10185 1088 11171 10921 11084 11081 11069 10185 11171
Узел 5 11021 11038 10829 11502 11405 10951 11237 11232 11227 10829 11502
Узел 6 3483 3446 3527 3536 3515 353 - 358 3532 3446 358
Узел 7 3442 3406 3487 3496 3476 349 - - 3492 3406 3496
Узел 8 11494 11474 11502 11872 11886 11764 11682 11677 11677 11472 11886
Узел 9 3589 3555 3633 3641 3622 3635 3681 3649 - 3555 3681
15
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 7029 5250 3467 4701 4104 4545 4264 4264 4561 3467 7029
1-3 4177 4810 3413 2828 3421 3041 2973 3114 2970 2828 4810
2-4 2828 3394 - 4522 2452 4036 3111 3111 2970 2452 4522
4-5 1676 1217 4327 - 3102 707 1456 1456 1552 707 4327
3-8 1530 2002 700 3214 - 2402 1712 1803 1703 700 3214
5-8 4168 3895 5686 3329 4793 7207 4031 4031 4118 3329 7207
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
2-3 1972 943 1030 1334 539 949 728 608 - 539 1972
Напряжение во всех узлах в аварийных режимах находится в пределах
( что допустимо
Аналогичные расчёты сделаем и для второго выбранного варианта
схемы сети
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 2 приведены на рис45 рис46 рис47 рис48
Рис45 Режим наибольших нагрузок
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
8
Таблица 22
Параметры линий сети для приближенного расчета потокораспределения
Схема 1 Схема 2
Номер
ветви
Длина
линии
км
Сопротивление Номер
ветви
Длина
линии
км
Сопротивление
Активное
R Ом
Реактивное
X Ом
Активное
R Ом
Реактивное
X Ом
1-2 3289 6578 13156 1-2 3289 6578 13156
1-3 4147 8294 16588 1-3 4147 8294 16588
2-3 2717 5434 10868 3-4 4004 8008 16016
2-4 3861 7722 15444 2-4 3861 7722 15444
4-5 3861 7722 15444 4-5 3861 7722 15444
3-8 429 858 1716 3-8 429 858 1716
5-8 3289 6578 13156 5-8 3289 6578 13156
3-6 1287 2574 5148 3-6 1287 2574 5148
6-7 143 286 572 6-7 143 286 572
Результаты представлены в виде схем с нанесенным потокораспределением
Расчеты выполнены в учебной программе RastrWin
Рисунок 21 ndash Приближенное потокораспределение схема 1
9
Рисунок 22 ndash Приближенное потокораспределение схема 2
10
3ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ И ЧИСЛА
ЦЕПЕЙ ЛИНИЙ
Номинальное напряжение - это основной параметр сети определяющий
габаритные размеры линии трансформаторов подстанций коммутационных
аппаратов и их стоимость
С помощью данных о потокораспределении в сети решим задачу
выбора номинального напряжения каждой ветви Для этого нам понадобятся
потоки мощности по ветвям и длина линий
Предварительный выбор номинального напряжения проделаем с помощью
следующих методов по экономическим зонам и эмпирическим формулам
Предварительный выбор напряжения сети может быть произведен на основе
экономических областей номинальных напряжений
Также для оценки целесообразного напряжения воспользуемся
эмпирическими формулами
Формула Илларионова [2 c400]
1000
500 2500U
L P
(31)
где P - передаваемая мощность на одну цепь МВт
L - длина линии км
Результаты предварительного выбора номинального напряжения сети сведем
в таблицу
Таблица 3 1
Выбор номинального напряжения для схемы 1
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
эконом
зонам
Формула
Илларионова
1-2 3283 643 110 13594 110
1-3 4147 436 110 12004 110
2-4 3861 274 110 9797 110
Продолжение таблицы 31
11
4-5 3861 86 35 5739 110
3-8 429 254 110 9531 110
5-8 3289 646 110 13621 110
3-6 1287 59 35 4650 35
6-7 143 2 35 2790 35
2-3 2717 112 35 6433 110
Таблица 3 2
Выбор номинального напряжения для схемы 2
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
экономич
зонам
Формула
Иллари-
онова
1-2 32829 626 110 1346 110
1-3 4147 455 110 1221 110
2-4 3861 146 35 736 110
4-5 3861 31 35 349 110
3-8 429 309 110 1039 110
5-8 3289 591 110 1318 110
3-6 1287 6 35 468 35
6-7 143 2 35 278 35
3-4 4004 184 35 821 110
Так как появление в одном контуре двух номинальных напряжений может
вызвать уравнительные потоки мощности и недопустимые токи в послеаварийных
режимах то во избежание этого на некоторых участках напряжение расчетное
составляет 40-70 от выбранного
Принятые номинальные напряжения сети не являются окончательными
Основной метод для окончательного выбора номинального напряжения сети
основан на технико-экономическом сравнении вариантов а также после расчета
потокораспределения для режима наибольших нагрузок а также послеаварийных
режимов при выбранном номинальном напряжении сети
12
4 ПРИБЛИЖЕННЫЙ РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК И ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМАХ ПРИ ВЫБРАННОМ НОМИНАЛЬНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Приближенный расчёт потокораспределения в режиме наибольших
нагрузок при выбранном номинальном напряжении 110 кВ и 35 кВ
необходим для выбора в дальнейшем сечения проводов линии
Расчет послеаварийных режимов как наиболее тяжёлых режимов при
эксплуатации линии производится для того чтобы проверить выбранные
сечений проводов по допустимому току нагрева
Так же если в таких режимах произошло снижение напряжения в узлах
нагрузке ниже 09 от номинального то такая схема сети нуждается в
доработке
Регулирование напряжения в узлах производят путём изменения
напряжения балансирующего узла установкой в узлах нагрузки
компенсирующих устройств (КУ) строительство двухцепных линий
В нашем случае установим напряжение в балансирующем узле 120 кВ
При отключении ветви 2-4 в схеме 1 установим cosφ=08 для
повышения напряжения в необходимых нам узлах
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 1 приведены на рис41 рис42 рис43 рис44
Рис41 Режим наибольших нагрузок
13
Рис42 Аварийный режим (откл линия 2-4)
Рис 43 Аварийный режим (откллиния 1-2)
14
Рис 44 Аварийный режим (откл линия 3-8)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 1
представим в таблице 41 и 42
Таблица 41
Напряжения в аварийных режимах
Узел Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
Узел 1 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
Узел 2 11231 11411 11636 11482 11528 11486 11525 1152 11499 11218 11636
Узел 3 11414 11311 11552 11579 11519 11559 11576 11559 11567 11311 11579
Узел 4 10827 10926 10185 1088 11171 10921 11084 11081 11069 10185 11171
Узел 5 11021 11038 10829 11502 11405 10951 11237 11232 11227 10829 11502
Узел 6 3483 3446 3527 3536 3515 353 - 358 3532 3446 358
Узел 7 3442 3406 3487 3496 3476 349 - - 3492 3406 3496
Узел 8 11494 11474 11502 11872 11886 11764 11682 11677 11677 11472 11886
Узел 9 3589 3555 3633 3641 3622 3635 3681 3649 - 3555 3681
15
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 7029 5250 3467 4701 4104 4545 4264 4264 4561 3467 7029
1-3 4177 4810 3413 2828 3421 3041 2973 3114 2970 2828 4810
2-4 2828 3394 - 4522 2452 4036 3111 3111 2970 2452 4522
4-5 1676 1217 4327 - 3102 707 1456 1456 1552 707 4327
3-8 1530 2002 700 3214 - 2402 1712 1803 1703 700 3214
5-8 4168 3895 5686 3329 4793 7207 4031 4031 4118 3329 7207
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
2-3 1972 943 1030 1334 539 949 728 608 - 539 1972
Напряжение во всех узлах в аварийных режимах находится в пределах
( что допустимо
Аналогичные расчёты сделаем и для второго выбранного варианта
схемы сети
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 2 приведены на рис45 рис46 рис47 рис48
Рис45 Режим наибольших нагрузок
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
9
Рисунок 22 ndash Приближенное потокораспределение схема 2
10
3ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ И ЧИСЛА
ЦЕПЕЙ ЛИНИЙ
Номинальное напряжение - это основной параметр сети определяющий
габаритные размеры линии трансформаторов подстанций коммутационных
аппаратов и их стоимость
С помощью данных о потокораспределении в сети решим задачу
выбора номинального напряжения каждой ветви Для этого нам понадобятся
потоки мощности по ветвям и длина линий
Предварительный выбор номинального напряжения проделаем с помощью
следующих методов по экономическим зонам и эмпирическим формулам
Предварительный выбор напряжения сети может быть произведен на основе
экономических областей номинальных напряжений
Также для оценки целесообразного напряжения воспользуемся
эмпирическими формулами
Формула Илларионова [2 c400]
1000
500 2500U
L P
(31)
где P - передаваемая мощность на одну цепь МВт
L - длина линии км
Результаты предварительного выбора номинального напряжения сети сведем
в таблицу
Таблица 3 1
Выбор номинального напряжения для схемы 1
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
эконом
зонам
Формула
Илларионова
1-2 3283 643 110 13594 110
1-3 4147 436 110 12004 110
2-4 3861 274 110 9797 110
Продолжение таблицы 31
11
4-5 3861 86 35 5739 110
3-8 429 254 110 9531 110
5-8 3289 646 110 13621 110
3-6 1287 59 35 4650 35
6-7 143 2 35 2790 35
2-3 2717 112 35 6433 110
Таблица 3 2
Выбор номинального напряжения для схемы 2
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
экономич
зонам
Формула
Иллари-
онова
1-2 32829 626 110 1346 110
1-3 4147 455 110 1221 110
2-4 3861 146 35 736 110
