Проектирование электрической сети
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… Читать ещё >
Проектирование электрической сети (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
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.
Узлы | Мощность в узле, Р [МВт] | Линии | |
_ | 1−2 существует | ||
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:
Qn=Pn*arccos ?) — определение реактивной мощности;
Sn= - 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 25 000/ 110
Для узла 6 :
2xТДН 10 000/ 110
Для узла 7 :
2xТД 40 000/ 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 25 000/ 110 :
Расчет эквивалентного активного и реактивного сопротивления трансформатора для 6-го узла 2xТДН 10 000/ 110 :
Расчет эквивалентного активного и реактивного сопротивления трансформатора для 7-го узла 2xТД 40 000/ 110 :
Потери в выбранных трансформаторах рассчитываются по формулам:
?=;
? — продольные потери в трансформаторе;
?;
Расчет потерь для 2-го узла 2xТРДН 25 000/ 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 25 000/ 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 10 000/ 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 40 000/ 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»
№ узла | Рн, МВт | Qн, МВар | Сos ? | Sн, МВА | Sнт, МВА | марка тр-ра | Параметры трансформатора | ||||||
14,4 | 0,9 | 33,27 | 23,76 | 2xТРДН 25 000/110 | 1,27 | 27,95 | 0,054 | 0,350 | 0,116 | 2,56 | |||
9,6 | 0,9 | 22,18 | 15,84 | 2xТРДН 25 000/110 | 1,27 | 27,95 | 0,054 | 0,350 | 0,051 | 1,137 | |||
4,8 | 0,9 | 11,09 | 7,92 | 2xТДН 10 000/110 | 69,5 | 0,028 | 0,140 | 0,041 | 0,708 | ||||
23,04 | 0,9 | 50,55 | 36,11 | 2xТД 40 000/110 | 0,725 | 19,2 | 0,1 | 0,52 | 0,153 | 4,055 | |||
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»
№ узла | МВт | МВар | МВА | А | |
30,17 | 17,31 | 34,78 | |||
20,105 | 11,1 | ||||
10,069 | 5,648 | 11,52 | |||
45,25 | 27,615 | 53,01 | |||
Максимальные нагрузочные и расчетные токи узлов заносим в таблицу 2.1.3
«Расчетные токи».
Таблица 2.1.3 «Расчетные токи»
№ узла | А | Расчетный ток узла, А | |
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 таблицемарку и сечение провода.
Расчет токов в цепях для 1 схемы:
= =404,8 А Выбор сечения производим 2- ым способомпо 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)
Длительнодопустимый ток для линии с сечением АС-240 — = 605А АС-95 — = 330А Сравниваем токи после аварии с длительнодопустимыми 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 длительнодопустимыми 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»
линия | L, км | n линий | сечение | вид аварии | Решение | |||||
1−2 | 404,8 | 202,4 | АС-240 | 202,4/202,4 | ||||||
2−5 | 215,8 | 215,8 | АС-240 | II | 504/; | |||||
5−7 | 89,8 | 89,8 | АС-95 | 378/126 | АС-120 | |||||
7−6 | 225,2 | 225,2 | АС-240 | 63/189 | ||||||
6−1 | 288,2 | 288,2 | АС-240 | I | -/504 | У линии 5−7 меняем сечение на АС-120 | ||||
I — обрыв цепи 6−1 IIобрыв 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»
Линия | L, км | n линий | сечение | вид аварии | Решение | |||||
1−2 | АС-240 | 315/315 | ||||||||
2−5 | 220,5 | АС-240 | обр. цепи | 441/220,5 | ||||||
5−7 | 157,5 | АС-150 | обр. цепи | 157,5/315 | ||||||
1−6 | 31,5 | АС-50 | 63/63 | |||||||
I — обрыв цепи IIобрыв 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»
линия | L, км | n линий | сечение | вид аварии | Решение | |||||
1−2 | 316,5 | АС-240 | ||||||||
2−5 | 443,9 | 443,9 | АС-240 | I | -/504 | У линии 2−6 меняем сечение на АС-185, у 6−7 на АС-120 | ||||
5−7 | 317,9 | 317,9 | АС-240 | 126/378 | ||||||
7−6 | 2,9 | 2,9 | АС-50 | 378/63 | АС-120 | |||||
2−6 | 60,1 | 60,1 | АС-70 | II | 504/; | АС-185 | ||||
I — обрыв цепи 2−5 IIобрыв 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»
линия | L, км | n линий | сечение | вид аварии | Решение | |||||
1−2 | 346,5 | АС-240 | ||||||||
2−5 | АС-240 | I | 441/220,5 | |||||||
5−7 | АС-185 | II | 189/378 | |||||||
7−6 | 31,5 | АС-50 | 31,5/31,5 | |||||||
I — обрыв цепи IIобрыв 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»
Линия | L, км | n линий | сечение | вид аварии | Решение | |||||
1−2 | 346,5 | АС-240 | ||||||||
2−5 | АС-95 | I | 189/94,5 | |||||||
2−6 | АС-185 | II | 189/378 | |||||||
6−7 | 157,5 | АС-150 | 157,5/157,5 | |||||||
I — обрыв цепи IIобрыв 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 прходнойузловой ПС Таблица 2.2.6 «Выбора числа выключателей в распределительных устройствах подстанций»
№ узла | Число трансф. | Число цепей Варианты | Число выключателей nвыкл. | |||||||||
1в | 2в | 3в | 4в | 5в | 1в | 2в | 3в | 4в | 5в | |||
2.3 Экономическое сравнение вариантов электрической сети Для экономического анализа вариантов рассчитываются статически приведенные затраты нормальный коэффициент эффективности Уусредненный 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
cудельная 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
mчисло последовательно включенных элементов в сети Экономический анализ вариантов будем рассчитывать для 5 вариантов схем электроэнергетической сети.
