Проектирование электрической сети

/

СОДЕРЖАНИЕ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I ПОСТРОЕНИЕ СХЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СЕТИ

ГЛАВА II ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СЕТИ

2.1 Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов

2.2 Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития сети

2.3 Экономическое сравнение вариантов электрической сети

ГЛАВА III АНАЛИЗ НОРМАЛЬНОГО И ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМОВ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

3.1 Исследование установившихся режимов

3.2 Исследование аварийных и послеаварийных режимов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Исходные данные для проектирования электроэнергетической сети показаны в таблице 1.1.

cоs =0,9

=115 кВ

Определено 5 вариантов развития сети для схемы района, представленной на рисунке 1.

ВВЕДЕНИЕ

Современная электроэнергетическая система России постоянно совершенствуется и модернизируется, при этом, появляются новые потребители электроэнергии: крупные предприятия, промышленные центры, новые города.

Для их того полноценного функционирования, требуется строительство новых электроэнергетических объектов, в частности магистральных и распределительных сетей.

ГЛАВА I. ПОСТРОЕНИЕ СХЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СЕТИ

Первый вариант:

Второй вариант:

Третий вариант:

Четвертый вариант:

Пятый вариант:

ГЛАВА II. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СЕТИ

2.1 Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов

Используя значения исходных данных (значения активной мощности и коэффициента мощности), определяем реактивную (Q) и полную (S) мощности в узлах электроэнергетической сети по формулам:

Q_n=P_n*arccos ?) - определение реактивной мощности;

S_n= - определение полной мощности;

электрический сеть трансформатор аварийный

Расчет реактивной мощности:

Q₂= P₂*tg (arccos ?) = 30*0,48=14,4 МВар;

Q₅= P₅*tg (arccos ?) =20*0,48=9,6 МВар;

Q₆= P₆*tg (arccos ?) =10*0,48=4,8 МВар;

Q₇= P₇*tg (arccos ?) =45*0,48=23,04 МВар;

Расчет полной мощности в узлах :

S₂==33, 27 МВА;

S₅==22, 18 МВА;

S₆==11, 09 МВА;

S₇==50, 55 МВА;

Определяем номинальные мощности трансформаторов в узлах сети по следующей формуле:

?;

- полная номинальная мощность трансформатора

- полная номинальная мощность в каждом узле

== 23, 76 МВА;

== 15, 84 МВА;

== 7, 92 МВА;

== 36, 11 МВА;

Из таблицы 1.4.2. выбираем марку трансформатора по номинальной мощности в каждом из узлов, по расчету, приведенному выше:

Для узла 2и 5 :

2xТРДН 25000/ 110

Для узла 6 :

2xТДН 10000/ 110

Для узла 7 :

2xТД 40000/ 110

Параметры выбранных трансформаторов, рассчитываются по формулам:

- эквивалентное активное сопротивление трансформатора;

- эквивалентное реактивное сопротивление трансформатора;

Расчет эквивалентного активного и реактивного сопротивления трансформатора для 2-го и 5- го узлов 2xТРДН 25000/ 110 :

Расчет эквивалентного активного и реактивного сопротивления трансформатора для 6-го узла 2xТДН 10000/ 110 :

Расчет эквивалентного активного и реактивного сопротивления трансформатора для 7-го узла 2xТД 40000/ 110 :

Потери в выбранных трансформаторах рассчитываются по формулам:

?=;

? - продольные потери в трансформаторе;

?;

Расчет потерь для 2-го узла 2xТРДН 25000/ 110 :

?=0,027*2=0,054 [МВт]

=175*2=0,350 [МВар]

?= = *=(0,116+j2,56) [МВА]

?=0,116 [МВт]

?=2,56 [МВар];

Расчет потерь для 5-го узла 2xТРДН 25000/ 110 :

?=0,027*2=0,054 [МВт]

=175*2=0,350 [МВар]

?= = *=(0,051+j1,14) [МВА]

?=0,051 [МВт]

?=1,137 [МВар];

Расчет потерь для 6-го узла 2xТДН 10000/ 110 :

?=0,014*2=0,028 [МВт]

=0,070*2=0,140 [МВар]

?= = *=(0,041+j0,708) [МВА]

?=0,041 [МВт]

?=0,708 [МВар];

Расчет потерь для 7-го узла 2xТД 40000/ 110 :

?=0,050*2=0,1 [МВт]

=0,260*2=0,52 [МВар]

?= = *=(0,153+j4,055)

[МВА]

?=0,041 [МВт]

?=0,708 [МВар];

Определение типа и мощности трансформаторов в узлах показана в таблице 2.1.1 «Выбор числа и мощности трансформаторов».

