Проектирование электрической сети

Работа из раздела: «Физика и энергетика»

Содержание

Введение
1. Выбор схемы электроснабжения сетевого района.

1.1 Определение потока мощности от электростанции В.
1.2 Выбор номинального напряжения сети.
1.3 Выбор компенсирующих устройств.
1.4 Распределение реактивных мощностей.
1.5 Выбор сечений и марок проводов ЛЭП.
1.6 Структурные схемы подстанций. Выбор мощности тарансформаторов подстанций.
1.7 Технико-экономическое сравненение вариантов

2. Расчет параметров режимов работы электрической сети

2.1 Составление схемы замещения электрической сети.
2.2 Расчет режима максимальных зимних нагрузок
2.2.1 Ручной расчет режима зимних максимальных нагрузок
2.2.2 Расчет режима зимних максимальных нагрузок в программе ROOR
2.2.3 Регулирование напряжения на шинах понижающих подстанций в режиме зимних максимальных нагрузок
2.2.4 Оптимизация режимов работы сети
2.3 Расчет режима минимальных зимних нагрузок
2.4 Расчет режима максимальных летних нагрузок
2.5 Расчет режима максимальных летних нагрузок

3. Анализ результатов расчета режимов спроектированной сети
4. Основные технико-экономические показатели сети
Заключение
Библиографический список

Введение

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической сети напряжением 35 - 110 кВ, предназначенной для надежного электроснабжения пяти пунктов потребления электроэнергии, которые содержат различные категории потребителей.

Электроснабжение этих пунктов осуществляется от крупной подстанции А и электростанции В. Сеть располагается во втором районе по гололеду, воздушные линии электропередачи выполнены на железобетонных опорах.

Большая часть проекта посвящена выбору экономически целесообразной схемы районной сети, выбору оборудования, устанавливаемого в сети. После выбора оптимальной схемы в курсовом проекте рассматриваются наиболее характерные режимы работы, производится сравнение полученных параметров режимов работы сети. Для выбранной схемы сети производится оптимизация режимов работы сети, регулирование напряжения в различных режимах, чтобы напряжения соответствовали нормативным требованиям. В конце курсового проекта вычисляются все технико-экономические параметры сети, такие как стоимость отдельных элементов сети, суммарные капитальные вложения в сооружение сети, ремонт и обслуживание оборудования, затраты на возмещение потерь электроэнергии, стоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети, КПД передачи электроэнергии.

1. Выбор схемы электроснабжения сетевого района

1.1 Определение потока мощности от электростанции В

Определим поток мощности от электростанции В на распределительном устройстве и на линии электропередачи до подстанции А.

Рисунок 1.1 - Электрическая сеть от электростанции В до подстанции А

Исходные данные электростанции В приведены в таблице 1. На рисунке 2 изображена схема электростанции.

Рисунок 1.2 - Схема электростанции В

Таблица 1.1 - Исходные данные электростанции В

Генератор		Трансформатор		, МВА		, МВА
ТВФ-100-2	3	ТДЦ-125/110	3	10	0,75	130	0,9	4

Таблица 1.2 -Паспортные данные элементов сети

Генератор ТВФ-100-2

МВт	МВАр		кВ
100	75	0,8	10,5
Трансформатор ТДЦ-125/110
										Параметры регулирования
МВА	кВ	кВ	%	кВт	кВт	%	Ом	Ом	кВАр	%
125	121	10,5	10,5	400	120	0,55	0,37	12,3	687,5
Линия электропередач АС - 240

кВ	Ом/км	Ом/км	См/км	А	км
110	0,13	0,405		605	75

Расчет параметров схемы замещения:

Мощность выдаваемая с шин генератора, МВт,

(1.1)

Напряжение на шинах генератора, кВ,

(1.2)

Напряжение на шинах подстанции А, кВ,

(1.3)

Расчетная длина линии А-В, км,

(1.4)

Активное сопротивление линии А-В, Ом,

(1.5)

Реактивное сопротивление линии А-В, Ом,

(1.6)

Проводимость линии А-В, См,

(1.7)

Эквивалентное сопротивление трансформатора, Ом,

, (1.8)

Потери холостого хода трансформатора, МВА,

(1.9)

Коэффициент трансформации,

(1.10)

Мощность нагрузки на генераторном напряжении, МВт,

(1.11)

Мощность нагрузки на РУ-110 кВ, МВт,

(1.12)

Расчетная мощность, подходящая к трансформатору, МВА,

(1.13)

Рассчитаем потокораспределение от электростанции В в программе ROOR, все параметры схемы замещения

Зарядная мощность начала линии, МВАр,

(1.14)

Зарядная мощность конца линии, МВАр,

(1.15)

Расчет схемы замещения в программе ROOR:

Ввод данных в программе ROOR:

Таблица 1.3 - Данные по узлам

Таблица 1.4 - Данные по ветвям

Таблица 1.5 - Базисный узел

Результаты при расчете в программе ROOR:

Таблица 1.6 - Результаты по узлам

Таблица 1.7 - Результаты по ветвям

Схема замещения с параметрами, рассчитанными в программе ROOR, представлена на рисунке 1.5.

1.2 Выбор конфигурации электрической сети

Конфигурация районной электрической сети представляет собой структуру связей пунктов потребления и источников питания, которая зависит от взаимного расположения на плане района, и также от категорий приемников электрической энергии по надежности. При составлении и анализе вариантов конфигурации сети необходимо исходить из основных положений рационального построения схем соединений линий сети:

Питание потребителей района следует осуществлять по кратчайшим связям (линиям) с использованием возможности одной трассы для передачи электроэнергии к пунктам сети, расположенных в одном направлении к источнику питания (ИП).

Передача электроэнергии потребителям должна осуществляться в направлении общего потока мощности от ИП к потребителям района. Следует избегать обратных потоков мощности даже на отдельных участках районной сети, так как это приводит к повышенным капиталовложениям и увеличению потерь мощности.

Применение замкнутых схем для питания нескольких пунктов потребления района экономически целесообразно, если:

суммарная длина линий замкнутой схемы значительно меньше суммарной длины линий разомкнутой резервированной схемы в одноцепном исчислении, что обеспечивает меньшие капиталовложения и расход цветного металла.

при объединении в замкнутый контур нескольких пунктов потребления не образуется протяженных малонагруженных участков, которые используются практически только в послеаварийных режимах.

Схема сети должна предусматривать в перспективе питание всех подстанций, как правило по двум цепям. Сооружение одноцепных тупиковых линий для питания потребителей II и III категорий должно рассматриваться как первый этап развития сети.[1]

Для рассмотрения в курсовом проекте принимаются четыре наиболее выгодные схемы (рисунки 1.6, 1.7, 1.8, 1.9).

По данным курсового проекта определяются длины линий электропередачи, км,

(1.16)

Для выбранных схем будем в дальнейшем вести расчет.

Рисунок 1.7 - Схема конфигурации сети №1

Рисунок 1.8 - Схема конфигурации сети №2

Рисунок 1.9 - Схема конфигурации сети №3

Рисунок 1.10 - Схема конфигурации сети №4

1.3 Выбор номинального напряжения сети

В общем случае выбор номинального напряжения районной сети производится одновременно со схемой электрических соединений на основе технико-экономических расчетов. Величиной напряжения определяются параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.[1]

Номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной линии электропередачи. Поэтому для рассчитываемых вариантов необходимо определить потокораспределение в схеме.[1]

Для предварительной оценки номинального напряжения производится расчет по эмпирическим формулам.

Одна одноцепная ЛЭП, кВ:

(1.17)

Две одноцепных ЛЭП, кВ:

(1.18)

Одна двухцепная ЛЭП, кВ:

(1.19)

где l - длина линии, км;

Р - передаваемая активная мощность, МВт;

n - количество параллельных цепей в линии.

На рисунках 1.6, 1.7, 1.8, 1.9 одноцепные ЛЭП обозначены цифрой (1), две двухцепные ЛЭП - (1+1), одна двухцепная ЛЭП - (2).

Выбор номинального напряжения можно произвести по области характерного применения различных значений номинального напряжения.

Для всех участков замкнутой схемы рекомендуется выбирать одинаковые значения номинального напряжения.[1]

Схема конфигурации сети №1

Центром питания для замкнутой части сети является узел 1. Мысленно разрезав сеть по этому узлу, можно представить ее в виде линий с двухсторонним питанием рисунок.

Распределение реактивных мощностей определяется по длинам линий, Вт,

(1.20)

(1.21)

На остальных участках распределение активных мощностей определяется по первому закону Кирхгофа:

(1.22)

(1.23)

(1.24)

(1.25)

Напряжения на каждом участке сети №1, определенные по формулам 1.17, 1.18, 1.19, кВ,

Для линий В-1 и В-3 целесообразно выбрать напряжение 110кВ, для линии 1-4 напряжение 35кВ. В кольце 1-2, 2-5, 1-5 можно выбрать напряжение 35кВ или 110кВ. Для первого варианта будут меньше капитальные затраты на сооружение линий и подстанций. Для второго варианта увеличатся капитальные затраты, но уменьшаться капитальные затраты. Можно предположить, что, так как длина линии 2-5 больше линий 1-2 и 1-5, потери напряжения в кольце будут достаточно большими. Поэтому, с целью обеспечения потребителей качественной электроэнергией, целесообразно выбрать номинальное напряжение на данной линии 110кВ.

Схема конфигурации сети №2

В данной схеме также есть «кольцо» образованное точками В-1-3. Центром питания для замкнутой части сети является узел В. Мысленно разрезав сеть по этому узлу, можно представить ее в виде линий с двухсторонним питанием рисунок (рисунок 1.12).

Распределение активных мощностей в кольце определяется по длинам линий, на остальных участках распределение активных мощностей определяется по первому закону Кирхгофа, кВт,

(1.26)

(1.27)

(1.28)

(1.29)

(1.30)

(1.31)

(1.32)

(1.33)

Напряжения на каждом участке сети №2, определенные по формулам 1.17, 1.18, 1.19, кВ,

Таким образом для линий В-1, В-3 и 1-3 целесообразно выбрать напряжение 110кВ, для линий 1-2, 1-5 и 3-4 напряжение 35кВ.

Схема конфигурации сети №3

В данной схеме нет «кольца», поэтому расчет распределения активных мощности будем вести по первому закону Кирхгофа, МВт,

(1.34)

(1.35)

(1.36)

(1.37)

(1.38)

Напряжения на каждом участке сети №3, определенные по формулам 1.17, 1.18, 1.19, кВ,

Для линий 1-3, В-3 и 1-3 целесообразно выбрать напряжение 110кВ, для линий 1-2, 1-5 и 3-4 напряжение 35кВ.

Схема конфигурации сети №4

В данной схеме также нет «кольца», поэтому расчет распределения активных мощности будем вести по первому закону Кирхгофа, МВт,

(1.39)

(1.40)

(1.41)

(1.42)

(1.43)

Напряжения на каждом участке сети №4, определенные по формулам 1.17, 1.18, 1.19, кВ,

Для линий В-1, В-3 целесообразно выбрать напряжение 110кВ, для линий 1-2, 1-5 и 1-4 напряжение 35кВ.

Все полученные параметры сведем в таблицу 1.8 и проанализировав полученные значения выберем два более приемлемых варианта конфигурации сети.

