Материал: Проектирование электрической сети
Проектирование электрической сети
1. Задание и исходные данные для проектирования
электрический цепь трансформатор напряжение
Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения указанных потребителей от электрической системы в соответствии с вариантом. Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии указано на рисунке 1.1, а их характеристики - в таблице 1.1. Электрическая сеть расположена в объединенной энергосистеме (ОЭС) Сибири, III районе по гололеду.
В таблице 1.1 приведены значения активной мощности нагрузок
потребителей в максимальном режиме Рi=Рмаксi.
Расстояния между точками:
l01=16 км; l02=14 км; l03=15 км; l04=16 км; l05=18 км; l12=17 км; l13=26 км; l14=31 км; l15=33 км; l23=11 км; l24=21 км; l25=29 км; l34=12 км; l35=22 км; l45=12 км.
Рисунок 1.1 - Месторасположение источника питания и
потребителей электроэнергии
Таблица 1.1 - Характеристика источника питания и потребителей
электроэнергии
№ пст
Рмаксрi МВт
Qмаксрi Мвар
|Sмаксрi| МВА
Рпаврi МВт
Qпаврi Мвар
|Sпаврi| МВА
cosfi
Tмi ч
Uннi кВ
Доля нагрузки
3-й категории, d3i, %
Источник
питания 0
0,77
Подстанция 1
16
10,75
19,28
16
10,75
19,28
0,83
5700
10
0
Подстанция 2
35
21,69
41,18
35
21,69
41,18
0,85
4100
10
0
Подстанция 3
24
16,13
28,92
24
16,13
28,92
0,83
3400
10
0
Подстанция 4
17
18,84
25,37
8,5
9,42
12,69
0,67
5700
6
50
Подстанция 5
31
24,06
39,24
31
24,06
39,24
0,79
3900
10
0
Определяются значения полной мощности нагрузок потребителей Определение электрической нагрузки на
подстанциях в послеаварийном режиме Составляются варианты разомкнутой схемы электрической сети.
Варианты схем приведены на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 - Варианты радиально-магистральных схем
Производится предварительный анализ и выбор вариантов
радиально-магистральных схем исполнения сети. Результаты сводятся в таблицу
2.1.
Таблица 2.1 - Характеристика вариантов
радиально-магистральных схем
Вариант
Участок
lЛЭП,
км
SlЛЭП,
км
Номер п/ст
Количество
выключателей n, шт.
Sn, шт.
Pi,
МВт
Момент мощности
Pilс, МВт×км
SPi lс,
МВт×км
а)
01
32
158
1
2
21
16
256
1936
02
28
2
2
35
490
03
30
3
2
24
360
04
32
4
2
17
272
05
36
5
2
31
558
0 (РЭС)
11
б)
01
32
140
1
2
17
16
256
2666
23
22
2
2
35
910
03
30
3
2
24
360
04
32
4
2
17
272
45
24
5
2
31
868
0 (РЭС)
7
в)
01
32
134
1
2
17
16
256
2769
23
22
2
2
35
1155
34
12
3
2
24
528
04
32
4
2
17
272
05
36
5
2
31
558
0 (РЭС)
7
г)
01
32
142
1
2
17
16
256
2533
02
28
2
2
35
490
23
22
3
2
24
600
34
24
4
2
17
629
05
36
5
2
31
558
0 (РЭС)
7
Из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети
является вариант, приведенный на рисунке 2.1 б).
Варианты схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур,
приведены на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2 - Варианты схем, имеющих замкнутый контур
Производится предварительный анализ и выбор вариантов схем
исполнения сети, имеющих замкнутый контур. Результаты сводятся в таблицу в
таблицу 2.2.
Таблица 2.2 - Характеристика вариантов схем, имеющих
замкнутый контур
Вариант
Участок
lЛЭП,
км
SlЛЭП,
км
Номер п/ст
Количество
выключателей n, шт.
Sn, шт.
а)
01
16
126
1
3
21
12
17
2
3
02
14
3
3
03
15
4
3
34
12
5
2
04
16
0 (РЭС)
7
05
36
б)
01
16
115
1
3
18
12
17
2
3
23
11
3
3
03
15
4
2
04
32
5
2
45
24
0 (РЭС)
5
в)
01
32
121
1
2
20
02
14
2
3
23
11
3
3
34
12
4
3
04
16
5
2
05
36
0 (РЭС)
7
г)
01
16
104
1
3
20
12
17
2
3
02
14
3
3
03 4
3
34
12
5
3
45
12
0 (РЭС)
5
05
18
Исходя из упрощенных критериев, из предложенных схем
наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке
2.2 б).
Схемы потокораспределения приведены на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 - Схема потокораспределения в сети:
а) для разомкнутой сети в максимальном режиме; б) для
разомкнутой сети в послеаварийном режиме; в) для сети с замкнутым контуром в
максимальном режиме; г) для и сети с замкнутым контуром в послеаварийном режиме
Рассчитываются потоки мощности для участков сети в
максимальном и послеаварийном режимах в соответствии с формулами приведенными
ниже. Результаты сводятся в таблицу 3.1.
Для разомкнутой сети:
Для сети с замкнутым контуром:
В сети, имеющей замкнутый контур, точка 2 является точкой
потокораздела активной и реактивной мощностей.
В послеаварийном режиме из строя выходит наиболее загруженный
участок 03.
