Проектирование развития электрической сети

КурсоваяПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

После выбора варианта развития сети выполняются расчеты установившихся режимов и выбираются рациональные регулировочные ответвления РПН. Капитальные вложения в РУ низшего напряжения и трансформаторы в узлах не учитываются, так как одинаковы во всех вариантах развития сети. Разработка балансов мощностей Ориентировочный уровень потерь мощности в сети 110 кВ Расход на собственные нужды… Читать ещё >

Проектирование развития электрической сети (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

ФГАОУ ВПО «Уральский Федеральный Университет имени первого Президента РФ Б.Н. Ельцина»

Уральский энергетический институт Кафедра «АЭС»

Курсовой проект по дисциплине Электроэнергетические системы и сети Проектирование развития электрической сети

1. Карта-схема района проектирования

2. Принципы разработки вариантов конфигурации сети

1. Обеспечение надежного электроснабжения потребителей.

2. Передача мощности по наиболее короткому электрическому пути от источника до потребителяпринцип минимальных потерь мощности.

3. Передача мощности по наиболее географически короткой сети — принцип минимальных капиталовложений.

4. Полная загрузка существующей сети.

5. Обеспечение качества электроэнергии на шинах потребителей.

Дополнительная информация:

— район проектирования — Урал;

— срок окупаемости объектов — 5 лет ;

— удельная стоимость потерь — 2 руб/кВтч;

— коэффициент приведения капитальных вложений к современным ценам = 70;

— Т мах = 4500 час;

— ТЭЦ работает в базе графика нагрузки ЭЭС.

Требуемые напряжения на шинах подстанций


Узел
Требуемое напряжение на шинах подстанции, кВ	10,2	10,5	10,2	10,5	10,5	10,2

3. Разработка балансов мощностей Ориентировочный уровень потерь мощности в сети 110 кВ Расход на собственные нужды электростанций :

Балансы активной мощности


Максимальный режим	Минимальный режим
Потребление системы	Потребление системы
Узел	Р, МВт	?Р, МВт	Р?, МВт	Узел	Р, МВт	?Р, МВт	Р?, МВт
		0,64	16,64		9,6	0,38	9,98
						1,2	31,2
		0,76	19,76		11,4	0,46	11,86
		1,68	43,68		25,2		26,2
		1,48	38,48		22,2	0,89	23,09
		0,96	24,96		14,4	0,58	14,98
Итого потребление	195,52	Итого потребление	117,31
Генерация системы	Генерация (ТЭЦ в базе графика нагрузки ЭЭС)
P, МВт	Pсн, МВт	?Pтр, МВт	Pэкв, МВт	P, МВт	Pсн, МВт	?Pтр, МВт	Pэкв, МВт
3*100	3*10,8	3*0,5	266,1	3*100	3*10,8	3*0, 5	266,1
Избыток мощности	16,155	Избыток мощности	77.175

4. Варианты конфигурации сети Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Вариант 4

1. 5. Определение эквивалентных токов узлов Выбор трансформаторов в узлах сети


№	ПС	Pн, МВт	cosц	Sн, МВА	Sн*0,7 МВА	Тип трансформатора	R, Ом	X, Ом	DPХ, МВт	DQХ, МВт
	3-нагрузка		0.93	17,2	12,04	2ТДН-16 000/110	4,38	86,7	0,019	0,112
	4-нагрузка		0.90	55,55	38,88	2ТРДН-40 000/110	1,4	34,7	0,036	0,26
	5-нагрузка		0.91	20,88	14,62	2ТДН-16 000/110	4,38	86,7	0,019	0,112
	7-нагрузка		0.91	46,15	32,30	2ТРДН-40 000/110	1,4	34,7	0,036	0,26
	8-нагрузка		0.86	43,02	30,11	2ТРДН-40 000/110	1,4	34,7	0,036	0,26
	9-нагрузка		0,89	26,97	18,88	2ТРДН-25 000/110	2,54	55,9	0,027	0,175
	А-генерация	3*100	0.8	3*125	3*87,5	3ТРДЦН-125 000/110	0,4	11,1	0,17	0,687

Определение токов в узлах сети 110 кВ Максимальный режим


№	Узел, трансформатор	Pн, МВт	Qн, Мвар	DPТ, МВт	DQТ, Мвар	DPХ, МВт	DQХ, Мвар	PЭ, МВт	QЭ, Мвар	SЭ, МВА	IЭ, А
	2ТДН-16 000/110		6,32	0,05	0,97	0,038	0,224	16,09	7,52	17,76	89,148
	2ТРДН-40 000/110		24,22	0,16	4,05	0,072	0,52	50,24	28,79	57,90	290,673
	2ТДН-16 000/110		8,66	0,07	1,43	0,038	0,224	19,11	10,31	21,71	109,013
	2ТРДН-40 000/110		19,14	0,11	2,79	0,072	0,052	42,18	21,98	47,57	238,815
	2ТРДН-40 000/110		21,95	0,10	2,43	0,072	0,52	37,17	24,90	44,74	224,619
	2ТРДН-25 000/110		12,30	0,07	1,54	0,054	0,35	24,12	14,18	27,98	140,492
а	3ТРДЦН-1 250 000/110			2,127	59,015	0,3	1,374	302,47	285,39	415,852	2087,76