1 СХЕМА вложения в станции
cудельная 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
mчисло последовательно включенных элементов в сети
=60* лет отказа
1* лет отказа
(из таблицы 2.4.1)
60*1*=0,121
=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»
Показатель | Вариант 1 | Вариант 2 | Вариант 3 | Вариант 4 | Вариант 5 | |
Капитальные вложения в лини, млн. р | 203,26 | 494,3 | 179,54 | 448,8 | 339,1 | |
Капитальные вложения в ПС, млн. р | 45,5 | 45,5 | 45,5 | 45,5 | 45,5 | |
Издержки на амортизацию и обслуживания линий, млн. р | 5,7 | 13,84 | 5,03 | 12,56 | 9,49 | |
Издержки на амортизацию и обслуживания ПС, млн. р | 6,84 | 6,84 | 7,07 | 9,17 | 8,93 | |
Годовые издержки на потери, млн. р | 30,8 | 37,73 | 29,8 | 54,31 | 47,334 | |
Приведенные затраты, млн. р | 101,03 | 177,78 | 95,3 | 187,79 | 155,06 | |
Приведенные затраты, в % | 186,5 | 162,7 | ||||
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»
Установившийся режим | |||||
Ветви ЛЭП | R, Ом | Х, Ом | В, мкСм | ||
1−2 | 4,32 | 14,58 | 101,1* | ||
1−2 | 4,32 | 14,58 | 101,1* | ||
2−5 | 4,32 | 14,58 | 101* | ||
5−7 | 18,67 | 32,025 | 199,5* | ||
7−6 | 5,4 | 18,225 | 126* | ||
6−1 | 8,28 | 27,945 | 194* | ||
Трансформаторы | R, Ом | Х, Ом | |||
2−21 | 2,54 | 55,9 | 0,09 | ||
2−21 | 2,54 | 55,9 | 0,09 | ||
5−51 | 2,54 | 55,9 | 0,09 | ||
5−51 | 2,54 | 55,9 | 0,09 | ||
7−71 | 1,45 | 38,4 | 0,087 | ||
7−71 | 1,45 | 38,4 | 0,087 | ||
6−61 | 0,095 | ||||
6−61 | 0,095 | ||||
Таблица 3.1.2 «Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования»
№ узла | U ном | Pнагр., МВт | Qнагр., МВт | Uтреб., кВ | Uрасч., кВ | Откл-е % | |
10,5 | 14,4 | 10,5 | 10,05 | 4,2 | |||
10,5 | 9,6 | 10,3 | 9,72 | 5,6 | |||
4,8 | 10,15 | 1,5 | |||||
10,5 | 23,04 | 8,94 | 10,6 | ||||
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 ,
xчисло отпаек на которое нужно установить РПН.
Узел 51:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН 25 000/ 110: ,=10,5 кВ
==2,047%
==10,57
1/=1/10,57=0,094
Узел 71:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТД 40 000/ 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»
№ узла | U ном | Pнагр., МВт | Qнагр., МВт | Uтреб., кВ | Uпосле переключения РПН., кВ | N отпайки | |
10,5 | 14,4 | 10,5 | 10,05 | ||||
10,5 | 9,6 | 10,3 | 10,14 | — 3 | |||
4,8 | 10,13 | ||||||
10,5 | 23,04 | 9,64 | — 5 | ||||
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»
Установившийся режим | |||||
Ветви ЛЭП | R, Ом | Х, Ом | В, мкСм | ||
1−2 | 4,32 | 14,58 | 101,1* | ||
1−2 | 4,32 | 14,58 | 101,1* | ||
2−5 | 4,32 | 14,58 | 101,16* | ||
5−7 | 30,37 | 211* | |||
7−6 | 11,2 | 19,215 | 119,7* | ||
2−6 | 6,8 | 17,34 | 115,5* | ||
Трансформаторы | R, Ом | Х, Ом | |||
2−21 | 2,54 | 55,9 | 0,09 | ||
2−21 | 2,54 | 55,9 | 0,09 | ||
5−51 | 2,54 | 55,9 | 0,09 | ||
5−51 | 2,54 | 55,9 | 0,09 | ||
7−71 | 1,45 | 38,4 | 0,087 | ||
7−71 | 1,45 | 38,4 | 0,087 | ||
6−61 | 0,095 | ||||
6−61 | 0,095 | ||||
Таблица 3.1.5 «Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования»
№ узла | U ном | Pнагр., МВт | Qнагр., МВт | Uтреб., кВ | Uрасч., кВ | Откл-е % | |
10,5 | 14,4 | 10,5 | 9,82 | 6,4 | |||
10,5 | 9,6 | 10,3 | 9,41 | 8,6 | |||
4,8 | 9,89 | 1,1 | |||||
10,5 | 23,04 | 8,63 | 13,7 | ||||
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 ,
xчисло отпаек на которое нужно установить РПН.