Таблица 2.1.1 «Выбор числа и мощности трансформаторов»

Расчет приведенной нагрузочной мощности определяется формулами:

?

?

30+0,116+0,054=30,17 [МВт]

20+0,051+0,054=20,105 [МВт]

10+0,041+0,028=10,069 [МВт]

45+0,153+0,1=45,25 [МВт]

14,4+2,56+0,350=17,31 [МВар]

9,6+1,137+0,350=11,087 [МВар]

4,8+0,708+0,140=5,648 [МВар]

23,04+4,055+0,520=27,615 [МВар]

Максимальные нагрузочные и расчетные токи рассчитываются по формулам:

=

=, где

=34,78 [МВА]

= [МВА]

= 11,52 [МВА]

=53,01 [МВА]

= = 0,18 кА

= = 0,12 кА

= = 0,06 кА

= = 0,3 кА

=1*1,05*0,18= 0,189 кА

=1*1,05*0,12= 0,126 кА

= 1*1,05*0,06= 0,063 кА

= 1*1,05*0,3= 0,315 кА

Полученные расчеты нагрузочных и расчетных токов заносим в таблицу 2.1.2 «Расчетные мощности и токи нагрузочных узлов».

Таблица 2.1.2 «Расчетные мощности и токи нагрузочных узлов»

Максимальные нагрузочные и расчетные токи узлов заносим в таблицу 2.1.3

«Расчетные токи».

Таблица 2.1.3 «Расчетные токи»

2.2 Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития сети

Считая сеть однородной, применим правило эквивалентных моментов, с использованием эквивалентных длин. Выбор производится для одноцепной линии с железобетонными опорами м по и вторым районом по гололеду - зона Урала, двумя способами:

1) по экономическим интервалам стандартных сечений;

2) по экономической плотности тока.

Используя табличные данные находим расчетные токи в цепи и определяем по таблице -марку и сечение провода.

Расчет токов в цепях для 1 схемы:

= =404,8 А

Выбор сечения производим 2- ым способом- по экономической плотности тока:

=

- сечение провода

т.к. 3000? ?5000 , при = 4500 часов;

== 196,2 мм² - АС - 240

== 81,63 мм² - АС - 95

== 204,7 мм² - АС - 240

== 262 мм² - АС - 240

Проверка сечения линии по допустимому току:

1) обрыв цепи 1-6

==63А (АС-240)

=+=63+315=378 А (АС- 95)

+=378+126=504 А (АС-240)

Длительно -допустимый ток для линии с сечением

АС-240 - = 605А

АС-95 - = 330А

Сравниваем токи после аварии с длительно- допустимыми токами, для каждого выбранного сечения.

=63А < 605 А - оставляем сечение линии АС-240

=378 А >330 А - сечении линии не позволяет выдерживать такой ток, поэтому производим замену сечения АС-95 на АС-120

=504 А < 605 А

2) обрыв цепи 2-5

==126 А (АС- 95)

(АС-240)

(АС-240)

Сравниваем токи после аварии с длительно- допустимыми токами, для каждого выбранного сечения.

=126 А <330 А - оставляем сечение линии АС-95

< 605 А оставляем сечение линии АС-240

< 605 А оставляем сечение линии АС-240

По итогам 2-ух аварий , было изменено сечение линии 5-7 с АС-95 на АС-240.

Полученные результаты по 1 - ой схеме заносим в таблицу 2.2.1 « Выбор сечений ЛЭП».

Таблица 2.2.1 «Выбор сечений ЛЭП»

I - обрыв цепи 6-1 II- обрыв цепи 2-5

Расчет токов в цепях для 2 схемы:

Выбор сечения производим 2-ым способом по экономической плотности тока аналогично 1-ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.2

Таблица 2.2.2 «Выбор сечений ЛЭП»

I - обрыв цепи II- обрыв цепи

Расчет токов в цепях для 3 схемы:

= =443,9 А

Выбор сечения производим 2- ым способом по экономической плотности тока аналогично 1- ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.3

Таблица 2.2.3 «Выбор сечений ЛЭП»

I - обрыв цепи 2-5 II- обрыв цепи 2-6

Расчет токов в цепях для 4 схемы:

Выбор сечения производим 2- ым способом по экономической плотности тока аналогично 1- ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.4

Таблица 2.2.4 «Выбор сечений ЛЭП»

I - обрыв цепи II- обрыв цепи

Расчет токов в цепях для 5 схемы:

Выбор сечения производим 2- ым способом по экономической плотности тока аналогично 1- ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.5

Таблица 4 «Выбор сечений ЛЭП»

I - обрыв цепи II- обрыв цепи

Обобщенная таблица выбора числа выключателей в распределительных устройствах подстанций (2.2.6).