Минимальный режим


№	Узел,	Pн, МВт	Qн, Мвар	DPТ, МВт	DQТ, Мвар	DPХ, МВт	DQХ, Мвар	PЭ, МВт	QЭ, Мвар	SЭ, МВА	IЭ, A
	2ТДН-16 000/110	12,04	4,76	0,03	0,55	0,038	0,224	12,11	5,53	13,31	66,821
	2ТРДН-40 000/110	38,88	18,83	0,10	2,45	0,072	0,52	39,05	21,80	44,72	224,529
	2ТДН-16 000/110	14,62	6,66	0,04	0,85	0,038	0,224	14,70	7,73	16,61	83,388
	2ТРДН-40 000/110	32,3	14,72	0,07	1,65	0,072	0,052	32,44	16,42	36,36	182,534
	2ТРДН-40 000/110	30,11	17,87	0,06	1,61	0,072	0,52	30,25	19,99	36,26	182,031
	2ТРДН-25 000/110	18,8	9,63	0,04	0,94	0,054	0,35	18,90	10,92	21,83	109,583
а	3ТРДЦН-125 000/110			2,127	59,015	0,34	1,374	302,467	285,389	415,852	2087,758

Длины ЛЭП:


Линия	L14	L15	L53	L48	L43	L3A	LA7	L13	LA9	L98
Длина, км

6. Выбор сечений линий электропередачи (вариант 1)

Максимальный режим Минимальный режим

№

ЛЭП

км

Iмак, А

Iц, А

FЭК мм2

Сечение

Вид аварии

Iп/а, А

Iдоп, А

Решение

А7

283,6

max

141,8

135,35

2АС-120

Обр. 1ц

283,6

2АС-120

А9

168,9

max

84,45

80,6

2АС-120

Обр. 1ц

168,9

2АС-120

А3

1026,25

min

513,125

489,8

2АС-240

Обр. 1ц

1026,25

3АС-240

68,9

max

34,45

32,9

2АС-120

Обр. 1ц

68,9

2АС-120

901,94min

450,97

2АС-240

Обр. 1ц

901,94

3АС-240

183,9

min

91,95

87,7

2АС-120

Обр. 1ц

183,9

2АС-120

Обр.1ц

Выбор сечений линий электропередачи (вариант 2)

Расчет токов в сети (максимальный режим) Расчет кольца выполнен с помощью программы RASTR, в узлах указаны мощности нагрузки, сечения линий условно приняты АС-240.

И так далее для всех вариантов.

Токи ветвей сети:


Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП			95,41	88,29
ЛЭП			230,93	226,77
ЛЭП			376,21	371,04
ЛЭП			287,69	283,06
ЛЭП			340,29	336,47
ЛЭП			223,26	219,04
ЛЭП			223,26	219,04
ЛЭП			117,81	120,55
ЛЭП			117,81	120,55

Расчет токов в сети (минимальный режим) Токи ветвей сети:


Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП			209,83	204,69
ЛЭП			301,67	297,80
ЛЭП			385,49	380,29
ЛЭП			414,49	410,60
ЛЭП			446,21	442,73
ЛЭП			254,40	250,15
ЛЭП			254,40	250,15
ЛЭП			67,19	69,92
ЛЭП			67,19	69,92

Выбор сечений линий:

№

ЛЭП

l, км

Iмак, А

Iц, А

FЭК мм2

Сечение

Вид аварии

Iп/а, А

Iдоп, А

Решение

А7

241,1 max

120,55

115,07

2АС-120

Обр. 1ц

245,16

2АС-120

А4

385.49 min

385.49

367.97

2АС-185

Обр. 53

755,04

2АС-185

219.12

209.16

2АС-185

А3

470,72 min

235,36

224,66

2АС-240

Обр. 24

762,06

2АС-240

408,92 min

408,92

390,33

2АС-185

Обр. 24

728,04

2АС-240

225,5

215,25

2АС-240

421 min

401,86

2АС-185

Обр. 24

725,36

2АС-240

239,84

228,9

2АС-240

282,09

269,27

АС-240

Обр. 1ц 3А

334,3

АС-240

190,83

182,16

АС-185

Обр. 1ц 3А

242,61

АС-185

Приведу таблицу ветвей RASTR с указанием токов в ветвях после выбора количества цепей и сечений. (минимальный режим):


Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП			190,83	185,49
ЛЭП			282,03	278,11
ЛЭП			183,08	178,10
ЛЭП			183,08	178,10
ЛЭП			239,84	235,80
ЛЭП			239,84	235,80
ЛЭП			253,92	250,48
ЛЭП			253,92	250,48
ЛЭП			285,01	280,84
ЛЭП			285,01	280,84
ЛЭП			70,33	72,96
ЛЭП			70,33	72,96

Выбор сечений линий электропередачи (вариант 3)

Расчет токов в сети (максимальный режим) Расчет токов в сети (минимальный режим) Данные RASTR: максимальный режим


Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП			74,00	67,11
ЛЭП			195,79	191,63
ЛЭП			343,08	338,05
ЛЭП			30,81	29,03
ЛЭП			30,81	29,03
ЛЭП			246,95	242,78
ЛЭП			246,95	242,78
ЛЭП			120,14	122,83
ЛЭП			120,14	122,83
ЛЭП			339,03	333,10

минимальный режим


Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП			166,22	160,79
ЛЭП			257,60	253,72
ЛЭП			342,61	337,53
ЛЭП			18,08	16,58
ЛЭП			18,08	16,58
ЛЭП			284,75	280,59
ЛЭП			284,75	280,59
ЛЭП			68,73	71,41
ЛЭП			68,73	71,41
ЛЭП			479,40	474,28
№	ЛЭП	l, км	Iмак, А	n	Iц, А	FЭК мм2	Сечение	Вид аварии	Iп/а, А	Iдоп, А	Решение
	А7		245,6 max		122,83	117,25	2АС-120	Обр. 1ц	249,83		2АС-120
			479,45 min		479,45	457,66	2АС-240	Обр. А4	810,96		2АС-240
					281.67	268.87	2АС-240
	3А		652,96 min		326,48	311,64	2АС-240	Обр. А4	900,9		2АС-240
	А4		286,01 min		286,01		АС-240	Обр. 1ц А3	341,05		АС-240
			198,83 min		198,83	189,8	АС-185	Обр. 1ц А3	255,29		АС-185
			107,9 min		107,9		АС-120	Обр. 1ц А3	164,66		АС-120
			61,46 max		30,73	29,33	2АС-120	Обр. 1ц	63,79		2АС-120

Опытным путем было определено, что выбор сечений начинать с усиления цепи 42 нецелесообразно. При избытке мощности полезно усилить линию 31, чтобы обеспечить транзит мощности в соседнюю энергосистему по кратчайшему пути от ТЭЦ. За счет этого произойдет, также, уменьшение капиталовложений в линии.

Приведу таблицу ветвей RASTR с указанием токов в ветвях после выбора количества цепей в минимальном режиме:


Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП			107,91	102,06
ЛЭП			198,83	195,05
ЛЭП			286,01	281,21
ЛЭП			18,78	17,29
ЛЭП			18,78	17,29
ЛЭП			326,48	322,43
ЛЭП			326,48	322,43
ЛЭП			71,03	73,64
ЛЭП			71,03	73,64
ЛЭП			281,68	276,62
ЛЭП			281,68	276,62

Максимальный режим:


Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП			60,87	56,66
ЛЭП			153,88	149,91
ЛЭП			305,06	300,37
ЛЭП			31,72	29,97
ЛЭП			31,72	29,97
ЛЭП			275,73	271,59
ЛЭП			275,73	271,59
ЛЭП			123,27	125,90
ЛЭП			123,27	125,90
ЛЭП			198,31	192,45
ЛЭП			198,31	192,45

Выбор сечений линий электропередачи (вариант 4)

Максимальный режим Минимальный режим Данные RASTR.

Максимальный режим:


Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП			86,74	89,48
ЛЭП			86,74	89,48
ЛЭП			72,08	68,28
ЛЭП			72,08	68,28
ЛЭП			202,99	198,41
ЛЭП			257,19	253,59
ЛЭП			345,81	341,40
ЛЭП			345,81	341,40
ЛЭП			118,50	121,23
ЛЭП			118,50	121,23
ЛЭП			331,85	326,27

Минимальный режим:


Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП			50,82	53,37
ЛЭП			50,82	53,37
ЛЭП			42,00	38,45
ЛЭП			42,00	38,45
ЛЭП			289,07	285,20
ЛЭП			321,67	318,35
ЛЭП			412,80	408,51
ЛЭП			412,80	408,51
ЛЭП			67,89	70,60
ЛЭП			67,89	70,60
ЛЭП			443,82	438,90
№	ЛЭП	l, км	Iмак, А	n	Iц, А	FЭК мм2	Сечение	Вид аварии	Iп/а, А	Iдоп, А	Решение
			178.96 max		89.48	85.4	2АС-120	Обр. 1ц	181,74		2АС-120
	4А		144,16 max		72,08	68,8	2АС-120	Обр. 1ц	146,28		2АС-120
	7А		242,46 max		121,23	115,72	2АС-120	Обр. 1ц	246,51		2АС-120
	А3		825,6 min		412,8		3АС-240	Обр. 1ц	825,5		3АС-240
					280.83	268.06	3АС-240
			454,48 min		454,48	433,82	2АС-240	Обр. 53	792,22		2АС-240
					294,38		2АС-240
			219,55 min		219,55	209,6	АС-185	Обр. 1ц 13	328,82		АС-185
			186,81 min		186,81	178,3	АС-185	Обр. 1ц 13	296,56		АС-185