Узел 51:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН 25 000/ 110: ,=10,5 кВ
==2,047%
==10,37
1/=1/10,37=0,096
Узел 71:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТД 40 000/ 110: ,=10,5 кВ
==3,025%
==10,285
1/=1/10,285=0,0972
Узел 21:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН 25 000/ 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»
№ узла | U ном | Pнагр., МВт | Qнагр., МВт | Uтреб., кВ | Uпосле переключения РПН., кВ | N отпайки | |
10,5 | 14,4 | 10,5 | 10,52 | — 3 | |||
10,5 | 9,6 | 10,3 | 10,03 | — 4 | |||
4,8 | 9,88 | ||||||
10,5 | 23,04 | 9,61 | — 6 | ||||
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»
Узел | |||||
Требуемое напряжение, кВ | 10,5 | 10,3 | |||
Напряжение в узле, кВ | 10,09 | 10,26 | 9,95 | 10,51 | |
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»
Узел | |||||
Требуемое напряжение, кВ | 10,5 | 10,3 | |||
Напряжение в узле, кВ | 10,22 | 8,25 | 8,96 | 10,04 | |
Отклонение в % | 2,6 | 21,5 | 9,95 | 0,4 | |
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 Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов или устанавливаем в узлы БСК, для выравнивание напряжений при авариях на линиях, если отклонение напряжения более 17% от Uтреб.
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»
Узел | |||||
Требуемое напряжение, кВ | 10,5 | 10,3 | |||
Напряжение в узле, кВ | 10,22 | 9,04 | 9,25 | 10,17 | |
Отклонение в % | 2,6 | 12,2 | 7,5 | 1,7 | |
Схема электрической сети из программы RASTR, в послеаварийном режиме приведена в приложении 5.
Если отклонение напряжения выше допустимых пределов — более 10% от Uтреб., 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»
Узел | |||||
Требуемое напряжение, кВ | 10,5 | 10,3 | |||
Напряжение в узле, кВ | 10,22 | 10,10 | 9,32 | 10,20 | |
Отклонение в % | 2,6 | 1,9 | 6,8 | ||
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»
Узел | |||||
Требуемое напряжение, кВ | 10,5 | 10,3 | |||
Напряжение в узле, кВ | 10,14 | 11,77 | 10,04 | 10,45 | |
Отклонение в % | 3,4 | 14,2 | 0,4 | 4,5 | |
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»
Узел | |||||
Требуемое напряжение, кВ | 10,5 | 10,3 | |||
Напряжение в узле, кВ | 10,54 | 10,27 | 9,78 | 9,98 | |
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»
Узел | |||||
Требуемое напряжение, кВ | 10,5 | 10,3 | |||
Напряжение в узле, кВ | 10,53 | 10,04 | 9,63 | 9,90 | |
Откл-е в % | 0,2 | 2,5 | 3,7 | ||
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»
Узел | |||||
Требуемое напряжение, кВ | 10,5 | 10,3 | |||
Напряжение в узле, кВ | 10,43 | 9,89 | 8,44 | 8,05 | |
Отклонение в % | 0,6 | 3,9 | 15,6 | 19,5 | |
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»
Узел | |||||
Требуемое напряжение, кВ | 10,5 | 10,3 | |||
Напряжение в узле, кВ | 10,51 | 10,05 | 8,92 | 9,27 | |
Отклонение в % | 0,01 | 2,4 | 10,8 | 7,3 | |
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»
Узел | |||||
Требуемое напряжение, кВ | 10,5 | 10,3 | |||
Напряжение в узле, кВ | 10,49 | 10,02 | 9,27 | 9,21 | |
Отклонение в % | 7,3 | 7,9 | |||
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»
Узел | |||||
Требуемое напряжение, кВ | 10,5 | 10,3 | |||
Напряжение в узле, кВ | 10,62 | 10,37 | 10,42 | 10,87 | |
Отклонение в % | 1,14 | 0,7 | 4,2 | 8,7 | |
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.
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)»