4-5 3861 31 35 349 110
3-8 429 309 110 1039 110
5-8 3289 591 110 1318 110
3-6 1287 6 35 468 35
6-7 143 2 35 278 35
3-4 4004 184 35 821 110
Так как появление в одном контуре двух номинальных напряжений может
вызвать уравнительные потоки мощности и недопустимые токи в послеаварийных
режимах то во избежание этого на некоторых участках напряжение расчетное
составляет 40-70 от выбранного
Принятые номинальные напряжения сети не являются окончательными
Основной метод для окончательного выбора номинального напряжения сети
основан на технико-экономическом сравнении вариантов а также после расчета
потокораспределения для режима наибольших нагрузок а также послеаварийных
режимов при выбранном номинальном напряжении сети
12
4 ПРИБЛИЖЕННЫЙ РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК И ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМАХ ПРИ ВЫБРАННОМ НОМИНАЛЬНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Приближенный расчёт потокораспределения в режиме наибольших
нагрузок при выбранном номинальном напряжении 110 кВ и 35 кВ
необходим для выбора в дальнейшем сечения проводов линии
Расчет послеаварийных режимов как наиболее тяжёлых режимов при
эксплуатации линии производится для того чтобы проверить выбранные
сечений проводов по допустимому току нагрева
Так же если в таких режимах произошло снижение напряжения в узлах
нагрузке ниже 09 от номинального то такая схема сети нуждается в
доработке
Регулирование напряжения в узлах производят путём изменения
напряжения балансирующего узла установкой в узлах нагрузки
компенсирующих устройств (КУ) строительство двухцепных линий
В нашем случае установим напряжение в балансирующем узле 120 кВ
При отключении ветви 2-4 в схеме 1 установим cosφ=08 для
повышения напряжения в необходимых нам узлах
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 1 приведены на рис41 рис42 рис43 рис44
Рис41 Режим наибольших нагрузок
13
Рис42 Аварийный режим (откл линия 2-4)
Рис 43 Аварийный режим (откллиния 1-2)
14
Рис 44 Аварийный режим (откл линия 3-8)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 1
представим в таблице 41 и 42
Таблица 41
Напряжения в аварийных режимах
Узел Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
Узел 1 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
Узел 2 11231 11411 11636 11482 11528 11486 11525 1152 11499 11218 11636
Узел 3 11414 11311 11552 11579 11519 11559 11576 11559 11567 11311 11579
Узел 4 10827 10926 10185 1088 11171 10921 11084 11081 11069 10185 11171
Узел 5 11021 11038 10829 11502 11405 10951 11237 11232 11227 10829 11502
Узел 6 3483 3446 3527 3536 3515 353 - 358 3532 3446 358
Узел 7 3442 3406 3487 3496 3476 349 - - 3492 3406 3496
Узел 8 11494 11474 11502 11872 11886 11764 11682 11677 11677 11472 11886
Узел 9 3589 3555 3633 3641 3622 3635 3681 3649 - 3555 3681
15
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 7029 5250 3467 4701 4104 4545 4264 4264 4561 3467 7029
1-3 4177 4810 3413 2828 3421 3041 2973 3114 2970 2828 4810
2-4 2828 3394 - 4522 2452 4036 3111 3111 2970 2452 4522
4-5 1676 1217 4327 - 3102 707 1456 1456 1552 707 4327
3-8 1530 2002 700 3214 - 2402 1712 1803 1703 700 3214
5-8 4168 3895 5686 3329 4793 7207 4031 4031 4118 3329 7207
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
2-3 1972 943 1030 1334 539 949 728 608 - 539 1972
Напряжение во всех узлах в аварийных режимах находится в пределах
( что допустимо
Аналогичные расчёты сделаем и для второго выбранного варианта
схемы сети
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 2 приведены на рис45 рис46 рис47 рис48
Рис45 Режим наибольших нагрузок
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
10
3ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ И ЧИСЛА
ЦЕПЕЙ ЛИНИЙ
Номинальное напряжение - это основной параметр сети определяющий
габаритные размеры линии трансформаторов подстанций коммутационных
аппаратов и их стоимость
С помощью данных о потокораспределении в сети решим задачу
выбора номинального напряжения каждой ветви Для этого нам понадобятся
потоки мощности по ветвям и длина линий
Предварительный выбор номинального напряжения проделаем с помощью
следующих методов по экономическим зонам и эмпирическим формулам
Предварительный выбор напряжения сети может быть произведен на основе
экономических областей номинальных напряжений
Также для оценки целесообразного напряжения воспользуемся
эмпирическими формулами
Формула Илларионова [2 c400]
1000
500 2500U
L P
(31)
где P - передаваемая мощность на одну цепь МВт
L - длина линии км
Результаты предварительного выбора номинального напряжения сети сведем
в таблицу
Таблица 3 1
Выбор номинального напряжения для схемы 1
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
эконом
зонам
Формула
Илларионова
1-2 3283 643 110 13594 110
1-3 4147 436 110 12004 110
2-4 3861 274 110 9797 110
Продолжение таблицы 31
11
4-5 3861 86 35 5739 110
3-8 429 254 110 9531 110
5-8 3289 646 110 13621 110
3-6 1287 59 35 4650 35
6-7 143 2 35 2790 35
2-3 2717 112 35 6433 110
Таблица 3 2
Выбор номинального напряжения для схемы 2
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
экономич
зонам
Формула
Иллари-
онова
1-2 32829 626 110 1346 110
1-3 4147 455 110 1221 110
2-4 3861 146 35 736 110
4-5 3861 31 35 349 110
3-8 429 309 110 1039 110
5-8 3289 591 110 1318 110
3-6 1287 6 35 468 35
6-7 143 2 35 278 35
3-4 4004 184 35 821 110
Так как появление в одном контуре двух номинальных напряжений может
вызвать уравнительные потоки мощности и недопустимые токи в послеаварийных
режимах то во избежание этого на некоторых участках напряжение расчетное
составляет 40-70 от выбранного
Принятые номинальные напряжения сети не являются окончательными
Основной метод для окончательного выбора номинального напряжения сети
основан на технико-экономическом сравнении вариантов а также после расчета
потокораспределения для режима наибольших нагрузок а также послеаварийных
режимов при выбранном номинальном напряжении сети
12
4 ПРИБЛИЖЕННЫЙ РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК И ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМАХ ПРИ ВЫБРАННОМ НОМИНАЛЬНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Приближенный расчёт потокораспределения в режиме наибольших
нагрузок при выбранном номинальном напряжении 110 кВ и 35 кВ
необходим для выбора в дальнейшем сечения проводов линии
Расчет послеаварийных режимов как наиболее тяжёлых режимов при
эксплуатации линии производится для того чтобы проверить выбранные
сечений проводов по допустимому току нагрева
Так же если в таких режимах произошло снижение напряжения в узлах
нагрузке ниже 09 от номинального то такая схема сети нуждается в
доработке
Регулирование напряжения в узлах производят путём изменения
напряжения балансирующего узла установкой в узлах нагрузки
компенсирующих устройств (КУ) строительство двухцепных линий
В нашем случае установим напряжение в балансирующем узле 120 кВ
При отключении ветви 2-4 в схеме 1 установим cosφ=08 для
повышения напряжения в необходимых нам узлах
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 1 приведены на рис41 рис42 рис43 рис44
Рис41 Режим наибольших нагрузок
13
Рис42 Аварийный режим (откл линия 2-4)
Рис 43 Аварийный режим (откллиния 1-2)
14
Рис 44 Аварийный режим (откл линия 3-8)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 1
представим в таблице 41 и 42
Таблица 41
Напряжения в аварийных режимах
Узел Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
Узел 1 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
Узел 2 11231 11411 11636 11482 11528 11486 11525 1152 11499 11218 11636
Узел 3 11414 11311 11552 11579 11519 11559 11576 11559 11567 11311 11579
Узел 4 10827 10926 10185 1088 11171 10921 11084 11081 11069 10185 11171
Узел 5 11021 11038 10829 11502 11405 10951 11237 11232 11227 10829 11502
Узел 6 3483 3446 3527 3536 3515 353 - 358 3532 3446 358
Узел 7 3442 3406 3487 3496 3476 349 - - 3492 3406 3496
Узел 8 11494 11474 11502 11872 11886 11764 11682 11677 11677 11472 11886
Узел 9 3589 3555 3633 3641 3622 3635 3681 3649 - 3555 3681
15
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 7029 5250 3467 4701 4104 4545 4264 4264 4561 3467 7029
1-3 4177 4810 3413 2828 3421 3041 2973 3114 2970 2828 4810
2-4 2828 3394 - 4522 2452 4036 3111 3111 2970 2452 4522
4-5 1676 1217 4327 - 3102 707 1456 1456 1552 707 4327
3-8 1530 2002 700 3214 - 2402 1712 1803 1703 700 3214
5-8 4168 3895 5686 3329 4793 7207 4031 4031 4118 3329 7207
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
2-3 1972 943 1030 1334 539 949 728 608 - 539 1972
Напряжение во всех узлах в аварийных режимах находится в пределах
( что допустимо
Аналогичные расчёты сделаем и для второго выбранного варианта
схемы сети
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 2 приведены на рис45 рис46 рис47 рис48
Рис45 Режим наибольших нагрузок
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
