Проектирование развития районной электрической сети

Курсовая .doc

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Российский государственный профессионально-педагогический университет»
Кафедра автоматизированных систем электроснабжения
ПО КУРСУ «ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ И СИСТЕМЫ»
«Проектирование развития районной электрической сети»
Студент группы ЗЭМ-506
Руководитель работы
ЗАДАНИЕ НА ВЫПОЛНЕНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА3
Разработка вариантов развития сети5
1. Расчет первого варианта7
1.1. Расчет токораспределения в сети8
1.2. Выбор сечений линий электропередачи8
1.3. Результаты расчетов по варианту 19
1.4. Выбор схемы подстанции9
2 Расчет второго варианта10
2.1. Расчет токов в кольцевом участке10
2.2. Выбор сечений линий электропередачи10
2.3. Результаты расчетов по варианту 211
2.4. Выбор схемы подстанции12
2.5. Экономическое сопоставление вариантов подключения узла 4 на предмет ущерба от перерыва снабжения потребителей (в ценах 1985 г.)12
3. Расчет третьего варианта15
3.1 Расчет токов в кольцевом участке15
3.2. Выбор сечений линий электропередачи16
3.3. Результаты расчетов по варианту 316
3.4. Выбор схемы подстанции17
4. Расчет четвертого варианта17
4.1. Выбор сечений линий электропередачи17
4.2. Результаты расчетов по варианту 418
4.3. Выбор схемы подстанции19
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях19
Расчет экономических показателей линий19
Расчет установившихся режимов23
Параметры схемы замещения сети34
Выбор средств регулирования напряжения34
Расчет мощности компенсирующих устройств35
Параметры схемы замещения сети47
Выбор средств регулирования напряжения47
Расчет мощности компенсирующих устройств48
ЗАДАНИЕ НА ВЫПОЛНЕНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА
Для заданного варианта расположения и мощности потребителей выбрать схему развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и качеству электроэнергии отпускаемой потребителям.
При выполнении задания на курсовое проектирование необходимо:
Разработать варианты развития сети с выбором номинального напряжения трассы и числа цепей линий электропередачи.
Рассчитать распределение токов (потоков мощности) в каждом из выбранных вариантов по расстояниям между узлами и мощностям нагрузок узлов.
Выбрать число параллельных цепей и сечения линий электропередачи для каждого варианта схемы сети по экономическим интервалам с учетом возможных послеаварийных состояний сети.
Определить потери мощности в каждом из вариантов.
Сравнить варианты по приведенным затратам и выбрать два лучших варианта.
Выбрать число и мощность трансформаторов на подстанциях с учетом категорий надежности потребителей данного района.
Рассчитать для принятых вариантов развития распределительных сетей нормальные и послеаварийные установившиеся режимы при максимальной нагрузке.
Выяснить необходимость местного регулирования напряжения. Проверить возможность регулирования напряжения переключением отпаек на трансформаторах подстанции.
Произвести окончательное сравнение двух вариантов и выбрать лучший вариант по экономическим критериям с учетом заданных технических требований.
Оформить пояснительную записку и графическую часть.
Расположение потребителей и источника питания (балансирующего узла) мощности нагрузок номера узлов и расстояния между узлами:
источник питания (1) – 110 кВ;
все потребители узла 4 являются потребителями III категории надежности в остальных узлах состав потребителей: I – 30 % II – 30 % III – 40 %;
номинальное напряжение потребителей 6 кВ;
район проектирования – Урал;
масштаб: 1см – 20 км.
Разработка вариантов развития сети
Узловые токи нагрузки определяются по соотношению
1. Расчет первого варианта
Кольцевая схема. Общая протяженность линий 348 км.
1.1. Расчет токораспределения в сети
Ток на головном участке 1 – 2 определяется по правилу моментов:
I23 = I12 – I2 = 0259 – 0146 = 0113 кА
I34 = I23 – I3 = 0113 – 0117 = – 0004 кА
I45 = I34 – I4 = – 0004 – 0088 = – 0092 кА
I15 = I5 – I45 = 0234 + 0092 = 0326 кА
Предполагается сооружение на всех участках одноцепных линий электропередачи.
1.2. Выбор сечений линий электропередачи
I12 = 259 А. Ближайший критический ток Iкр = 370 А соответствует сечению 240 мм2. На этом участке выбирается одноцепная линия с проводом АС-240.
I23 = 113 А. Iкр = 170 А. 120 мм2. АС-120.
I34 = 4 А. Iкр = 80 А. 70 мм2. АС-70 (предварительно).
I45 = 92 А. Iкр = 170 А. 120 мм2. АС-120.
I15 = 326 А. Iкр = 370 А. 240 мм2. АС-240.
Анализ распределения тока в кольцевой сети показал что не соответствуют условиям надежности выбранные сечения для участка
– 4 (70 мм2) и участка 2 – 3 (120 мм2) при отключенной линии 1 – 5. В первом случае I34АВ = 322 А (при Iдоп = 265 А) во втором I23АВ = 439 А (при Iдоп = 370 А). Поэтому для линии 3 – 4 выбираем провод АС-120 для линии 2 – 3 АС-240.
1.3. Результаты расчетов по варианту 1
1.4. Выбор схемы подстанции
Число ячеек выключателей 110 кВ:
Всего выключателей – 25.
2 Расчет второго варианта
Общая протяженность линий 340 км.
2.1. Расчет токов в кольцевом участке
I25 = I12 – I2 = 0157 – 0146 = 0011 кА
I15 = I5 – I25 = 0234 – 0011 = 0223 кА
2.2. Выбор сечений линий электропередачи
I13 = 205 А. С учетом необходимости двух параллельных цепей величина тока на одну цепь составляет:
Ближайший критический ток Iкр = 170 А соответствует сечению 120 мм2. На этом участке выбираются две одноцепные линии АС-120.
В условиях аварийного режима I13АВ = 205 А. Iдоп = 370 А.
I13АВ Iдоп . – Удовлетворяет условию работы в аварийном режиме.
а) На одну цепь IЦ = I342 = 44 А. Iкр = 85 А. 2АС-70.
б) I34 = 88 А. Iкр = 170 А. 120 мм2. АС-120.
На данном участке питающем потребителей III категории надежности возможно строительство двух одноцепных линий сечением АС-70 (вариант а без отключения потребителей) или одной линии АС-120 (вариант б).
Необходимо рассчитать величину ущерба от перерыва снабжения потребителей в варианте б.
I12 = 157 А. Iкр = 170 А. 120 мм2. АС-120. (предварительно)
I25 = 11 А. Iкр = 80 А. АС-70
I15 = 223 А. Iкр = 370 А. 120 мм2. АС-240.
Анализ кольцевой части сети по условиям надежности показал что худшим аварийным режимом является режим с отключенной линией 1 – 5. В этом случае по линии 1 – 2 протекает ток I13АВ = 380 А при Iдоп = 370 А. Принимаем для линии 1 – 2 провод АС-240. Сечения линий 1 – 3 и 3 – 4 удовлетворяют условиям надежности.
2.3. Результаты расчетов по варианту 2
2.4. Выбор схемы подстанции
Всего выключателей – а) 29
2.5. Экономическое сопоставление вариантов подключения узла 4 на предмет ущерба от перерыва снабжения потребителей (в ценах 1985 г.)
В этом случае узел 4 подключается к узлу 3 по двум линиям АС-70 с установкой на подстанции 4 двух трансформаторов ТДН – 16000110.
Капитальные вложения в линии с проводом АС-70 при Uном = 110 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду рассчитываются по удельной стоимости сооружения с0 = 165 т.р.км:
КЛ = 2с0 · l =165 · 64 · 2 = 2112 т.р.
Стоимость подстанции КП включает стоимость трансформатора (63 т.р.) и стоимость ячеек выключателей 110 кВ (35 т.р.)
КП = nКТ + nКВ = 63 · 2 + 35 · 5 = 301 т.р.
Суммарные капитальные вложения в строительство варианта составят
КΣ = КЛ + КП = 2112 + 301 = 2413 т.р.
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для линий составляют 28% для подстанций 110 кВ – 94% соответственно αл = 0028 αп = 0094.
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:
RЛ = r · ln = 0428 · 642 = 137 Ом
RП = R Тn = 438 2 = 219 Ом
RΣ = RЛ + RП = 137 + 219 = 159 Ом
ΔРхх = ΔРтхх · n = 0019 · 2 = 0038 МВт
Потери мощности в максимальном режиме по току I34 = I4 = 0088 А
ΔРмах = 3 · I24 · RΣ = 3 · 00882 · 159 = 0369 МВт
Число часов максимальных потерь
= (0124 + Тмах 104)2 · 8760 = 5248 ч.
Удельная стоимость потерь электроэнергии составляет 15 коп кВтч или
= 15 · 10-2 т.р. МВТч
Годовая стоимость потерь электроэнергии – издержки:
ИΔЭ = 0 ( · ΔРмах + 8760 · ΔРхх) = 15 · 10-2 (5248 · 0369 + 8760 · 0038) = = 34 т.р.
ЕН – нормативный коэффициент эффективности (ЕН = 012 015)
Приведенные затраты в варианте а составляют
За = ЕН · КΣ + αл · Кл + αп · КП + ИΔЭ = 012 · 2413 + 0028 · 2112 +
+ 0094 · 301 + 34 = 411 т.р.
КЛ = с0 · l =169 · 64 = 1081 т.р.
КП = nКТ + nКВ = 63 + 35 · 2 = 133 т.р.
КΣ = КЛ + КП = 12146 т.р.
RЛ = r · ln = 0249 · 64 = 1594 Ом
RΣ = RЛ + RП = 1594 + 438 = 2032 Ом
ΔРхх = ΔРтхх = 0019 МВт
ΔРмах = 3 · I24 · RΣ = 3 · 00882 · 2032 = 0472 МВт
ИΔЭ = 15 · 10-2 (5248 · 0472 + 8760 · 0019) = 397 т.р.
В рассматриваемом варианте при отключении линии или трансформатора электроснабжение потребителя прекращается. При расчете ущерба связанного с перерывом питания следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2) полное отключение нагрузки = 1 удельный ущерб α = 6 · 103 т.р. МВт и Рмах = 15 МВт. Параметры потока отказов линии л = 11 отказагод на 100 км трансформатора т = 002 отказагод. Среднее время восстановления для линии Твл = 10 · 10-3 летотказ трансформатора – Твт = 20 · 10-3 летотказ. Величина ущерба составляет:
У = α Рмах (л(l100) Твл + т Твт) = 6 · 103 · 15 · 1· (11 · (64100) · 10-3 +
+ 002 · 20 · 10-3) = 99 т.р.
Приведенные затраты в варианте б составляют
Зб = ЕН · КΣ + αл · Кл + αп · КП + ИΔЭ + У = 012 · 1214 + 0028 · 2112 +
+ 0094 · 133 + 397 + 99 = 356 т.р.
Вариант «Б» дешевле варианта «А» на 134 %. Поэтому во всех вариантах развития сети питание потребителей узла 4 предусматривается по одной линии АС-120 с установкой на подстанции одного трансформатора ТРДН-16000110.
3. Расчет третьего варианта
Общая протяженность линий 368 км
3.1 Расчет токов в кольцевом участке
Ток на головном участке 1 – 5
I54 = I15 – I5 = 0257 – 0234 = 0023 кА
I43 = I54 – I4 = 0023 – 0088 = – 0065 кА
I13 = I3 – I43 = 0117 + 0065 = 0182 кА
3.2. Выбор сечений линий электропередачи
I12 = 146 А. С учетом необходимости двух параллельных цепей величина тока на одну цепь составляет:
Ближайший критический ток Iкр = 85 А соответствует сечению 70 мм2. На этом участке выбираются две одноцепные линии АС-70.
В условиях аварийного режима (обрыв 1 цепи) I12АВ = 146 А. Iдоп = 265 А.
I12АВ Iдоп – Удовлетворяет условию работы в аварийном режиме.
I15 = 257 А. Iкр = 370 А. АС-240.
I54 = 23 А. Iкр = 80 А. АС-70
I43 = 65 А. Iкр = 80 А. АС-70 (предварительно)
I13 = 182 А. Iкр = 370 А. АС-240.
Анализ распределения токов в кольцевой части сети по условиям надежности показал что худшим аварийным режимом является режим с отключенной линией 1 – 5. В этом случае по линии 3 – 4 имеющей сечение 70 мм2 протекает ток I34АВ = 322 А при Iдоп = 265 А. Принимаем для линии 3 – 4 провод АС-120.
3.3. Результаты расчетов по варианту 3
3.4. Выбор схемы подстанции
Всего выключателей – 27
4. Расчет четвертого варианта
Общая протяженность линий 388 км.
4.1. Выбор сечений линий электропередачи
Ближайший критический ток Iкр = 85 А . 2АС-70.
В условиях аварийного режима I12АВ = 146 А. Iдоп = 265 А.
I13 = 117 А. Iц = 58 А. Iкр = 85 А. 2АС-70.
I12АВ = 117 А при Iдоп = 265 А.
I15 = 234 А. Iц = 117 А. Iкр = 180 А. 2АС-120.
I15АВ = 234 А при Iдоп = 370 А.
I14 = 88 А. Iкр = 170 А. АС-120.
В расчете второго варианта было проведено экономическое сопоставление вариантов подключения узла 4 по линиям АС-120 и АС-70 на предмет ущерба от перерыва электроснабжения которое однозначно определяет выбор одноцепной линии АС-120.
4.2. Результаты расчетов по варианту 4
4.3. Выбор схемы подстанции
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
Расчет экономических показателей линий
Участок 1 – 2: Rл = r · l n = 0121 · 54 = 653 Ом
ΔРмах = 3 · I2 · Rл = 3 · 02592 · 653 = 1314 МВт
Кл = n · c0 · l = 188 · 54 = 10152 т.р.
Участок 2 – 3: Rл = 0121 · 84 = 1016 Ом
ΔРмах = 3 · 01132 · 1016 = 0389 МВт
Кл = 188 · 84 = 15792 т.р.
Участок 3 – 4: Rл = 0249 · 64 = 1594 Ом
ΔРмах = 3 · 00042 · 1594 = 00008 МВт
Кл = 169 · 64 = 10816 т.р.
Участок 4 – 5: Rл = 0249 · 104 = 259 Ом
ΔРмах = 3 · 00922 · 259 = 0658 МВт
Кл = 169 · 104 = 17576 т.р.
Участок 1 – 5: Rл = 0121 · 42 = 508 Ом
ΔРмах = 3 · 03262 · 508 = 1620 МВт
Кл = 188 · 42 = 7896 т.р.
Издержки на компенсацию потерь энергии
ИΔЭ = 15 · 10-2 · 5248 · ΔРмахΣ = 15 · 10-2 · 5248 · 3982 = 3135 т.р.
Стоимость выключателей Кв = 25 · 35 = 875 т.р.
З1 = ЕН · Кл + αл · Кл + ИΔЭ + Кв = 012 · 62232 + 0028 · 62232 +
+ 3135 + 875 = 21095 т.р.
ΔРмах = 3 · I2 · Rл = 3 · 01572 · 653 = 0483 МВт
Участок 2 – 5: Rл = 0428 · 80 = 3424 Ом
ΔРмах = 3 · 00112 · 3424 = 0012 МВт
Кл = 165 · 80 = 1320 т.р.
ΔРмах = 3 · 02232 · 508 = 0758 МВт
Участок 1 – 3: Rл = 0249 · 50 2 = 623 Ом
ΔРмах = 3 · 01022 · 623 = 0194 МВт
Кл = 2 · 169 · 50 = 1690 т.р.
ΔРмах = 3 · 00882 · 1594 = 0370 МВт
ИΔЭ = 15 · 10-2 · 5248 · ΔРмахΣ = 15 · 10-2 · 5248 · 1817 = 143 т.р.
З2 = ЕН · Кл + αл · Кл + ИΔЭ + Кв = 012 · 48964 + 0028 · 48964 +
+ 143 + 875 = 17427 т.р.
Участок 1 – 2: Rл = r · l n = 0428 · 54 2 = 1156 Ом
ΔРмах = 3 · I2 · Rл = 3 · 00732 · 1156 = 0185 МВт
Кл = n · c0 · l = 2 · 165 · 54 = 1782 т.р.
ΔРмах = 3 · 02572 · 508 = 1007 МВт
Участок 5 – 4: Rл = 0428 · 104 = 4451 Ом
ΔРмах = 3 · 00232 · 4451 = 0071 МВт
Кл = 165 · 104 = 1716 т.р.
Участок 4 – 3: Rл = 0249 · 64 = 1594 Ом
ΔРмах = 3 · 00652 · 1594 = 0202 МВт
Участок 1 – 3: Rл = 0121 · 50 = 605 Ом
ΔРмах = 3 · 01822 · 605 = 0601 МВт
Кл = 188 · 50 = 940 т.р.
ИΔЭ = 15 · 10-2 · 5248 · ΔРмахΣ = 15 · 10-2 · 5248 · 2066 = 1626 т.р.
Стоимость выключателей Кв = 27 · 35 = 945 т.р.
З2 = ЕН · Кл + αл · Кл + ИΔЭ + Кв = 012 · 63092 + 0028 · 63092 +
+ 1626 + 945 = 20414 т.р.
ΔРмах = 3 · I2 · Rл = 3 · 01462 · 1156 = 0739 МВт
Участок 1 – 3: Rл = 0428 · 50 2 = 107 Ом
ΔРмах = 3 · 01172 · 107 = 0439 МВт
Кл = 2 · 165 · 50 = 1650 т.р.
Участок 1 – 4: Rл = 0249 · 96 = 239 Ом
ΔРмах = 3 · 00882 · 239 = 0555 МВт
Кл = 169 · 96 = 16224 т.р.