Выбор выключателей определяется по следующей методике:

1) для тупиковой ПС

2) для проходной ПС

3) для прходной- узловой ПС

Таблица 2.2.6 «Выбора числа выключателей в распределительных устройствах подстанций»

2.3 Экономическое сравнение вариантов электрической сети

Для экономического анализа вариантов рассчитываются статически приведенные затраты

нормальный коэффициент эффективности

У- усредненный ущерб от нарушения электроснабжения

вложения в станции

- годовые издержки на амортизацию и обслуживание

годовые издержки на линии

- годовые издержки на обслуживание ПС

- годовые издержки на возмещение потерь электроэнергии в сетях

c- удельная стоимость сооружений в ЛЭП в ценах 1990 годов

с = [1000 рублей/км]

- кап.вложения в трансформатор

- коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание линий и ПС

=

У=

-удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения потребителей

- максимальная нагрузка потребителей

- коэффициент вынужденного простоя

- степень ограничения потребителей

m- число последовательно включенных элементов в сети

Экономический анализ вариантов будем рассчитывать для 5 вариантов схем электроэнергетической сети.

1 СХЕМА

вложения в станции

c- удельная стоимость сооружений в ЛЭП в ценах 1990 годов определяется из таблицы 2.3.3 исходя из сечения линии ( 2-ой район по гололеду)

с = [1000 рублей/км]

=14 тыс/ км.*1*69*68,8=66,46 млн.р

=14 тыс/ км.*1*45*68,8=43,6 млн.р

=11,4 тыс/ км.*1*75*68,8=58,8 млн.р

=14 тыс/ км.*1*36*68,8=34,7 млн.р

66,46+43,6+58,8 +34,7)*=203,26 млн.рублей

выбирается из таблицы 2.2.5 [1]

для 2и 5узла

=84*4*68,8=23,1 млн.р

для 6 узла

=54*2*68,8=7,4 млн.р

для 7 узла

=109*4*68,8=23,1 млн.р

=45,5 млн.р

выбирается из таблицы 2.2.1

млн.р

=45,5+27,244=72,744 млн.р

= 72,744 млн.р +203,26 млн.р=276,004 млн.рублей

=0,028*203,26=5,7 млн.р

=0,094*72,744=6,84 млн.р

=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.

=

= 2890,8

(4500 ч)

==(30,8 млн.р

=5,7+6,84+30,8=43,34 млн.р

У=

- максимальная нагрузка потребителей

- коэффициент вынужденного простоя

- степень ограничения потребителей

m- число последовательно включенных элементов в сети

=60* лет отказа

1* лет отказа

(из таблицы 2.4.1)

60*1*=0,00121

=45 МВт ( из исходных данных)

- из рисунка 2.2 и 2.3 =1,8 ()

У==2,49 млн.р

ючении

=0,2*276,004+55,2+2,49=101,03млн.р

2 СХЕМА

17,8 тыс/ км.*2*69*68,8=169 млн.р

=20 тыс/ км.*2*75*68,8=206,4 млн.р

24 тыс/ км.*2*36*68,8=118,9 млн.р

169+206,4 +118,9)*=494,3 млн.рублей

=23,1 млн.р

для 6 узла

7,4 млн.р

для 7 узла

23,1 млн.р

=45,5 млн.р

млн.р

=45,5+ =90,082 млн.р

= 90,082 млн.р +494,3 млн.р=584,382 млн.рублей

=13,84 млн.р

8,47 млн.р

=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.

= 2890,8

==(37,73 млн.р

=13,84 +6,84+37,73=58,41 млн.р

60*0,4*=0,0012

=45 МВт ( из исходных данных)

У=2,49 млн.р

=0,2*584,382 +58,41 +2,49=177,78млн.