Таблица 3.1 - Расчет потокораспределения в электрической сети
Участок
количество
цепей n, шт
lуч, км
Рмаксрi, МВт
Qмаксрi, Мвар
|Sмаксрi|, МВА
Рпаврi, МВт
Qпаврi, Мвар
|Sпаврi|, МВА
Разомкнутая
сеть
01
2
16
8
5,38
9,64
16
10,75
19,28
03
2
15
29,5
18,91
35,05
59
37,82
70,09
23
2
11
17,5
10,85
20,59
35
21,69
41,18
04
2
16
24
21,45
32,31
39,5
33,48
51,93
45
2
12
15,5
12,03
19,62
31
24,06
39,24
Сеть с
замкнутым контуром
01
1
16
33,19
21,50
39,54
75
48,57
89,37
12
1
17
17,19
10,74
20,27
59
37,82
70,09
23
1
11
17,81
10,95
20,91
24
16,13
28,92
03
1
15
41,81
27,08
49,81
0
0
0
04
2
16
24
21,45
32,19
39,5
33,48
51,93
45
2
12
15,5
12,03
19,62
31
24,06
39,24
Номинальное напряжение Uном вычисляется по формуле
Стилла: Результаты расчетов, а так же ближайшие стандартные наибольшие и
наименьшие напряжения приведены в таблице 4.1. Результаты проверки напряжения
сведены в таблицу 4.2
Таблица 4.1 - Результаты расчетов напряжения для электрической
сети
Участок
lуч км
Ручмаксрi МВт
Qучмаксрi Мвар
Ручпаврi МВт
Qучпаврi Мвар
Uномуч кВ
Uном=35 кВ
Uном=110 кВ
Uном=220 кВ
r0
x0
ΔUучмакс
ΔUучпавр
r0
x0
ΔUучмакс
ΔUучпавр
r0
x0
ΔUучмакс
Разомкнутая
сеть
01
16
8
5,38
16
10,75
52,08
0,3
0,4
2,08
4,16
0,2
0,4
0,55
1,09
0,1
0,4
0,21
03
15
29,5
18,91
59
37,82
95,78
0,3
0,4
7,03
14,07
0,2
0,4
1,84
3,67
0,1
0,4
0,72
23
11
17,5
10,85
35
21,69
74,03
0,3
0,4
3,01
6,03
0,2
0,4
0,78
1,57
0,1
0,4
0,30
04
16
24
21,45
39,5
33,48
86,80
0,3
0,4
7,21
11,54
0,2
0,4
1,95
3,10
0,1
0,4
0,80
45
12
15,5
12,03
31
24,06
69,98
0,3
0,4
3,24
6,49
0,2
0,4
0,86
1,73
0,1
0,4
0,35
Сеть с
замкнутым контуром
01
16
33,19
21,50
75
48,57
101,50
0,3
0,4
8,48
19,17
0,2
0,4
2,22
5,01
0,1
0,4
0,87
12
17
17,19
10,74
59
37,82
74,16
0,3
0,4
4,59
15,94
0,2
0,4
1,20
4,16
0,1
0,4
0,46
23
11
17,81
10,95
24
16,13
74,67
0,3
0,4
3,06
4,29
0,2
0,4
0,79
1,13
0,1
0,4
0,31
03
15
41,81
27,08
0
0,00
113,51
0,3
0,4
10,02
0,00
0,2
0,4
2,62
0,00
0,1
0,4
1,02
04
16
24,00
21,45
39,5
33,48
86,80
0,3
0,4
7,21
11,54
0,2
0,4
1,95
3,10
0,1
0,4
0,80
45
12
15,50
12,03
31 69,98
0,3
0,4
3,24
6,49
0,2
0,4
0,86
1,73
0,1
0,4
0,35
Таблица 4.2 - Проверка напряжения для электрической сети
Участок
Uном=35 кВ
Uном=110 кВ
Uном=220 кВ
Окончательное Uном, кВ
ΣΔUмакср
15% Uном
ΣΔUпавр
20% Uном
ΣΔUмакср
15% Uном
ΣΔUпавр
20% Uном
ΣΔUмакср
15% Uном
Разомкнутая
сеть
01
2,08
5,25
4,16
7
0,55
16,5
1,09
22
0,21
33
35
032
10,05
5,25
20,10
7
2,62
16,5
5,24
22
1,02
33
110
045
10,46
5,25
18,03
7
2,81
16,5
4,82
22
1,15
33
110
Сеть с
замкнутым контуром
012
13,07
5,25
39,40
7
3,41
16,5
10,29
22
1,33
33
110
032
13,07
5,25
7
3,41
16,5
22
1,33
33
110
045
10,46
5,25
18,03
7,00
2,81
16,5
4,82
22
1,15
33
110
Проверка напряжения производится в соответствии со следующими
критериями:
для максимального режима SDUmax£15% Uном;
для послеаварийного режима SDUпавр£20% Uном.
Так как суммарные потери напряжения в сети напряжением 220кВ
не превышают 3% от Uном в максимальном режиме, то Uном=220кВ завышено.
Окончательно принимается напряжение 35 кВ на участке 01 и 110
кВ на участках 032 и 045 разомкнутой сети, напряжение 110кВ на всех участках
сети с замкнутым контуром.
Разомкнутая сеть
Участок 01 (напряжение 35 кВ)
Приближённый баланс активной мощности в сети рассчитывается
по выражению [2]:
Считается, что установленная мощность генераторов источника
питания Pип достаточна для покрытия потребностей сети: Реактивная мощность, выдаваемая источником питания в сеть Qип, определяется по выражению: Участки 032 и 045 (напряжение 110 кВ)
Сеть с замкнутым контуром.
Приближённый баланс реактивной мощности в сети рассчитывается
по формулам, приведенным ниже. Результаты расчетов сведены в таблицу 5.1
Таблица 5.1 - Результаты расчетов мощности в сети
Участок
кол-во цепей n, шт.
lуч, км
Sмаксуч, МВА
ΔQуч, Мвар
Qi, Мвар
Uном, кВ
х0
ΔQлэп, Мвар
Qнагр, Мвар
ΔQтр, Мвар
Qрез, Мвар
QсΣ, Мвар
Qсети, Мвар
Разомкнутая
сеть
01
2
16
9,64
0,971
10,75
35
0,4
0,971
10,752
1,928
1,075
0,000
14,188
03
2
15
35,05
1,218
21,69
110
0,4
1,718
80,714
13,471
8,071
1,718
98,220
23
2
11
20,59
0,308
16,13
110
0,4
04
2
16
32,31
1,104
18,84
110
0,4
45
2
12
19,62
0,305
24,06
110
0,4
Сеть с
замкнутым контуром
01
1
16
39,54
0,827
10,75
110
0,4
3,849
91,466
15,398
9,147
3,849
111,437
12
1
17
20,27
0,231
21,69
110
0,4
23
1
11
20,91
0,159
16,13
110
0,4
03
1
15
49,81
1,230
18,84
110
0,4
04
2
16
32,19
1,096
24,06
110
0,4
45
2
12
19,62
0,305
110
0,4
Разомкнутая сеть
Участок 01 (напряжение 35 кВ)
Определяется мощность компенсирующих устройств [1].
Так как Участки 032 и 045 (напряжение 110 кВ)
Определяется мощность компенсирующих устройств [1].
Так как Сеть с замкнутым контуром.
Определяется мощность компенсирующих устройств [1].
Так как Рассчитываются потоки мощности для участков сети в максимальном и
послеаварийном режимах. Результаты сводятся в таблицу 6.3.