Таблица 1.8 - Расчет номинального напряжения сети

Линия	Количество сетей	l, км	P, МВт	, кВ	,кВ
Схема конфигурации сети №1
1-4	1	29	5	45,3	35
1-2	1	36	11,1	63,4	110
1-5	1	29	8,9	56,8
2-5	1	48	2,9	42,2
В-1	1+1	50	44	87
В-3	1+1	34	21	62
Схема конфигурации сети №2
1-2	1+1	36	14	52,8	35
1-5	2	29	6	58,1
3-4	1	30	5	45,5
1-3	1	44	8,3	57,7	110
В-1	1	50	30,7	101
В-3	1	34	34,3	104,8
Схема конфигурации сети №3
1-2	1+1	36	14	52,8	35
1-5	2	29	6	58,1
3-4	1	30	5	45,5
1-3	1+1	50	30,7	101	110
В-3	1+1	34	34,3	104,8
Схема конфигурации сети №4
1-2	1+1	36	14	52,8	35
1-5	2	29	6	58,1
1-4	1	29	5	45,3
В-1	1+1	50	44	87	110
В-3	1+1	34	21	61,7

Для дальнейших расчетов выберем две схемы замкнутую и разомкнутую.

Длина линии схемы №2 меньше линии схемы №1 на 30 км, однако в схеме №2 будет необходимо использовать два трехобмоточных трансформатора, а в схеме №1 лишь один, к тому же в схеме №1 потери напряжения будут меньше, чем в схеме №2, так как большая часть схемы имеет большее напряжение (110кВ). С учетом этого можно предположить, что схема №1 будет экономически более выгодна.

Длина линии схемы №3 и схемы №4 различаются незначительно, но в схеме №4 будет необходимо использовать два трехобмоточных трансформатора, а в схеме №3 лишь один. То есть можно предположить, что схема №4 будет экономически более выгодна.

Таким образом, дальнейшие расчеты будут производиться для схемы №1 и схемы №4.

1.3 Выбор компенсирующих устройств

На подстанциях 1, 2, 3, 5 установлены по два трансформатора, на подстанции 4 - один. Напряжение на шинах низшего напряжения, к которым присоединяются потребители электрической энергии, равно 10кВ.

Для подстанции 1 реактивная мощность нагрузки определяется по заданному значению коэффициента мощности, МВар:

(1.44)

где - значение заданной максимальной активной мощности нагрузки;

- коэффициент мощности нагрузки, определяемый по заданному значению ,

Предельное значение реактивной мощности равно, МВАр,

(1.45)

где - предельный коэффициент реактивной мощности,

Мощность компенсирующих устройств, МВАр,

(1.46)

Трансформаторы на подстанциях 1, 2, 3, 5 раздельно, каждый на свою секцию шин, нагрузка каждого из них равна половине мощности нагрузки подстанции Поэтому конденсаторные установки должны подключаться к обоим секциям шин 10кВ.

К каждой секции шин можно подключить по одной конденсаторной установке УКЛ 57-10,5-2250У3. Суммарная мощность конденсаторных установок на подстанции 1 равна, МВАр,

Расчетная нагрузка на шинах низшего напряжения подстанции 1 после компенсации, МВА,

Результаты расчета для остальных подстанций сведены в таблицу 1.9.

Таблица 1.8 - Результаты расчета компенсации реактивной мощности

Параметр	Подстанция
	1	2	3	4	5
, МВт	19	14	21	5	6
	0,593	0,567	0,54	0,484	0,512
, МВАр	11,3	7,9	11,3	2,4	3,1
	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
, МВАр	7,6	5,6	8,4	2	2,4
МВАр	3,7	2,3	2,9	0,4	0,7
Количество и тип ККУ, установленных на одной секции	1УКЛ 57-10,5-2250У3	1УКЛ 57-10,5-1350У3	1УКЛ 57-10,5-2250У3 1УКЛ 57-10,5-112,5У3	1УКЛ 57-10,5-450У3	1УКЛ 57-10,5-450У3
Количество секций	2	2	2	1	2
МВАр	4,5	2,7	2,9	0,5	0,9
, МВА	19+j6,8	14+j5,2	21+j8,4	5+j1,9	6+j2,2
с учетом КУ	0,358	0,371	0,4	0,38	0,367
с учетом КУ	0,942	0,937	0,928	0,935	0,939

1.4 Распределение реактивных мощностей

Распределение активных мощностей в сети рассчитано в пункте 1.2. Аналогично определяется распределение реактивных мощностей.

Схема №1

Распределение активных мощностей в схеме №1, МВАр,

(1.47)

(1.48)

(1.49)

(1.50)

(1.51)

(1.52)

Схема №4

Распределение активных мощностей в схеме №4, МВАр,

(1.53)

(1.54)

(1.55)

(1.56)

(1.57)

Рисунок 1.13 - Потокораспределение в схеме №1

Рисунок 1.14 - Потокораспределение в схеме №4

1.5 Выбор сечения и марок проводов линий электропередач

Выбор сечения проводов ВЛЭП в соответствии с рекомендациями ПУЭ [2] будем производить по экономической плотности тока, порядок расчета при этом следующий:

1. Определяется распределение активных и реактивных мощностей в электрической сети в режиме максимальных нагрузок.

2. Определяются токи на участках рассматриваемой сети, А,

(1.58)

где - активная и реактивная мощности в линии i -j после компенсации реактивной мощности, МВт, Мвар;

- количество цепей или параллельных ЛЭП на данном участке;

- номинальное напряжение рассматриваемой линии, кВ.

3. По таблице П3[1] определяется значение экономической плотности тока .

4. Находится экономическое сечение провода линии i-k, мм²,

(1.59)

5. По таблице П1[1] выбирается марка провода

Выбранные сечения проводов ЛЭП необходимо проверить по нагреву длительно протекающими токами и по потере напряжения. Если ток послеаварийного режима окажется больше допустимого для данной марки провода, то следует выбрать провода с большим сечением.

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. Потери напряжения в процентах от номинального на участке i -k определются по формуле:

(1.60)

где - погонные параметры линии электропередачи, принимаемые в зависимости от марки провода, Ом/км.

Проверка по потере напряжения проводится для того, чтобы напряжение у самого удаленного приемника электрической энергии соответствовало требованиям ГОСТ 13109-97. Поэтому необходимо рассчитать суммарные потери в сети одного номинального напряжения от центра питания, в котором осуществляется регулирование напряжения, до электрически удаленного узла и сравнить их с допустимой величиной 10-15 %.

Если потери напряжения будут больше указанных допустимых значений, то рекомендуется выбрать провода с большим сечением или перейти к более высоким значениям номинального напряжения линий.

Схема №1

Номинальное напряжение линии 1-4 - 35кВ, остальная сеть - 110кВ. Время использования максимальных нагрузок .

Распределение активных и реактивных мощностей рассчитано в пунктах 1.2 и 1.4.

Токи в линиях в нормальном режиме максимальных нагрузок определяюся по формуле 1.58, А,

Экономическая плотность тока для сталеалюминиевых проводов при равна 1,1 А/мм². Экономическое сечение будет равно, мм²,

Таким образом следует выбрать провод марки АС-70/11.

Результаты остальных расчетов сведены в таблицу 1.8.

Таблица 1.8 - Результаты выбора сечений проводов линий электропередачи

Линия	Количество цепей	МВА	U_ном, кВ	I_max, A	Марка провода	I_доп, А	I^пав, А	Отключение линии
1-2	1	11,1+j4,1	110	62,1	АС-70/11	265	111,9	1-5
1-5	1	8,9+j3,3	110	49,8	АС-70/11	265	111,9	1-2
2-5	1	2,9+j1,1	110	70	АС-70/11	265	78,4 33,5	1-2 1-5
1-4	1	5+j1,9	35	88,2	АС-95/16	330	-	-
В-1	1+1	44+j16,1	110	123	АС-120/19	390	246	1 цепь
В-3	1+1	21+j8,4	110	59,3	АС-70/11	265	118,6	1 цепь

Проверку выбранных проводов по нагреву данной сети необходимо провести для следующих послеаварийных режимов:

1. Отключение линии на участке 1-2 (рисунок 1.15).

Рисунок 1.15 - Послеаварийный режим сети при отключении участка 1-2

Потокораспределение в сети в данном режиме определяется по первому закону Кирхгофа:

2. Отключение линии на участке 1-5 (рисунок 1.16).

Рисунок 1.16 - Послеаварийный режим сети при отключении участка 1-5

При этом изменяются мощности на участках 1-2, 2-5:

3. Отключение одной линии на участке В-1 или на участке В-3. Этот режим характеризуется увеличением тока, протекающего по оставшейся в работе линии, в два раза по сравнению с нормальным режимом.

Соответствующие этим режимам токи приведены в таблице 1.8.

Сравнение токов послеаварийных режимов для каждой линии с допустимыми по нагреву показало, что для каждого участка сети , следовательно, все марки проводов выдерживают нагрев длительно протекающими токами.

Рассчитаем потери напряжения в процентах от номинального на участках линии по формуле 1.60.

Для линии 1-2, выполненной проводом марки АС-70/11, Ом/км, Ом/км. Потеря напряжения в нормальном режиме работы сети в данной линии, %:

При отключении линии 1-5, измениться потокораспределение сети в соответвии с рисунком 1.13, соответственно изменятся и потери напряжения для линий 1-2 и 2-5, %,

Результаты расчета потерь напряжения для остальных участков сведены в таблице 1.9.

Таблица 1.9 - Результаты расчета потерь напряжения схема №1

Линия	U_ном, кВ	F, мм²	l, км	r₀, Ом/км	x₀, Ом/км	Нормальный режим	Послеаварийный режим
						Р, МВт	Q, МВАр	U, %	Р, МВт	Q, Мвар	U, %	Отключена линия
1-2	110	70	36	0,422	0,444	11,1	4,1	1,94	20	7,4	3,49	1-5
1-5	110	70	29	0,422	0,444	8,9	3,3	1,25	20	7,4	2,81	1-2
2-5	110	70	48	0,422	0,444	2,9	1,1	0,68	14 6	5,2 2,2	3,26 1,39	1-2 1-5
1-4	35	95	29	0,301	0,421	5	1,9	5,46	-	-	-	-
В-1	110	120	50	0,244	0,427	44	16,1	3,64	44	16,1	7,28	1 цепь
В-3	110	70	34	0,422	0,444	21	8,4	1,77	21	8,4	3,54	1 цепь

Для схемы №1 в сети 110кВ удаленным будет узел 2, следовательно потери напряжения от узла В до узла 2 равны, %,

(1.61)

Узел 4 не рассматривается как удаленный, так как на подстанции 1 установлены трансформаторы, имеющие устройство для регулирования напряжения под нагрузкой.

Все потери напряжения меньше допустимых 15%.

При отключении линии 1-2 удаленным будет узел 2:

(1.62)

При отключении линии 1-5 удаленным будет узел 5:

(1.63)

Во всех послеаварийных режимах потери напряжения не превышают допустимых значений.

В результате можно констатировать, что выбранные марки проводов воздушных линий электропередачи удовлетворяют условиям работы как нормальном, так и в послеаварийных режимах.

Схема №4

Номинальное напряжение линии В-1 и В-3 - 110 кВ, остальные сети - 35кВ. Время использования максимальных нагрузок .

Распределение активных и реактивных мощностей рассчитано в пунктах 1.2 и 1.4.

Токи в линиях в нормальном режиме максимальных нагрузок определяются по формуле 1.58, А,

Таким образом следует выбрать провод марки АС-150/24.

Результаты остальных расчетов сведены в таблицу 1.10.