11
4-5 3861 86 35 5739 110
3-8 429 254 110 9531 110
5-8 3289 646 110 13621 110
3-6 1287 59 35 4650 35
6-7 143 2 35 2790 35
2-3 2717 112 35 6433 110
Таблица 3 2
Выбор номинального напряжения для схемы 2
Линия Длина
линии
Передаваемая
активная
мощность
МВт
Расчетное
номинальное
напряжения кВ Принятое
номинальное
напряжение
сети кВ По
экономич
зонам
Формула
Иллари-
онова
1-2 32829 626 110 1346 110
1-3 4147 455 110 1221 110
2-4 3861 146 35 736 110
4-5 3861 31 35 349 110
3-8 429 309 110 1039 110
5-8 3289 591 110 1318 110
3-6 1287 6 35 468 35
6-7 143 2 35 278 35
3-4 4004 184 35 821 110
Так как появление в одном контуре двух номинальных напряжений может
вызвать уравнительные потоки мощности и недопустимые токи в послеаварийных
режимах то во избежание этого на некоторых участках напряжение расчетное
составляет 40-70 от выбранного
Принятые номинальные напряжения сети не являются окончательными
Основной метод для окончательного выбора номинального напряжения сети
основан на технико-экономическом сравнении вариантов а также после расчета
потокораспределения для режима наибольших нагрузок а также послеаварийных
режимов при выбранном номинальном напряжении сети
12
4 ПРИБЛИЖЕННЫЙ РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК И ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМАХ ПРИ ВЫБРАННОМ НОМИНАЛЬНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Приближенный расчёт потокораспределения в режиме наибольших
нагрузок при выбранном номинальном напряжении 110 кВ и 35 кВ
необходим для выбора в дальнейшем сечения проводов линии
Расчет послеаварийных режимов как наиболее тяжёлых режимов при
эксплуатации линии производится для того чтобы проверить выбранные
сечений проводов по допустимому току нагрева
Так же если в таких режимах произошло снижение напряжения в узлах
нагрузке ниже 09 от номинального то такая схема сети нуждается в
доработке
Регулирование напряжения в узлах производят путём изменения
напряжения балансирующего узла установкой в узлах нагрузки
компенсирующих устройств (КУ) строительство двухцепных линий
В нашем случае установим напряжение в балансирующем узле 120 кВ
При отключении ветви 2-4 в схеме 1 установим cosφ=08 для
повышения напряжения в необходимых нам узлах
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 1 приведены на рис41 рис42 рис43 рис44
Рис41 Режим наибольших нагрузок
13
Рис42 Аварийный режим (откл линия 2-4)
Рис 43 Аварийный режим (откллиния 1-2)
14
Рис 44 Аварийный режим (откл линия 3-8)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 1
представим в таблице 41 и 42
Таблица 41
Напряжения в аварийных режимах
Узел Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
Узел 1 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
Узел 2 11231 11411 11636 11482 11528 11486 11525 1152 11499 11218 11636
Узел 3 11414 11311 11552 11579 11519 11559 11576 11559 11567 11311 11579
Узел 4 10827 10926 10185 1088 11171 10921 11084 11081 11069 10185 11171
Узел 5 11021 11038 10829 11502 11405 10951 11237 11232 11227 10829 11502
Узел 6 3483 3446 3527 3536 3515 353 - 358 3532 3446 358
Узел 7 3442 3406 3487 3496 3476 349 - - 3492 3406 3496
Узел 8 11494 11474 11502 11872 11886 11764 11682 11677 11677 11472 11886
Узел 9 3589 3555 3633 3641 3622 3635 3681 3649 - 3555 3681
15
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 7029 5250 3467 4701 4104 4545 4264 4264 4561 3467 7029
1-3 4177 4810 3413 2828 3421 3041 2973 3114 2970 2828 4810
2-4 2828 3394 - 4522 2452 4036 3111 3111 2970 2452 4522
4-5 1676 1217 4327 - 3102 707 1456 1456 1552 707 4327
3-8 1530 2002 700 3214 - 2402 1712 1803 1703 700 3214
5-8 4168 3895 5686 3329 4793 7207 4031 4031 4118 3329 7207
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
2-3 1972 943 1030 1334 539 949 728 608 - 539 1972
Напряжение во всех узлах в аварийных режимах находится в пределах
( что допустимо
Аналогичные расчёты сделаем и для второго выбранного варианта
схемы сети
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 2 приведены на рис45 рис46 рис47 рис48
Рис45 Режим наибольших нагрузок
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
12
4 ПРИБЛИЖЕННЫЙ РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК И ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМАХ ПРИ ВЫБРАННОМ НОМИНАЛЬНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Приближенный расчёт потокораспределения в режиме наибольших
нагрузок при выбранном номинальном напряжении 110 кВ и 35 кВ
необходим для выбора в дальнейшем сечения проводов линии
Расчет послеаварийных режимов как наиболее тяжёлых режимов при
эксплуатации линии производится для того чтобы проверить выбранные
сечений проводов по допустимому току нагрева
Так же если в таких режимах произошло снижение напряжения в узлах
нагрузке ниже 09 от номинального то такая схема сети нуждается в
доработке
Регулирование напряжения в узлах производят путём изменения
напряжения балансирующего узла установкой в узлах нагрузки
компенсирующих устройств (КУ) строительство двухцепных линий
В нашем случае установим напряжение в балансирующем узле 120 кВ
При отключении ветви 2-4 в схеме 1 установим cosφ=08 для
повышения напряжения в необходимых нам узлах
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 1 приведены на рис41 рис42 рис43 рис44
Рис41 Режим наибольших нагрузок
13
Рис42 Аварийный режим (откл линия 2-4)
Рис 43 Аварийный режим (откллиния 1-2)
14
Рис 44 Аварийный режим (откл линия 3-8)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 1
представим в таблице 41 и 42
Таблица 41
Напряжения в аварийных режимах
Узел Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
Узел 1 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
Узел 2 11231 11411 11636 11482 11528 11486 11525 1152 11499 11218 11636
Узел 3 11414 11311 11552 11579 11519 11559 11576 11559 11567 11311 11579
Узел 4 10827 10926 10185 1088 11171 10921 11084 11081 11069 10185 11171
Узел 5 11021 11038 10829 11502 11405 10951 11237 11232 11227 10829 11502
Узел 6 3483 3446 3527 3536 3515 353 - 358 3532 3446 358
Узел 7 3442 3406 3487 3496 3476 349 - - 3492 3406 3496
Узел 8 11494 11474 11502 11872 11886 11764 11682 11677 11677 11472 11886
Узел 9 3589 3555 3633 3641 3622 3635 3681 3649 - 3555 3681
15
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 7029 5250 3467 4701 4104 4545 4264 4264 4561 3467 7029
1-3 4177 4810 3413 2828 3421 3041 2973 3114 2970 2828 4810
2-4 2828 3394 - 4522 2452 4036 3111 3111 2970 2452 4522
4-5 1676 1217 4327 - 3102 707 1456 1456 1552 707 4327
3-8 1530 2002 700 3214 - 2402 1712 1803 1703 700 3214
5-8 4168 3895 5686 3329 4793 7207 4031 4031 4118 3329 7207
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
2-3 1972 943 1030 1334 539 949 728 608 - 539 1972
Напряжение во всех узлах в аварийных режимах находится в пределах
( что допустимо
Аналогичные расчёты сделаем и для второго выбранного варианта
схемы сети
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 2 приведены на рис45 рис46 рис47 рис48
Рис45 Режим наибольших нагрузок
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
13
Рис42 Аварийный режим (откл линия 2-4)
Рис 43 Аварийный режим (откллиния 1-2)
14
Рис 44 Аварийный режим (откл линия 3-8)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 1
представим в таблице 41 и 42
Таблица 41
Напряжения в аварийных режимах
Узел Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
Узел 1 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
Узел 2 11231 11411 11636 11482 11528 11486 11525 1152 11499 11218 11636
Узел 3 11414 11311 11552 11579 11519 11559 11576 11559 11567 11311 11579
Узел 4 10827 10926 10185 1088 11171 10921 11084 11081 11069 10185 11171
Узел 5 11021 11038 10829 11502 11405 10951 11237 11232 11227 10829 11502
Узел 6 3483 3446 3527 3536 3515 353 - 358 3532 3446 358
Узел 7 3442 3406 3487 3496 3476 349 - - 3492 3406 3496
Узел 8 11494 11474 11502 11872 11886 11764 11682 11677 11677 11472 11886
Узел 9 3589 3555 3633 3641 3622 3635 3681 3649 - 3555 3681
15
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 7029 5250 3467 4701 4104 4545 4264 4264 4561 3467 7029
1-3 4177 4810 3413 2828 3421 3041 2973 3114 2970 2828 4810
2-4 2828 3394 - 4522 2452 4036 3111 3111 2970 2452 4522
4-5 1676 1217 4327 - 3102 707 1456 1456 1552 707 4327
3-8 1530 2002 700 3214 - 2402 1712 1803 1703 700 3214
5-8 4168 3895 5686 3329 4793 7207 4031 4031 4118 3329 7207
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
2-3 1972 943 1030 1334 539 949 728 608 - 539 1972
Напряжение во всех узлах в аварийных режимах находится в пределах
( что допустимо
Аналогичные расчёты сделаем и для второго выбранного варианта
схемы сети
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 2 приведены на рис45 рис46 рис47 рис48
Рис45 Режим наибольших нагрузок
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
14
Рис 44 Аварийный режим (откл линия 3-8)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 1