Приведу таблицу ветвей RASTR с указанием токов в ветвях после выбора количества цепей в максимальном режиме:


Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП			86,74	89,48
ЛЭП			86,74	89,48
ЛЭП			74,96	71,28
ЛЭП			74,96	71,28
ЛЭП			126,98	122,19
ЛЭП			181,14	177,65
ЛЭП			240,11	235,82
ЛЭП			240,11	235,82
ЛЭП			240,11	235,82
ЛЭП			123,47	126,10
ЛЭП			123,47	126,10
ЛЭП			220,28	214,65
ЛЭП			220,28	214,65

В минимальном режиме:


Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП			50,82	53,37
ЛЭП			50,82	53,37
ЛЭП			43,94	40,48
ЛЭП			43,94	40,48
ЛЭП			186,81	182,76
ЛЭП			219,55	216,28
ЛЭП			288,30	284,14
ЛЭП			288,30	284,14
ЛЭП			288,30	284,14
ЛЭП			71,27	73,87
ЛЭП			71,27	73,87
ЛЭП			294,38	289,38
ЛЭП			294,38	289,38

7. Оценка технико-экономических показателей (1 вариант) Потери мощности в ЛЭП Годовые издержки на переменные потери электроэнергии в ЛЭП ф=2886,2 ч Оценка потерь мощности и капвложений в ЛЭП


№	ЛЭП	l, км	Iмах, А	n	Сечение	R0, Ом/км	R, Ом	ДPмах, МВт	Куд тыс. руб/км	Кл млн. руб
	3-А сущ. ж/б		842,18		АС-240	0,12	1,28	2,72		31,36
	1−2 пр. ж/б		183,9		АС-120	0,249	4,731	0,479	11,4	60,648
	1−3 пр. ж/б		633,78		АС-240	0,12	1,56	1,879		114,66
	5−3 пр. ж/б		68,9		АС-120	0,249	3,237	0,0461	11,4	41,496
	4-А пр. ж/б		168,9		АС-120	0,249	4,98	0,426	11,4	63,84
	7-А пр. ж/б		283,6		АС-120	0,249	3,3615	0,811	11,4	43,092
Всего по варианту 1	6,367	355,096

ИДЭ=2*10−3*6,367*2886,2=36,75 млн. руб Оценка технико-экономических показателей (2 вариант)


№	ЛЭП	l, км	Iмах, А	n	Сечение	R0, Ом/км	R, Ом	ДPмах, МВт	Куд тыс. руб/км	Кл млн. руб
	3-А сущ. ж/б		478,8		АС-240	0,12	1,92	1,32	;	;
	1−2 пр. ж/б		94,26		АС-185	0,162	6,156	0,164	12,9	34,314
	1−5 пр. ж/б		327,58		АС-240	0,12	1,86	0,5987		60,76
	5−3 пр. ж/б		374,34		АС-240	0,12	1,56	0,6558		50,96
	2−4 пр. ж/б		232,71		АС-240	0,12	3,72	0,604		30,38
	4-А пр. ж/б		378,1		АС-185	0,162	3,24	1,39	12,9	72,24
	7-А пр. ж/б		250,26		АС-120	0,249	3,3615	0,6315	11,4	43,092
Всего по варианту 2	5,365	291,746

ИДЭ=2*10−3*5,365*2886,2=30,967 млн. руб Оценка технико-экономических показателей (3 вариант)


№	ЛЭП	l, км	Iмах, А	n	Сечение	R0, Ом/км	R, Ом	ДPмах, МВт	Куд тыс. руб/км	Кл млн. руб
	3-А сущ. ж/б		551,62		АС-240	0,12	1,92	1,7526	;	;
	1−2 пр. ж/б		60,74		АС-120	0,249	9,462	0,1047	11,4	30,324
	1−3 пр. ж/б		397,58		АС-240	0,12	2,34	1,109		76,44
	5−3 пр. ж/б		63,54		АС-120	0,249	3,237	0,0392	11,4	41,496
	2−4 пр. ж/б		154,06		АС-185	0,162	5,022	0,3575	12,9	27,993
	4-А пр. ж/б		149,92		АС-120	0,12	4,8	1,3402		39,2
	7-А пр. ж/б		251,88		АС-120	0,249	3,3615	0,639	11,4	43,092
Всего по варианту 3	5,3438	258,545