Таблица 6.3 - Расчет потокораспределения в электрической сети
Участок
lуч, км
Рмаксрi, МВт
Qмаксрi, Мвар
|Sмаксрi|, МВА
Рпаврi, МВт при выходе из строя уч-ка
Qпаврi, Мвар при выходе из строя уч-ка
|Sпаврi мах|, МВА
01
03
01
03
Разомкнутая
сеть
01
16
8
5,38
9,64
16
10,75
19,28
03
15
29,5
18,91
35,05
59
37,82
70,09
23
11
17,5
10,85
20,59
35
21,69
41,18
04
16
24
21,45
32,31
39,5
33,48
51,93
45
12
15,5
12,03
19,62
31
24,06
39,24
Сеть с
замкнутым контуром
01
16
33,19
21,50
39,54
0
75
0,00
48,57
89,37
12
17
17,19
10,74
20,27
16
59
10,75
37,82
70,09
23
11
17,81
10,95
20,91
51
24
32,44
16,13 03
15
41,81
27,08
49,81
75
0
48,57
0,00
89,35
04
16
24,00
21,45
32,19
39,5
39,5
33,48
33,48
51,93
45
12
15,50
12,03
19,62
31
31
33,48
24,06
39,24
При питании потребителей 1 и 2 категории на подстанции
устанавливаются 2 трансформатора, мощность которых выбирается по выражению:
где При питании потребителей 3 категории на подстанции устанавливается
1 трансформатор, мощность которого выбирается по выражению: Расчетные и каталожные данные по выбору трансформаторов приведены в
таблице 7.1
Таблица 7.1 - Расчетные и каталожные данные по выбору
трансформаторов
№ пст
Si МВА
Siном
тр расч, МВА
Siном
тр, МВА’
Кол-во тр-ров
Тип
тр-ра
±n*E0, %
Uкз, %
∆Pкз, МВт
∆Pхх, МВт
Iхх, %
Rтрi, Ом
Xтрi, Ом
Uномнн, кВ
Разомкнутая
сеть
1
19,28
13,77
16
2
ТДНС-16000/35
±8х1,5
10
0,085
0,018
0,55
0,45
8,4
10,5
2
41,18
29,41
40
2
ТРДН-40000/110
±9х1,78
10,5
0,172
0,036
0,65
1,4
34,7
10,5
3
28,92
20,65
25
2
ТРДН-25000/110
±9х1,78
10,5
0,12
0,027
0,7
2,54
55,9
10,5
4
25,37
18,12
25
2
ТРДН-25000/110
±9х1,78
10,5
0,12
0,027
0,7
2,54
55,9
10,5
5
39,24
28,03
40
2
ТРДН-40000/110
±9х1,78
10,5
0,172
0,036
0,65
1,4
34,7
10,5
Сеть с
замкнутым контуром
1
19,28
13,77
16
2
ТДН-16000/110
±9х1,78
10,5
0,085
0,019
0,7
4,38
86,7
11
2
41,18
29,41
40
2
ТРДН-40000/110
±9х1,78
10,5
0,172
0,036
0,65
1,4
34,7
10,5
3
28,92
20,65
25
2
ТРДН-25000/110
±9х1,78
10,5
0,12
0,027
0,7
2,54
55,9
10,5
4
25,37
18,12
25
2
ТРДН-25000/110
±9х1,78
10,5
0,12
0,027
0,7
2,54
55,9
10,5
5
39,24
28,03
40
2
ТРДН-40000/110
±9х1,78
10,5
0,172
0,036
0,65
1,4
34,7
10,5
Для воздушных линий 35-220 кВ выбираются сталеалюминевые
провода марки АС, а для прокладки линий используются железобетонные опоры
[1,4].
Результаты выбора и проверки сечений проводов ВЛЭП сводятся в
таблицы 8.1-8.2, при этом используются следующие формулы:
где Таблица 8.1 - Выбор сечений проводов воздушных ЛЭП
Уч-ок
кол-во цепей n,
шт.
Sмаксрi,
МВА
|Sмакср|
МВА
Iмакср,
А
Марка-сечение
провода Fi, мм2
Iдоп,
А
Разомкнутая
сеть
01
2
8
+j
5,38
9,64
159,18
АС-70
265
03
2
29,5
+j
18,91
35,05
184,16
АС-70
265
23
2
17,5
+j
10,85
20,59
108,19
АС-70
265
04
2
24
+j
21,45
32,31
169,77
АС-70
265
45
2
15,5
+j
12,03
19,62
103,10
АС-70
265
Сеть с
замкнутым контуром
01
1
33,19
+j
21,50
39,54
207,78
АС-120
390
12
1
17,19
+j
10,74
20,27
106,51
АС-120
390
23
1
17,81
+j
10,95
20,91
109,87
АС-120
390
03
1
41,81
+j
27,08
49,81
261,77
АС-120
390
04
2
24,00
+j
21,45
32,19
169,14
АС-120
390
45
2
15,50
+j
12,03
19,62
103,10
АС-120
390
Таблица 8.2 - Проверка сечений проводов воздушных ЛЭП
Участок
Iдоп, А
Sпавр, МВА при выходе из строя уч-ка
|Sпавр|, МВА при выходе из строя уч-ка
Iпавр, А при выходе из строя уч-ка
Iпаврмакс, А
Марка-сечение
провода Fi, мм2
01
03
01
03
01
03
Разомкнутая
сеть
01
450
16
+j
10,75
19,28
318,37
318,37
АС-150/24
03
450
59
+j
37,82
70,09
368,32
368,32
АС-150/24
23
390
35
+j
21,69
41,18
216,38
216,38
АС-120/19
04 39,5
+j
33,48
51,93
272,87
272,87
АС-150/24
45
390
31
+j
24,06
39,24
206,20
206,20
АС-120/19
Сеть с
замкнутым контуром
01
605
0
+j
0,00
75
+j
48,57
0,00
89,37
0,00
469,62
469,62
АС-240/32
12
605
16
+j
10,75
59
+j
37,82
19,28
70,09
101,30
368,32
368,32
АС-240/32
23
605
51
+j
32,44
24
+j
16,13
60,44
28,92
317,63
151,95
317,63
АС-240/32
03
605
75
+j
48,57
0
+j
0,00
89,35
0,00
469,54
0,00
469,54
АС-240/32
04
450
39,5
+j
33,48
39,5
+j
33,48
51,93
51,93
272,87
272,87
272,87
АС-150/24
45
390
31
+j
24,06
31
+j
24,06
39,24
39,24
206,20
206,20
206,20
АС-120/19
Схема замещения радиально-магистральной сети представлена на
рисунке 9.1, сети, имеющей замкнутый контур - на рисунке 9.2.
Рисунок 9.1 - Схема замещения радиально-магистральной сети
Рисунок 9.2 - Схема замещения сети, имеющей замкнутый контур
Результаты расчета параметров схем замещения ВЛЭП и
трансформаторов разомкнутой сети и сети, имеющей замкнутый контур, приведены в
таблице 9.1-9.2.
Параметры схем замещения элементов электрической сети
определяются следующим образом.
- для ВЛЭП: где n - количество цепей на участке.
для трансформаторной подстанции:
где n - количество трансформаторов на
подстанции.
Таблица 9.1 - Определение параметров схемы замещения воздушных ЛЭП
Участок сети
Кол-во цепей
ЛЭП
Марка-сечение
провода F, мм2
Uном,
кВ
lуч,
км
r0,
Ом/км
x0,
Ом/км
b0*10-6,
См/км
Rуч,
Ом
Xуч,
Ом
Qучс’=Qучс’’
Мвар
Разомкнутая
сеть
01
2
АС-150/24
35
16
0,198
0,406
0
1,584
3,248
0,000
03
2
АС-150/24
110
15
0,198
0,42
2,7
1,485
3,150
0,033
23
2
АС-120/19
110
11
0,249
0,427
2,66
1,370
2,349
0,032
04
2
АС-150/24
110
16
0,198
0,42
2,7
1,584
3,360
0,033
45
2
АС-120/19
110
12
0,249
0,427
2,66
1,494
2,562
0,032
Сеть с
замкнутым контуром
01
1
АС-240/32
110
16
0,12
0,405
2,81
1,920
6,480
0,017
12
1
АС-240/32
110
17
0,12
0,405
2,81
2,040
6,885
0,017
23
1
АС-240/32
110
11
0,12
0,405
2,81
1,320
4,455
0,017
03
1
АС-240/32
110
15
0,12
0,405
2,81
1,800
6,075
0,017
04
2
АС-150/24
110
16
0,198
0,42
2,7
1,584
3,360
0,033
45
2
АС-120/19
110
12
0,249
0,427
2,66
1,494
2,562
0,032
Таблица 9.2 - Определение параметров схем замещения
трансформаторов подстанций
№ пст
Кол-во тр-ров,
шт
Тип
тр-ра
Sномтр, МВА
∆Pхх, МВт
Iхх, %
∆Sст, МВА
Zтр=Rтр+jХтр, ОМ
Разомкнутая
сеть
1
2
ТДНС-16000/35
16
0,018
0,55
0,036+j0,762
0,225+j4,2
2
2
ТРДН-40000/110
40
0,036
0,65
0,072+j0,52
0,7+j17,35
3
2
ТРДН-25000/110
25
0,027
0,7
0,054+j0,35
1,27+j27,95
4
2
ТРДН-25000/110
25
0,027
0,7
0,054+j0,35
1,27+j27,95
5
2
ТРДН-40000/110
40
0,036
0,65
0,072+j0,52
0,7+j17,35
Сеть с
замкнутым контуром
1
2
ТДН-16000/110
16
0,019
0,7
0,038+j0,224
2,19+j43,35
2
2
ТРДН-40000/110
40
0,036
0,65
0,072+j0,52
0,7+j17,35
3
2
ТРДН-25000/110
25
0,027
0,7
0,054+j0,35
1,27+j27,95
4
2
ТРДН-25000/110
25
0,027
0,7
0,054+j0,35
1,27+j27,95
5
2
ТРДН-40000/110
40
0,036
0,65
0,072+j0,52
0,7+j17,35
10. Разработка схемы соединений
Схема электрических соединений разомкнутой сети приведена на
рисунке 10.1, а для сети с замкнутым контуром на рисунке 10.2.
Рисунок 10.1 - Схема электрических соединений разомкнутой
сети
Рисунок 10.2 - Схема электрических соединений сети с
замкнутым контуром
11. Технико-экономическое обоснование
окончательного варианта исполнения электрической сети
Расчеты по определению капиталовложений на сооружение
воздушных ЛЭП и подстанций электрической сети приведены в таблице 11.1 - 11.2.
Таблица 11.1 - Капиталовложения на сооружение воздушных ЛЭП
Участок
lуч,
км Марка-сечение
провода F, мм2
С0ЛЭП,
тыс. руб./км
КЛЭП=С0ЛЭП×lуч, тыс. руб.
КЛЭПΣ,
тыс. руб.
Разомкнутая
сеть (вариант I)
01
16
Ж/б двухцепные
АС-150/24
17,8
284,8
284,8
03
15
Ж/б двухцепные
АС-150/24
22,2
333
1157,4
23
11
Ж/б двухцепные
АС-120/19
20,4
224,4
04
16
Ж/б двухцепные
АС-150/24
22,2
355,2
45
12
Ж/б двухцепные
АС-120/19
20,4
244,8
Сеть с
замкнутым контуром (вариант II)
01
16
Ж/б одноцепные
АС-240/32
25
400
2075
12
17
Ж/б одноцепные
АС-240/32
25
425
23
11
Ж/б одноцепные
АС-240/32
25
275
03
15
Ж/б одноцепные
АС-240/32
25
375
04
16
Ж/б двухцепные
АС-150/24
22,2
355,2
45
12
Ж/б двухцепные
АС-120/19
20,4
244,8
Таблица 11.2 - Капиталовложения на сооружение подстанций
Элементы сети
Стоимость
Кп/стΣ,
тыс. руб.
РЭС
п/ст 1
п/ст 2
п/ст 3
п/ст 4
п/ст 5
Разомкнутая
сеть (вариант I)
РУ на РЭС
3х9+5х35
-
-
-
-
2531,4
ОРУ на
подстанции
-
-
-
-
-
типовая схема
-
2х5,4+4х2,4
2х36+4х11,5
2х36+4х11,5
2х36+4х11,5
дополнительные
выключатели
-
-
-
-
-
трансформаторы
-
2х61,2
2х109
2х84
2х84
2х109
БК
0х30
0х30
0х30
0х30
0х30
0х30
постоянная
часть затрат
105
210
210
210
210
Итого
202
247,8
544,8
496
496
544,8
Сеть с
замкнутым контуром (вариант II)
РУ на РЭС
5х35
-
-
-
-
2710,6
ОРУ на
подстанции
-
-
-
-
-
типовая схема
-
2х36+4х11,5
2х36+4х11,5
2х36+4х11,5
2х36+4х11,5
дополнительные
выключатели
-
-
-
-
-
трансформаторы
-
2х63
2х109
2х84
2х84
2х109
БК
0х30
0х30
0х30
0х30
0х30
постоянная
часть затрат
210
210
210
210
210
Итого
175
454
544,8
496
496
544,8
Определяются технико-экономические показатели по следующим
формулам:
aалэп=2,4%, aап/ст=6,4%, aорлэп=0,4%, aорп/ст=3,0%.
Результаты расчетов сведены в таблицу 11.3.
Определяются потери электроэнергии в трансформаторах,
зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.4.
Определяются потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие
и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.5.
Определяются потери электроэнергии в батареях конденсаторов,
зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.6.
Таблица 11.3 - Технико-экономические показатели
Показатели
Разомкнутая
сеть
Сеть с
замкнутым контуром
110 кВ
35 кВ
110 кВ
Капиталовложения
Ксети, тыс. руб.
4096,8
671,52
5742,72
Отчисления на
амортизацию Иа, тыс. руб.
206,64
29,31
267,93
Отчисления на
обслуживание и ремонт Иор, тыс. руб.
86,79
11,26
107,54
Число часов
использования максимума нагрузки Тм, ч
6000
4357,11
4570,82
Время
максимальных потерь τ, ч
4591,78
2744,30
2957,87
Годовое число
часов использования максимума нагрузки Т’м, ч
5087,85
3040,77
3277,41
Годовое число
часов использования максимума нагрузки Т’’м, ч
8760
8760
8760
Стоимость 1 МВт×ч потерь электроэнергии З’э, тыс.
руб./(МВт×ч)
1,26×10-2
1,5×10-2
1,35×10-2
Стоимость 1 МВт×ч потерь электроэнергии З’’э, тыс.
руб./(МВт×ч)
1,2×10-2
1,2×10-2
1,2×10-2
Таблица 11.4 - Потери электроэнергии в трансформаторах
№ П/ст
Кол-во тр-ров
n, шт
Разомкнутая
сеть
1
2
19,28
16
0,085
3040,77
198,63
1806,23
0,019
8760
367,92
2575,44
2
2
41,18
40
0,172
5087,85
463,67
0,036
8760
630,72
3
2
28,92
25
0,12
5087,85
408,39
0,027
8760
473,04
4
2
25,37
25
0,12
5087,85
314,45
0,027
8760
473,04
5
2
39,24
40
0,172
5087,85
421,10
0,036
8760
630,72
Сеть с
замкнутым контуром
1
2
19,28
16
0,085
3277,41
202,19
1237,76
0,019
8760
332,88
2540,4
2
2
41,18
40
0,172
3277,41
298,68
0,036
8760
630,72
3
2
28,92
25
0,12
3277,41
263,07
0,027
8760
473,04
4
2
25,37
25
0,12
3277,41
202,56
0,027
8760
473,04
5
2
39,24
40
0,172
3277,41
271,26
0,036 630,72
Таблица 11.5 - Потери электроэнергии в воздушных ЛЭП
Участок сети
Кол-во цепей
ЛЭП
|Sмакср|
МВА
Uном,
кВ
Rлэпi,
Ом
τ, час
ΔWлэпi΄,
МВт×ч
ΔWлэпΣ΄,
МВт×ч
ΔWлэпi΄΄,
МВт×ч
ΔWлэпΣ΄΄,
МВт×ч
Разомкнутая
сеть
01
2
9,64
35
1,584
3040,77
1461,12
9253,19
0
0
03
2
35,05
110
1,485
5087,85
3067,71
0
23
2
20,59
110
1,370
5087,85
976,36
0
04
2
32,31
110
1,584
5087,85
2780,69
0
45
2
19,62
110
1,494
5087,85
967,32
0
Сеть с
замкнутым контуром
01
1
39,54
110
1,920
3277,41
813,05
4807,22
0
0
12
1
20,27
110
2,040
3277,41
226,99
0
23
1
20,91
110
1,320
3277,41
156,31
0
03
1
49,81
110
1,800
3277,41
1209,84
0
04
2
32,19
110
1,584
3277,41
1777,93
0
45
2
19,62
110
1,494
3277,41
623,11
0
Таблица 11.6 - Потери электроэнергии в батареях конденсаторов
Номер п/ст
ΔWбкi,’ МВт ч
ΔWбк∑,’ МВт ч
Qбкi, Мвар
Тбк,
ч
ΔWбкi,» МВт ч
ΔWбк∑,» МВт ч
Разомкнутая
сеть
1
0
0
0,00
7000
0,00
0,00
2
0
0,00
0,00
3
0
0,00
0,00
4
0
0,00
0,00
Сеть с
замкнутым контуром
1
0
0
0,00
7000
0,00
0,00
2
0
0,00
0,00
3
0
0,00
0,00
4
0
0,00
0,00
Окончательный вариант исполнения сети выбирается исходя из
следущих показателей:
Данные
технико-экономического расчёта методом приведённых затрат сводятся в таблицу
11.7.
Таблица 11.7 - Основные технико-экономические показатели для
предварительно выбранных вариантов исполнения электрической сети
Показатели
Вариант
исполнения электрической сети
Разомкнутая
сеть
Сеть с
замкнутым контуром
110 кВ
110 кВ
Капиталовложения,
Ксети, тыс. руб.
4768,32
5742,72
Потери
электроэнергии ΔW΄, МВт×ч
11059,43
6044,98
Потери
электроэнергии ΔW΄΄, МВт×ч
2575,44
2540,40
Затраты на
возмещение потерь электроэнергии, Зпот, тыс. руб.
192,81
112,09
Ежегодные
эксплуатационные издержки Исети, тыс. руб.
526,81
487,57
Приведенные
затраты Зпр, тыс. руб.
1099,01
1176,69
Относительная
разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов Зпр,
%
-6,60%
Поскольку относительная разность приведенных затрат указывает
в пользу схемы разомкнутой сети то, именно ее мы и принимаем к исполнению.
При минимальном режиме из-за снижения нагрузки можно отключить
один из двух трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях, если
выполняется следующее условие: Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов
представлен в таблице12.1.
Таблица 12.1 - Расчет потерь в стали и в меди для
трансформаторов
№ п/ст
Максимальный и
послеаварийный режим
Минимальный
режим
Кол-во тр-ров
ΔРст
трi, МВт
ΔQст трi, Мвар
ΔРмакср
мтрi, МВт
ΔРпавр
мтрi, МВт
ΔQмакср
мтрi, Мвар
ΔQпавр мтрi, Мвар
Кол-во тр-ров
ΔРст
трi, МВт
ΔQст трi, Мвар
ΔРминр
мтрi, МВт
ΔQминр мтрi, Мвар
1
2
0,042
0,192
0,065
0,065
0,929
0,929
1
0,021
0,096
0,047
0,669
2
2
0,072
0,52
0,091
0,091
2,225
2,225
1
0,036
0,26
0,066
1,602
3
2
0,054
0,35
0,080
0,080
1,756
1,756
1
0,027
0,175
0,058
1,264
4
2
0,054
0,35
0,062
0,015
1,352
0,338
1
0,027
0,175
0,044
0,973
5
2
0,072
0,52
0,083
0,083
2,021
2,021
1
0,036
0,26
0,060
1,455
Определение расчетных нагрузок без учета компенсирующих устройств
производится по следующей формуле:
Результаты расчетов приведены в таблице 12.2
Таблица 12.2 - Расчет расчетных нагрузок
№ пст
Рнагрi,
МВт
Qнагрi,
Мвар
ΔPтрi, МВт
ΔQтрi, Мвар
QсΣ, Мвар
Sрi,
МВА
Максимальный
режим
1
16
10,75
0,107
1,121
0,000
16,107
+j
11,873
2
35
21,69
0,163
2,745
0,032
35,163
+j
24,404
3
24
16,13
0,134
2,106
0,065
24,134
+j
18,169
4
17
18,84
0,116
1,702
0,065
17,116
+j
20,473
5
31
24,06
0,155
2,541
0,032
31,155
+j
26,567
Минимальный
режим
1
9,60
6,45
0,068
0,765
0,000
9,668
+j
7,216
2
21,00
13,01
0,102
1,862
0,032
21,102
+j 3
14,40
9,68
0,085
1,439
0,065
14,485
+j
11,051
4
10,20
11,30
0,071
1,148
0,065
10,271
+j
12,385
5
18,60
14,44
0,096
1,715
0,032
18,696
+j
16,118
Послеаварийный
режим
1
16
10,75
0,107
1,121
0
16,107
+j
11,873
2
35
21,69
0,163
2,745
0,016
35,163
+j
24,420
3
24
16,13
0,134
2,106
0,032
24,134
+j
18,202
4
8,5
9,42
0,069
0,688
0,032
8,569
+j
10,074
5
31
24,06
0,155
2,541
0,016
31,155
+j
26,584
Определяются перетоки мощности без учета компенсирующих
устройств. Для максимального и минимального режимов:
В послеаварийном режиме:
Результаты расчетов сводятся в таблицу 12.3.
Таблица 12.3 - Расчет перетоков мощности
Уч-ок
Sучi,
МВА
Максимальный
режим
Минимальный
режим
Послеаварийный
режим
01
8,054
+j
5,937
4,834
+j
3,608
16,107
+j
11,873
03
29,649
+j
21,287
17,793
+j
12,948
59,297
+j
42,622
23
17,582
+j
12,202
10,551
+j
7,422
35,163
+j
24,420
04
24,135
+j
23,520
14,484
+j
14,252
39,724
+j
36,657
45
15,577
+j
13,284
9,348
+j
8,059
31,155
+j
26,584
В таблице 12.4 приведены результаты расчета
нескомпенсированной реактивной нагрузки для максимального, минимального и
послеаварийного режимов.
Таблица12.4 - Результаты расчета нескомпенсированной
реактивной нагрузки
№ пс
Режим работы
максимальный
минимальный
послеаварийный
Qнагрi, Мвар
ΔQтрi, Мвар
Qнеск
п/стi Мвар
Qнеск п/стΣ Мвар
Qнагрi, Мвар
ΔQтрi, Мвар
Qнеск
п/стi Мвар
Qнеск п/стΣ Мвар
Qнагрi, Мвар
ΔQтрi, Мвар
Qнеск
п/стi Мвар
Qнеск п/стΣ Мвар
1
10,75
1,121
11,873
101,681
6,451
0,765
7,216
61,809
10,75
1,121
11,873
91,249
2
21,69
2,745
24,436
13,015
1,862
14,877
21,69
2,745
24,436
3
16,13
2,106
18,234
9,677
1,439
11,116
16,13
2,106
18,234
4
18,84
1,702
20,538
11,302
1,148
12,450
9,42
0,688
10,106
5
24,06
2,541
26,600
14,435
1,715
16,150
24,06
2,541
26,600
В таблицах 12.5, 12.6 приведены результаты расчета точного
баланса активной и реактивной мощности.
Таблица 12.5 - Результаты расчета точного баланса активной
мощности
Уч-ок
Uном,
кВ
|Sучi|,
МВА
ΔPуч, МВт
Pнагрi,
МВт
Rуч,
Ом
ΔPтрi, МВт
ΔPтрΣ, МВт
ΔPлэпΣ, МВт
PнагрΣ, МВт
Pсети,
МВт
Максимальный
режим
01
35
10,005
0,518
16
1,584
0,107
0,675
2,181
123
132,01
03
110
36,499
0,654
35
1,485
0,163
23
110
21,401
0,207
24
1,3695
0,134
04
110
33,700
0,595
17
1,584
0,116
45
110
20,472
0,207
31
1,494
0,155
Минимальный
режим
01
35
6,032
0,188
9,6
1,584
0,068
0,422
0,793
73,8
78,70
03
110
22,006
0,238
21,0
1,485
0,102
23
110
12,900
0,075
14,4
1,370
0,085
04
110
20,320
0,216
10,2
1,584
0,071
45
110
12,342
0,075
18,6
1,494
0,096
Послеаварийный
режим
01
35
20,010
1,036
16,0
3,168
0,107
0,629
3,939
114,5
124,79
03
110
73,026
1,309
35,0
2,970
0,163
23
110
42,811
0,415
24,0
2,739
0,134
04
110
54,053
0,765
8,5
3,168
0,069
45
110
40,955
0,414
31,0
2,988
0,155
Таблица 12.6 - Результаты расчета точного баланса реактивной
мощности
Уч-ок
Uном, кВ
|Sучi|,
МВА
ΔQуч Мвар
Qнагрi Мвар
Xуч, Ом ΔQтрΣ Мвар
QcΣ, Мвар
ΔQлэпΣ Мвар
QнагрΣ Мвар
Qсети Мвар
Qку, Мвар
Максимальный режим
01
35
10,005
1,062
10,75
3,248
1,121
10,215
0,259
4,421
91,47
110,416
0,851
03
110
36,499
1,387
21,69
3,15
2,745
23
110
21,401
0,356
16,13
2,3485
2,106
04
110
33,700
1,261
18,84
3,36
1,702
45
110
20,472
0,355
24,06
2,562
2,541
Минимальный
режим
01
35
6,032
0,386
6,451
3,248
0,765
6,930
0,259
1,607
54,88
65,901
0,576
03
110
22,006
0,504
13,015
3,15
1,862
23
110
12,900
0,129
9,677
2,3485
1,439
04
110
20,320
0,459
11,302
3,36
1,148
45
110
12,342
0,129
14,435
2,562
1,715
Послеаварийный
режим
01
35
20,010
2,123
10,75
6,496
1,121
9,201
0,130
7,944
82,05
103,166
-0,412
03
110
73,026
2,777
21,69
6,3
2,745
23
110
42,811
0,711
16,13
4,697
2,106
04
110
54,053
1,623
9,42
6,72
0,688
45
110
40,955
0,710
24,06
5,124
2,541
Суммарная мощность компенсирующих
устройств распределяется по подстанциям пропорционально их нескомпенсированным
нагрузкам. В таблице 12.7 приведен расчет суммарных мощностей компенсирующих
устройств.
Таблица 12.7 - Расчет суммарных мощностей КУ
№ пс
Максимальный
режим
Минимальный
режим
Послеаварийный
режим
Qнеск пстi
Мвар
Qнеск пстΣ Мвар
Qку
Мвар
Qкуi
Мвар
Qнеск пстi
Мвар
Qнеск пстΣ Мвар
Qку
Мвар
Qкуi
Мвар
Qнеск пстi
Мвар
Qнеск пстΣ Мвар
Qку
Мвар
Qкуi
Мвар
1
11,873
101,681
0,851
0,099
7,216
61,809
0,576
0,067
11,873
91,249
0,000
0
2
24,436
0,205
14,877
0,139
24,436
0
3
18,234
0,153
11,116
0,104
18,234
0
4
20,538
0,172
12,450
0,116
10,106
0
5
26,600
0,223
16,150
0,151
26,600
0
Необходимости в установке
компенсирующих устройств нет.
Результаты корректировки нагрузки сводятся в таблицу 12.9.
Таблица 12.9 - Расчет уточненных мощностей нагрузок на подстанциях
№ пст
Si,
МВА
Максимальный
режим
Минимальный
режим
Послеаварийный
режим
1
16,107
+j
11,873
9,668
+j
7,216
16,107
+j
11,873
2
35,163
+j
24,404
21,102
+j
14,845
35,163
+j
24,420
3
24,134
+j
18,169
14,485
+j
11,051
24,134
+j
18,202
4
17,116
+j
20,473
10,271
+j
12,385
8,569
+j
10,074
5
31,155
+j
26,567
18,696
+j
16,118
31,155
+j
26,584
Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов
представлен в таблице 13.1.
Таблица 13.1 - Расчет потерь в стали и в меди для
трансформаторов
№ п/ст
Максимальный и
послеаварийный режим
Минимальный
режим
Кол-во тр-ров
ΔРст
трi, МВт
ΔQст трi, Мвар
ΔРмакср
мтрi, МВт
ΔРпавр
мтрi, МВт
ΔQмакср
мтрi, Мвар
ΔQпавр мтрi, Мвар
Кол-во тр-ров
ΔРст
трi, МВт
ΔQст трi, Мвар
ΔРминр
мтрi, МВт
ΔQминр мтрi, Мвар
1
2
0,042
0,192
0,070
0,070
1,001
1,001
1
0,021
0,096
0,051
0,728
2
2
0,072
0,52
0,098
0,099
2,404
2,406
1
0,036
0,26
0,072
1,747
3
2
0,054
0,35
0,088
0,088
1,916
1,919
1
0,027
0,175
0,064
1,394
4
2
0,054
0,35
0,068
0,017
1,495
0,367
1
0,027
0,175
0,050
1,087
5
2
0,072
0,52
0,090
0,090
2,200
2,202
1
0,036
0,26
0,066
1,599
Схема замещения сети для заданного режима работы приведена на
рисунке 13.1.
Рисунок 13.1 - Схема замещения разомкнутой сети
Определение расчетных нагрузок производится по следующей формуле: Таблица 13.2 - Расчет расчетных нагрузок
№ пст
Рнагрi,
МВт
Qнагрi,
Мвар
ΔPтрi, МВт
ΔQтрi, Мвар
QсΣ, Мвар
Sрi,
МВА
Максимальный
режим
1
16,107
11,873
0,112 0
16,219
+j
13,066
2
35,163
24,404
0,170
2,924
0,032
35,333
+j
27,296
3
24,134
18,169
0,142
2,266
0,065
24,276
+j
20,371
4
17,116
20,473
0,122
1,845
0,065
17,238
+j
22,254
5
31,155
26,567
0,162
2,720
0,032
31,317
+j
29,255
Минимальный
режим
1
9,668
7,216
0,072
0,824
0
9,740
+j
8,040
2
21,102
14,845
0,108
2,007
0,032
21,210
+j
16,820
3
14,485
11,051
0,091
1,569
0,065
14,576
+j
12,555
4
10,271
12,385
0,077
1,262
0,065
10,348
+j
13,582
5
18,696
16,118
0,102
1,859
0,032
18,798
+j
17,945
Послеаварийный
режим
1
16,107
11,873
0,112
1,193
0
16,219
+j
13,066
2
35,163
24,42
0,171
2,926
0,016
35,334
+j
27,329
3
24,134
18,202
0,142
2,269
0,032
24,276
+j
20,438
4
8,569
10,074
0,071
0,717
0,032
8,640
+j
10,759
5
31,155
26,584
0,162
2,722
0,016
31,317
+j
29,289
Производится приближенный расчет потокораспределения.
Результаты расчетов сводятся в таблицу 13.3.
Для максимального и минимального режимов:
В послеаварийном режиме:
Таблица 13.3 - Расчет перетоков мощности
Уч-ок
Sучi,
МВА
Максимальный
режим
Минимальный
режим
Послеаварийный
режим
01
8,110
+j
6,533
4,870
+j
4,020
16,219
+j
13,066
03
29,805
+j
23,833
17,893
+j
14,688
59,609
+j
47,768
23
17,667
+j
13,648
10,605
+j
8,410
35,334
+j
27,329
04
24,278
+j
25,754
14,573
+j
15,764
39,957
+j
40,048
45
15,659
+j
14,628
9,399
+j
8,973
31,317
+j
29,289
Учитывая расчетные нагрузки и потокораспределение, схема
замещения примет вид, изображенный на рисунке 13.3.
Определение мощности в начале и конце участков:
Рисунок 13.3 - Упрощенная схема замещения сети
Результаты расчетов сведены в таблицу 13.4
Таблица 13.4 - Определение мощности в начале и конце участков
сети
Участок
S’уч, МВА
S’’уч, МВА
Uном, кВ
Qсуч, Мвар
Rуч, Ом
Хуч,
Ом
Максимальный
режим
01
16,780
+j
14,216
16,219
+j
13,066
35
0
1,584
3,248
03
60,557
+j
49,522
59,835
+j
48,054
110
0,065
1,485
3,15
23
35,559
+j
27,683
35,333
+j
27,296
110
0
1,3695
2,3485
04
49,446
+j
53,241
48,782
+j
51,898
110
0,065
1,584
3,36
45
31,544
+j
29,644
31,317
+j
29,255
110
0
1,494
2,562
Минимальный
режим
01
9,946
+j
8,463
9,740
+j
8,040
35
0
1,584
3,248
03
36,133
+j
30,015
35,868
+j
29,518
110
0,065
1,485
3,15
23
21,292
+j
16,962
21,210
+j
16,820
110
0
1,3695
2,3485
04
29,472
+j
32,122
29,229
+j
31,671
110
0,065
1,584
3,36
45
18,881
+j
18,088
18,798
+j
17,945
110
0
1,494
2,562
Послеаварийный
режим
01
17,341
+j
15,366
16,219
+j
13,066
35
0
3,168
6,496
03
61,525
+j
51,615
60,061
+j
48,542
110
0,032
2,97
6,3
23
35,785
+j
28,104
35,334
+j
27,329
110 2,739
4,697
04
41,275
+j
42,627
40,411
+j
40,827
110
0,032
3,168
6,72
45
31,771
+j
30,068
31,317
+j
29,289
110
0
2,988
5,124
Определение напряжения в узлах сети. Результаты расчетов
сведены в таблицу 13.5.
Таблица 13.5 -
Определение напряжения в узлах сети
№ узла
Напряжение в
узле Ui, кВ
Максимальный
режим
Минимальный
режим
Послеаварийный
режим
0
38,5/121
36,75/115,5
38,5/121
1
36,610
35,573
34,480
2
118,968
114,217
116,802
3
118,012
113,613
114,833
4
118,874
114,161
117,552
5
117,839
113,508
115,434
Расчеты по выбору устройств регулирования напряжения в
электрической сети сведены в таблицу 14.1. Расчет ведется согласно следующим
формулам:
Таблица 14.1 - Выбор устройств регулирования напряжения в сети
№ пс
Pi, МВт
Qi, Мвар
Rтрi, Ом
Xтрi, Ом
Ui, кВ
ΔUтрi, кВ
Uжел нн пстi,
кВ
Uтр ном нн, кВ
Uтр ном вн, кВ
n
Uтр отв ст вн,
кВ
Uтр отв ст нн,
кВ
для
максимального режима работы сети
1
16,21
13,30
0,45
8,40
36,59
3,25
11,025
10,5
36,75
-8
32,34
10,82
2
35,33
27,30
1,40
34,70
118,97
8,38
11,025
10,5
115
-5
104,77
11,08
3
24,28
20,37
2,54
55,90
118,01
10,17
11,025
10,5
115
-6
102,72
11,02
4
17,24
22,25
2,54
55,90
118,87
10,83
11,025
10,5
115
-6
102,72
11,04
5
31,32
29,26
1,40
34,70
117,84
8,99
11,025
10,5
115
-6
102,72
11,13
для
минимального режима работы сети
1
9,73
8,21
0,90
16,80
35,56
4,13
10,50
10,5
36,75
-8
32,34
10,20
2
21,21
16,82
2,80
69,40
114,22
10,74
10,50
10,5
115
-6
102,72
10,58
3
14,58
12,56
5,08
111,80
113,61
13,01
10,50
10,5
115
-7
100,67
10,49
4
10,35
13,58
5,08
111,80
114,16
13,76
10,50
10,5
115
-7
100,67
10,47
5
18,80
17,95
2,80
69,40
113,51
11,44
10,50
10,5
115
-6
102,72
10,43
для
послеаварийного режима работы сети
1
16,21
13,30
0,45
8,40
34,44
3,46
11,025
10,5
36,75
-8
32,34
10,06
2
35,33
27,33
1,40
34,70
116,80
8,54
11,025
10,5
115
-6
102,72
11,07
3
24,28
20,44
2,54
55,90
114,83
10,49
11,025
10,5
115
-8
98,62
11,11
4
8,64
10,76
2,54
55,90
117,55
5,30
11,025
10,5
115
-4
106,81
11,03
5
31,32
29,29
1,40
34,70
115,43
9,18
11,025
10,5
115
-7
100,67
11,08
Так как все условия выполняются, то выбор ответвлений
трансформаторов на подстанциях произведен правильно.
1. Ершевич,
В.В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем [Текст] / В.В.
Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов [и др.]; под ред. С.С. Рокотяна и И.М.
Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.
2. Гутов,
И.А. Проектирование районной электрической сети [Текст]. В 3 ч. Ч. 1 и Ч. 2. Выбор
варианта исполнения электрической сети и электрооборудования: метод. указания к
курсовому проекту по дисциплине «Электрические сети» для студентов
специальности 140211 «Электроснабжение» / И.А. Гутов. - Барнаул: Изд-во АлтГТУ,
2010. - 71 с.
. Гутов,
И.А. Проектирование районной электрической сети [Текст]. В 3 ч. Ч 3. Расчеты
установившихся режимов работы электрических сетей: методические указания к
курсовому проекту по дисциплине «Электрические сети» для студентов
специальности 140211 «Электроснабжение» / И.А. Гутов. - Барнаул: Изд-во АлтГТУ,
2010. - 44 с.
. Гутов,
И.А. Электрические сети [Текст]: задания к курсовому проектированию для
студентов специальности 140211 «Электроснабжение (по отраслям)». - Барнаул.:
Изд-во АлтГТУ, 2010. - 11 с.: ил.
, исходя из активной мощности нагрузки 
и коэффициента мощности cosji потребителей, указанных в таблице 1.1.
2.
Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных
вариантов
2.1 Варианты
разомкнутой схемы электрической сети
2.2 Варианты
схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур
3.
Приближённый расчёт потокораспределения в электрической сети
4.
Выбор номинальных напряжений электрической сети
, а потери напряжения: 
.
5.
Баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети
5.1
Приближённый баланс активной мощности в сети
=16 МВт.
0,95·16+0,08·16+0,1·16=18,08 МВт.
18,08 МВт.
18,08 МВт.
0,77 
0,83.
18,08·0,83 =15,01 МВар.
=35+24+17+31=107 МВт.
0,95·107+0,08·107+0,1·107=120,91 МВт.
120,91 МВт.
120,91·0,83 =100,36 МВар.
=16+35+24+17+31=123 МВт.
0,95·123+0,08·123+0,1·123=138,99 МВт.
138,99 МВт.
138,99·0,83 =115,36 МВар.
5.2
Приближённый баланс реактивной мощности в сети
6.
Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в
электрической сети
14,188-15,01=-0,822 МВар.
, то это свидетельствует о достаточной
величине реактивной мощности в сети, и в этом случае нет необходимости
устанавливать компенсирующие устройства.
98,22-100,36=-2,14 МВар.
, то это свидетельствует о достаточной
величине реактивной мощности в сети, и в этом случае нет необходимости
устанавливать компенсирующие устройства.
111,437-115,36=-3,923 МВар.
, то это свидетельствует о достаточной
величине реактивной мощности в сети, и в этом случае нет необходимости
устанавливать компенсирующие устройства.
7.
Выбор трансформаторов на подстанциях
,
- максимальная нагрузка подстанции с
учетом мощности компенсирующих устройств, МВА;
- коэффициент перегрузки.
8.
Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи
,
- ток, протекающий по участку сети, в
нормальном режиме, А;
- ток, протекающий по участку сети, в послеаварийном режиме, А.
9.
Составление схемы замещения электрической сети и определение ее параметров
11.1
Определение капиталовложений на сооружение электрической сети
К
исполнению принимаем элегазовый выключатель.
11.2
Определение ежегодных издержек на эксплуатацию электрической сети
;
;
.; T΄=t/amax=t/kм2
, МВ·АSномтрi, МВАDPкз, МВтt, чDWтрi΄, МВт×чDWтрΣ΄,
МВт×чDPхх, МВтT, чDWтрi΄΄, МВт×чDWтрΣ΄΄,
МВт×ч
; 
11.3
Определение окончательного варианта исполнения электрической сети
; 
; 
;
12.
Уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети
.
.1
Определение нескомпенсированной реактивной нагрузки
.2
Определение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств на основании
точного расчета мощностей
12.3
Расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств
12.4
Корректировка нагрузки
13.
Точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети
. Результаты расчетов приведены в таблице
13.2
14.
Выбор устройств регулирования напряжения в электрической сети
;
Список
использованных источников