представим в таблице 41 и 42
Таблица 41
Напряжения в аварийных режимах
Узел Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
Узел 1 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120
Узел 2 11231 11411 11636 11482 11528 11486 11525 1152 11499 11218 11636
Узел 3 11414 11311 11552 11579 11519 11559 11576 11559 11567 11311 11579
Узел 4 10827 10926 10185 1088 11171 10921 11084 11081 11069 10185 11171
Узел 5 11021 11038 10829 11502 11405 10951 11237 11232 11227 10829 11502
Узел 6 3483 3446 3527 3536 3515 353 - 358 3532 3446 358
Узел 7 3442 3406 3487 3496 3476 349 - - 3492 3406 3496
Узел 8 11494 11474 11502 11872 11886 11764 11682 11677 11677 11472 11886
Узел 9 3589 3555 3633 3641 3622 3635 3681 3649 - 3555 3681
15
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 7029 5250 3467 4701 4104 4545 4264 4264 4561 3467 7029
1-3 4177 4810 3413 2828 3421 3041 2973 3114 2970 2828 4810
2-4 2828 3394 - 4522 2452 4036 3111 3111 2970 2452 4522
4-5 1676 1217 4327 - 3102 707 1456 1456 1552 707 4327
3-8 1530 2002 700 3214 - 2402 1712 1803 1703 700 3214
5-8 4168 3895 5686 3329 4793 7207 4031 4031 4118 3329 7207
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
2-3 1972 943 1030 1334 539 949 728 608 - 539 1972
Напряжение во всех узлах в аварийных режимах находится в пределах
( что допустимо
Аналогичные расчёты сделаем и для второго выбранного варианта
схемы сети
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 2 приведены на рис45 рис46 рис47 рис48
Рис45 Режим наибольших нагрузок
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
15
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 7029 5250 3467 4701 4104 4545 4264 4264 4561 3467 7029
1-3 4177 4810 3413 2828 3421 3041 2973 3114 2970 2828 4810
2-4 2828 3394 - 4522 2452 4036 3111 3111 2970 2452 4522
4-5 1676 1217 4327 - 3102 707 1456 1456 1552 707 4327
3-8 1530 2002 700 3214 - 2402 1712 1803 1703 700 3214
5-8 4168 3895 5686 3329 4793 7207 4031 4031 4118 3329 7207
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
2-3 1972 943 1030 1334 539 949 728 608 - 539 1972
Напряжение во всех узлах в аварийных режимах находится в пределах
( что допустимо
Аналогичные расчёты сделаем и для второго выбранного варианта
схемы сети
Расчёты режима наибольших нагрузок и наиболее тяжёлых режимов для
варианта схемы 2 приведены на рис45 рис46 рис47 рис48
Рис45 Режим наибольших нагрузок
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
16
Рис46 Аварийный режим (откл линия 1-2)
Рис 47 Аварийный режим (откл линия 2-4)
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
17
Рис 48 Аварийный режим (откл линия 3-4)
Результаты расчётов всех аварийных режимов по варианту схемы 2
сведём в таблицу 43 и 44
Таблица 43
Напряжения в аварийных режимах
Напряжение в
узле
Напряжение в узлах при отключенной ветви Umin
кВ
Umax
кВ 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
Узел 1 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200 1200
Узел 2 1121 1149 1169 1155 1158 1154 1157 1156 1150 1121 1169
Узел 3 1140 1116 1133 1151 1145 1151 1154 1151 1156 1116 1156
Узел 4 1105 1103 1087 1123 1134 1119 1129 1127 1106 1087 1134
Узел 5 1115 1105 1101 1143 1157 1112 1135 1133 1122 1101 1157
Узел 6 348 340 346 351 349 351 - 357 353 340 357
Узел 7 344 336 342 347 345 347 - - 349 336 349
Узел 8 1158 1144 1147 1180 1205 1184 1175 1174 1166 1144 1205
Узел 9 358 351 356 362 360 362 367 364 363 351 367
Уровни напряжений во всех узлах сети на протяжении всего срока
строительства лежат в допустимых пределах (
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
18
Таблица 42
Мощности в аварийных режимах
Ветвь Мощность ветвей при отключенной линии МВ∙А Smin
МВ∙А
Smax
МВ∙А 1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 7043 4623 2884 4140 3688 4201 3920 3920 4561 2884 7043
1-3 4031 5800 4667 3324 3829 3394 3183 3324 2970 2970 5800
2-4 943 3183 - 2267 1616 2404 1985 1985 2970 943 3183
4-5 1204 762 1334 - 3102 608 1005 1005 1552 608 3102
3-8 2010 2571 1803 3214 - 3081 2220 2236 1703 1703 3214
5-8 3895 3624 4031 3329 4793 6576 3759 3759 4118 3329 6576
9-6 721 721 721 721 721 721 - 500 721 500 721
6-7 224 224 224 224 224 224 - - 224 224 224
3-4 2421 860 3183 2147 906 2280 1780 1703 - 860 3183
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
19
5 ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечения проводов будем осуществлять по критерию
экономической плотности тока Суть метода заключается в выборе площади
сечения проводника таким образом чтобы при этом оптимально сочетались
капитальные затраты на сооружение линии и затраты на потери
электроэнергии в ней
Площадь сечения проводника будем рассчитывать по формуле[4 с556]
(51)
где расчетный ток в режиме наибольших нагрузок проходящий по
линии таблица 51 экономическая плотность тока зависящая от
времени использования наибольших нагрузок
Таблица 51
Наибольшие токи в линиях режимов набольших нагрузок Схема 1 Схема 2
Линия нб кА Линия нб кА
1-2 019 1-2 0195
1-3 013 1-3 0171
2-4 0126 2-4 0105
4-5 0097 4-5 0049
3-8 012 3-8 0113
5-8 0215 5-8 019
9-6 0119 9-6 0123
6-7 004 6-7 004
2-3 0032 3-4 0084
При использовании этого метода необходимо знать средневзвешенное
значение времени использования наибольшей нагрузки равное[1с16]
sum
sum
(51)
где номера узлов нагрузок
- наибольшая активная нагрузка и время использования
наибольшей активной нагрузки в узле в МВт и часах соответственно
Рассчитаем
sum
sum
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
20
По определяем расчетное значение нормативной плотности тока
В узлах 6 7 9 поэтому для ветвей 9-6 и 6-7 J=09
Ниже представлены результаты по выбору сечений методом
экономической плотности тока
Таблица 52
Выбор марки провода методом экономической плотности тока Схема 1 Схема 2
Ветвь Тнбср Iнб J F Марка Ветвь Тнбср Iнб J F Марка
1-2 51272 1900 08 2375 АС 24032 1-2 51272 1950 08 2438 АС 24032
1-3 51272 1300 08 1625 АС 15024 1-3 51272 1710 08 2138 АС 24032
2-4 51272 1260 08 1575 АС 15024 2-4 51272 1050 08 1313 АС 15024
4-5 51272 970 08 1213 АС 12019 4-5 51272 490 08 613 АС 7011
3-8 51272 1200 08 1500 АС 15024 3-8 51272 1130 08 1413 АС 15024
5-8 51272 2150 08 2688 АС 24032 5-8 51272 1900 08 2375 АС 24032
9-6 34000 1190 09 1322 АС 15024 9-6 34000 1230 09 1367 АС 15024
6-7 34000 400 09 444 А 50 6-7 34000 400 09 444 А 50
2-3 51272 320 08 400 А 50 3-4 51272 840 08 1050 АС 9516
Выбранные сечения необходимо будет проверить по допустимому току
нагрева в послеаварийных режимах для обеспечения целостности проводов в
тяжёлых режимах
По условиям нагревания следует выбирать такое наименьшее сечение
провода чтобы предельно допустимый ток был больше рабочего тока
ndash в таблице 53 54 наибольший ток ветви их всех аварийных токов
для данной ветви
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
21
Таблица 53
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 1 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 2-3
1-2 336 253 166 226 198 221 205 207 218 336 АС 12019
1-3 201 230 164 138 167 146 142 147 143 230 АС 7011
2-4 145 173 - 230 123 204 156 156 152 230 АС 7011
4-5 92 66 245 - 161 36 78 77 82 245 АС 7011
3-8 79 100 35 161 - 120 85 88 84 161 А 35
5-8 220 205 301 168 242 380 208 208 211 380 АС 12019
9-6 122 123 120 120 121 120 - 79 120 123 А 25
6-7 41 41 40 40 41 41 - - 40 41 А 25
2-3 102 48 49 70 27 48 35 29 - 102 А 25
Таблица 54
Наибольшие токи по ветвям в аварийных режимах
Схема 2 Наибольшее
значение
тока А
Марка
провода Ветвь Ток кА при отключённой ветви сети
1-2 1-3 2-4 4-5 3-8 5-8 9-6 6-7 3-4
1-2 339 221 141 200 177 202 190 191 218 339 АС 12019
1-3 194 280 223 161 186 161 153 161 142 280 АС 9516
2-4 51 160 - 114 81 121 96 100 151 160 А 35
4-5 63 42 74 - 159 31 51 50 82 159 А 35
3-8 102 132 94 162
153 111 113 84 162 А 35
5-8 202 188 211 169 239 339 191 191 211 339 АС 12019
9-6 121 124 123 121 122 120 - 79 120 124 А 25
6-7 41 42 41 41 41 41 - - 40 42 А 25
3-4 124 45 162 110 43 115 89 85 - 162 А 35
Для исключения потерь электроэнергии на корону необходимо чтобы
при выбранных сечения проводов не создавались условия возникновения
короны где ndash рабочее напряжение ndash критическое
напряжение короны
Напряжение крU вычисляем по формуле [118]
(52)
где - коэффициент гладкости провода принимаем
- коэффициент погоды принимаем
- коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха
принимаем
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
22
r - радиус провода см
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=450 cм
Найдём для рекомендуемой марки провода АС 7011
Найдём для следующего стандартного сечения провода марки АС
9516
Делаем вывод что с увеличением сечения провода (или r)
увеличивается тогда при выборе сечения провода по условию возникновения
короны будем руководствоваться рекомендуемым сечение провода марки АС
7011 как минимально допустимым