Таблица 1.10 - Результаты выбора сечений проводов линий электропередачи

Линия	Количество цепей	МВА	U_ном, кВ	I_max, A	Марка провода	I_доп, А	I^пав, А	Отключение линии
1-2	1+1	14+j5,2	35	123,2	АС-150/24	450	246,4	1 цепь
1-5	5	6+j2,2	35	52,7	АС-50/8	210	105,4	1 цепь
1-4	1	5+j1,9	35	88,2	АС-95/16	330	-	-
В-1	1+1	44+j16,1	110	122,9	АС-120/19	390	245,8	1 цепь
В-3	1+1	21+j8,4	110	59,4	АС-70/11	265	118,8	1 цепь

Отключение одной линии на участках 1-2, 1-5, В-1, В-3. Этот режим характеризуется увеличением тока, протекающего по оставшейся в работе линии, в два раза по сравнению с нормальным режимом.

Соответствующие этим режимам токи приведены в таблице 1.8.

Рассчитаем потери напряжения в процентах от номинального на участках линии по формуле 1.60.

Для линии 1-2, выполненной проводом марки АС-150/24, Ом/км, Ом/км. Потеря напряжения в нормальном режиме работы сети в данной линии, %:

При отключении одной линии на участке 1-2, потери напряжения для участка 1-2 увеличатся в два раза, %,

Результаты расчета потерь напряжения для остальных участков сведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11 - Результаты расчета потерь напряжения

Линия	U_ном, кВ	F, мм²	l, км	r₀, Ом/км	x₀, Ом/км	Нормальный режим	Послеаварийный режим
						Р, МВт	Q, МВАр	U, %	Р, МВт	Q, Мвар	U, %	Отключена линия
1-2	35	150	36	0,204	0,406	14	5,2	7,3	14	5,2	14,6	1 цепь
1-5	35	50	29	0,650	0,427	6	2,2	5,73	6	2,2	11,46	1 цепь
1-4	35	95	29	0,301	0,421	5	1,9	5,46	-	-	-	-
В-1	110	120	50	0,244	0,427	44	16,1	3,64	44	16,1	7,28	1 цепь
В-3	110	70	34	0,422	0,444	21	8,4	1,77	21	8,4	3,54	1 цепь

На подстанции 1 установлены трансформаторы, имеющие устройство для регулирования напряжения под нагрузкой, поэтому потери напряжения на всех участках являются независимыми.

Все потери напряжения меньше допустимых 15%.

Во всех послеаварийных режимах потери напряжения не превышают допустимых значений.

1.6 Структурные схемы подстанций

Выбор мощности трансформаторов подстанций

Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях всех категорий, принимается, как правило, не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть допущена на основе технико-экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на подстанции требуются два средних напряжения.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе обеспечивали питание нагрузки с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы аварийной перегрузки и резерва по сетям СН и НН.

При отсутствии графиков нагрузки потребителей проектируемого сетевого района выбор мощности трансформаторов на подстанциях рекомендуется производить из условия равенства их номинальных мощностей и выполнения неравенства:

(1.64)

где - значение наибольшей мощности, протекающей через наиболее загруженную обмотку трансформатора подстанции;

1,4 - условно принимаемый коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

На однотрансформаторных подстанциях номинальная мощность трансформатора выбирается с учетом требований, которые рекомендуют принимать мощность силового трансформатора согласно формуле:

(1.65)

При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности подстанции производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна иметь технико-экономическое обоснование.

Трансформаторы подстанций должны быть оборудованы устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). При отсутствии трансформаторов с устройством РПН допускается дополнительно устанавливать регулировочные трансформаторы.[1]

Коэффициент загрузки трансформатора:

(1.66)

Коэффициент загрузки определяется в нормальном и аварийном режимах (). Условно принимаемый коэффициент допустимой аварийной перегрузки равен 1,4.

Выбор трансформантов для схем 1 и 4 представлен в таблицах 1.12 и 1.13.

Схема №1

Таблица 1.12 - Трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях схемы №1

п/ ст	MBA	MBA		MBA		MBA	Тип трансформатора
1	(5+19)+ j(1,9+8,4)	110	2	26,12		25	2ЧТДТН- 25000/110	0,52	1,04
2	14+j5,2	110	2	14,93		16	2ЧТДН- 16000/110	0,47	0,93
3	21+j8,4	110	2	22,62		25	2ЧТРДН- 25000/110	0,45	0,9
4	5+j1,9	35	1	5,35	5,35	6,3	ТМН- 6300/35	0,85	-
5	6+j2,2	110	2	6,39		6,3	2ЧТМН- 6300/110	0,51	1,01

Схема №4

Таблица 1.13 - Трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях схемы №4

п/ ст	MBA	MBA		MBA		МBA	Тип транс- форматора
1	(5+6+14+19)+ j(1,9+2,2+5,2+8,4)	110	2	47,43		40	2ЧТДТН- 40000/110	0,59	1,19
2	14+j5,2	35	2	14,93		16	2ЧТДН- 16000/35	0,47	0,93
3	21+j8,4	110	2	22,62		25	2ЧТРДН- 25000/110	0,45	0,9
4	5+j1,9	35	1	5,35	5,35	6,3	ТМН- 6300/35	0,85	-
5	6+j2,2	35	2	6,39		6,3	2ЧТМН- 6300/35	0,51	1,01

Все трансформаторы удовлетворяют условиям нормального и аварийного режима, следовательно выбор произведён правильно.

Для выбора наиболее целесообразного варианта электрической сети необходимо учитывать стоимость оборудования подстанции. Поэтому должны быть намечены схемы электрических соединений подстанций. Способ присоединения подстанции в сети и ее главная схема определяются типом подстанции (узловая, проходная, тупиковая), числом отходящих линий, классом напряжения. Структурные схемы рассматриваемых вариантов сетей. Схемы электрических соединений изображены на рисунках 1.19 и 1.20.

1.7 Технико-экономическое сравнение вариантов

Задачей технического анализа является определение технической осуществимости проекта, который выполняется в ходе составления вариантов возможной конфигурации сети и выбора основного оборудования. В результате финансово-экономического анализа дается оценка соответствия проекта критериям экономической эффективности инвестиций.

Выбор наиболее экономичного варианта производится методом сравнения дисконтированных издержек, рассчитываемых для каждого варианта. С учетом особенностей электроэнергетики при финансово-экономическом обосновании варианта используется критерий минимума дисконтированных издержек:

(1.67)

мощность нагрузка сеть подстанция

где K- капитальные вложения в сооружение сети;

- издержки на капитальный и текущий ремонт и обслуживание;

- издержки на возмещение потерь электрической энергии;

i-коэффициент дисконтирования, зависящий от условий финансирования, равный предельной норме эффективности капитала для данного интервала (для условий финансирования электроэнергетики данную величину можно принять равной 0,08-0,15; в курсовом проекте принимается );

Т_р- расчетный период, равный жизненному циклу проекта; расчетный период принимается, исходя из нормы амортизации по электрооборудованию, равным 22 года.

Линий электропередач выполнены на железобетонных опорах. Сеть располагается во втором районе по гололеду. Для наглядности параметры расчетов для схемы №1 будут иметь верхний индекс 1, а для схемы №4 индекс 4.

Суммарные капиталовложения на сооружение линий электропередачи:

(1.68)

где -укрупнённый показатель стоимости 1 км воздушной линии на i-ом участке сети;

- протяженность i-го участка;

- количество одноцепных линий на i-ом участке сети;

N-количество участков.

(1.69)

(1.70)

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций:

(1.71)

где -стоимость сооружения i-й подстанций, тыс. руб.

определяется суммированием стоимости силовых и регулировочных трансформаторов , компенсирующих устройств , распределительных устройств ,постоянной составляющей затрат на сооружение подстанций .

Стоимость трансформаторов на i-ой подстанции в случае установки однотипных трансформаторов определяется по выражению:

(1.72)

где - укрупненный показатель стоимости, включающий (кроме стоимости самого трансформатора) затраты на монтаж, ошиновку, заземление, контрольные кабели, релейную защиту.

(1.73)

При расчете стоимости распределительных устройств на каждой подстанции следует учесть капитальные затраты на распределительные устройства высшего, среднего (при его наличии) и низшего напряжений. Стоимость сооружения распределительных устройств каждого номинального напряжения равна:

(1.74)

где и - соответственно число ячеек с выключателями и стоимость каждой ячейки. Число ячеек на РУ 10кВ, определяется по формуле:

(1.75)

В стоимость ячейки кроме стоимости самого выключателя входят стоимости всех элементов (разъединителей, измерительных трансформаторов, защитных аппаратов и т.д), а также стоимости монтажа оборудования.

(1.76)

Стоимость компенсирующих устройств определяется по удельной стоимости и мощности установленных компенсирующих устройств:

(1.77)

(1.78)

Постоянная часть затрат , которая приближенно определяется в зависимости от напряжения и электрической схемы подстанции на стороне ВН, включает в себя стоимость сооружения общеподстанционного пункта управления, компрессорной, аппаратной маслохозяйства и складов масла, коммуникаций тепло- и водоснабжения, подъездных путей, освоения, планировки и озеленения площадки и т.п.

(1.79)

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций равны:

(1.80)

Капитальные вложения в сооружение сети:

(1.81)

Ежегодные издержки на обслуживание, текущий и капитальный ремонт линий и оборудования подстанций определяются капитальными затратами на данный элемент системы и нормы отчислений.

(1.82)

где и - нормы отчислений на ремонт и обслуживание воздушных линий и оборудования подстанций соответственно.

Определяются издержки, идущие на ремонт и обслуживание подстанций расчетной схемы:

Ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются по стоимости 1 кВтч электроэнергии:

(1.83)

где - стоимость 1 кВтч электроэнергии ( в курсовой работе принимается =2,0 руб/ кВт·ч);

-суммарные потери электроэнергии в электрической сети,.

Потери электроэнергии состоят из потерь холостого хода и нагрузочных потерь :

(1.84)

Потери холостого хода - потери в стали трансформаторов, которые определяются по времени работы трансформаторов , МВт·ч,

(1.85)

Нагрузочные потери определяются величиной мощности нагрузки , номинальным напряжением , сопротивлением элемента сети и временем максимальных потерь :

Нагрузочные потери в линиях электропередачи , МВт·ч:

(1.86)

где - мощность протекающая по участку i-j в режиме максимальных нагрузок;

- удельное активное сопротивление i-j участка сети, Ом;

-длина участка, км;

n- количество цепей.

Нагрузочные потери в трансформаторах , МВт·ч:

(1.87)

где и -активная и реактивная мощности протекающие через трансформатор в режиме максимальных нагрузок;

-активное сопротивление трансформатора, Ом;

-время максимальных потерь , ч;

n- количество трансформаторов.

Время максимальных потерь , ч,

(1.88)

Суммарные потери электроэнергии в ЛЭП ,

Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах,

Суммарные потери электроэнергии,

(1.89)

Затраты на возмещение потерь электрической энергии:

Дисконтированные издержки для схемы №1:

Дисконтированные издержки для схемы №4:

Сравнение схем сети:

Для выбора экономически целесообразной схемы сети производится сравнение капитальных вложений на сооружение сети, издержек ремонт и обслуживание сети и на возмещение потерь электрической энергии.

Таблица 1.14 - Сравнение схем сети

Схема				ДИ, млн.руб.
№1	429125	10029	17410	697265
№4	382395	7309	30104	747978

Из таблицы можно сделать вывод, что вариант схемы №4 экономически более выгоден для строительства, а вариант №1 экономически более выгоден для эксплуатации. Но так как общие дисконтированные издержки схемы №1 получаются значительно меньше, чем дисконтированные издержки схемы №4, то в дальнейших расчетах целесообразно будет использовать более экономически выгодную схему №1.