3 СХЕМА

12,9 тыс/ км.*1*42*68,8=37,3 млн.р

=11,4 тыс/ км.*1*45*68,8=35,3 млн.р

=14 тыс/ км.*1*75*68,8=72,24 млн.р

14 тыс/ км.*1*36*68,8=34,7 млн.р

37,3 +35,3 +72,24 +34,7)*=179,54 млн.рублей

84*4*68,8=23,1 млн.р

для 6 узла

*2*68,8=7,4 млн.р

для 7 узла

109*4*68,8=23,1 млн.р

=45,5 млн.р

млн.р

=45,5+29,72=75,22 млн.р

= 75,22 млн.р +179,54 млн.р=254,76 млн.рублей

=0,028*179,54 =5,03 млн.р

=0,094*75,22 =7,07 млн.р

=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.

==(29,8 млн.р

=5,03+7,07+29,8=41,90 млн.р

У==2,49 млн.р

=0,2*254,76+41,9+2,49=95,3млн.р

4 СХЕМА

24 тыс/ км.*2*36*68,8=118,8 млн.р

=22 тыс/ км.*2*75*68,8=227 млн.р

=17,8 тыс/ км.*2*42*68,8=102,9 млн.р

118,8+227 +102,9)*=448,8 млн.рублей

84*4*68,8=23,1 млн.р

для 6 узла

54*2*68,8=7,4 млн.р

для 7 узла

109*4*68,8=23,1 млн.р

=45,5 млн.р

млн.р

=45,5+ =97,512 млн.р

= 97,512 млн.р +448,8 млн.р=546,312 млн.рублей

0,028*448,8 =12,56 млн.р

=0,094*97,512 =9,17 млн.р

=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.

==(54,31 млн.р

=12,56 +9,17+54,31=76,04 млн.р

У==2,49 млн.р

=0,2*546,312 +76,04 +2,49=187,79млн.р

5 СХЕМА

=17,8 тыс/ км.*2*36*68,8=88,174 млн.р

=20 тыс/ км.*2*45*68,8=123,84 млн.р

=22 тыс/ км.*2*42*68,8=127,1 млн.р

88,174 +123,84 +127,1)=339,1 млн.р

84*4*68,8=23,1 млн.р

для 6 узла

54*2*68,8=7,4 млн.р

для 7 узла

109*4*68,8=23,1 млн.р

=45,5 млн.р

млн.р

=45,5+ =95,036 млн.р

= 95,036 млн.р +339,1 млн.р=434,136 млн.рублей

0,028*339,1 =9,49 млн.р

0,094*95,036 =8,93 млн.р

=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.

==(47,334млн.р

=9,49 +8,93+47,334=65,75 млн.р

У==2,49 млн.р

=0,2*434,136+65,75 +2,49=155,06млн.р

В таблице 2.3.1 представлен сравнительный анализ экономических показателей вариантов сетей.

Таблица 2.3.1 «Сравнительный анализ экономических показателей вариантов сетей»

Сравнение приведенных затрат показывает, что 1 и 3 варианты (отличие всего составляет примерно 5%) экономически выгодны относительно других вариантов схем развития электрической сети.

ГЛАВА III АНАЛИЗ НОРМАЛЬНОГО И ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМОВ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Анализ приведенных затрат, показал, что наиболее ближайшими по затратам являются варианты 1 и 3, поэтому дальнейшие расчеты проводим для вариантов №1 и №3.

3.1 Исследование установившихся режимов

1 вариант

Расчет установившегося режима выполняется с использованием программного комплекса RASTR. Параметры сети в установившемся режиме до регулирования приведены в таблицах 3.1.1

Таблица 3.1.1 «Параметры сети в установившемся режиме до регулирования»

Таблица 3.1.2 « Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования»

Определяем напряжение на шинах потребителей. Вычисляем отклонение напряжения в узлах. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов более 5% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов.

Выбор количества отпаек производится по формуле:

- цена деления отпайки ,

x- число отпаек на которое нужно установить РПН.

Узел 51:

Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН 25000/ 110 : ,=10,5 кВ

==2,047 %

==10,57

1/=1/10,57=0,094

Узел 71:

Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТД 40000/ 110 : ,=10,5 кВ

==3,025 %

==10,5875

1/=1/10,5875=0,094

Падение напряжения в узлах 21 и 61 не превышает 5%- выбор отпаек не требуется. Результаты расчетов нагрузки после регулирования на шинах потребителей занесены в таблицу 3.1.3.

Таблица 3.1.3 «Нагрузка узлов в установившемся режиме после регулирования»

Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 1.

3 вариант

Таблица 3.1.4 «Параметры сети в установившемся режиме до регулирования»

Таблица 3.1.5 «Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования»

Определяем напряжение на шинах потребителей. Вычисляем отклонение напряжения в узлах. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 5% от U_треб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов. Выбор количества отпаек производится по формуле:

- цена деления отпайки ,

x- число отпаек на которое нужно установить РПН.