Зная что сети 35 кВ на условия возникновения короны не проверяются
проведем аналогичные расчеты
D среднегеометрическое расстояние между фазами см D=250 cм
Найдём для марки провода А 25
Таким образом все провода марки А удовлетворяют условиям
возникновения короны
Окончательные результаты приведены в таблицах 55 и 56
Таблица 55
Результаты выбора марки провода Схема 1
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 19000 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 13000 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
2-4 12600 АС 15024 АС 7011 АС 7011 АС 15024
4-5 9700 АС 12019 АС 7011 АС 7011 АС 12019
3-8 12000 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 21500 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 11900 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 4000 А 50 А 25 А 25 А 50
2-3 32 А 50 АС 7011 А 25 АС 7011
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
23
Таблица 56
Результаты выбора марки провода Схема 2
Линия Расчётный
ток А
Выбранная марка провода Принятое
сечение и
марка
провода
по эконом
плотности
тока
по условию
короны
по
допустимому
току нагрева
1-2 195 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
1-3 171 АС 24032 АС 7011 АС 9516 АС 24032
2-4 105 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
4-5 49 АС 7011 АС 7011 А 35 АС 7011
3-8 113 АС 15024 АС 7011 А 35 АС 15024
5-8 190 АС 24032 АС 7011 АС 12019 АС 24032
9-6 123 АС 15024 А 25 А 25 АС 15024
6-7 40 А 50 А 25 А 25 А 50
3-4 84 АС 9516 АС 7011 А 35 АС 9516
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
24
6 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИФАЗЫ СХЕМЫ РАСПОЛОЖЕНИЯ
ПРОВОДОВ НА ОПОРАХ И МАТЕРИАЛА ОПОР
Так как выбранные номинальные напряжения электрической сети 110 и 35
кВ то выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе
На напряжение 110 кВ применяются как железобетонные так и
металлические опоры Металлические требуют сооружения специальных
железобетонных фундаментов периодической окраски и они сложнее в установке
по сравнению с железобетонными опорами Не разрешается применять
железобетонные опоры на линиях проходящих в горной и сильно пересеченной
местности а также на линиях место строительства которых удалено от базы
железобетонных изделий на расстояние более 1500 км Они могут быть как
свободностоящие так и на оттяжках В них оптимально совмещены свойства
бетона и стали При растяжении стальная арматура воспринимает основные
усилия приложенные к опоре так как бетон на растяжение работает плохо Бетон
надежно защищает стальную арматуру от коррозии
Примем что в данном курсовом проекте сеть находится в равнинной
местности и место строительства линий удалено от базы железобетонных изделий
на расстояние менее 1500 км поэтому материал опор для линий 110 и 35 кВ
выбираем железобетон
Расположение проводов ndash по вершинам треугольника тк при таком
расположении проводов индуктивное сопротивление в каждой фазе одинаково
Если применять горизонтальное расположение проводов то придется
использовать транспозиционные опоры что приведет к удорожанию сети
При выборе конструкции фазы материала опор пользовались информацией
из литературы [2 с 32-42]
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
25
7 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности
электроснабжения питающихся от подстанций потребителей
На подстанциях которые питают потребителей первой и второй категории
должно быть установлено не менее двух трансформаторов Таким образом если
произойдёт авария на одном из двух трансформаторов то оставшийся в работе
должен обеспечить полной мощностью подключённых к нему потребителей
Такого эффекта можно добиться путём установки на подстанции двух
трансформаторов номинальная мощность которых равна 6070 от
максимальной нагрузки подстанции
На подстанциях которые питают потребителей третьей категории можно
установить один трансформатор мощность которого рассчитывается из условия
максимума всей мощности подключенных к подстанции потребителей
Так как в курсовом проекте мы приняли что электроприёмники 2 3 4 5 8
являются потребителями 1 и 2 категории а 6 7 -третьей то в дальнейшем выбор
числа трансформатором будем производить из этого условия
Для трансформаторов которые питают потребителей первой и второй
категории с учетом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора
из двух рассматриваемых будет равна [1 19]
frasl (71)
где ndash наибольшая мощность нагрузки подстанции
Для электроснабжения потребителей третьей категории мощность
трансформатора выбирается из условия
(72)
Данные о количестве мощностях и основных параметрах
трансформаторов для каждой схемы представим ниже в виде таблиц
Таблица 61
Результаты выбора трансформаторов
Схема 1
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
26
Таблица 62
Результаты выбора трансформаторов Схема 2
Номер
узла
нагрузки
Наибольшая
нагрузка
подстанции
МВmiddotА
Категория
потребителей
электроэнергии
Кол-во
тр-в Выбранные трансформаторы
2 19511394 I II 2 ТДН-16000110
3 36582613 I II 2 ТДТН-40000110
4 34152439 I II 2 ТДТН-25000110
5 42683049 I II 2 ТДТН-40000110
6 55 III 1 ТМН-630035
7 2525 III 1 ТМН-250035
8 187513393 I II 2 ТДЦ-200000110
Таблица 63
Параметры двухобмоточных трансформаторов
Таблица 64
Параметры трёхобмоточных трансформаторов
Тип Sном
МВА
Каталожные данные
Uном обмоток кВ Uк
ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН-25000110 25 115 385 66
11 105 175 65
ТДТН-40000110 40 115 385 66
11 105 17 6
Тип Sном
МВmiddotА
Пределы
регулирова
ния
Каталожные данные Расчетные
данные
Uном обмоток
кВт Uк
Рк
кВт
Рх
кВт
Iх
R
Ом
Х
Ом
Qх
квар ВН НН
ТДН-
16000110 16 9178 115 6611 105 85 19 07 44 867 112
ТМН-
630035 63 615 35 6311 75 465 92 09 14 146 567
ТМН-
250035 25 615 35 6311 65
235
26 51 11
46
51 319 275
ТДЦ-
200000110 200 9178 121
1575
18 105 550 170 05 02 77 1000
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
27
8ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами
обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество
энергии у приемников удобство и безопасность эксплуатации сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений
(линий и трансформаторов) требования пропуска через подстанцию
перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям
возможности перспективного развития Число и вид коммутационных
аппаратов выбираются так чтобы обеспечивалась возможность проведения
поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения
соседних присоединений Одновременно следует стремиться к
максимальному упрощению схемы подстанции значительную долю в
стоимости подстанции составляет стоимость выключателей поэтому прежде
всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большего числа
выключателей
Таким образом выбираем блочные схемы для подстанций на линии 35
кВ Для подстанций количество присоединений на которых меньше 7
выбираем схему с одной секционированной и обходной системами шин на
которых 7 и выше ndash с двумя рабочими и обходной системами шин
В соответствии с таблицей 71 рассчитаем число радиальных линий
отходящих от шин интересующего нас напряжения
Таблица 71
Ориентировочные значения мощностей на одну цепь ЛЭП
Напряжение кВ 6 10 35 110 220 330
Мощность МВт 05-2 1-3 5-10 15-30 90-150 270-450
Таблица 72
Количество присоединений отходящих от шин подстанций
проектируемой сети
Номер узла В С Н
2 8 6
3 7 4 4
4 5 2 6
5 6 2 6
6 3 2
7 2 2
8 7 2
Схема электрической сети представлена в графическом материале
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
28
9 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ
НАГРУЗОК НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ
РЕЖИМОВ На этом этапе проектирования полагаем что желаемая электрическая
сеть уже создана Разработаны основные технические решения по её
конфигурации и конструктивному устройству Необходимо лишь проверить
её работоспособность и уточнить значения режимных параметров по
фактическим значениям её элементов
С учётом всех принятых ранее параметров сети с учётом выбранных
номинальных напряжений трансформаторов сечений проводов проведём c
помощью программы RastrWin электрические расчёты характерных
режимов наибольших и наименьших нагрузок (все промежуточные
нормальные режимы работы сети будут находиться между этими двумя
крайними) Также рассмотрим наиболее тяжёлые послеаварийные режимы
Таблица 61
Паспортные данные трансформаторов
Результаты расчетов 1 схемы представим в виде таблиц 62 63 (режим
наибольших нагрузок) 64 65 (режим наименьших нагрузок) 66 67 68
69 (послеаварийные режимы)
Таблица 62
Режим наибольших нагрузок (узлы)
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
29
Таблица 62 (продолжение)
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 63
Режим наибольших нагрузок (ветви)
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
30
Таблица 63 (продолжение)
Режим наименьших нагрузок (ветви)
Таблица 64