2. Расчеты параметров режима работы электрической сети

Задачей данного раздела является определение потокораспределения в электрической сети с учетом потерь мощности в элементах схемы замещения, определение напряжений в узлах с учетом потерь напряжения в сети. В этом разделе также выбираются средства регулирования для обеспечения заданных (допустимых) уровней напряжения на шинах низшего напряжения в соответствии с законом встречного регулирования, производится оценка потерь активной и реактивной мощностей в линиях и трансформаторах районной сети.[1, 3]

В качестве расчетных принимаются режим максимальной (летней и зимней) нагрузки системы и режим минимальной (летней и зимней) нагрузки. Вручную выполнен расчет режима максимальной нагрузки. Расчет остальных режимов выполнен на ЭВМ c помощью программы ROOR.

2.1 Составление схемы замещения электрической сети

Расчетная схема электрической сети и ее схема замещения составляются на основе задания с учетом параметров выбранных элементов.

Все параметры схемы замещения должны вычисляться в именованных единицах (Ом, См). Для линий электропередачи используются П-образные схемы замещения, для трансформаторов Г-образные схемы: однолучевые для двухобмоточных трансформаторов и трехлучевые для трехобмоточных и автотрансформаторов. В целях упрощения расчетов вместо емкостных проводимостей линий электропередачи учитываются зарядные мощности Q_с, а вместо проводимостей трансформаторов - потери холостого хода

Для n параллельно работающих линий протяженностью l параметры эквивалентной схемы замещения будут равны

(2.1)

(2.2)

(2.3)

где r₀, x₀, b₀ - погонные активные и реактивные сопротивления и емкостная проводимость соответственно, принимаемые по справочным таблицам.

Сопротивления схемы замещения трансформаторов вычисляются по паспортным данным. Для n параллельно работающих трансформаторов сопротивления схемы замещения следует уменьшить, а потери холостого хода увеличить в n раз. Для сети нескольких номинальных напряжений электрический расчет при ручном счете можно выполнять без приведения сопротивлений к одному U_номс учетом идеализированных трансформаторов.

В схеме замещения подстанция «А» учитывается в виде балансирующего по мощности и базисного по напряжению узла, в котором задано значение напряжения для рассчитываемого режима работы сети. Фаза напряжения принимается равной нулю. Активные и реактивные мощности, поступающие в сеть из этого узла, определяются в результате электрического расчета. В нагрузочных узлах заданными являются величины активных и реактивных мощностей нагрузок, не зависящие от напряжения в данных узлах. Модули и фазы напряжений являются искомыми величинами.

Таблица 2.1 - Параметры схемы замещений линий электропередач

Линия	Марка провода	Длина, км	Число цепей	, Ом/км	, Ом/км	, Ом	, Ом	_, СмЧ10^-6	МВАр	, СмЧ10^-6
А-В	АС-240	82	2	0,13	0,405	5,33	16,61	2,81	3,24	460
									3,07
В-1	АС-120	50	2	0,244	0,427	6,1	10,68	2,658	1,6	266
В-3	АС-70	34	2	0,422	0,444	7,18	7,55	2,547	1,06	174
1-2	АС-70	36	1	0,422	0,444	15,19	15,98	2,547	0,56	92
1-5	АС-70	29	1	0,422	0,444	12,24	12,88	2,547	0,45	74
2-5	АС-70	48	1	0,422	0,444	20,56	21,31	2,547	0,47	122
1-4	АС-95	29	1	0,301	0,421	8,73	12,21	-	-	-

Таблица 2.1 - Параметры схемы замещения трансформатора

№ п/ ст	Тип трансформатора		Пределы регулирования	, Ом	, Ом	, Ом	, Ом	, кВт	, кВАр	кВт	, %


В	3хТДЦ-125000/110	121	±2Ч2,5	0,37	12,3	0,123	4,1	120	687,5	400	10,5
		-
		10,5
1	2хТДТН-25000/110	115	±9Ч1,78	1,5	54	0,75	27	36	250	145	в-н	10,5
		38,5			0		0				в-с	17
		11			33		16,5				с-н	6
2	2хТДН-16000/110	115	±9Ч1,78	4,38	86,7	2,19	43,35	19	112	85	10,5
		-
		11
3	2хТРДН-25000/110	115	±9Ч1,78	2,54	55,9	1,27	27,95	27	175	120	10,5
		-
		10,5
4	2хТМН-6300/35	35	±6Ч1,5	1,4	14,6	1,4	14,6	9,2	56,7	46,5	7,5
		-
		11
5	2хТМН-6300/110	115	±9Ч1,78	14,7	220	7,35	110	11,5	50,4	44	10,5
		-
		6,6

Далее необходимо выполнить расчеты режимов работы сети в периоды зимнего и летнего максимума нагрузок, а также в периоды зимнего и летнего минимума нагрузок. Режим зимнего максимума производится в ручную, а другие режимы, для обеспечения больших быстроты и точности, будут произведены с помощью программы «ROOR». Значения нагрузок для каждого из этих режимов приведены в таблице 2.2.

Зимний максимум: ;

Зимний минимум: ;

Летний максимум: ;

Зимний максимум: ;

Таблица 2.2 - Мощности нагрузок в различные режимы работы сети

Номер п/ст	Мощности нагрузок в периоды Р_НГ, МВт
	Зимний мах	Зимний мin	Летний мах	Летний мin
1	19	11,4	10,45	6,65
2	14	8,4	7,7	4,9
3	21	12,6	11,55	7,35
4	5	3	2,75	1,75
5	6	3,6	3,3	2,10

После расчета зимнего режима нанесем на схему мощности в ветвях и напряжения в узлах (рисунок 2.1), на схеме будет изображено в виде:

ручной расчет Зmax
расчет в ROOR Зmax
расчет в ROOR Зmin

Или

расчет в ROOR Зmax
расчет в ROOR Зmin

2.2 Расчет режима максимальных зимних нагрузок

2.2.1 Ручной расчет режима зимних максимальных нагрузок

Расчет режима максимальных нагрузок выполняется методом последовательных приближений. В качестве первого приближения (на первом этапе расчетов) принимается, что напряжения в узлах равны номинальному напряжению. При данном условии находятся мощности в конце и начале каждого участка схемы замещения сети с учетом потерь мощности в продольных сопротивлениях, зарядных мощностей линий электропередачи Q_c и потерь в стали трансформаторов . Потери мощности и зарядные мощности Q_c определяются по U_ном.

На втором этапе расчетов по найденным значениям мощностей и напряжению базисного узла находятся напряжения в узлах с учетом потерь напряжения в линиях и в трансформаторах.

Для сравнения результатов ручного расчета и расчета в программе ROOR необходимо, рассчитать мощности в начале и в конце ветви ЛЭП включая в расчет зарядную мощность, так как результат в ROOR выводиться именно в таком виде. Мощности требующие перерасчет будут обозначены индексом «R».

Потери мощности в обмотках трансформатора и линий определяются по формуле:

(2.4)

Мощности, протекающие по элементам ЭЭС, определяются на основании 1-го закона Кирхгофа, МВА,

(2.5)

(2.6)

(2.7)

(2.8)

(2.9)

(2.10)

(2.11)

(2.12)

(2.13)

(2.14)

(2.15)

(2.16)

(2.17)

(2.18)

(2.19)

(2.20)

Используя значения и , замкнутую часть схемы можно представить в виде линии с двухсторонним питанием .

Предварительное распределение мощностей по кольцевому участку 6-12-14-6 сети без учета потерь можно определить по длинам линий, так как замкнутая часть схемы выполнена проводом одного сечения, МВА,

(2.21)

где - мощность любого из пунктов, находящегося на интервале от точки j до определяемой точки, МВА;

- длина участка от i-ой точки до пункта j, км.

(2.22)

Проверка:

Так как точка 14 является точкой потокораздела мощностей, разделив схему по точке 14, получаются две независимые разомкнутые схемы.

Далее вновь ведется расчет мощностей начала и конца участков сети по методу последовательных приближений, МВА,

(2.23)

(2.24)

(2.25)

(2.26)

(2.27)

(2.28)

(2.29)

Далее выполняется расчет напряжений в узлах схемы с учетом потерь. Ручной расчет выполняется от шин подстанции 1. За напряжение в узле 2 принимается напряжение из расчетов по программе ROOR пункт 1.

При номинальном напряжении ? 110 кВ допускается не учитывать поперечную составляющую падения напряжения, поэтому формула для расчета будет иметь следующий вид:

, (2.30)

где - продольная составляющая падения напряжения на участке i-j:

(2.31)

Действительное значение напряжения с учетом коэффициента трансформации:

(2.32)

Рассчитаем напряжения в узлах схемы, кВ,

Таблица 2.3 - Результаты ручного расчета потоков мощностей в ветвях и напряжений в узлах схемы замещения

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	Начало ветви	Конец ветви	Номер узла	Напряжение, кВ
			Активная мощность	Реактивная мощность	Активная мощность	Реактивная мощность
1	2	1	-	-	-	-	1	10,5
2	2	3	-	-	-	-	2	118,75
3	2	4	21,04	8,02	21,09	9,82	3	115,5
4	4	5	21,05	9,58	21	8,4	4	116,88
5	2	6	46,03	16,49	44,88	17,69	5	10,44
6	6	7	24,33	11,51	24,29	9,97	6	114,76
7	7	8	19,03	7,36	19	6,8	7	111,89
8	7	9	5,26	2,61	5,26	2,61	8	10,59
9	9	10	5,26	2,61	5,04	2,3	9	37,45
10	10	11	5,03	2,24	5	1,9	10	35,37
11	6	12	9,17	2,33	9	3,14	11	10,76
12	12	13	6,02	2,57	6	2,2	12	113,47
13	12	14	2,96	0,47	2,94	1,93	13	6,35
14	14	15	14,04	6	14	5,2	14	112,71
15	6	14	11,31	3,35	11,14	4,29	15	10,5

2.2.2 Расчет режима зимних максимальных нагрузок в программе ROOR

При расчете схемы замещения исходим из условия поддержания напряжения в узле 1 станции В при наибольших нагрузках. За базисный узел принимаются шины РУ подстанции А - узел 3. На них и поддерживается напряжение:

Результаты расчетов по программе ROOR приводятся в таблицах 2.2 и 2.3.