Узел 51:

Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН 25000/ 110 : ,=10,5 кВ

==2,047 %

==10,37

1/=1/10,37=0,096

Узел 71:

Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТД 40000/ 110 : ,=10,5 кВ

==3,025 %

==10,285

1/=1/10,285=0,0972

Узел 21:

Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН 25000/ 110 : ,=10,5 кВ

==2,047 %

==10,367

1/=1/10,367=0,0964

Падение напряжения в узлах 61 не превышает 5%- выбор отпаек не требуется. Результаты расчетов нагрузки после регулирования на шинах потребителей занесены в таблицу 3.1.6.

Таблица 3.1.6 «Нагрузка узлов в установившемся режиме после регулирования»

Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 2.

3.2 Исследование аварийных и послеаварийных режимов

1 вариант

При аварийном режиме отключение линии 2-5 привело к расхождению режима т.е к недопустимому падению напряжения , поэтому требуется установка дополнительной цепи в линию 1-6. При установки второй цепи на участок 1-6 падение напряжение в установившемся режиме показано в таблице 3.2.1

Таблица 3.2.1 « Напряжение в узлах в установившемся режиме»

Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 3.

При отключении линии 2-5 напряжения будут соответствовать значениям, приведенным в таблице 3.2.2.

Таблица 3.2.2 « Напряжение в узлах у аварийном режиме»

Схема электрической сети из программы RASTR, в аварийном режиме приведена в приложении 4.

Вычисляем отклонение напряжения в узлах в аварийном режиме. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от U_треб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов или устанавливаем в узлы БСК, для выравнивание напряжений при авариях на линиях, если отклонение напряжения более 17% от U_треб.

Выбор мощности БСК проводится для узла 5 с использованием программного комплекса RASTR. Минимальная мощность приведенная к номинальному напряжению батареи вычисляется по формуле:

Емкостная проводимость на землю:

Узел 51:

После установки одной БСК типа (узел 51) типа КС2-1,05-125 с номинальным напряжением 10 кВ и номинальной мощностью проведен расчет, для послеаварийного режима (данные приведены в таблице 3.2.3).

Таблица 3.2.3 «Напряжение в узлах в послеаварийном при отключении линии 2-5»

Схема электрической сети из программы RASTR, в послеаварийном режиме приведена в приложении 5.

Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от U_треб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов. Регулирование проводим в узле 51:

==2,047 %

==9,97

1/=1/10,37=0,1003

Значение напряжений в узлах в послеаварийном режиме приведено в таблице 3.2.4.

Таблица 3.2.4 «Напряжение в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5, с РПН»

Отклонение напряжения не превышает допустимых пределов - более 10% от Uтреб. В установившемся режиме, после ликвидации аварии требуется отключение БСК т.к. в 5 узле напряжение превышает 5% от требуемого =14,2%.

Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 6.

Таблица 3.2.5 « Напряжение в узлах в становившемся режиме»

3 вариант

При аварийном режиме отключение линии 2-5 привело к расхождению режима т.е к недопустимому падению напряжения , поэтому требуется установка дополнительной цепи в линию 2-5. При установки второй цепи на участок 2-5 падение напряжение в установившемся режиме показано в таблице 3.2.6. Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 7.

Таблица 3.2.6 « Напряжение в узлах в установившемся режиме»

При отключении линии 2-5 напряжения будут соответствовать значениям, приведенным в таблице 3.2.7

Таблица 3.2.7 « Напряжение в узлах в аварийном режиме при отключении линии 2-5»

Схема электрической сети из программы RASTR, в аварийном режиме приведена в приложении 8.

Напряжения не превышают 10 % в аварийном режиме и 5 % , в установившемся ,от требуемого напряжения в узле. При отключении линии 2-6 напряжения будут соответствовать значениям, приведенным в таблице 3.2.8.

Таблица 3.2.8 « Напряжение в узлах у аварийном режиме при отключении линии 2-6»

Вычисляем отклонение напряжения в узлах в аварийном режиме. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов или устанавливаем в узлы БСК, для выравнивание напряжений при авариях на линиях, если отклонение напряжения более 20% от Uтреб.