ИДЭ=2*10−3*5,3438*2886,2=30,85 млн. руб Оценка технико-экономических показателей (4 вариант)


№	ЛЭП	l, км	Iмах, А	n	Сечение	R0, Ом/км	R, Ом	ДPмах, МВт	Куд тыс. руб/км	Кл млн. руб
	3-А сущ. ж/б		720,36		АС-240	0,12	1,28	1,993		31,36
	1−2 пр. ж/б		178,96		АС-120	0,249	4,731	0,4545	11,4	60,648
	1−3 пр. ж/б		440,6		АС-240	0,12	2,34	1,363		76,44
	5−3 пр. ж/б		181,15		АС-185	0,162	4,212	0,4146	12,9	23,478
	1- 5 пр. ж/б		126,98		АС-185	0,162	5,022	0,243	12,9	27,993
	4-А пр. ж/б		149,92		АС-120	0,249	4,98	0,3358	11,4	63,84
	7-А пр. ж/б		252,2		АС-120	0,249	3,3615	0,6414	11,4	43,092
Всего по варианту 4	5,445	326,851

ИДЭ=2*10−3*5,445*2886,2=31,43 млн. руб

8. Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант 1)


№ узла	Число линий	Число трансф.	Тип подстанции и схема ОРУ 110 кВ	Число выкл.
			Узловая, одна секционированная система шин с обходной системой шин
			Тупиковая, два блока линия-трансформатор
			Узловая, одна секционированная система шин с обходной системой шин
			Тупиковая, два блока линия-трансформатор
			Тупиковая, два блока линия-трансформатор
			Тупиковая, два блока линия-трансформатор
А			ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин
Всего по варианту 1

Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант2)


№ узла	Число линий	Число трансф.	Тип подстанции и схема ОРУ 110 кВ	Число выкл.
			Узловая, одна секционированная система шин с обходной системой шин
			Проходная, мостик с автоматической перемычкой
			Узловая, одна секционированная система шин с обходной системой шин
			Узловая, одна секционированная система шин с обходной системой шин
			Узловая, одна секционированная система шин с обходной системой шин
			Тупиковая, два блока линия-трансформатор
А			ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин
Всего по варианту 2

Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант3)


№ узла	Число линий	Число трансф.	Тип подстанции и схема ОРУ 110 кВ	Число выкл.
			Узловая, одна секционированная система шин с обходной системой шин
			Проходная, мостик с автоматической перемычкой
			Узловая, одна секционированная система шин с обходной системой шин
			Проходная, мостик с автоматической перемычкой
			Тупиковая, два блока линия-трансформатор
			Тупиковая, два блока линия-трансформатор
А			ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин
Всего по варианту 3

Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант 4)


№ узла	Число линий	Число трансф.	Тип подстанции и схема ОРУ 110 кВ	Число выкл.
			Узловая, одна секционированная система шин с обходной системой шин
			Тупиковая, два блока линия-трансформатор
			Узловая, одна секционированная система шин с обходной системой шин
			Тупиковая, два блока линия-трансформатор
			Проходная, мостик с автоматической перемычкой
			Тупиковая, два блока линия-трансформатор
А			ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин
Всего по варианту 4

9. Оценка технико-экономических показателей подстанций Капитальные вложения в подстанции:

Разница в капитальных вложениях в подстанции:

Капитальные вложения в РУ низшего напряжения и трансформаторы в узлах не учитываются, так как одинаковы во всех вариантах развития сети.

подстанция баланс мощность электроэнергия Расчет капитальных вложений в подстанции


№ варианта	Число выключателей 110 кВ	Разница в числе выключателей 110 кВ	Разница в капитальных вложениях в подстанции, млн. руб

			31,5
			0,00
			10,5

Принимаем стоимость одного элегазового выключателя равной 3,5 млн руб.

10. Издержки на компенсацию потерь электроэнергии в сети Учитываются только потери электроэнергии в линиях, так как трансформаторы одинаковы во всех вариантах развития сети Издержки на компенсацию потерь электроэнергии в сети Потери на корону в линиях 110 кВ не учитываем.

Расчет издержек на компенсацию потерь электроэнергии в сети:


№ варианта	Потери мощности в максимальном режиме, ДPмах, МВт	Издержки на потери электроэнергии в сети, млн. рублей
	6,367	36,75
	5,365	30,967
	5,3438	30,85
	5,445	31,43

11. Технико-экономическое сравнение вариантов сети Приведенные статические затраты Срок окупаемости Tок=5 лет Ен=1/Ток=0,2 бл=2,8% бпс=9,4%

Варианты считаются равноценными, если отличия в оценках приведенных затрат не превышают 5%.