Таблица 2.4 - Результаты расчета потоков мощностей в ветвях схемы замещения в программе ROOR

Номер ветви	Номера узлов	Ток ветви, А	Мощность начала ветви, МВА	Мощность конца ветви, МВА	Потери мощности, МВА
	Начало	Конец	Модуль	Угол, ⁰	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная	Активные	Реактивные
1	2	1	1396,108	172,433	-276,421	-69,858	-277,140	-93,832	0,719	23,974
2	2	3	452,793	10,988	92,200	-10,246	88,922	-14,197	3,278	10,216
3	2	4	113,277	-15,921	21,367	7,657	21,090	9,747	0,276	0,291
4	4	5	114,922	-18,099	21,050	9,507	21,000	8,400	0,050	1,107
5	2	6	240,552	-14,410	45,854	15,777	44,795	17,500	1,059	1,854
6	6	7	136,280	-20,279	24,331	11,483	24,290	9,979	0,042	1,504
7	7	8	105,857	-19,080	19,025	7,355	19,000	6,800	0,025	0,555
8	7	9	30,527	-24,441	5,264	2,624	5,262	2,624	0,002	0
9	9	10	91,185	-24,441	5,262	2,624	5,044	2,320	0,218	0,305
10	10	11	90,628	-23,918	5,034	2,260	5,000	1,900	0,034	0,360
11	6	12	48,026	-11,670	9,084	2,237	8,999	3,099	0,085	0,089
12	12	13	33,558	-18,502	6,025	2,572	6,000	2,200	0,025	0,372
13	12	14	16,337	-17,524	2,954	0,427	2,938	1,949	0,016	0,017
14	14	15	78,769	-18,723	14,041	6,007	14,000	5,200	0,041	0,807
15	6	14	60,562	-13,936	11,310	3,280	11,143	4,278	0,167	0,176
Суммарные потери мощности, МВА	6,038	41,626
Суммарная генерация ЛЭП, МВА		15,887

Таблица 2.5 - Результаты расчета напряжений в узлах схемы замещения в программе ROOR

Номер узла	Напряжение, кВ	Генерация, МВА	Потребление, МВА
	Модуль	Угол, ⁰	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная
1	10,500	11,138	277,140	93,832	0	0
2	117,906	6,616	0	0	117,000	56,670
3	115,500	0	0	14,197	88,922	0
4	116,040	6,207	0	0	0,040	0,240
5	10,375	3,702	0	0	21,000	8,400
6	113,983	4,986	0	0	0,070	0,500
7	111,248	2,056	0	0	0	0
8	10,528	0,612	0	0	19,000	6,800
9	37,232	2,065	0	0	0	0
10	35,155	0,255	0	0	0,010	0,060
11	10,709	-3,112	0	0	5,000	1,900
12	112,703	4,613	0	0	0,020	0,100
13	6,310	1,635	0	0	6,000	2,200
14	111,937	4,439	0	0	0,040	0,220
15	10,471	1,654	0	0	14,000	5,200

Результаты расчетов, выполненных «вручную» и по программе «ROOR», практически совпадают, что говорит о правильности тех и других. Различие результатов расчетов двумя указанными методами минимально в значениях рассчитанных активных мощностей, протекающих по ветвям рассматриваемой схемы, и напряжений в её узлах. Более серьезные различия наблюдаются в результатах расчетов значений реактивных мощностей. Объяснить существующие различия можно тем, что расчет, выполненный «вручную», производился с всего одной итерацией, то время как расчет, выполненный в программе «ROOR» , имеет 20 итераций, и значения зарядных мощностей линий определялось для реального значения напряжения, а не номинального, как при ручном расчете, что и привело к различию полученных результатов, в первую очередь, значений реактивных мощностей.

2.2.3 Регулирование напряжения на шинах понижающих подстанций в режиме зимних максимальных нагрузок

На шинах подстанций в реальных режимах электрических сетей напряжения, как правило, отличаются от номинального. Это различие напряжений характеризуется установившимся отклонением напряжения

На выводах приемников электрической энергии стандартом установлены нормально и предельно допустимые значения , которые соответственно равны и .

На шинах 6-10 кВ центров питания (ЦП) допустимые значения могут быть рассчитаны, для этого необходимо иметь информацию о потерях напряжения в сети, находящейся между ЦП и ближайшими и удаленными электроприемниками в рассматриваемых режимах.

Исходя из этого произведем регулировку напряжения в режиме максимальных нагрузок. Желаемое напряжение напряжения на шинах НН в режиме зимнего максимума подстанций в пределах 1,05-1,10U_ном.

Действительное напряжение на шинах низкого напряжения определяется следующим образом:

(2.33)

где - приведенное к ВН напряжение на шинах НН;

, - номинальные напряжения обмоток высшего и низшего напряжения трансформатора.

Если это напряжение отличается от желаемого значения U_Нж, то рассчитывается необходимое ответвление регулируемой обмотки высшего напряжения U_отв :

. (2.34)

По найденному напряжению ответвления U_отв выбирается ближайшее стандартное ответвление РПН трансформатора :

, (2.35)

где - напряжение одной ступени регулирования, %;

n - количество ступеней РПН;

откуда:

(2.35)

По результатам расчета режима максимальных зимних нагрузок можно сделать вывод, что регулирование напряжение требуется произвести на подстанциях 2, 3.

Регулирование напряжения на подстанции 2:

Трансформатор, установленный на данной ТП: 2ЧТДН-10000/110:

диапазон регулирования - (±9Ч1,78); кВ; кВ.

Примем желаемое напряжение на шинах НН, кВ,

Действительное напряжение на шинах НН, кВ,

Действительное напряжение на шинах НН не соответствует желаемому, следовательно необходимо выполнить его регулировку.

Приведенное к ВН напряжение на шинах НН, кВ,

Необходимое ответвление регулируемой обмотки ВН, кВ,

Ступень РПН, которой соответствует данное напряжение:

Ближайшее целое число равно -1. Следовательно для обеспечения необходимого уровня напряжения необходимо работать на ступени :

Тогда действительное напряжение после регулирования, кВ,

Таким образом, видно, что регулировка напряжении выполнена, поскольку напряжение после регулирования очень близко к желаемому напряжению на шинах низшего напряжения подстанции 2.

Для остальных подстанций регулирование напряжения было произведено с помощью программы «ROOR».

Таблица 2.6. - Результаты расчетов в программе «ROOR» регулирования напряжения в сети

№ ТП	Тип трансформатора	Режим максимальных зимних нагрузок
		Номер ступени, n	До регулирования, кВ	После регулирования, кВ
1	ТДТН-25000/110 (±9Ч1,78)	0	10,528	10,528
2	ТДН-16000/110 (±9Ч1,78)	-1	10,471	10,660
3	ТРДН-25000/110 (±9Ч1,78)	-1	10,375	10,563
4	ТМН-6300/35 (±6Ч1,5)	0	10,709	10,709
5	ТМН-6300/110 (±9Ч1,78)	0	6,310	6,310

2.2.4 Оптимизация режима работы сети

Под оптимизационным режимом работы сети понимают режим, соответствующий наименьшим потерям активной мощности. Напряжение на шинах подстанции А остается неизменным и равняется 1,05. Напряжение на шинах генератора изменяется путем изменения тока возбуждения, при этом меняется и реактивная мощность . Таким образом оптимизация представляет собой определение напряжения на шинах генератора при минимальных потерях активной мощности, путем изменения реактивной мощности. Важно учесть, что при изменении потери на каждом элементе изменяются по-разному, в зависимости от параметров, поэтому необходимо рассматривать суммарные потери. Также напряжение во всех узлах не должно превышать , по условиям изоляции.

Таблица 2.7 - Результаты оптимизации режима работы сети

, МВАр	94,081	95	100	105	110	115	115,2	117	120
, МВт	6,130	6,014	5,926	5,864	5,825	5,809	5,808	5,808	5,814
, кВ	10,5	10,519	10,599	10,677	10,754	10,830	10,833	10,859	10,904

Как видно из графиков зависимостей потери активной мощности минимальны при напряжении на шинах генератора

В таблицах 2.8 и 2.9 приведен расчет потокораспределения и напряжений в сети после оптимизации, выполненный в программе ROOR.

Таблица 2.8 - Потокораспределение в сети после оптимизации

Номер ветви	Номера узлов	Ток ветви, А	Мощность начала ветви, МВА	Мощность конца ветви, МВА	Потери мощности, МВА
	Начало	Конец	Модуль	Угол, ⁰	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная	Активные	Реактивные
1	2	1	1388,101	167,633	-276,429	-91,500	-277,140	-115,200	0,711	23,700
2	2	3	446,606	-3,764	92,341	12,430	89,152	8,933	3,189	9,939
3	2	4	109,932	-16,272	21,348	7,444	21,087	9,685	0,260	0,274
4	4	5	111,642	-18,611	21,047	9,445	21,000	8,400	0,047	1,045
5	2	6	232,470	-14,337	45,740	14,956	44,751	17,007	0,989	1,732
6	6	7	131,892	-20,550	24,309	11,306	24,270	9,897	0,039	1,409
7	7	8	102,572	-19,411	19,024	7,321	19,000	6,800	0,024	0,521
8	7	9	29,411	-24,522	5,246	2,577	5,244	2,577	0,002	0
9	9	10	87,851	-24,522	5,244	2,577	5,042	2,294	0,202	0,283
10	10	11	87,316	-23,996	5,032	2,234	5,000	1,900	0,032	0,334
11	6	12	46,430	-11,557	9,075	2,084	8,995	3,009	0,079	0,083
12	12	13	32,517	-18,900	6,023	2,549	6,000	2,200	0,023	0,349
13	12	14	15,811	-17,803	2,952	0,360	2,937	1,979	0,015	0,016
14	14	15	76,303	-19,123	14,038	5,957	14,000	5,200	0,038	0,757
15	6	14	58,562	-13,966	11,298	3,116	11,142	4,198	0,156	0,164
Суммарные потери мощности, МВА	5,808	40,605
Суммарная генерация ЛЭП, МВА		16,628

Таблица 2.9 - Напряжения в узлах сети после оптимизации

Номер узла	Напряжение, кВ	Генерация, МВА	Потребление, МВА
	Модуль	Угол, ⁰	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная
1	10,833	10,205	277,140	115,200	0	0
2	121,110	5,948	0	0	117,000	56,670
3	115,500	0	0	0	89,152	8,933
4	119,303	5,557	0	0	0,040	0,240
5	10,680	3,190	0	0	21,000	8,400
6	117,358	4,394	0	0	0,070	0,500
7	114,734	1,637	0	0	0	0
8	10,865	0,281	0	0	19,000	6,800
9	38,400	1,645	0	0	0	0
10	36,404	-0,058	0	0	0,010	0,060
11	11,115	-3,190	0	0	5,000	1,900
12	116,129	4,036	0	0	0,020	0,100
13	6,512	1,236	0	0	6,000	2,200
14	115,390	3,871	0	0	0,040	0,220
15	10,809	1,254	0	0	14,000	5,200

После установления оптимального напряжения, напряжение в узле 11, которое соответствует шинам низшего напряжения подстанций 4 соответственно, превысило допустимое соотношение 1,1 от номинального напряжения. Это означает, что в режиме необходимо произвести регулирование напряжения.

Таблица 2.10. - Результаты расчетов в программе «ROOR» регулирования напряжения в сети

№ ТП	Тип трансформатора	Режим максимальных зимних нагрузок
		Номер ступени, n	До регулирования, кВ	После регулирования, кВ
1	ТДТН-25000/110 (±9Ч1,78)	0	10,865	10,865
2	ТДН-16000/110 (±9Ч1,78)	0	10,809	10,809
3	ТРДН-25000/110 (±9Ч1,78)	0	10,680	10,680
4	ТМН-6300/35 (±6Ч1,5)	2	11,115	10,792
5	ТМН-6300/110 (±9Ч1,78)	0	6,512	6,512

2.3 Расчет режима минимальных зимних нагрузок

Расчет режима минимальных нагрузок начинается с определения мощности нагрузок в данном режиме (таблица 2.2). В режиме минимальных нагрузок не должно быть генерации реактивной мощности от узлов нагрузки в сеть. При этом рассчитываются мощности и количество компенсирующих устройств, которые нужно оставить в работе, остальные конденсаторные установки отключаются. Напряжение в базисном узле поддерживается в соответствии с заданием для данного режима.[1]

Мощность оставленных в работе ККУ определяется из условия:

. (2.37)

Таблица 2.11 - Определение возможной генерации реактивной мощности

Параметры	Номер п/ст
	1	2	3	4	5
, МВт	11,4	8,4	12,6	3	3,6
, МВАр	6,78	4,74	6,78	1,44	1,86
, МВАр	4,5	2,7	2,9	0,5	0,9
, МВАр	2,28	2,04	3,88	0,94	0,96
Условие 2.37 выполняется, поэтому отключение компенсирующих устройств не требуется
, МВА	11,4+j2,28	8,4+j2,04	12,6+j3,88	3+j0,94	3,6+j0,96

С целью уменьшения потерь мощности и энергии перед проведением расчета нагрузок необходимо рассмотреть вопрос о числе трансформаторов, включенных в этом режиме на подстанциях с двумя трансформаторами.