Выбор мощности БСК проводится для узла 6 с использованием программного комплекса RASTR. Минимальная мощность приведенная к номинальному напряжению батареи:

Емкостная проводимость на землю:

Узел 61:

После установки одной БСК типа (узел 51) типа КС2-1,05-125 с номинальным напряжением 10 кВ и номинальной мощностью проведен расчет, для послеаварийного режима (данные приведены в таблице 3.2.9).

Таблица 3.2.9 « Напряжение в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-6»

Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов. Регулирование проводим в узле 71:

==2,047 %

==9,86

1/=1/10,37=0,1014

Значение напряжений в узлах в послеаварийном режиме приведено в таблице 3.2.10.

Таблица 3.2.10 « Напряжение в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-6»

Отклонение напряжения не превышает допустимых пределов - более 10% от Uтреб. в аварийном режиме. В установившемся режиме, после ликвидации аварии требуется отключение БСК т.к. в 6 узле напряжение превышает 5% от требуемого = 8,7%. Схема электрической сети из программы RASTR, в послеаварийном режиме приведена в приложении 9.

Таблица 3.2.11 « Напряжение в узлах в установившемся режиме»

Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 10.

В двух вариантах, в процессе анализа потребовалась установка БСК, что привело к ликвидации завышения напряжения в аварийном режиме. Установка БСК приводит к качественной работе сети.

С добавлением в обе схемы цепи в линию, увеличиваются затраты на строительство, на издержки по амортизации и обслуживанию, также увеличиваются затраты на потери мощности. Включение БСК в сеть в 1-ом и 3 -ем вариантах увеличивает затраты на установку , но уменьшает издержки на потери мощности, поэтому экономический расчет обеих схем будет пересчитан.

1 схема:

=14 тыс/ км.*2*69*68,8=132,92 млн.р

=14 тыс/ км.*1*45*68,8=43,6 млн.р

=11,4 тыс/ км.*1*75*68,8=58,8 млн.р

=14 тыс/ км.*1*36*68,8=34,7 млн.р

66,46+43,6+58,8 +34,7)*=269,72 млн.рублей

=30*1*68,8=2,064 млн.р

=45,5+27,244+2,064 =74,808 млн.р

= 74,808 млн.р +269,72 млн.р=344,528 млн.рублей

0,028*269,72=7,55 млн.р

0,094*74,808 =7,014 млн.р

==(33,56 млн.р

=7,55 +7,014+33,56=48,124 млн.р

=0,2*344,528 +48,124 +2,49=119,52млн.р

3 схема:

=12,9 тыс/ км.*1*42*68,8=37,3 млн.р

=11,4 тыс/ км.*1*45*68,8=35,3 млн.р

=14 тыс/ км.*1*75*68,8=72,24 млн.р

=14 тыс/ км.*2*36*68,8=69,4 млн.р

37,3 +35,3 +72,24 +69,4)*=214,24 млн.рублей

=45,5 млн.р

млн.р

=30*1*68,8=2,064 млн.р

=45,5+29,72+2,064=77,284 млн.р

= 77,284 млн.р +214,24 млн.р=291,524 млн.рублей

0,028*214,24 =5,99 млн.р

0,094*77,284 =7,265 млн.р

==(38,887 млн.р

=5,99+7,265+38,887 =47,142 млн.р

=0,2*291,524+47,142+2,49=107,94 млн.р

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Включение БСК в сеть в первом (1схема) и третий (3 схема) вариантах, а также добавление в линию второй цепи увеличивает затраты на установку, но уменьшает издержки на потери мощности. В целом первый и третий варианты в технико-экономическом плане являются равнозначными. За счет установки БСК в обе схемы , они являются устойчивыми к авариям по качеству электроснабжения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. С.С. Ананичева, А.Л. Мызин, С.Н. Шелюг :Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по курсу: Электроэнергетические системы и сети - федеральное агенство по образованию ГОУ ВПО «Уральский Государственный Технический университет».:Екатеринбург, 2005 год.

Приложение 1

«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант 1)»

Приложение 2

«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант2)»

Приложение 3

«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант1)»

Приложение 4

«Схема электрической сети в аварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (вариант1)»

Приложение 5

«Схема электрической сети в послеаварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в 5 узле) (вариант1)»

Приложение 6

«Схема электрической сети в установившемся режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в 5 узле) (вариант1)»

Приложение 7

«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант3)»

Приложение 8

«Схема электрической сети в аварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (вариант3)»

Приложение 9

«Схема электрической сети в послеаварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в 5 узле) (вариант3)»

Приложение 10

«Схема электрической сети в установившемся режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в 5 узле) (вариант3)»