№ варианта	Капитальные вложения в линии, млн. руб	Разница в капвложениях в подстанции, млн. руб	Издержки на потери электроэнергии в сети, млн. руб	Приведенные затраты, млн. руб	Приведенные затраты, отн. ед.
	355,096		36,75	121,828	1,356
	291,746	31,5	30,967	106,746	1,189
	258,545	0,00	30,85	89,798
	326,851	10,5	31,43	109,04	1,214

Наиболее экономичный вариант — 3. Второй по экономичноти — вариант 2 или 4 (равноценные).

12. Анализ параметров качества электроэнергии Принципы анализа качества электроэнергии:

1. Выполняется проверка уровней напряжений на шинах потребителей наиболее экономичного варианта сети и возможность обеспечения допустимых ГОСТ Р 54 149−2010 уровней напряжений с помощью имеющихся средств:

— централизованное регулирование напряжения с помощью РПН автотрансформатора;

— регулирование напряжения с помощью РПН силовых трансформаторов;

При обеспечении требуемого качества электроэнергии во всех режимах окончательно выбирается наиболее экономичный варианта сети.

2. При необходимости установки дополнительных средств регулирования напряжения необходимо новое технико-экономическое сравнение с выбором наиболее экономичного варианта сети.

3. После выбора варианта развития сети выполняются расчеты установившихся режимов и выбираются рациональные регулировочные ответвления РПН.

Расчеты выполняются с использованием комплекса «RASTR».

13. Схема замещения сети и данные RASTR.

Турбогенераторы установленные на ТЭЦ позволяют регулировать выдачу реактивной мощности в сеть.

Cosц (min)=0.8 Cosц (max)=0.95

Qmin = 20.707 МВар Qmax = 47,25 МВар

3. Вариант нормальный режим Узлы (максимальный режим):


Тип	Номер	U_ном	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	V	Delta
База		220,0			— 27,2	27,51	220,0			220,00
Нагр		220,0								216,36	0,98
Нагр		220,0								216,36	0,98
Нагр		10,0	11,2	5,4						10,26	0,08
Нагр		110,0	0,1	1,2						113,83	0,99
Нагр		110,0	0,1	0,4						110,48	0,84
Нагр		10,4	32,0	14,6						9,67	— 3,45
Нагр		110,0	0,1	0,4						111,55	2,06
Нагр		10,4	28,0	15,9						9,75	— 1,61
Нагр		110,0	0,0	0,1						113,90	2,56
Нагр		10,0	12,0	5,5						10,49	— 1,17
Нагр		110,0	0,1	0,4						114,53	2,77
Нагр		10,4	26,0	7,6						10,24	— 0,43
Нагр		110,0	0,2	1,4						116,58	5,17
Нагр		110,0	0,1	0,5						113,62	4,43
Нагр		10,5	47,0	26,6						9,94	0,74
Ген		10,5			63,0	27,95	10,5	20,707	47,250	10,50	10,01
Ген		10,5			63,0	27,95	10,5	20,707	47,250	10,50	10,01
Ген		10,5			63,0	27,95	10,5	20,707	47,250	10,50	10,01

Ветви (максимальный режим):


Tип	N_нач	N_кон	R	X	B	Кт/r	dP	dQ
ЛЭП			0,55	59,20			0,004	0,458
ЛЭП			0,55	59,20			0,004	0,458
Тр-р			3,20	131,00		0,0478	0,003	0,111
Тр-р			3,20	131,00		0,0478	0,003	0,111
Тр-р			0,48			0,5260	0,005
Тр-р			0,48			0,5260	0,005
ЛЭП			9,46	16,23	— 101,1		0,302	0,519
Тр-р			2,54	55,90		0,0913	0,070	1,540
Тр-р			2,54	55,90		0,0913	0,070	1,540
ЛЭП			5,02	12,80	— 85,2		0,178	0,455
Тр-р			2,54	55,90		0,0913	0,058	1,268
Тр-р			2,54	55,90		0,0913	0,058	1,268
ЛЭП			4,68	15,80	— 109,6		0,226	0,764
ЛЭП			4,68	15,80	— 109,6		0,226	0,764
Тр-р			2,54	55,90		0,0913	0,037	0,815
Тр-р			2,54	55,90		0,0913	0,037	0,815
ЛЭП			6,47	11,10	— 69,2		0,022	0,038
ЛЭП			6,47	11,10	— 69,2		0,022	0,038
Тр-р			7,95	139,00		0,0956	0,029	0,502
Тр-р			7,95	139,00		0,0956	0,029	0,502
ЛЭП			3,84	12,96	— 89,9		0,580	1,956
ЛЭП			3,84	12,96	— 89,9		0,580	1,956
ЛЭП			4,80	16,20	— 112,4		1,069	3,607
Тр-р			0,71	19,20		0,0868	0,230	6,233
Тр-р			0,71	19,20		0,0868	0,230	6,233
Тр-р			0,71	19,20		0,0868	0,230	6,233
ЛЭП			6,73	11,53	— 71,8		0,412	0,706
ЛЭП			6,73	11,53	— 71,8		0,412	0,706
Тр-р			1,40	34,70		0,0913	0,086	2,137
Тр-р			1,40	34,70		0,0913	0,086	2,137