Режим наименьших нагрузок (узлы)
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
31
Таблица 65
Режим наименьших нагрузок (ветви)
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
32
Таблица 66
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 67
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
33
Таблица 67 (продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 68
Аварийная ветвь 3-8 (узлы)
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
34
Таблица 69
Аварийная ветвь 3-8 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Для того что бы параметры находились в пределах
нормы в аварийных режимах уменьшим значение cosφ до 08 Таким образом
увеличится ток возбуждения на генераторе и соответственно напряжения на
шинах
Результаты расчетов 2 схемы представим в виде таблиц 610 611
(режим наибольших нагрузок) 612 613 (режим наименьших нагрузок) 614
615 616 617 (послеаварийные режимы)
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
35
Таблица 610
Режим наибольших нагрузок (узлы)
Таблица 611
Режим наибольших нагрузок (ветви)
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
36
Таблица 611(продолжение)
Режим наибольших нагрузок (ветви)
Таблица 612
Режим наименьших нагрузок (узлы)
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
37
Таблица 613
Режим наименьших нагрузок (ветви)
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
38
Таблица 614
Аварийная ветвь 1-2 (узлы)
Таблица 615
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
39
Таблица 615(продолжение)
Аварийная ветвь 1-2 (ветви)
Таблица 616
Аварийная ветвь 2-4 (узлы)
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
40
Таблица 617
Аварийная ветвь 2-4 (ветви)
Напряжения во всех узлах и значения токов проходящих по линиям
удовлетворяют допустимым значениям в режимах наибольших и
наименьших нагрузок Однако как и в предыдущей схеме для того что бы
параметры находились в пределах нормы в аварийных режимах уменьшим
значение cosφ до 08 Таким образом увеличится ток возбуждения на
генераторе и соответственно напряжения на шинах
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
41
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Выберем из двух рассчитанных нами вариантов наиболее выгодный с
экономической точки зрения Для этого проводится сравнение технико-
экономических показателей выбранных вариантов схем Сопоставим
варианты по приведенным затратам Предпочтение отдаётся варианту с
наименьшими приведенными затратами
Произведём расчёт стоимости линий по формуле 123 ([4] cтр492)
2
1
I
л бел лi лi номi лi i i
i
K k A B U C F L
(91)
где Uномi ndash номинальное напряжение i-ой линии кВ Fi ndash площадь сечения
провода которым выполнена линия мм2 Li ndash длина i-ой линии км I ndash
количество линий в схеме сети Aлi (тыс рубкм) Bлi (тыс руб(кмmiddotкВ2)) Cлi
(тыс руб(кмmiddotмм2)) ndash коэффициенты аппроксимации выбираемые по табл
121 ([2] стр 531) kбел=k2005middotКрр=82middot235=19270 - коэффициент учитывающий
величину капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года
климатический район по гололёду ndash II Пример для линии 1-2 и результаты
расчетов приведены в таблицах 91 и 92 2 6 3
6 6
( ) 19270 (87 214 10 110 36 10 244)
3289 3868 10 3289 127223 10
л бел лi лi номi лi i iK k A B U C F L
руб
Таблица 91
Стоимость линий (схема 1)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии км
Марка и
сечение
провода
Удельная стоимость
млн рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 15024 3209 133082
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 12019 1771 68380
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
2-3 2717 АС 7011 1617 43931
Итого 694259
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
42
Таблица 92
Стоимость линий (схема 2)
Номер
ветвей
схемы
Длина
линии
км
Марка и сечение
провода
Удельная стоимость млн
рубкм
Полная стоимость
линий млн руб
1-2 3289 АС 24032 3868 127223
1-3 4147 АС 24032 3868 160412
2-4 3861 АС 15024 1867 72071
4-5 3861 АС 7011 1617 62428
3-8 429 АС 15024 1867 80079
5-8 3289 АС 24032 3868 127223
8-6 1287 АС 15024 1717 22101
6-7 143 А 50 1410 20169
3-4 4004 АС 9516 1701 27084
Итого 698789
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость линий для
первого варианта меньше чем для второго варианта приблизительно на 450
млн руб
Капитальные затраты на сооружение подстанций определим по выражению
124 ([4] стр492)
1 1 1
J I U
пс Тj Тj ячi ячi КУu КУu П
j i u
K K n K n K n K
(92)
где KТj Kячi KКУundash стоимость соответственно однотипных трансформаторов
ячеек распределительных устройств компенсирующих устройств тыс руб
nТj nячl nкуundashсоответственно количество однотипных элементов из общего
числа J I U KП ndash постоянная составляющая затрат тыс руб
KТ Kяч KКУ KП определим соответственно по формулам 125 126
127 128 ([4] стр 493) 2( )Т бел Т Т ном Т ТномK k A B U C S (93)
2( )яч бел яч яч номK k A B U (94)
КУ бел КУ КУK k A Q (95)
2( )П бел П П номK k A B U (96)
где SТном ndash номинальная мощность трансформатора МВА Qку ndash мощность
компенсирующих устройств AТ (тыс руб) BТ (тыс рубкВ2) CТ (тыс
рубМВА) Aяч (тыс руб) Bяч (тыс рубкВ2) AКУ (тыс рубМвар) AП (тыс
руб) BП (тыс рубкВ2) ndash коэффициенты аппроксимации принимаемые по
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
43
табл 122 ([4] стр 493) kбел=19270 - коэффициент учитывающий величину
капитальных затрат в белорусских рублях на уровне 2014-го года Приведем
примеры расчета а так же результаты таблицах 93 и 94 2 3 2
2
6
( ) 2 19270 (20 143 10 110 0866 16)
1984 10
Т бел Т Т ном Т ТномK n k A B U C S
руб
2 2
2
3 2 3 2 6
( ) ( ) 10 19270
(15 21 10 110 ) 9 19270 (15 21 10 35 ) 104249 10
яч ячв бел яч яч номв ячн бел яч яч номнK n k A B U n k A B U
руб
2 3 2 6
2 ( ) 19270 (50 13 10 110 ) 12666 10 П бел П П номK k A B U руб
Таблица 93
Стоимость подстанций (схема 1)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 104249 12666 136755
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 95894 12666 131473
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Таблица 94
Стоимость подстанций (схема 2)
Номер
узла
Стоимость
трансформаторов
млн руб
Стоимость
ячеек РУ
млн руб
Постоянная часть
затрат млн руб
Полная стоимость
подстанции млн
руб
2 19840 96462 12666 128968
3 28035 110917 12666 151618
4 22913 10368 12666 139260
5 28035 97819 12666 138520
6 5267 18952 9942 34161
7 4618 9248 9942 23809
8 82669 75945 12666 171280
Итого 787616
Как видно из результатов расчета итоговая стоимость всех
подстанций равна но ПС-2 первой схемы дороже ПС-2 второй и наоборот
ПС-4 второй дороже ПС-4 на стоимость 1-ой ячейки 110 кВ
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
44
Рассчитаем потери электроэнергии холостого хода
0 0 0( )8760л пW P P (97)
где 0лP - потери активной мощности на корону (в линиях 110 кВ не
учитываются) 0пP - потери активной мощности в стали трансформатора
0 0
1
n
п пi
i
P P
(98)
где 0пiP - потери активной мощности в стали трансформаторов на i-ой
подстанции МВт по табл П25 П26 ([4] стр623-627) Параметры
трансформаторов представлены в таблице 95
Таблица 95
Параметры трансформаторов (схема 12)
Номер узла Тип и мощность тр-ра RT Ом Хт Ом
0пP МВт
0пQ Мвар
2 ТДН-16000110 44 867 0019 0112
3 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
4 ТДТН-25000110 151515 5690357 0031 0175
5 ТДТН-40000110 080808 3550223 0043 024
6 ТМН-630035 14 146 00092 00567
7 ТМН-250035 51 319 00051 00275
8 ТДЦ-200000110 02 77 017 1
Потери активной мощности в стали трансформаторов для первой и
второй схем
0 1 0 2 0
1
2 0019 2 0043 2 0031+2 0043 2 017 00092 00051
06263
n
п п пi
i
P P P
МВт
Так как потери холостого хода в линиях рассматриваемых схем
отсутствуют (потери на корону) то потери электроэнергии холостого хода
для первой и второй схем
01 02 0 0( ) 8760 (0 06263) 8760 54864л пW W P P МВт ч
Нагрузочные потери электроэнергии вычислим используя метод
времени наибольших потерь по формуле
н нбW P (99)
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
45
где ∆Pнб ndash нагрузочные потери активной мощности в сети в режиме
наибольших нагрузок МВт (принимаем по данным электрического расчета
режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов)
τ ndash время наибольших потерь ч рассчитанное по среднему значению
времени использования наибольшей активной нагрузки Тнбср
Найдём по формуле 52
sum
sum
где n ndash количество подстанций в схеме i-номер подстанции Тнбi ndash время
использования наибольшей активной нагрузки в узле
Рассчитаем время наибольших потерь
( )
(
Стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии (нагрузочных и холостого
хода) βн=210 рубкВтч и βх=160 рубкВтч Нагрузочные потери в линиях и
трансформаторах представлены в таблицах 96 и 97
Таблица 96
Нагрузочные потери активной мощности в линиях схема 1 схема 2
Номер линии Потери МВт Номер линии Потери МВт
1-2 241 1-2 192
1-3 157 1-3 202
2-4 08889 2-4 048