Нагрузка , при которой целесообразно отключать один из трансформаторов на подстанции:

(2.38)

где - номинальная мощность трансформатора;

,-активные и реактивные потери мощности холостого хода трансформаторов;

, - активные и реактивные потери мощности короткого замыкания трансформаторов;

k - экономический эквивалент реактивной мощности, (в курсовом проекте k=0,06 кВт/кВАр).

Потери реактивной мощности в опыте короткого замыкания, кВАр,

(2.39)

Полученное значение мощности сравнивается с мощностью нагрузки подстанции в данном режиме и, если , то с целью уменьшения потерь мощности можно исключить один из работающих трансформаторов. При в работе остаются оба трансформатора.

Решение об отключении части трансформаторов зависит и от схемы подстанции, а именно, наличия коммутационной аппаратуры для производства таких переключений. Отключение трансформатора нецелесообразно, если это приведет к уменьшению надежности электроснабжения или увеличению потерь активной мощности в линиях электропередачи.

В данном курсовом проекте через подстанцию 1 идет снабжение большого числа потребителей разных категорий, следовательно, отключение трансформатора приведет к уменьшению надежности электроснабжения. Также не отключается трансформатор на подстанции 4, так как он всего один.

Проверяется необходимость отключения трансформаторов на подстанциях 2,3,5.

Таблица 2.12 - Определение возможности отключения одного трансформатора

Параметры	Номер п/ст
	2	3	5
, кВт	19	27	11,5
, кВАр	112	175	50,4
кВт	85	120	44
, %	10,5	10,5	10,5
, МВАр	1,68	2,63	0,66
МВА
, МВА	8,64	13,18	3,73

Так как на всех трех подстанциях , то отключение одного из трансформаторов нецелесообразно.

Потокораспределение и напряжения в узлах, рассчитанные в программе ROOR, представлены в таблицах 2.13 и 2.14.

Таблица 2.13 - Результаты расчета потоков мощностей в ветвях схемы замещения в программе ROOR

Номер ветви	Номера узлов	Ток ветви, А	Мощность начала ветви, МВА	Мощность конца ветви, МВА	Потери мощности, МВА
	Начало	Конец	Модуль	Угол, ⁰	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная	Активные	Реактивные
1	2	1	1367,261	178,282	-276,450	-49,829	-277,140	-72,823	0,690	22,994
2	2	3	583,380	11,883	119,647	-10,309	114,205	-20,963	5,442	16,959
3	2	4	64,162	-6,299	12,745	2,143	12,656	4,478	0,089	0,093
4	4	5	65,321	-10,363	12,616	4,238	12,600	3,880	0,016	0,358
5	2	6	132,617	1,763	27,058	1,325	26,736	4,452	0,322	0,563
6	6	7	74,385	-8,353	14,504	4,088	14,491	3,640	0,012	0,448
7	7	8	58,084	-6,361	11,408	2,447	11,400	2,280	0,008	0,167
8	7	9	16,461	-15,395	3,084	1,193	3,083	1,193	0,001	0
9	9	10	49,168	-15,395	3,083	1,193	3,020	1,104	0,063	0,089
10	10	11	48,717	-14,444	3,010	1,044	3,000	0,940	0,010	0,104
11	6	12	26,780	4,696	5,419	-0,251	5,393	0,728	0,026	0,028
12	12	13	18,677	-9,488	3,608	1,075	3,600	0,960	0,008	0,115
13	12	14	8,957	-5,009	1,765	-0,447	1,760	1,194	0,005	0,005
14	14	15	43,392	-8,216	8,412	2,285	8,400	2,040	0,012	0,245
15	6	14	33,490	1,079	6,743	0,116	6,692	1,310	0,051	0,054
Суммарные потери мощности, МВА	6,755	42,221
Суммарная генерация ЛЭП, МВА		16,325

Таблица 2.14 - Результаты расчета напряжений в узлах схемы замещения в программе ROOR

Номер узла	Напряжение, кВ	Генерация, МВА	Потребление, МВА
	Модуль	Угол, ⁰	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная
1	10,500	13,005	277,140	72,823	0	0
2	118,617	8,500	0	0	117,000	56,670
3	115,500	0	0	20,963	114,205	0
4	117,633	8,204	0	0	0,040	0,240
5	10,639	6,753	0	0	12,600	3,880
6	116,960	7,387	0	0	0,070	0,500
7	115,971	5,746	0	0	0	0
8	11,054	4,949	0	0	11,400	2,280
9	38,818	5,749	0	0	0	0
10	37,756	4,685	0	0	0,010	0,060
11	11,710	2,954	0	0	3,000	0,940
12	116,366	7,106	0	0	0,020	0,100
13	6,610	5,443	0	0	3,600	0,960
14	115,985	6,980	0	0	0,040	0,220
15	11,001	5,435	0	0	8,400	2,040

Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 8,15,11, которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1,2,4 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального напряжения. Это означает, что в режиме зимнего минимума необходимо произвести регулирование напряжения. В период зимнего минимума желаемое напряжения на низшей ступени должно составлять 1,02 ч1,03 от номинального. Результаты регулирования напряжения приведены в таблице 2.14.

Таблица 2.15. - Результаты расчетов в программе «ROOR» регулирования напряжения в сети

№ ТП	Тип трансформатора	Режим максимальных зимних нагрузок
		Номер ступени, n	До регулирования, кВ	После регулирования, кВ
1	ТДТН-25000/110 (±9Ч1,78)	4	11,054	10,318
2	ТДН-16000/110 (±9Ч1,78)	4	11,001	10,270
3	ТРДН-25000/110 (±9Ч1,78)	2	10,639	10,274
4	ТМН-6300/35 (±6Ч1,5)	4	11,710	10,242
5	ТМН-6300/110 (±9Ч1,78)	4	6,610	6,17

Таким образом, оценивая результаты регулирования напряжения в режиме зимнего минимума, можно сказать, что требуемое качество электроэнергии на шинах низшего напряжения после регулирования будет обеспечено.

2.3 Расчет режима максимальных летних нагрузок

Реактивная мощность для данного режима определяется аналогично максимальному зимнему режиму определяется по заданному значению коэффициента мощности.

Мощность компенсирующих устройств,

(2.40)

Предельное значение реактивной мощности равно,

(2.41)

где - предельный коэффициент реактивной мощности,

Таблица 2.16 - Определение реактивной мощности

Параметр	Подстанция
	1	2	3	4	5
, МВт	10,45	7,7	11,55	2,75	3,3
	0,593	0,567	0,54	0,484	0,512
, МВАр	6,2	4,4	6,2	1,3	1,7
	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
, МВАр	2,5	1,8	2,5	0,5	0,7
МВАр	3,7	2,6	3,3	0,8	1
МВАр	4,5	2,7	2,9	0,9	0,9
, МВА	10,45+j1,7	7,7+j1,7	11,55+j3,3	2,75+j0,4	3,3+j0,8

Потокораспределение и напряжения в узлах, рассчитанные в программе ROOR, представлены в таблицах 2.17 и 2.18.

Таблица 2.17 - Результаты расчета потоков мощностей в ветвях схемы замещения в программе ROOR

Номер ветви	Номера узлов	Ток ветви, А	Мощность начала ветви, МВА	Мощность конца ветви, МВА	Потери мощности, МВА
	Начало	Конец	Модуль	Угол, ⁰	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная	Активные	Реактивные
1	2	1	1364,046	179,031	-276,453	-47,240	-277,140	-70,125	0,687	22,886
2	2	3	599,256	11,978	123,014	-10,226	117,272	-21,811	5,742	17,894
3	2	4	58,293	-4,312	11,677	1,478	11,603	3,835	0,073	0,077
4	4	5	59,334	-8,825	11,563	3,595	11,550	3,300	0,013	0,295
5	2	6	120,574	5,973	24,763	-0,683	24,496	2,557	0,266	0,466
6	6	7	66,784	-4,245	13,282	2,802	13,272	2,441	0,010	0,361
7	7	8	52,541	-3,785	10,456	1,837	10,450	1,700	0,006	0,137
8	7	9	14,251	-5,942	2,815	0,605	2,815	0,605	0,000	0
9	9	10	42,569	-5,942	2,815	0,605	2,767	0,538	0,047	0,066
10	10	11	42,256	-4,775	2,757	0,478	2,750	0,400	0,007	0,078
11	6	12	24,432	7,889	4,966	-0,528	4,944	0,463	0,022	0,023
12	12	13	16,926	-7,738	3,306	0,895	3,300	0,800	0,006	0,095
13	12	14	8,131	-3,145	1,618	-0,531	1,614	1,125	0,004	0,004
14	14	15	39,357	-6,571	7,710	1,901	7,700	1,700	0,010	0,201
15	6	14	30,469	3,810	6,179	-0,217	6,137	0,997	0,042	0,045
Суммарные потери мощности, МВА	6,938	42,628
Суммарная генерация ЛЭП, МВА		16,382

Таблица 2.18 - Результаты расчета напряжений в узлах схемы замещения в программе ROOR

Номер узла	Напряжение, кВ	Генерация, МВА	Потребление, МВА
	Модуль	Угол, ⁰	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная
1	10,500	13,231	277,140	70,125	0	0
2	118,709	8,728	0	0	117,000	56,670
3	115,500	0	0	21,811	117,272	0
4	117,832	8,446	0	0	0,040	0,240
5	10,672	7,121	0	0	11,550	3,300
6	117,349	7,670	0	0	0,070	0,500
7	116,659	6,178	0	0	0	0
8	11,128	5,455	0	0	10,450	1,700
9	39,049	6,180	0	0	0	0
10	38,238	5,063	0	0	0,010	0,060
11	11,933	3,501	0	0	2,750	0,400
12	116,834	7,402	0	0	0,020	0,100
13	6,647	5,889	0	0	3,300	0,800
14	116,495	7,283	0	0	0,040	0,220
15	11,065	5,879	0	0	7,700	1,700

Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 8,15,11, которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1,2,4 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального напряжения. Это означает, что в режиме летнего максимума необходимо произвести регулирование напряжения. В период летнего максимума желаемое напряжения на низшей ступени должно составлять 1,02 ч1,03 от номинального. Результаты регулирования напряжения приведены в таблице 2.19.

Таблица 2.19. - Результаты расчетов в программе «ROOR» регулирования напряжения в сети

№ ТП	Тип трансформатора	Режим максимальных зимних нагрузок
		Номер ступени, n	До регулирования, кВ	После регулирования, кВ
1	ТДТН-25000/110 (±9Ч1,78)	5	11,128	10,218
2	ТДН-16000/110 (±9Ч1,78)	4	11,065	10,329
3	ТРДН-25000/110 (±9Ч1,78)	3	10,672	10,131
4	ТМН-6300/35 (±6Ч1,5)	4	11,933	10,277
5	ТМН-6300/110 (±9Ч1,78)	4	6,647	6,205

Таким образом, оценивая результаты регулирования напряжения в режиме летнего максимума, можно сказать, что требуемое качество электроэнергии на шинах низшего напряжения после регулирования будет обеспечено.