Участок 1 – 5: Rл = 0249 · 42 2 = 523 Ом
ΔРмах = 3 · 02342 · 523 = 0859 МВт
Кл = 2 · 169 · 42 = 14196 т.р.
ИΔЭ = 15 · 10-2 · 5248 · ΔРмахΣ = 15 · 10-2 · 5248 · 2592 = 204 т.р.
З2 = ЕН · Кл + αл · Кл + ИΔЭ + Кв = 012 · 6474 + 0028 · 6474 +
+ 204 + 945 = 21072 т.р.
Расчет установившихся режимов
Выбираем из четырех вариантов развития сети два самых экономичных. Это варианты 2 и 3
СХЕМА ЗАМЕЩЕНИЯ СЕТИ
Нагрузка в узле 4 S4 = 15 + j 73 МВА
Параметры трансформатора ТРДН-16000110:
uк = 105% ΔРк = 85 кВт ΔРх = 21 кВт ΔQx = 136 квар
Rтр = 438 Ом Хтр = 867 Ом
Полное сопротивление трансформатора
Zтр = 438 + j 867 Ом
Потери в трансформаторе:
ΔSт = ΔРт + ΔQт = 013 + j 209 МВА
Потери мощности в шунте линии 3 – 4:
r34 = 1594 Ом; х34 = х0 · l n = 0427 · 64 = 2733 Ом
Z34 = 1594 + j 2733 Ом;
Поток мощности в конце линии 3 – 4:
Sк34 = S4 – jQ + ΔSт = 15 + j 73 + j 103 + 013 + j 209 = 1513 + j 1042 МВА
Потери мощности в линии 3 – 4:
Поток мощности в начале линии 3 – 4:
Sн34= Sк34 + ΔS34 = 1513 + j 1042 + 045 + j 077 = 1558 + j 1119 МВА
Потери в трансформаторах узла 3:
ΔSт = ΔРт + ΔQт = 009 + j 157 МВА
Полное сопротивление двух трансформаторов
Zтр = (438 + j 867) 2 = 219 + 4335 Ом
Потери мощности в шунте линии 1 – 3:
r13 = 623 Ом; х13 = х0 · l n = 0427 · 50 2 = 1068 Ом
Z13 = 623 + j 1068 Ом;
Поток мощности в конце линии 1 – 3:
Sк13 = S3 – jQ + Sн34 + ΔSт = 20 + j 97 + j 161 + 1558 + j 1119 + 009 + j 157 = = 3567 + j 2407 МВА
Потери мощности в линии 1 – 3:
Поток мощности в начале линии 1 – 3:
Sн13= Sк13 + ΔS13 = 3567 + j 2407 + 095 + j 163 = 3662 + j 257 МВА
Потокораспределение мощности в кольцевом участке 1-2-5-1:
Упрощенная схема замещения разомкнутого кольца
Сопротивления участков:
– 2: r12 = 653 Ом; х12 = х0 · l n = 0405 · 54 = 2187 Ом
Z12 = 653 + j 2187 Ом;
– 5: r25 = 3424 Ом; х25 = х0 · l n = 0444 · 80 = 3552 Ом
Z25 = 3424 + j 3552 Ом;
– 5: r15 = 508 Ом; х15 = х0 · l n = 0405 · 42 = 1701 Ом
Z15 = 508 + j 1701 Ом
Сначала рассчитаем распределение потоков в кольцевом участке без учета потерь мощности. Используем сопряженные значения сопротивлений участков.
S12 + S15 = S2 + S5
74 + j 1252 + 3826 + j 1908 = 25 + j 122 + 40 + j 194 = 65 + j 316 МВА
Расчет мощностей произведен верно.
S25 = S12 – S2 = 2674 + j 1252 – (25 + j 122) = 174 + j 032 МВА
Расчет замкнутого участка сети с учетом потерь мощности
«Разрежем» схему в узле 5:
Потери мощности в шунте линии 2 – 5:
Мощность в конце линии 2 – 5:
Sк25 = S25 – jQ = 174 + j 032 + j 124 = 174 + j 156 МВА
Потери мощности в линии 2 – 5:
Поток мощности в начале линии 2 – 5:
Sн25= Sк25 + ΔS25 = 174 + j 156 + 002 + j 002 = 176 + j 158 МВА
Потери в трансформаторах узла 2:
Параметры трансформатора ТРДН-25000110:
uк = 105% ΔРк = 120 кВт ΔРх = 29 кВт ΔQx = 200 квар
Rтр = 254 Ом Хтр = 559 Ом
Zтр = (254 + j 559) 2 = 127 + j 2795 Ом
ΔSт = ΔРт + ΔQт = 013 + j 202 МВА
Потери мощности в шунте линии 1 – 2:
Поток мощности в конце линии 1 – 2:
Sк12 = S2 – jQ + Sн25 + ΔSт = 25 + j 122 + j 092 + 176 + j 158 + 013 + j 202 =
Потери мощности в линии 1 – 2:
Поток мощности в начале линии 1 – 2:
Sн12 = Sк12 + ΔS12 =2689 + j 147 + 051 + j 17 = 274 + j 164 МВА
Потери в трансформаторах узла 5:
Параметры трансформатора ТРДН-40000110:
uк = 105% ΔРк = 175 кВт ΔРх = 42 кВт ΔQx = 280 квар
Rтр = 144 Ом Хтр = 348 Ом
Zтр = (144 + j 348) 2 = 072 + j 174 Ом
ΔSт = ΔРт + ΔQт = 019 + j 315 МВА
Потери мощности в шунте линии 1 – 5:
Поток мощности в конце линии 1 – 5:
Sк15 = S15 – jQ + ΔSт = 3826 + j 1908 + j 072 + 019 + j 315 =
Потери мощности в линии 1 – 5:
Поток мощности в начале линии 1 – 5:
Sн15 = Sк15 + Δ S15 = 3845 + j 2295 + 084 + j 282 = 3929 + j 258 МВА
Прямой ход первой итерации окончен.
Обратный ход первой итерации.
Определение напряжений в узлах.
Примем напряжение на шинах вторичной обмотки источника питания 1
U1 = U2 = U3 = U4 = U5 = 115 кВ. Поперечную составляющую падения напряжения можно не учитывать.
Напряжение в узле 3:
Напряжение в узле 4:
Определение напряжений в узлах замкнутого участка
Напряжение в узле 5:
Напряжение в узле 2:
Sк34 = S4 – jQ + ΔSт = 15 + j 73 + j 095 + 013 + j 209 = 1513 + j 1034 МВА
Sн34= Sк34 + ΔS34 = 1513 + j 1034 + 048 + j 082 = 1561 + j 1116 МВА
b13 = 266 · 10-4 См;
Sк13 = S3 – jQ + Sн34 + ΔSт = 20 + j 97 + j 163 + 1561 + j 1116 + 009 + j 157 = = 357 + j 2249 МВА
Sн13= Sк13 + ΔS13 = 357 + j 2249 + 09 + j 155 = 366 + j 2404 МВА
b25 = 204 · 10-4 См;
Sк25 = S25 – jQ = 174 + j 032 + j 122 = 174 + j 154 МВА
Sн25= Sк25 + ΔS25 = 174 + j 154 + 002 + j 002 = 176 + j 156 МВА
b12 = 152 · 10-4 См;
Sк12 = S2 – jQ + Sн25 + ΔSт = 25 + j 122 + j 093 + 176 + j 156 + 013 + j 202 =
Sн12 = Sк12 + ΔS12 =2689 + j 1671 + 054 + j 179 = 2743 + j 185 МВА
b15 = 118 · 10-4 См;
Sк15 = S15 – jQ + ΔSт = 3826 + j 1908 + j 07 + 019 + j 315 =
Sн15 = Sк15 + Δ S15 = 3845 + j 2293 + 185 + j 486 = 403 + j 2779 МВА
Прямой ход второй итерации окончен.
Обратный ход второй итерации.
U1 = 115 кВ; U2 = 11033 кВ; U3 = 11063 кВ; U4 = 10563 кВ; U5 = 1092 кВ;
Наибольшая потеря напряжения в нормальном режиме
ΔUнб = ΔU12 + ΔU25 = 508 + 105 = 613 кВ
Рассмотрим послеаварийные режимы.
При отключении линии 1 – 5 мощность в линии 1 – 2
S12 = S5 + S2 =40 + j 194+ 25 + j 122 = 65 + j 316 МВА
Мощность в линии 2 – 5 S25 = 40 + j 194 МВА
Определим потери напряжения в линиях 1 – 2 2 – 5 напряжения в узлах 2 5 и ΔUнбав:
ΔU15ав = 97 + 1955 = 2925 кВ
При отключении линии 1 – 2
S15 = S2 + S5 = 25 + j 122 + 40 + j 194 = 65 + j 316 МВА
S25 = S2 = 25 + j 122 МВА
ΔU52ав = 755 + 12 = 1955 кВ
Наибольшая потеря напряжения в послеаварийном режиме имеет место при отключении линии 1 – 5 т.е. ΔUнб.ав = ΔU15ав = 2925 кВ
Параметры схемы замещения сети
Информация по ветвям цепи
Выбор средств регулирования напряжения
Наименьшее значение напряжения имеется в узле 41 U4 = 10579 кВ. Проверим допустимость подобного снижения напряжения. На подстанции 4 установлен трансформатор ТРДН-16000110 с пределами регулирования ± 9х178% UВН = 115 кВ UНН = 63 кВ номинальное напряжение у потребителя равно 6 кВ.
= kт · U4 = 0055· 10579 = 582 кВ что меньше допустимого на 018 кВ. Необходимо рассчитать коэффициент трансформации трансформатора обеспечивающий номинальное значение напряжения у потребителя т.е. выбрать необходимое число отпаек изменяющих коэффициент трансформации.
Коэффициент трансформации обеспечивающий номинальное напряжение у потребителя равен
kтр = UПОТР U41 = 610579
Можно выбрать 2 отпайки тогда
Таким образом обеспечиваем необходимый уровень напряжения
Напряжение перед трансформатором кВ
Напряжение у потребителя кВ
Дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима не требуется.
Рассмотрим таким же образом послеаварийный режим:
При отключении линии 1 – 5 напряжение в узле 5 падает до 8575 кВ.
Значение за пределами регулирования трансформатора. Таким образом в послеаварийном режиме требуются дополнительные компенсирующие устройства.
Расчет мощности компенсирующих устройств
Находим добавочное напряжение ΔUКУ которое должно дать компенсирующее устройство. Для этого определяем приведенное к высшей стороне значение желаемое напряжение у потребителя:
U'потр.жел. = 6 115 63 = 1095 кВ
ΔUКУ = U'потр.жел – U5ав = 1095 – 8575 = 2375 кВ
Находим мощность компенсирующего устройства (батареи конденсаторов)
Далее рассматриваем близкий по общим затратам Вариант 3:
Нагрузка в узле 2 S2 = 25 + j 122 МВА
r12 = 1156 Ом; х12 = х0 · l n = 0444 · 54 2 = 1199 Ом
Z12 = 1156 + j 1199 Ом;
Sк12 = S2 – jQ + ΔSт = 25 + j 122 + j 166 + 013 + j 202 = 2513 + j 1588 МВА
Sн12 = Sк12 + ΔS12 = 2513 + j 1588 + 084 + j 088 = 2597 + j 1676 МВА
Потокораспределение мощности в кольцевом участке 1-5-4-3-1:
Z15 = 508 + j 1701 Ом;
– 4: r54 = 4451 Ом; х54 = х0 · l n = 0444 · 104 = 4618 Ом
Z54 = 4451 + j 4618 Ом;
– 3: r43 = 1594 Ом; х43 = х0 · l n = 0427 · 64 = 2733 Ом
Z43 = 1594 + j 2733 Ом;
– 3: r13 = 605 Ом; х13 = х0 · l n = 0405 · 50 = 2025 Ом
Z13 = 605 + j 2025 Ом
S15 + S13 = S3 + S4 + S5
92 + j 2103 + 3108 + j 1537 = 20 + j 97 + 15 + j 73 + 40 + j 194 =
S54 = S15 – S5 = 4392 + j 2103 – (40 + j 194) = 392 + j 163 МВА
S43 = S13 – S3 = 3108 + j 1537 – (20 + j 97) = 1108 + j 567 МВА
«Разрежем» схему в узле 4:
Потери мощности в шунте линии 5 – 4:
Мощность в конце линии 5 – 4:
Sк54 = S54 – jQ = 392 + j 163 + j 16 = 392 + j 323 МВА
Потери мощности в линии 5 – 4:
Поток мощности в начале линии 5 – 4:
Sн54 = Sк54 + ΔS54 = 392 + j 323+ 009 + j 009 = 401 + j 332 МВА
Sк15 = S15 – jQ + ΔSт = 4392 + j 2103 + j 071 + 401 + j 332 + 019 + j 315 = = 4411 + j 2489 МВА
Поток мощности в начале линии 1 – 5 :
Sн15 = Sк15 + ΔS15 = 4411 + j 2489 + 108 + j 361 = 4519 + j 285 МВА
Потери в трансформаторах узла 4:
Потери мощности в шунте линии 3 – 4':
Поток мощности в конце линии 3 – 4':
Sк34' = S34 – jQ + ΔSт = 1108 + j 567 + j 103 + 009 + j 157 =
Потери мощности в линии 3 – 4':
Поток мощности в начале линии 3 – 4':
Sн34' = Sк34' + ΔS34' = 1117 + j 827 + 026 + j 044 = 1143 + j 871 МВА
Sк13 = S13 – jQ + ΔSт = 3108 + j 1537 + j 085 + 009 + j 157 =
Sн13 = Sк13 + Δ S13 = 3117 + j 1779 + 064 + j 215 = 3181 + j 1994 МВА
Напряжение в узле 4':
b12 = 275 · 10-4 См;
Sк12 = S2 – jQ + ΔSт = 25 + j 122 + j 154 + 013 + j 202 = 2513 + j 1576 МВА
Sн12 = Sк12 + ΔS12 = 2513 + j 1576 + 083 + j 086 = 2596 + j 1662 МВА
Расчет замкнутого участка 1-5-4-3-1:
b54 = 265 · 10-4 См;
Sк54 = S54 – jQ = 392 + j 163 + j 148 = 392 + j 311 МВА
Sн54 = Sк54 + ΔS54 = 392 + j 311+ 01 + j 01 = 402 + j 321 МВА
Sк15 = S15 – jQ + ΔSт = 4392 + j 2103 + j 070 + 401 + j 332 + 019 + j 315 = = 4411 + j 2488 МВА
Sн15 = Sк15 + ΔS15 = 4411 + j 2488 + 110 + j 369 = 4521 + j 2857 МВА
b34' = 17 · 10-4 См;
Sк34' = S34 – jQ + ΔSт = 1108 + j 567 + j 095 + 009 + j 157 =
Sн34' = Sк34' + ΔS34' = 1117 + j 819 + 027 + j 046 = 1144 + j 865 МВА
b13 = 141 · 10-4 См;
Sн13 = Sк13 + Δ S13 = 3117 + j 1779 + 065 + j 217 = 3182 + j 1996 МВА
U1 = 115 кВ; U2 = 11064 кВ; U3 = 10981 кВ; U4 = 10574 кВ; U4 = 10598 кВ;
ΔUнб = ΔU15 + ΔU45 + ΔU43 = 622 + 283 + 382 = 1287 кВ
При отключении линии 1 – 5 мощность в линии 1 – 3
S13 = S5 + S4+ S3 =40 + j 194 + 15 + j 73 + 20 + j 97= 75 + j 364 МВА
Мощность в линии 3 – 4 S34 = 40 + j 194 + 15 + j 73 = 55 + j 267 МВА
Мощность в линии 4 – 5 S45 = 40 + j 194 МВА
Определим потери напряжения в линиях 1 – 3 3 – 4 4 – 5 напряжения в узлах 3 4 5 и ΔUнбав:
ΔU15ав = 1036 + 1535 + 2997 = 5568 кВ
При отключении линии 1 – 3:
S15 = S5 + S4+ S3 =40 + j 194 + 15 + j 73 + 20 + j 97= 75 + j 364 МВА
S45 = S4+ S3 = 15 + j 73 + 20 + j 97= 35 + j 17 МВА
S34 = S3 = 20 + j 97 МВА
ΔU13ав = 87 + 22 + 693 = 3763 кВ
Наибольшая потеря напряжения в послеаварийном режиме имеет место при отключении линии 1 – 5 т.е. ΔUнб.ав = ΔU15ав = 5568 кВ
Наименьшее значение напряжения имеется в узле 41 U4 = 10596 кВ.
Выбираем отпайку - 2 тогда
При отключении линии 1 – 5 напряжение в узле 5 падает до 5932 кВ.
ΔUКУ = U'потр.жел – U5ав = 1095 – 5932 = 5018 кВ
В этом варианте развития сети для регулирования напряжения в послеаварийном режиме требуются в 2 раза более мощные а значит во столько же раз более дорогие компенсирующие устройства чем в варианте 2. Поэтому с учетом того что и по общим затратам вариант 2 оказался заметно дешевле остальных вариантов окончательно выбираем второй вариант развития районной электросети.
Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат 1989.-592 с.: ил.
Проектирование развития районной электрической сети: Задание и метод. указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Электрические сети и системы». 2-е изд. испр. и доп. Екатеринбург 2002. – 39 с.
Правила устройства электроустановок Минэнерго СССР.- 6-е изд. перераб. и доп.-М.:Энергоатомиздат1987;

Схема замещения сети А1.dwg

РГППУ Группа ЗЭМ-506
Проектирование и развитие районной сети. Схема замещения сети.

Схема проходной подстанции А3.dwg

РГППУ Группа ЗЭМ-506
Проектирование и развитие районной сети. Схема замещения линий и подстанции.
Проектирование и развитие районной сети. Схема проходной подстанции.