Узлы (минимальный режим):


Тип	Номер	U_ном	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	V	Delta
База		220,0			— 84,6	16,7	220,0			220,00
Нагр		220,0								218,15	3,00
Нагр		220,0								218,15	3,00
Нагр		11,0	11,2	5,4						10,34	2,11
Нагр		110,0	0,1	1,2						114,80	3,00
Нагр		110,0	0,1	0,4						114,42	4,11
Нагр		10,4	19,2	8,7						10,22	1,76
Нагр		110,0	0,1	0,4						115,79	5,76
Нагр		10,4	16,8	9,5						10,33	3,76
Нагр		110,0	0,0	0,1						116,47	5,74
Нагр		10,0	7,2	3,3						10,91	3,64
Нагр		110,0	0,1	0,4						116,81	5,88
Нагр		10,4	15,6	4,6						10,54	4,05
Нагр		110,0	0,2	1,4						119,35	8,72
Нагр		110,0	0,1	0,5						117,71	8,29
Нагр		10,5	28,2	16,0						10,50	6,26
Ген;		10,5			63,0	20,7	10,5	20,707	47,250	10,64	13,41
Ген;		10,5			63,0	20,7	10,5	20,707	47,250	10,64	13,41
Ген;		10,5			63,0	20,7	10,5	20,707	47,250	10,64	13,41

Ветви (минимальный режим)


Tип	N_нач	N_кон	R	X	B	Кт/r	dP	dQ
ЛЭП			0,55	59,20			0,021	2,276
ЛЭП			0,55	59,20			0,021	2,276
Тр-р			3,20	131,00		0,4 780	0,003	0,109
Тр-р			3,20	131,00		0,4 780	0,003	0,109
Тр-р			0,48			0,52 600	0,023
Тр-р			0,48			0,52 600	0,023
ЛЭП			9,46	16,23	— 101,1		0,136	0,233
Тр-р			2,54	55,90		0,9 130	0,023	0,497
Тр-р			2,54	55,90		0,9 130	0,023	0,497
ЛЭП			5,02	12,80	— 85,2		0,342	0,873
Тр-р			2,54	55,90		0,9 130	0,018	0,407
Тр-р			2,54	55,90		0,9 130	0,018	0,407
ЛЭП			4,68	15,80	— 109,6		0,652	2,200
ЛЭП			4,68	15,80	— 109,6		0,652	2,200
Тр-р			2,54	55,90		0,9 130	0,013	0,277
Тр-р			2,54	55,90		0,9 130	0,013	0,277
ЛЭП			6,47	11,10	— 69,2		0,007	0,012
ЛЭП			6,47	11,10	— 69,2		0,007	0,012
Тр-р			7,95	139,00		0,9 560	0,010	0,167
Тр-р			7,95	139,00		0,9 560	0,010	0,167
ЛЭП			3,84	12,96	— 89,9		0,858	2,896
ЛЭП			3,84	12,96	— 89,9		0,858	2,896
ЛЭП			4,80	16,20	— 112,4		0,833	2,811
Тр-р			0,71	19,20		0,8 680	0,208	5,621
Тр-р			0,71	19,20		0,8 680	0,208	5,621
Тр-р			0,71	19,20		0,8 680	0,208	5,621
ЛЭП			6,73	11,53	— 71,8		0,132	0,226
ЛЭП			6,73	11,53	— 71,8		0,132	0,226
Тр-р			1,40	34,70		0,9 130	0,028	0,689
Тр-р			1,40	34,70		0,9 130	0,028	0,689

Далее приведу схемы замещения сети с указанием потоков мощности в концах и началах линий, модулей и углов напряжения в узлах, генераций и нагрузок. С учетом выбранных регулировочных ответвлений на трансформаторах и автотрансформаторах.