4-5 01576 4-5 01
3-8 02966 3-8 036
5-8 184 5-8 152
9-6 01181 9-6 012
6-7 00444 6-7 005
2-3 0012 3-4 029
Сумма 73376 Сумма 686
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
46
Таблица 97
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах схема 1 схема 2
Номер узла Потери МВт Номер узла Потери МВт
2 00652 2 006
3 01066 3 01
4 00728 4 008
5 00974 5 0082
6 00286 6 0027
7 00269 7 0029
8 0108 8 0107
Сумма 05055 Сумма 0485
Нагрузочные потери электроэнергии
1 1 ( 051)7 3551 27875 534 3н нб срW P МВт ч
2 2 (686 0485) 3551 260821н нб срW P МВт ч
Сравним варианты используя формулу годовых приведенных затрат по
выражению 1225 ([4] cтр501)
И ЕКЗ (910)
где И ndash ежегодные издержки находятся по формуле 1213 ([4] стр498)
E=012 ndash норма дисконта
0 0л л n n н нИ p К p К W W (911)
где лp =0028 ndash отчисления на амортизацию и текущий ремонт для линий(как
сумма коэффициентов на амортизацию текущий ремонт и обслуживание) по
табл123 ([4] стр496) np =0094 - отчисления на амортизацию и текущий
ремонт для подстанций по табл123 ([4] стр496)
Для первого варианта
1 1 1 01 0 1 0028 694259
0094 787616 54864 016 2787535 021 160792
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
1 1 1 160792 012 (694259 787616) 338617 И ЕК млн рубЗ
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
47
Для второго варианта
2 2 2 02 0 2 0028 698789
0094 787616 54864 016 260821 021 157153
л n нл n н
млн руб
И p К p К W W
2 2 157153 012 (698789 787616) 3355216 И ЕК млн рубЗ Приведенные затраты для 2-го варианта сети меньше чем для 1-го
Дальнейшие расчёты будем проводить только для варианта 2
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
48
11 ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Нам необходимо оценить диапазон регулирования напряжения с
помощью трансформаторов Для этого убедимся в достаточности
регулировочной способности РПН на понижающих подстанциях
Особенность РПН в том что нет необходимости в отключении нагрузки для
переключения ответвления Ответвления представляют собой выводы из
обмоток переключая которые мы меняем задействованное число витков в
обмотке Следовательно изменяя ответвления мы изменяем коэффициент
трансформации
На выбранных ранее трансформаторах понижающих подстанций
установлено РПН с диапазоном регулирования 9 178 на обмотке ВН
Трёхобмоточные трансформаторы имеют РПН 9 178 на обмотке ВН и
ПБВ на СН 2 25 Трансформаторы малой мощности оснащены с РПН с
диапазоном регулирования 6 15 На стороне СН встречное
регулирование не обеспечивается так как для переключения ответвлений
необходимо отключение трансформатора от сети Поэтому на стороне СН
используется одно ответвление для всех режимов
Для выбора ответвлений на шинах трехобмоточного трансформатора
сначала его необходимо рассматривать как двухобмоточный в направлении
ВН-НН и найти действительные напряжения ответвлений по принципу
который был изложен выше для двухобмоточных трансформаторов
На шинах СН может быть задано лишь одно желаемое напряжение т к
в обмотке СН трансформатора устройство РПН отсутствует а есть только
устройство с ПБВ т е может быть выбрано только одно ответвление
Учитывая что длительность послеаварийных режимов несоизмеримо меньше
длительности нормальных режимов ориентироваться будем только на
нормальные режимы наибольших и наименьших нагрузок
Приведем примеры расчета
Подстанция 2
На подстанции 2 установлено 2-а трансформатора ТДН-16000110
(115(plusmn9х178)11) Регулирование напряжения с помощью устройств
РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 1064НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне[4 с421-430]
НН
Т В Н
UU
k
(111)
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
49
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения вывода низшего и высшего напряжения кВ
106411083
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления по [4 с421-430] 11083
11 11612105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U (112)
По таблице табл61 ([] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 11083 11
1042117
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1042 105100 100 076
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получено
следующее напряжение на низшей стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации) 103НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10310729
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10729
11 11802100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+356 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10729 11
9911191
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
991 100100 100 09
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
50
Послеаварийный режим нагрузок
Изменим генерацию реактивной мощности а соответственно и
напряжения на генераторе 8 подстанции на 85 Мвар По результатам
расчетов с помощью программы RASTR получено следующее напряжение
на низшей стороне трансформатора (при номинальном коэффициенте
трансформации) 1032НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на низшей обмотке UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
10321075
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 1075
11 11262105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-178 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 1075 11
1046113
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1046 105100 100 034
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройств РПН на обмотке
110кВ позволяет во всех режимах создать заданные(желаемые) напряжения
Подстанция 4
На подстанции 4 установлено 2-а трансформатора ТДТН-25000110
(115(plusmn9х178)38511) Регулирование напряжения с помощью
устройств РПН производится на стороне высшего напряжения
Режим наибольших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1009НU кВ
Для режима наибольших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
НН
Т В Н
UU
k
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
51
где kТ В-Н=11
0096115
НН
ВН
U
U ndash номинальный коэффициент трансформации
(при нулевом ответвлении) UНН и UВН ndash соответственно номинальные
напряжения низшего и высшего напряжения кВ
100910510
0096НU кВ
Найдём желаемое напряжение ответвления 10510
11 11011105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115)выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-356 Определим действительное напряжение на
шинах обмотки НН с этой добавкой м 10510 11
10431109
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1043 105100 100 071
105
Н д Н ж
нб
Н ж
U UU
U
Режим наименьших нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1044НU кВ
Для режима наименьших нагрузок зададимся желаемыми напряжениями
на средней и на низшей обмотке UС ж=350 кВ UН ж=100 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
104410875
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10875
11 11962100
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=+534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10875 11
9881211
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
988 100100 100 12
100
Н д Н ж
нм
Н ж
U UU
U
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
52
Послеаварийный режим нагрузок
По результатам расчетов с помощью программы RASTR получены
следующие напряжения на средней и низшей сторонах трансформатора (при
номинальных коэффициентах трансформации)
1004НU кВ
Для послеаварийного режима зададимся желаемыми напряжениями на
средней и на низшей обмотке UС ж=3675 кВ UН ж=105 кВ
Приведём напряжение UН к высшей стороне
100410458
0096
НН
Т В Н
UU кВ
k
Найдём желаемое напряжение ответвления 10458
11 10956105
НВН ж НН
Н ж
UU U кВ
U
По таблице табл61 ([3] стр115) выбираем ближайшую стандартную
добавку напряжения δUд=-534 Действительное напряжение на шинах
обмотки НН 10458
11 10561089
Н ННН д
В доб
U UU кВ
U
Отклонение напряжения от желаемого
1056 105100 100 061
105
Н д Н ж
па
Н ж
U UU
U
Определим расчетное ответвление обмотки среднего напряжения
По результатам расчетов с помощью программы RastrWin получены
следующие напряжения на средней стороне трансформатора (при
номинальном коэффициенте трансформации)
3576СнбU кВ
3678СнмU кВ
3578СпаU кВ
Приведём напряжение UС к высшей стороне
357610675
0335
СнбСнб
Т В С
UU кВ
k
367810979
0335
СнмСнм
Т В С
UU кВ
k
3578
106810335
СпаСпа
Т В С
UU кВ
k
По формуле 1042 ([4] стр 427) найдём желаемое напряжение
ответвления
( ) (1109 1211) 36753937
10675 10979
ВНд нб ВНд нм CCНж
Cнб Cнм
U U UU кВ
U U
(113)
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
53
По таблице табл46 выбираем ближайшую стандартную добавку
напряжения δUд=+25 Действительное напряжение на шинах обмотки СН
Таблица 46
Коэффициенты ПБВ на СН Ответвле
ние
U
отв кВ kт
5 4
043
0
35157 250 3
946
0
34313 0 3
85
0
33478 -250 3
754
0
32643 -5 3
658
0
31809
10675 39463786
11090
Cнб CНC д нб
В доб
U UU кВ
U
10979 39463577
12110
Cнм CНC д нм