2.4 Расчет режима минимальных летних нагрузок

Рассчитываются мощности и количество компенсирующих устройств, которые нужно оставить в работе

Таблица 2.20 - Определение возможной генерации реактивной мощности

Параметры	Номер п/ст
	1	2	3	4	5
, МВт	6,65	4,9	7,35	1,75	2,10
, МВАр	3,955	2,765	3,955	0,84	1,085
, МВАр	4,5	2,7	2,9	0,5	0,9
, МВАр	-0,51	0,07	1,06	0,34	0,19
Условие 2.37 выполняется, для всех подстанций, кроме 1. Чтобы не было генерации реактивной мощности, следует на подстанции 1 отключить часть конденсаторных установок. Произведем отключение одной конденсаторной установки 2ЧУКЛ 57-10,5-2250УЗ тогда , , в этом случае условие выполняется.
, МВА	6,65+j1,56	4,9+j0,07	7,35+j1,06	1,75+j0,34	2,1+j0,19

Проверяется необходимость отключения трансформаторов на подстанциях 2,3,5.

Таблица 2.21 - Определение возможности отключения одного трансформатора

Параметры	Номер п/ст
	2	3	5
МВА	8,42	12,99	3,71
, МВА	4,9	7,43	4,45

Так как на в подстанциях 2 и 3 , то будет целесообразно отключить один трансформатор.

Отключение трансформаторов будет характеризоваться изменениями параметров ветвей 4-5 и 14-15 в схеме замещения.

Таблица 2.22 - Параметры трансформаторов на п/ст 2 и 3

№ п/ст	Тип трансформатора		Пределы регулирования	, Ом	, Ом	, кВт	, кВАр

2	1хТДН-16000/110	115	±9Ч1,78	4,38	86,7	19	112
		11
3	1хТРДН-25000/110	115	±9Ч1,78	2,54	55,9	27	175
		10,5

Потокораспределение и напряжения в узлах, рассчитанные в программе ROOR, представлены в таблицах 2.23 и 2.24.

Таблица 2.23 - Результаты расчета потоков мощностей в ветвях схемы замещения в программе ROOR

Номер ветви	Номера узлов	Ток ветви, А	Мощность начала ветви, МВА	Мощность конца ветви, МВА	Потери мощности, МВА
	Начало	Конец	Модуль	Угол, ⁰	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная	Активные	Реактивные
1	2	1	1359,472	-179,607	-276,458	-43,376	-277,140	-66,108	0,682	22,732
2	2	3	639,038	12,504	131,338	-10,578	124,808	-24,610	6,530	20,349
3	2	4	58,646	-5,115	11,691	1,778	11,617	4,140	0,074	0,078
4	4	5	59,798	-9,578	11,577	3,900	11,550	3,300	0,027	0,600
5	2	6	80,816	18,358	16,428	-4,495	16,309	-0,966	0,120	0,209
6	6	7	45,437	-2,313	9,140	1,751	9,135	1,583	0,005	0,167
7	7	8	36,455	-1,185	7,353	1,126	7,350	1,060	0,003	0,066
8	7	9	9,017	-6,879	1,782	0,458	1,782	0,458	0,000	0
9	9	10	26,934	-6,879	1,782	0,458	1,763	0,431	0,019	0,027
10	10	11	26,592	-5,091	1,753	0,371	1,750	0,340	0,003	0,031
11	6	12	16,345	27,656	3,163	-1,614	3,153	-0,592	0,010	0,010
12	12	13	10,342	2,190	2,102	0,225	2,100	0,190	0,002	0,035
13	12	14	5,052	12,025	1,031	-0,917	1,029	0,779	0,002	0,002
14	14	15	24,062	5,637	4,908	0,221	4,900	0,070	0,008	0,151
15	6	14	19,781	22,218	3,936	-1,602	3,919	-0,338	0,018	0,019
Суммарные потери мощности, МВА	7,502	44,475
Суммарная генерация ЛЭП, МВА		16,507

Таблица 2.24 - Результаты расчета напряжений в узлах схемы замещения в программе ROOR

Номер узла	Напряжение, кВ	Генерация, МВА	Потребление, МВА
	Модуль	Угол, ⁰	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная
1	10,500	13,809	277,140	66,108	0	0
2	118,845	9,310	0	0	117,000	56,670
3	115,500	0	0	24,610	124,808	0
4	117,948	9,037	0	0	0,040	0,240
5	10,589	6,367	0	0	11,550	3,300
6	118,247	8,529	0	0	0,070	0,500
7	117,808	7,520	0	0	0	0
8	11,249	7,022	0	0	7,350	1,060
9	39,436	7,521	0	0	0	0
10	38,903	6,858	0	0	0,010	0,060
11	12,165	5,904	0	0	1,750	0,340
12	118,040	8,307	0	0	0,020	0,100
13	6,756	7,360	0	0	2,100	0,190
14	117,873	8,211	0	0	0,040	0,220
15	11,247	6,456	0	0	4,900	0,070

Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 8,11,13,15, которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1, 2, 4, 5 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального напряжения. Это означает, что в режиме летнего минимума необходимо произвести регулирование напряжения. В период летнего минимума желаемое напряжения на низшей ступени должно составлять 0,99 ч1,01 от номинального. Результаты регулирования напряжения приведены в таблице 2.25.

Таблица 2.25. - Результаты расчетов в программе «ROOR» регулирования напряжения в сети

№ ТП	Тип трансформатора	Режим максимальных зимних нагрузок
		Номер ступени, n	До регулирования, кВ	После регулирования, кВ
1	ТДН-25000/110 (±9Ч1,78)	6	11,249	10,163
2	ТДН-16000/110 (±9Ч1,78)	7	11,247	10,001
3	ТРДН-25000/110 (±9Ч1,78)	3	10,589	10,052
4	ТМН-6300/35 (±6Ч1,5)	5	12,165	10,178
5	ТМН-6300/110 (±9Ч1,78)	7	6,756	6,007

Таким образом, оценивая результаты регулирования напряжения в режиме летнего минимума, можно сказать, что требуемое качество электроэнергии на шинах низшего напряжения после регулирования будет обеспечено.

3. Анализ результатов расчета режимов спроектированной сети

Важным моментом курсового проекта является анализ результатов расчета параметров режимов электрической сети.

Анализ параметров режима электрической сети выполняется в следующем порядке:

1.Сопоставление результатов расчета режима максимальных зимних нагрузок, выполненных в ручную и на компьютере.

Одной из причин расхождения в значениях потоков мощности является то, что при расчете вручную производится только одна итерация методом последовательных приближений, а расчет по ROOR производится в несколько итераций, до тех пор пока разница между смежными итерациями не будет меньше заданной точности расчета. В итоге получается, что перетоки мощности (потери мощности, зарядная мощность линий) в ручном расчете определяются по номинальному напряжению. В программе же расчет ведется по действительным значениям, близким к реальным.

2. Выявление узлов с наименьшим напряжением во всех рассчитанных режимах электрической сети.

Таблица 3.1 - Напряжения в узлах сети во всех режимов после регулирования

Номер узла	Напряжение, кВ
	Зимний режим	Летний режим
	max	min	max	min
1	10,833	10,500	10,500	10,500
2	121,110	118,617	118,709	118,845
3	115,500	115,500	115,500	115,500
4	119,303	117,633	117,832	117,948
5	10,680	10,274	10,218	10,052
6	117,358	116,960	117,349	118,247
7	114,734	115,971	116,659	117,808
8	10,865	10,318	10,218	10,163
9	38,400	38,818	39,049	39,436
10	36,404	37,756	38,238	38,903
11	10,792	11,242	10,277	10,165
12	116,129	116,366	116,834	118,040
13	6,512	6,17	6,205	6,007
14	115,390	115,985	116,495	117,873
15	10,809	10,270	10,329	10,001

Узлом сети 110 кВ с наименьшим напряжением во всех режимах является узел 14. Данное обстоятельство позволяет сделать вывод о том, что узлел 14 электрически наиболее удаленными точками сети 110 кВ.

3. Выявление ветвей с наибольшими потерями активной мощности, и определение этих потерь в процентах от суммарной величины потерь активной мощности в сети.

Приведем результаты для режима максимальных зимних нагрузок (после оптимизации) и для других рассчитанных режимов (таблица 3.2).

Таблица 3.2 - Потери активной мощности во всех режимах

№ ветви	, МВт
	Зимний режим	Летний режим	Зимний режим	Летний режим
	max(опт)	min	max	min	max	min	max	min
1	0,711	0,690	0,687	0,682	12,24	10,21	9,90	9,09
2	3,189	5,442	5,742	6,530	54,91	80,56	82,76	87,04
3	0,260	0,089	0,073	0,074	4,48	1,32	1,05	0,99
4	0,047	0,016	0,013	0,027	0,81	0,24	0,19	0,36
5	0,989	0,322	0,266	0,120	17,03	4,77	3,83	1,60
6	0,039	0,012	0,010	0,005	0,67	0,18	0,14	0,07
7	0,024	0,008	0,006	0,003	0,41	0,12	0,09	0,04
8	0,002	0,001	0,000	0,000	0,03	0,01	0,00	0,00
9	0,202	0,063	0,047	0,019	3,48	0,93	0,68	0,25
10	0,032	0,010	0,007	0,003	0,55	0,15	0,10	0,04
11	0,079	0,026	0,022	0,010	1,36	0,38	0,32	0,13
12	0,023	0,008	0,006	0,002	0,40	0,12	0,09	0,03
13	0,015	0,005	0,004	0,002	0,26	0,07	0,06	0,03
14	0,038	0,012	0,010	0,008	0,65	0,18	0,14	0,11
14	0,156	0,051	0,042	0,018	2,69	0,75	0,61	0,24
, МВт	5,808	6,755	6,938	7,502

На основании данных таблицы 3.2 можно сделать вывод о том, что потери активной мощности в большей степени наблюдаются в ветви 2 - линия от шин электростанции до подстанции А, питающая другой сетевой район, это объясняется большими потоками мощности по ветви 2. Также достаточно большие потери наблюдаются в ветви 5 - линии соединяющей шины электростанции и подстанции 1. Данное обстоятельство объясняется тем, что по этой линии протекает мощность нагрузки большей части сетевого района, и, не смотря на напряжение 110 кВ, приводит к большим потерям активной мощности.

Также по таблице наглядно видно, что оптимизация режима работы сети дает положительный результат, в части уменьшения потерь активной мощности.

4. Сравнение суммарных потерь реактивной мощности в сети и зарядных мощностей ЛЭП напряжением 110 кВ.

Представим необходимые данные в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Потери реактивной мощности во всех режимах

№ ветви	, МВАр
	Зимний режим	Летний режим	Зимний режим	Летний режим
	max(опт)	min	max	min	max	min	max	min
1	22,994	22,994	22,886	22,732	54,46	54,46	53,69	51,11
2	16,959	16,959	17,894	20,349	40,17	40,17	41,98	45,75
3	0,093	0,093	0,077	0,078	0,22	0,22	0,18	0,18
4	0,358	0,358	0,295	0,600	0,85	0,85	0,69	1,35
5	0,563	0,563	0,466	0,209	1,33	1,33	1,09	0,47
6	0,448	0,448	0,361	0,167	1,06	1,06	0,85	0,38
7	0,167	0,167	0,137	0,066	0,40	0,40	0,32	0,15
8	0	0	0	0	0,00	0,00	0,00	0,00
9	0,089	0,089	0,066	0,027	0,21	0,21	0,15	0,06
10	0,104	0,104	0,078	0,031	0,25	0,25	0,18	0,07
11	0,028	0,028	0,023	0,010	0,07	0,07	0,05	0,02
12	0,115	0,115	0,095	0,035	0,27	0,27	0,22	0,08
13	0,005	0,005	0,004	0,002	0,01	0,01	0,01	0,00
14	0,245	0,245	0,201	0,151	0,58	0,58	0,47	0,34
14	0,054	0,054	0,045	0,019	0,13	0,13	0,11	0,04
, МВАр	42,221	42,221	42,628	44,475
Суммарная генерация ЛЭП, МВАр	16,325	16,325	16,382	16,507

На основании данных таблицы 3.3 можно сделать вывод о том, что потери реактивной мощности в ветвях трансформатора выше, чем в линиях. Это обусловлено генерацией реактивной мощности в линиях, то есть зарядная мощность линий покрывает часть потерь реактивной мощности сетевого района.

Таблица 3.4 - Реактивная мощность, генерируемая линиями сетевого района

Линия	2-3	2-4	2-6	6-12	12-14	14-6	Итого:
Зарядная мощность, МВАр	6,31	2,12	3,2	0,9	1,48	1,12	15,13

5. Оценка коэффициентов загрузки силовых трансформаторов сетевого района

Степень загрузки силовых трансформаторов и автотрансформаторов является показателем для оценки эффективности использования установленной мощности в сетевом районе. Коэффициент загрузки определяется по формуле:

, (3.1)

где S_НГ - мощность, протекающая через наиболее загруженную обмотку трансформатора;

k - количество параллельно работающих трансформаторов или автотрансформаторов;

S_ном.Т. - номинальная мощность трансформатора или автотрансформатора.

Таблица 3.5 - Коэффициенты загрузки трансформаторов подстанций.

Режим	Номер подстанции	Количество и тип трансформаторов	Мощность, протекающая через трансформатор (МВА)	Коэффициент загрузки
Зимний максимум	1	2ЧТДН-25000/110	26,81	0,54
	2	2ЧТДН-16000/110	15,25	0,48
	3	2ЧТРДН-25000/110	23,07	0,46
	4	1ЧТМН-6300/35	5,51	0,87
	5	2ЧТМН-6300/110	6,54	0,52
Зимний минимум	1	2ЧТДН-25000/110	15,07	0,30
	2	2ЧТДН-16000/110	8,72	0,27
	3	2ЧТРДН-25000/110	12,9	0,26
	4	1ЧТМН-6300/35	3,19	0,51
	5	2ЧТМН-6300/110	3,76	0,30
Летний максимум	1	2ЧТДН-25000/110	13,57	0,27
	2	2ЧТДН-16000/110	7,94	0,25
	3	2ЧТРДН-25000/110	12,11	0,24
	4	1ЧТМН-6300/35	2,8	0,44
	5	2ЧТМН-6300/110	3,43	0,27
Летний минимум	1	2ЧТДН-25000/110	9,31	0,19
	2	1ЧТДН-16000/110	4,91	0,31
	3	1ЧТРДН-25000/110	12,22	0,49
	4	1ЧТМН-6300/35	1,79	0,28
	5	2ЧТМН-6300/110	2,11	0,17

Анализируя коэффициенты загрузки трансформаторов сетевого района можно сделать вывод об эффективном использовании большей части силового оборудования в режиме максимальных зимних нагрузок. Несколько ниже рекомендуемого значения коэффициенты загрузки в остальных режимах, так как снижается потребляемая мощность нагрузки. В летний минимум удалось немного увеличить эффективность работы трансформаторов на подстанциях 2 и 3, за счет отключения одного параллельно работающего трансформатора.

6. Потери холостого хода.

Кроме нагрузочных потерь в рассматриваемой сети существуют потери холостого хода. Указанные потери моделируют процессы, происходящие в сердечниках силовых трансформаторов и автотрансформаторов сетевого района. Сводная информация о потерях холостого хода приведена в таблице 3.6.

Таблица 3.6 - Результаты расчета потерь мощности в стали трансформаторов

Номер подстанции	Количество трансформаторов	Потери в стали одного трансформатора	Суммарные потери в стали трансформаторов подстанции
		активная (МВт)	реактивная (Мвар)	активная (МВт)	реактивная (Мвар)
Зимний максимум и минимум, летний максимум
1	2	0,036	0,250	0,07	0,50
2	2	0,019	0,112	0,04	0,22
3	2	0,027	0,175	0,05	0,35
4	1	0,0092	0,0567	0,01	0,06
5	2	0,0115	0,0504	0,02	0,10
Итого:	0,20	1,23
Летний минимум
1	2	0,036	0,25	0,07	0,50
2	1	0,019	0,112	0,02	0,11
3	1	0,027	0,175	0,03	0,18
4	1	0,0092	0,0567	0,01	0,06
5	2	0,0115	0,0504	0,02	0,10
Итого:	0,15	0,94

7. Годовые потери электроэнергии в сети и их процентные содержание от переданной потребителям энергии.

Годовые потери электроэнергии определяются по графику нагрузок. Количество зимних и летних суток в году принято соответственно равным 200 и 165.

Годовые потери электроэнергии определяются суммированием потерь электроэнергии на каждой ступени графика

, (3.2)

где - суммарные потери в стали трансформатора в k-м режиме работы сети;

- суммарные нагрузочные потери в линиях и обмотках трасформатора в k-м режиме работы сети;

- продолжительность k-го режима.

Тогда потери электроэнергии за год равны, МВтч,

Переданная потребителям электроэнергия может быть определена также по графику нагрузки, МВтч,

(3.4)

Следовательно, в процентном выражении потери электроэнергии составляют, %:

8. Коэффициент полезного действия спроектированной сети.

Коэффициент полезного действия можно определить по формуле:

. (3.5)

Для рассматриваемой сети коэффициент полезного действия равен, %:

4. Основные технико-экономические показатели

В данном заключительном разделе проекта определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также некоторые удельные экономические показатели, характеризующие обоснованность решений, принятых в процессе проектирования сети:

1. капиталовложения на сооружение линий, подстанций и сети в целом;

2. ежегодные издержки на обслуживание, капитальный и текущий ремонт;

3. издержки на возмещение потерь электрической энергии в линиях и трансформаторах;

4. удельная себестоимость передачи электроэнергии по сети от шин источника питания до шин низшего напряжения понижающих подстанций 35-220 кВ. [1]

Суммарные капиталовложения на сооружение линий электропередачи

, (4.1)

где - укрупненный показатель стоимости 1 км воздушной линии на i-ом участке сети, тыс.руб./км; - протяженность i-ого участка, км; - количество одноцепных или двухцепных линий на участке сети; N -количество участков.

Таблица 4.1 - Капиталовложения на сооружение ЛЭП

Линия	Количество цепей	Марка провода	Длина, км	Стоимость одного км, тыс. руб.	Стоимость линии, тыс. руб.
1-2	1	АС-70	36	850	30600
1-5	1	АС-70	29	850	24650
2-5	1	АС-70	48	850	40800
1-4	1	АС-95	29	700	20300
В-1	1+1	АС-120	50	850	85000
В-3	1+1	АС-70	34	850	57800
Итого:	259150

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание линий , тыс.руб:

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанции

. (4.2)

где- стоимость силовых и регулировочных трансформаторов, -распределительных устройств, -компенсирующих устройств, постоянной составляющей затрат на сооружение подстанций.

(4.3)

Таблица 4.2 - Капиталовложения на сооружение трансформаторов

№ ТП	Количество и тип трансформаторов	Стоимость одного трансформатора, тыс. руб.	Стоимость трансформаторов, тыс. руб.
1	2ЧТДН-25000/110	6375	12750
2	2ЧТДН-16000/110	4300	8600
3	2ЧТРДН-25000/110	5500	11000
4	1ЧТМН-6300/35	2375	2375
5	2ЧТМН-6300/110	3450	6900
Итого:	41525

(4.4)

где - число ячеек с выключателями; - стоимость каждой ячейки.

Таблица 4.3 - Капиталовложения на сооружение распределительных устройств

п/ст	ОРУ	Количество	Стоимость ячейки, тыс. руб.	Стоимость РУ на п/ст, тыс. руб.
1	110 кВ	7	3450	26350
	35 кВ	3	200
	10 кВ	10	160
2	110 кВ	3	3450	11630
	10 кВ	8	160
3	110 кВ	2	3450	8660
	10 кВ	11	160
4	35 кВ	1	200	840
	10 кВ	4	160
5	110 кВ	3	3450	11470
	10 кВ	7	160
В	110 кВ	4	3450	13800
Итого:	72750

Таблица 4.4 - Постоянная часть затрат на сооружение подстанции

п/ст	1	2	3	4	5	Итого:
ПЧЗ	13500	10750	12250	5000	5000	52250

(4.5)

где - удельная стоимость; - мощность установленных компенсирующих устройств.

Таблица 4.5 - Стоимость компенсирующих устройств

Пункт	Набранная ККУ	Мощность КУ	Стоимость КУ, тыс. руб.
1	1УКЛ 57-10,5-2250У3	4,5	1350
2	1УКЛ 57-10,5-1350У3	2,7	810
3	1УКЛ 57-10,5-2250У3, 1УКЛ 57-10,5-112,5У3	2,9	870
4	1УКЛ 57-10,5-450У3	0,5	150
5	1УКЛ 57-10,5-450У3	0,9	270
Итого:	3450

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанции, тыс. руб.:

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание подстанции, тыс. руб.:

Капиталовложения в строительство всей сети в целом

(4.6)

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание всей сети, тыс. руб.:

Годовые потери электроэнергии

, (4.7)

Подробный расчет в пункте 3.

Ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии, тыс. руб.:

Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

(4.8)

руб/(кВтч).

Заключение

В курсовом проекте была разработана районная электрическая сеть напряжением 35ч110 кВ, предназначенная для электроснабжения района, содержащего 5 предприятий или населенных пунктов, часть потребителей которых относятся к первой категории, электрическую станцию В и крупную узловую подстанцию А.

В начале проектирования было предложено четыре варианта схем сети, из которых для дальнейшего рассмотрения было выбрано два. Путем технико-экономического сравнения по дисконтированным издержкам для последующего расчета был выбран один вариант схемы.

В ходе работы были рассмотрены вопросы выбора экономически целесообразной схемы районной сети, компенсации реактивной мощности, расчета основных режимов работы спроектированной сети, регулирования напряжения и т.д.

В результате технико-экономического расчета сети получилось, что стоимость сооружения данной сети и её эксплуатации составляет 429125 тыс. руб., а на ежегодное её обслуживание и ремонт - 10029 тыс. руб., потери электроэнергии за год составили 62041 кВтч, в результате чего ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии составили 124082 тыс. руб., себестоимость передачи электроэнергии по сети составила С=0,057 руб/(кВтч), следовательно, спроектированная сеть удовлетворяет экономическим требованиям. КПД спроектированной сети равен 97,43%.

Библиографический список

Выбор основных элементов электрической сети и анализ режимов ее работы [Текст]: учеб. пособие / Г.А. Черепанова, А.В. Вычегжанин.- Киров: изд. ВятГУ, 2012

Черепанова Г.А. Учебно-методическое пособие по курсовому проекту “Проектирование сетевого района” [Текст]: учеб. пособие / Г.А. Черепанова, А.В. Вычегжанин.- Киров: изд. ВятГУ, 2003.

Установившиеся режимы электрических сетей в примерах и задачах [Текст]: учеб. пособие / Г.А. Черепанова, А.В. Вычегжанин.- Киров: изд. ВятГТУ, 1999.