1) Максимальный режим

2) Минимальный режим Выбор рациональных регулировочных ответвлений РПН (максимальный режим):


Узел
Требуемое напряжение, кВ	10,4	10,4	10,4			10,5
Напряжение до регулирования (нулевые ответвления РПН АТ и Т)	9.68	10,24	9.76	10.5	10,26	9.94
Отклонение напряжения на шинах подстанции от требуемого, %	— 6.9	— 1.54	— 6.15		2.6	— 5.33
Централизованное регулирование РПН АТ (+3)	10.18	10.69	10.22	10.98	10.15	10.34
Рациональное регулировочное ответвление РПН трансформаторов				+5	;
Коэффициент трансформации	0,0913	0,0913	0,0913	0,8 815	;	0,0913
Напряжение после регулирования, кВ	10,18	10,69	10,22	10,12	10,15	10,33

Выбор рациональных регулировочных ответвлений РПН (минимальный режим):


Узел
Требуемое напряжение, кВ	10,4	10,4	10,4			10,5
Напряжение до регулирования (нулевые ответвления РПН АТ и Т)	10,22	10,54	10,33	10,91	10,34	10,5
Отклонение напряжения на шинах подстанции от требуемого, %	— 1,73	1,35	— 0,67	9,1	3,4
Централизованное регулирование РПН АТ	Не требуется
Рациональное регулировочное ответвление РПН трансформаторов				+5	;
Коэффициент трансформации	0,0913	0,0913	0,0913	0,8 815	;	0,0913
Напряжение после регулирования, кВ	10,22	10,54	10,33	10,06	10,64	10,5

В нормальных режимах установка дополнительного оборудования не требуется.

3 Вариант аварийный режим Отключение одного трансформатора связи. Максимальный режим Узлы:


Тип	Номер	U_ном	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	V	Delta
База		220,0			— 26,9	45,04	220,0			220,00
Нагр		220,0								208,08	2,02
Нагр		;	;	;	;	;	;	;	;	;	;
Нагр		10,0	11,2	5,4						9,76	0,06
Нагр		110,0	0,1	1,2						116,16	2,05
Нагр		110,0	0,1	0,4						112,39	2,01
Нагр		10,4	32,0	14,6						9,86	— 2,13
Нагр		110,0	0,1	0,4						113,04	3,26
Нагр		10,4	28,0	15,9						9,90	— 0,31
Нагр		110,0	0,0	0,1						115,48	3,69
Нагр		10,0	12,0	5,5						9,82	0,07
Нагр		110,0	0,1	0,4						116,09	3,90
Нагр		10,4	26,0	7,6						10,39	0,79
Нагр		110,0	0,2	1,4						117,48	6,36
Нагр		110,0	0,1	0,5						114,56	5,63
Нагр		10,5	47,0	26,6						10,03	2,00
Ген		10,5			63,0	22,25	10,5	20,707	47,250	10,50	11,18
Ген		10,5			63,0	22,25	10,5	20,707	47,250	10,50	11,18
Ген		10,5			63,0	22,25	10,5	20,707	47,250	10,50	11,18

Ветви:


Tип	N_нач	N_кон	R	X	B	Кт/r	dP	dQ
ЛЭП			0,55	59,20			0,031	3,364
ЛЭП			;	;	;	;	;	;
Тр-р			;	;	;	;	;	;
Тр-р			3,20	131,00		0,4 780	0,012	0,490
Тр-р			0,48			0,55 800	0,030
Тр-р			;	;	;	;	;	;
ЛЭП			9,46	16,23	— 101,1		0,380	0,652
Тр-р			2,54	55,90		0,9 130	0,067	1,483
Тр-р			2,54	55,90		0,9 130	0,067	1,483
ЛЭП			5,02	12,80	— 85,2		0,170	0,433
Тр-р			2,54	55,90		0,9 130	0,056	1,232
Тр-р			2,54	55,90		0,9 130	0,056	1,232
ЛЭП			4,68	15,80	— 109,6		0,244	0,825
ЛЭП			4,68	15,80	— 109,6		0,244	0,825
Тр-р			2,54	55,90		0,9 130	0,036	0,792
Тр-р			2,54	55,90		0,9 130	0,036	0,792
ЛЭП			6,47	11,10	— 69,2		0,022	0,037
ЛЭП			6,47	11,10	— 69,2		0,022	0,037
Тр-р			7,95	139,00		0,8 815	0,028	0,487
Тр-р			7,95	139,00		0,8 815	0,028	0,487
ЛЭП			3,84	12,96	— 89,9		0,566	1,912
ЛЭП			3,84	12,96	— 89,9		0,566	1,912
ЛЭП			4,80	16,20	— 112,4		0,984	3,322
Тр-р			0,71	19,20		0,8 680	0,217	5,857
Тр-р			0,71	19,20		0,8 680	0,217	5,857
Тр-р			0,71	19,20		0,8 680	0,217	5,857
ЛЭП			6,73	11,53	— 71,8		0,404	0,693
ЛЭП			6,73	11,53	— 71,8		0,404	0,693
Тр-р			1,40	34,70		0,9 130	0,085	2,099
Тр-р			1,40	34,70		0,9 130	0,085	2,099

В аварийном режиме напряжение на шинах потребителей соответствуют ГОСТ. Регулирование напряжения не требуется.

Схема замещения

.ur

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой