Материал: Проектирования электрической сети

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

, А,А

1-6

проект

233

 АС-95

2

обрыв 1 цепи

233

330

6-10(а)

проект

58

 АС-70

2

обрыв 1 цепи

58

265

6-10(б)

проект

58

 АС-70

1

-

-

-

1-2

сущ.

554

 АС-240

2

обрыв 1 цепи

554

610

2-5

проект

379

 АС-150

2

обрыв 1 цепи

379

450

5-7

проект

146

 АС-95

2

обрыв 1 цепи

146

330

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

, А,А

1-2

сущ.

443

АС-240

2

обрыв 1-5

787

610

2-6

проект

268

АС-95

2

обрыв 1-5

612

330

6-7

проект

35

АС-150

1

обрыв 1-2

408

450

5-7

проект

111

АС-240

1

обрыв 1-2

554

610

1-5

проект

344

АС-150

2

обрыв 1-2

787

450

6-10(а)

проект

58

АС-70

2

обрыв 1 цепи

58

265

6-10(б)

проект

58

АС-70

1

-

-

-

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

, А,А

1-2

сущ.

408

АС-240

2

обрыв 1 цепи

408

610

2-6

проект

233

АС-95

2

обрыв 1 цепи

233

330

6-10(а)

проект

58

АС-70

2

обрыв 1 цепи

58

265

6-10(б)

проект

58

АС-70

1

-

-

-

1-5

проект

369

АС-150

2

обрыв 1 цепи

369

450

5-7

проект

146

АС-95

2

обрыв 1 цепи

146

330

№ узла

Мощность нагрузки

S/1,4,

Тип и число трансформаторов

Р, МВт

S, МВт

МВ·А

2

30

33,33

23,81

2ТРДН-25000/110

5

40

44,44

31,75

2ТРДН-40000/110

6

30

33,33

23,81

2ТРДН-25000/110

7

25

27,78

19,84

2ТРДН-25000/110

10а

10

11,11

7,94

2ТДН-10000/110

10б

10

11,11

-

ТДН-16000/110

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек выключателей 110 кВ

линий

трансформаторов

1

4

2

Две рабочие и обходная системы шин

8

2

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

5

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

6а

6

2

Одна секционированная система шин с обходной

10

6б

5

2

Одна секционированная система шин с обходной

9

7

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

10а

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

10б

1

1

Блочная

1

ИТОГО: 32 (вариант 1) 30 (вариант 1)

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек выключателей 110 кВ

линий

трансформаторов

1

4

2

Две рабочие и обходная системы шин

8

2

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

5

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

6а

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

6б

3

2

Одна секционированная система шин с обходной

7

7

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

10а

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

10б

1

1

Блочная

1

ИТОГО: 36 (вариант 2а) 34 (вариант 2б)

Таблица 8.4

Таблица 8.5

9. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ

В подварианте «а» две линии АС-70, Два трансформатора ТДН-10000/110.

Капитальные вложения в линию

, тыс.руб, (9.1)

 тыс.руб,

где С=42 тыс.руб/км - стоимость 1км линии [4, табл.7.5]; l - длина линии, км; n - количество линий.

Капитальные вложения в подстанцию

Стоимость трансформатора ТДН-10000/110 - 148 тыс.руб, стоимость ячейки выключателя 110 кВ - 90 тыс.руб.

 тус.руб (9.2)

Суммарные капитальные вложения в строительство

 тыс.руб (9.3)

Издержки на амортизацию и обслуживание [2, табл.6.1] для линий

, для подстанций

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:

, (9.4)

; (9.5)

;

 Ом/км [4, табл. 3.8].

Тогда:

 Ом;

(ТДН - 16000/110)  Ом [4, табл. 5.13];

 Ом;

 Ом.

Суммарные потери холостого хода трансформаторов:

 МВт. (9.6)

Потери мощности в максимальном режиме

 (9.7)

 МВт.

Число часов максимальных потерь

ч. (9.8)

Удельная стоимость потерь электроэнергии [1, рис.2.1], тыс.руб./МВт*ч.

Издержки

 (9.9)

Таким образом, приведенные затраты в подварианте «а» составляют

 (9.10)

Приведенные затраты подварианта «б»

Используем формулы п. 9.1.1

Капиталовложения в линии:  тыс.руб.,

Капиталовложения в подстанцию:  тыс.руб,

 тыс.руб.

Издержки на потери:

 Ом;

 Ом;

 Ом;

 МВт;

 МВт;

 тыс.руб.

Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания

; (9.11)

при его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2), при полном отключении , удельный ущерб  тыс.руб./кВт =  тыс.руб./МВт [1, рис. 2.2],  МВт.

Параметры потока отказов линии  лет/отказ на 100 км, трансформатора  лет/отказ [2, табл.6.2].

Среднее время восстановления [2, рис. 6.3] для линии  лет/отказ, трансформатора лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора и  лет/отказ при его отсутствии,

 тыс.руб.

Приведенные затраты для подварианта «б»:

Сопоставление приведенных затрат показывает, что подвариант «б» экономичнее подварианта «а» на 37%. Поэтому предпочтение отдаем подварианту «б»: питание узла 10 осуществляется по одной линии АС-70 с установкой одного трансформатора ТДН - 16000/110

Экономическое сопоставление вариантов

Так как число трансформаторов во всех вариантах одинаковое, то необходимо учесть только разное количество выключателей. Число выключателей, которые следует учесть при сопоставлении вариантов показано в табл. 9.1

Таблица 9.1

Линия 1-2 существующая, поэтому во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются. Для всех вариантов экономические показатели линий сведены в таблицы 9.2 - 9.6.

Таблица 9.2 Вариант 1

Таблица 9.3 Вариант 2

Таблица 9.4 Вариант 3

Таблица 9.5 Вариант 4

Таблица 9.6 Вариант 5

Издержки на компенсацию потерь энергии в варианте 3 составляют

 тыс.руб.

Поскольку в варианте 3 используется на пять выключателей больше, чем в варианте 1 с минимальным числом выключателей следует учесть капиталовложения на эти выключатели:  тыс.руб. Тогда суммарные капиталовложения в вариант 3

 тыс.руб.

Теперь затраты по варианту 2 определяются как

Результаты расчета составляющих затрат и сопоставление вариантов приведены в табл. 9.7.

Талица 9.8

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что варианты 3 и 4 равноэкономичны. Следующий по экономичности является вариант 1.Поэтому в дальнейшем будем рассматривать вариант 1 и вариант 3.

. РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА

Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений.

Таблица 10.1 Параметры трансформаторов

№ узла    Тип трансформатора      Uн, кВ  

к, %Rт, ОмХт, Ом

Приведенная мощность подстанции №2

 (10.1)

где , - суммарная нагрузка на первичную и вторичную обмотку низкого напряжения трансформатора;

 - суммарные потери в трансформаторе;

Нагрузка узла 2 - МВА;

 МВА; (10.2)

 Ом; (10.3)

 Ом; (10.4)

где n - количество параллельных трансформаторов.

 МВт (10.5)

 МВАр (10.6)

 МВА;

Приведенная мощность подстанции №5

Используем формулы 10.1-10.6

Нагрузка узла 5 - МВА;

 МВА

 Ом;

 Ом;

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Приведенная мощность подстанции №6

Так как мощность трансформаторов и мощность у потребителя такая же, как в узле №2, то:  МВА;

Приведенная мощность подстанции №7

Используем формулы 10.1-10.6

Нагрузка узла 7 - МВА;

 МВА

 Ом;

 Ом;

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Приведенная мощность подстанции №10

Используем формулы 10.1-10.6

Нагрузка узла 10 - МВА;

 Ом;

 Ом;

 МВт;

 МВАр;

Расчет установившегося режима для варианта 1

Параметры линий электропередач

 Ом; (10.7)

 Ом (10.8)

 МВАр (10.9)

где ,,- соответственно, удельные активные, индуктивные сопротивления и зарядная мощность,

l - длина линии, км,

n - количество параллельных цепей.

Для остальных линий параметры посчитаны аналогично и сведены в таблице 10.2.

Таблица 10.2

Рисунок 10.1 Схема замещения сети варианта 1

Расчетные мощности узлов

 (10.10)

 (10.11)

 (10.12)

 (10.13)

 (10.14)

Расчет перетоков мощностей

Потери мощности определяются по формуле

 МВт; (10.15)

 МВАр; (10.16)

где , - мощность в начале участка.

Мощность в начале участка определяется по формуле

 МВА; (10.17)

Мощность в начале участка 6-7:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в начале участка 6-10:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 1-6:

Мощность в начале участка 6-1:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в начале участка 2-5:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 1-2:

Мощность в начале участка 1-2:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

.2.4 Расчет напряжений на высокой стороне подстанций

Падение напряжения в линии определяется по формуле

 кВ;

где , - мощность в начале линии,

,  - сопротивления линии,

Напряжение в конце линии

 кВ.

Напряжение в узле 2

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 6

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 5

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 7

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 10

 кВ;

 кВ;

Расчет напряжений на низкой стороне подстанций

Напряжение на низкой стороне, приведенное к высокому напряжению определяется по формуле:

 (10.18)

где  - сопротивления трансформатора,

 - мощность, проходящая через трансформатор,

 - напряжение в конце линии.

Напряжение на низкой стороне (реальное)

 (10.19)

где  - коэффициент трансформации.

Напряжение в узле 21

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 61

 кВ;

Напряжение в узле 51

 кВ;

Напряжение в узле 71

 кВ;

Напряжение в узле 101

 кВ;

Выбор отпаек на трансформаторах

В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах должно находиться в интервале от  до . Если напряжения на шинах потребителей находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.

Потребители электрической энергии могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения подстанций или могут быть удалены от них, поэтому на шинах низкого напряжения подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанции до шин потребителей.

Выбор отпайки в узле 2

 - цена одной отпайки - 2.047 кВ.

 - необходимое количество отпаек (10.20)

Выбираем 5-ю отпайку;

Уточняем напряжение у потребителя

кВ; (10.21)

В остальных узлах выбор отпаек проводим аналогично, данные сводим в таблицу 10.3

Таблица 10.3

Расчет установившегося режима для варианта 3

Расчет производим аналогично п. 10.2. Параметры схемы замещения трансформаторов и приведенные мощности подстанций не изменяются. Параметры линий пересчитываем по (10.7) - (10.9), полученные результаты сводим в таблицу 10.4.

Таблица 10.4

Расчетные мощности узлов

Воспользуемся формулами (10.10) - (10.13)

 ;

 ;

 ;

 ;

 ;

Расчет перетоков мощностей

оспользуемся формулами (10.15) - (10.17)

Мощность в начале участка 6-10:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в узле 6:

Расчет кольцевой схемы

Рисунок 10.6 Расчет кольцевой схемы

 (10.22)

 (10.23)

 (10.24)

 (10.25)

Мощность на участке 1-2

 (10.26)

 ;

 ;

 ;

 ;

Мощность на участке 1-6

 (10.27)

Проверка

 (10.28)

Проверка сходится.

По закону Кирхгофа определим потоки на остальных участках

 МВА;

 МВА;

 МВА;

Точка 7 - точка потокораздела

Уточняем мощности на участках с учетом потерь в линиях

Мощность в начале участка 5-7:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 2-5:

Мощность в начале участка 2-5:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 1-2:

 ;

Мощность в начале участка 1-2:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в начале участка 7-6:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 6-1:

 ;

Мощность в начале участка 6-1:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

.3.3 Расчет напряжений на высокой стороне подстанций

Для расчета воспользуемся формулами п.10.2.4

Напряжение в узле 2

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 6

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 5

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 7'

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 7''

 кВ;

 кВ;

Погрешность менее 2%, что допустимо.

Уточним напряжение точки потокораздела 7

 кВ;

Напряжение в узле 10

 кВ;

 кВ;

.3.4 Расчет напряжений на низкой стороне подстанций

При расчетах используем формулы п.10.2.5

Напряжение в узле 21

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 61

 кВ;

Напряжение в узле 51

 кВ;

Напряжение в узле 71

 кВ;

Напряжение в узле 101

 кВ;

Выбор отпаек на трансформаторах

Выбор отпаек на трансформаторах аналогично п.10.2.6. Полученные данные сведены в таблицу 10.5

Таблица 10.5

11. РАСЧЕТ АВАРИЙНОГО РЕЖИМА

Расчет аварийного режима для варианта 1 схемы развития сети.

Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима.

Участок 1-2 (обрыв одной цепи):

Ом; (11.1)

 Ом; (11.2)

Мощность в начале участка 1-2

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Напряжения в узле 2 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 21

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 5

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 51

 кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Участок 2-5 (обрыв одной цепи):

Ом;

 Ом;

Мощность в начале участка 2-5

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 1-2

Мощность в начале участка 1-2

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Напряжения в узле 2

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 21

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 5

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 51

 кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Участок 1-6 (обрыв одной цепи):

Ом;

 Ом;

Мощность в начале участка 6-1

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Напряжение в узле 6

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 61

 кВ;

Напряжение в узле 7

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 71

 кВ;

Напряжение в узле 10

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 101

 кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Участок 6-7 (обрыв одной цепи):

Ом;

 Ом;

Мощность в начале участка 6-7

 МВт;

 МВАр;

МВА;

Мощность в начале участка 6-10 не изменится.

Мощность в конце участка 1-6

Мощность в начале участка 6-1:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Напряжение в узле 6

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 61

 кВ;

Напряжение в узле 7

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 71

 кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Таблица 11.1 Напряжения в аварийном режиме.

Выбор компенсирующих устройств

Падения напряжения в аварийном режиме составляют ±10% от номинального. Так как в узлах 6 и 7 напряжения ниже допустимого, то необходимо выбрать компенсирующее устройство.

В качестве компенсатора выбираем батареи статических конденсаторов КС2 - 1.05 - 60. Конденсаторы устанавливаем в узле №6.

Определим мощность компенсации по формуле:

 (11.3)

где  - минимально допустимое напряжение, кВ;

 - напряжение в узле, кВ;

 - сопротивление между балансирующим узлом и узлом, где необходимо установить компенсатор, Ом.

 МВАр;

Число конденсаторов в батареи

 (11.4)

Выбираем 69 конденсаторов в БК.

Реактивная мощность одной БК

МВАр; (11.5)

Число параллельных БК

Выбираем 3 параллельных БК.

Уточним их мощность

 МВАр; (11.6)

Необходимо пересчитать режимы с учетом компенсации.

Установившийся режим с учетом компенсации.

Так как БК устанавливаются на подстанции №6, то изменится поток мощности на участке 1-6.

Мощность в начале участка 6-1:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Напряжение в узле 6

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 61

 кВ;

Напряжение в узле 7

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 71

 кВ;

Напряжение в узле 10

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 101

 кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Выбор отпаек на трансформаторах.

Выбор отпаек на трансформаторах аналогично п.10.2.6. Полученные данные сведены в таблицу 11.2

Таблица 11.2

Аварийный режим с учетом компенсации.

Аналогично 11.1

Участок 1-6 (обрыв одной цепи):

Ом;

 Ом;

Мощность в начале участка 6-1

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Напряжение в узле 6

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 61

 кВ;

Напряжение в узле 7

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 71

 кВ;

Напряжение в узле 10

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 101

 кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Участок 6-7 (обрыв одной цепи):

Ом;

 Ом;

Мощность в начале участка 6-7

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 1-6

Мощность в начале участка 6-1:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Напряжение в узле 6

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 61

 кВ;

Напряжение в узле 7

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 71

 кВ;

Напряжение в узле 10

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 101

 кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Таблица 11.3 Напряжения в аварийном режиме.

Выбор отпаек на трансформаторах

Выбор производим по наиболее худшему варианту. Данные сводим в таблицу 11.4.

Таблица 11.4

Расчет аварийного режима для варианта 3 схемы развития сети.

Отключение линии 1-2:

Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима радиальной схемы.

Мощность в конце участка 2-5

Мощность в начале участка 2-5

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 5-7

Мощность в начале участка 5-7

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 7-6

Мощность в начале участка 7-6

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 1-6

Мощность в начале участка 1-6

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Расчет напряжений в узлах:

Напряжение в узле 6

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 61

 кВ;

Напряжение в узле 7

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 71

 кВ;

Напряжение в узле 5

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 51

 кВ;

Напряжения в узле 2

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 21

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 10

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 101

 кВ.

Отключение линии 1-6:

Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима радиальной схемы.

Мощность в конце участка 7-6

Мощность в начале участка 7-6

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 5-7

Мощность в начале участка 5-7

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 2-5

Мощность в начале участка 2-5

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 1-2

Мощность в начале участка 1-2

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Расчет напряжений в узлах:

Напряжение в узле 2

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 21

 кВ;

Напряжение в узле 5

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 51

 кВ;

Напряжение в узле 7

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 71

 кВ;

Напряжения в узле 6

 кВ;

 кВ

Напряжение в узле 61

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 10

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 101

 кВ.

Все значения напряжений сведены в таблице 11.5

Таблица 11.5

Выбор компенсирующих устройств

Падения напряжения в аварийном режиме составляют ±10% от номинального. Так как в узлах 2 (при обрыве линии 1-2) и 10 (при обрыве линии 1-6) напряжения ниже допустимого, то необходимо выбрать компенсирующее устройство.

В качестве компенсатора выбираем батареи статических конденсаторов КС2 - 1.05 - 60.

Определим мощность компенсации для узла 2 по формуле (11.3)

 МВАр;

Число параллельных БК

Выбираем 8 параллельных БК.

Уточним их мощность

 МВАр;

Мощность компенсации для узла 10 по формуле (11.3)

 МВАр;

где

Число параллельных БК

Выбираем 5 параллельных БК.

Уточним их мощность

 МВАр;

Необходимо пересчитать режимы с учетом компенсации.

.2.2 Установившийся режим с учетом компенсации

МВА;

МВА;

Кольцевую схему рассчитаем аналогично 10.3.2

Расчет перетоков мощностей по формулам (10.15) - (10.17)

Мощность в начале участка 6-10:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в узле 6:

Расчет кольцевой схемы

Рисунок 11.1 Расчет кольцевой схемы

Сопротивления плеч определены в п. 10.3.2

Мощность на участке 1-2

Мощность на участке 1-6

Проверка

Проверка сходится.

По закону Кирхгофа определим потоки на остальных участках

 МВА;

 МВА;

 МВА;

Точка 7 - точка потокораздела

Уточняем мощности на участках с учетом потерь в линиях

Мощность в начале участка 5-7:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 2-5:

Мощность в начале участка 2-5:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 1-2:

 ;

Мощность в начале участка 1-2:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в начале участка 7-6:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 6-1:

 ;

Мощность в начале участка 6-1:

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность базисного узла 1:

Для расчета воспользуемся формулами п.10.2.4

Напряжение в узле 2

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 6

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 5

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 7'

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 7''

 кВ;

 кВ;

Погрешность менее 2%, что допустимо.

Уточним напряжение точки потокораздела 7

 кВ;

Напряжение в узле 10

 кВ;

 кВ;

Расчет напряжений на низкой стороне подстанций

При расчетах используем формулы п.10.2.5

Напряжение в узле 21

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 61

 кВ;

Напряжение в узле 51

 кВ;

Напряжение в узле 71

 кВ;

Напряжение в узле 101

 кВ;

Выбор отпаек на трансформаторах

Выбор отпаек на трансформаторах аналогично п.10.2.6. Полученные данные сведены в таблицу 11.6

Таблица 11.6

Расчет аварийного режима для варианта 3 схемы развития сети с учетом компенсации.

Аналогично п. 11.2

Отключение линии 1-2:

Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима радиальной схемы.

Мощность в конце участка 2-5

Мощность в начале участка 2-5

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 5-7

Мощность в начале участка 5-7

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 7-6

Мощность в начале участка 7-6

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 1-6

Мощность в начале участка 1-6

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Расчет напряжений в узлах:

Напряжение в узле 6

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 61

 кВ;

Напряжение в узле 7

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 71

 кВ;

Напряжение в узле 5

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 51

 кВ;

Напряжения в узле 2

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 21

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 10

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 101

 кВ.

Отключение линии 1-6:

Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима радиальной схемы.

Мощность в конце участка 7-6

Мощность в начале участка 7-6

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 5-7

Мощность в начале участка 5-7

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 2-5

Мощность в начале участка 2-5

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Мощность в конце участка 1-2

Мощность в начале участка 1-2

 МВт;

 МВАр;

 МВА;

Расчет напряжений в узлах:

Напряжение в узле 2

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 21

 кВ;

Напряжение в узле 5

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 51

 кВ;

Напряжение в узле 7

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 71

 кВ;

Напряжения в узле 6

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 61

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 10

 кВ;

 кВ;

Напряжение в узле 101

 кВ.

Все значения напряжений сведены в таблице 11.7

Таблица 11.7

Выбор отпаек на трансформаторах

Выбор производим по наибольшему падению напряжения. Данные сводим в таблицу 11.8.

Таблица 11.8

12 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОГРАММЫ RASTR ДЛЯ IBM PC

Результаты расчёта установившегося режима до регулирования для первого варианта приведены в таблице 12.1 и на рисунке 12.1

Рисунок 12.1 Режим максимальных нагрузок для варианта 1 до регулирования

Таблица 12.1

Результаты расчёта установившегося режима после регулирования для первого варианта приведены в таблице 12.2 и на рисунке 12.2

Рисунок 12.2 Режим максимальных нагрузок для варианта 1 после регулирования

Таблица 12.2

Результаты расчёта установившегося режима до регулирования для варианта 3 приведены в таблице 12.3 и на рисунке 12.3

Рисунок 12.3 Режим максимальных нагрузок для варианта 3 до регулирования

Таблица 12.3

Результаты расчёта установившегося режима после регулирования для варианта 3 приведены в таблице 12.2 и на рисунке 12.2

Рисунок 12.4 Режим максимальных нагрузок для варианта 3 после регулирования

Таблица 12.4

Заключение

В курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ. Рассмотрено пять вариантов развития сети, при этом для всех вариантов произведен выбор напряжения сети, сечений ЛЭП, трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств.

Из пяти схем путем технико-экономического сравнения для дальнейшего рассмотрения приняты две схемы.

Для оставшихся двух схем рассчитаны установившиеся режимы сети.

Выбор наилучшего варианта выполнен на основе сравнения приведённых затрат.

Список литературы

1. Волкова Т. Ю., Юлукова Г.М. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» (раздел «Электроэнергетические системы и сети») 2004.

. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для ВУЗов. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005.