В доб
U UU кВ
U
10681 394638
1109
Cпа CНC д па
В доб
U UU кВ
U
3786 3675100 100 3
3675
С Д нб СЖ
С Д нб
СЖ
U UU
U
3577 3675100 100 26
3675
СДнм СЖ
Снм
СЖ
U UU
U
38 3675100 100 34
3675
СДпа СЖ
Спа
СЖ
U UU
U
Таким образом диапазон регулирования устройства РПН на обмотке 110
кВ позволяет во всех режимах создать желаемые напряжения на низшей
стороне
Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях
рассчитаем аналогично Результаты сведем в таблицу 111
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
54
Таблица 111
Выбор ответвлений трансформаторов
Режим наибольших нагрузок
узл
а
Расчетно
е напр
кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед к
высшей
стороне кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1064 105 1108 1161 178 117 1042 -076
3 1048 105 1092 1144 0 115 1044 -055
4 1009 105 1051 1101 -356 1109 1043 -071
5 101 105 1052 1102 -534 1089 1063 121
6 1077 105 343 359 3 3605 1047 -033
7 1046 105 333 349 0 35 1047 -029
Режим наименьших нагрузок
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 103 10 10729 11802 356 11700 1009 087
3 1059 10 11031 12134 534 12100 1003 028
4 1044 10 10875 11963 534 12110 988 -122
5 1077 10 11219 12341 712 12320 1002 017
6 109 10 3471 3818 6 3815 1001 009
7 1085 10 3455 3801 6 3815 996 -037
Послеаварийный режим
узл
а
Расчетное
напр кВ
Желаемое
напряжени
е на
низшей
стороне кВ
Напр
привед
к
высшей
стороне
кВ
Желаемо
е напр
отв кВ
добавка
напр
Напр
отв
кВ
Действ
напр
кВ
Отклон от
желаемого
2 1032 105 10750 11262 -178 11300 1046 -034
3 1054 105 10979 11502 000 11500 105 002
4 1004 105 10458 10956 -534 10890 1056 061
5 1026 105 10688 11196 -356 11090 1060 096
6 1054 105 3357 3517 0 3500 1055 047
7 1048 105 3338 3497 0 3500 1049 -010
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
55
12 РУЧНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ УЧАСТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ручной электрический расчёт участка электрической сети произведем
для линии 2-4 В таблице 121 представим исходные данные по расчету
Таблица 121
Исходные данные
Параметр Значение
U1кВ 11501
S1 МВmiddotА 232+j323
r Oмкм 0198
x Oмкм 042
b 10-6
Cмкм 27
L км 386
Параметры для контроля достоверности расчета
U2кВ 10902
S2 МВmiddotА 2231+j2913
Изобразим схему замещения сети рис121
Рисунок 121 ndash Схема замещения электрической сети
Рассчитаем напряжение и мощность в конце участка линии используя
формулы [2 с197-199]
Зарядная мощность
(121)
Мощность в начале ветви
Потери мощности в сопротивлении линии
(
( (122)
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
56
Мощность в конце ветви
ndash (
(
Падение напряжения в ветви
(123)
Напряжение в конце линии
ndash ndash (
| |
Зарядная мощность составит
Мощность в конце линии
Полученные результаты получились схожими но не точными с
рассчитанными программой Rastr показателями погрешность вызвана
большим коэффициентом точности стоявшим по умолчанию в программе
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
57
13 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Приведем расчет основных технико-экономических показателей
электрической сети спроектированной по схеме 3 по которым можно судить о
правильности принятия инженерных решений при проектировании Расчеты
проведем для 5-го года с помощью литературы [1 c48-51]
1Номинальное напряжение сети
1 110 НОМU кВ 2 35 НОМU кВ 2Установленная мощность трансформаторов
1
n
T Ti
i
S S (131)
где TiS - номинальная мощность трансформаторов i-той подстанции
(
3Протяжённость линий электропередачи
1
n
ij
ii j
L l (132)
где ijl - длина линии соединяющей узлы i и j
4Передаваемая активная мощность
1
n
i
i
P P (133)
где iP - активная мощность потребителей в i-том узле
5Передаваемая электроэнергия
1
n
i нбi
i
W P T (134)
где нбiT - время использования максимальной нагрузки потребителей в i-том
узле
61Потери мощности по линиям
0 Л HЛ ЛP P P (135)
где HЛP - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
58
0 ЛP - потери холостого хода в линиях на корону для линий напряжением
110кВ и 35кВ потери мощности на корону не учитываются
686ЛP МВт
62Потери мощности по трансформаторам
0 Т HТ ТP P P (136)
где HТP - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах
принимается по данным электрического расчёта режима наибольших нагрузок
0 ТP - потери в стали трансформаторов
049 063 112ТP МВт
71Потери электроэнергии по линиям
0 0Л HЛ Л HЛ ЛW W W P P Т (137)
где =3551 ч - время наибольших потерь
Т =8760 ч
686 3551 2435986ЛW МВт ч
72Потери электроэнергии по трансформаторам
0 0T HT T HT ТW W W P P Т (138)
049 3551 063 8760 72588TW МВт ч
8Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к
передаваемой мощности
TТУ
SS
P (139)
6508246
265ТУS
9Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по линиям
100НЛНЛ
PP
P
(1310)
686100 259
265НЛP
- по трансформаторам
100НTНT
PP
P
(1312)
049100 018
265НTP
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
59
00 100TT
PP
P
(1313)
0
063100 024
265TP
- в целом по сети
0 259 018 024 301 НЛ НT TP P P P
10Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
- по линиям
100НЛНЛ
WW
W
(1314)
2435986100 179
1358700НЛW
- по трансформаторам
100НTНT
WW
W
(1316)
1740100 013
1358700НTW
00 100TT
WW
W
(1317)
0
55188100 041
1358700TW
- в целом по сети
0 179 013 041 233НЛ НT TW W W W
11Полные затраты
0 0( ) ( ) 8760Л Л П П НЛ НT Л TЗ p K p K P P P P
A B C D (1318)
где pл = 0028
pп = 0094
н = 021
х =016
0028 698789 0094 787616 (686 0485) 3551 021
06263 8760 016 19566 740359 547724 87782
157153
З
млн руб
12Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам
19566 100 100 1245
157153
AA
З
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
60
740359 100 100 471
157153
BB
З
547724 100 100 349
157153
CC
З
0045 100 100 555
32025
DD
З
13Стоимость передачи электроэнергии
З
CW
(1319)
157153 руб1157
1358700 кВт чC
14Капитальные затраты
Л ПK K K (1320)
где 698789ЛK млн руб - капитальные затраты в линии
787616ПK млн руб - капитальные затраты в подстанции
78761669878 1489 6405 K млн руб
15Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным
затратам
69878 100 100 47
1486405
9ЛЛ
KK
K
787616 100 100 53
1486405
ПП
KK
K
16Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой
мощности
y
Kk
P (1321)
1486405 5609
265y
млн рубk
МВт
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
61
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте выполнено проектирование
электрической сети электроэнергетического района с учетом
требований надежности и гибкости сети На первом этапе выполнения
проекта мы разработали четыре конфигураций сети и выбрали из них
две по условию надежности и минимума суммарной длины линий
электропередачи На втором этапе выбрали номинальные напряжения
независимо для двух вариантов и провели расчеты при выбранных
номинальных напряжениях уточнили число цепей На третьем этапе
выбрали сечения проводов и трансформатора отдельно для каждого
варианта сети Далее провели экономическое сравнение вариантов по
условию минимума приведенных затрат для этого нами была
составлена однолинейная схема сети Для выбранного варианта сети
провели электрические расчеты и убедились в правильности выбора
сечений проводов а также в достаточности диапазона регулировочной
способности трансформаторов
Приведенные затраты на строительство сети равны
Удельные капитальные вложения по отношению к
передаваемой мощности
5609y
млн рубk
МВт Расчетная стоимость
передачи электроэнергии равна 1157 рубкВтmiddotч
Данный курсовой проект способствовал закреплению углублению
и обобщению знаний по дисциплине электроэнергетические системы
воспитанию навыков самостоятельной творческой работы А так же
показал основу работы в проектной организации
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических
систем Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине laquo
Электрические системы и сетиraquo Сыч НМ Федин ВТ ndash Мн УП
laquoТехнопринтraquo 2000 ndash 54 с
2 Электрические системы и сети Учебник Поспелов ГЕ Федин ВТ
Лычёв ПВ ndash Мн УП laquoТехнопринтraquo 2004 ndash 720 с
3 Поспелов ГЕ Федин ФТ Электрические системы и сети
Проектирование Учебное пособие для вузов ndash 2-е изд исп и доп ndash Мн
Выш школа 1986
4 Передача и распределение электрической энергии Учебное
пособиеАА Герасименко ВТ Федин ndash Ростов-нДФеникс Красноярск
Издательские проекты 2012 ndash 648(Серия laquoВысшее образованиеraquo)
5 Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией
ДЛ Файбисовича ndash 2-е изд переработанное и доп ndash М laquoИздательство НЦ
ЭНАСraquo 2006
6 Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ Под
редакцией СС Рокотяна и ЯС Самойлова ndash М Энергоиздат 1982 ndash 352 с
7 Справочник по проектированию электроэнергетических системВВ
Ершевич АН Зейлегер ГА Илларионов и др Под ред СС Рокотяна и
ИМ Шапиро 3-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1985 г ndash 352с
Top Related