Проектирование районной электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

Проектирование районной электрической сети

Введение

При проектировании электрических сетей к ним предъявляются определенные технико - экономические требования, с учетом которых производится выбор наиболее приемлемого варианта. Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремится к снижению капитальных затрат на сооружение сети.

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико - экономическим требованиям, - один из основных вопросов при проектировании.

В данном курсовом проекте разрабатывается схема сети для питания потребителей, производится выбор номинального напряжения , марок и сечений проводов, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, технико - экономический расчет, режимные схемы, разработка мероприятий по обеспечению потребителей электроэнергией требуемого качества.

сеть электрический режим электроэнергия

1. Разработка 4-6 вариантов конфигурации сети

Для предложенного в задании проекта расположении узлов нагрузки и генерации рассмотрим следующие 6 вариантов конфигурации электрической сети:

Все варианты изначально рассматривались замкнутыми двухконтурными в силу того, что такая схема сети обеспечивает максимальную надёжность, которая особенно важна для данного района, так как из 6 потребителей 4 являются потребителями первой категории, 2 - второй категории. Нумерация узлов изменена для удобства последующего расчёта по программе RASTR.

Для выбора двух наиболее экономичных по суммарной длине линий вариантов приведём данные из задания - расстояние между узлами сети на рисунке в сантиметрах:

По заданному масштабу (в 1 см 15 км) и с учётом коэффициента возможного отклонения линии от прямой находим длину линий в километрах:

Просуммируем длины линий для разных вариантов сети и рассмотрим наиболее выгодные.



Ниже приведены результаты расчёта суммарной длины линий в километрах:

Очевидно, что по критерию суммарной длины линий наиболее выгодными являются 4 и 5 варианты. Принимаем их для дальнейшего рассмотрения как основные.

2. Выбор номинальных напряжений для проектируемой сети

Номинальное напряжение - основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость.

Для выбора номинальных напряжений сети требуется произвести приблизительный расчёт потокораспределения сети. В данной работе предусмотрен расчёт потокораспределения с помощью программы RASTR.

При вычислении приближенного потокораспределения прибегают к следующим допущениям:

- Номинальные напряжения линий одинаковые и достаточно велики, чтобы потерями можно было пренебречь (в данной работе напряжение принято равным 750 кВ)

- Сечения проводов линий одинаковые. Следовательно, их сопротивления пропорциональны их длинам. Проводимости линий не учитываются.

- Потери мощности в трансформаторах не учитываются и трансформаторы в расчёте могут не учитываться.

- Средневзвешенное удельное сопротивление линий принимается равным:

Вычислим приближенные сопротивления линий по формуле

Для четвёртого варианта сети:

Для 5-го варианта сети (только те сопротивления, которых нет в 4-м варианте):

Для расчёта в программе RASTR необходимо вычислить значения реактивной нагрузки в узлах сети. Реактивная нагрузка в узле вычисляется по формуле:

Результаты расчёта приведены в таблице 2.2

Узел	1	2	3	4	5	6	7	8
P	-	14	12	31	(44)	20	24	15
Q	-	7.2	6.1	15.9	(22.5)	10.2	12.3	7.7

Тал 2.2 Результат расчёта реактивных нагрузок в узлах

Результат расчёта потокораспределения по программе RASTR приведён в Табл. 2.3 и в табл. 2.4



Табл. 2.3 Приближенное потокораспределение 4-й схемы сети

Табл. 2.4 Приближенное потокораспределение 5-й схемы сети

На основе полученных данных составим таблицы предварительного выбора номинального напряжения ЛЭП сети. Использованы эмпирические формулы:



Номер линии по схеме	Длина линии, км	Передаваемая активная мощность, МВт	Расчётное номинальное напряжение, кВ	Принятое номинальное напряжение
			По экономическим областям	По эмпирическим формулам
				Стима	Залесского	Илларионова
12	48.72	32.5	110	103.5	81.5	107.1	110
23	43.68	18.4	110	79.7	60.4	82.3	110
34	38.64	3.7	35	42.9	26.7	38.1	35
45	53.76	27.3	110	96.1	75.7	99.6	110
56	51.24	16.6	110	77.3	58.7	78.9	110
67	53.76	3.4	35	45.1	26.7	36.6	35
71	43.68	39.6	110	112.9	88.8	115.8	110
87	62.16	12.2	110	69.6	51.6	68.5	110
83	36.96	2.8	35	39.2	23.1	33.2	35

Табл. 2.5 Предварительный выбор номинального напряжения для схемы 4

Эмпирические формулы Стима и Залесского часто дают некорректный результат, поэтому при выборе напряжения предпочтение отдавалось результату вычислений по формуле Илларионова.

Номер линии по схеме	Длина линии, км	Передаваемая активная мощность, МВт	Расчётное номинальное напряжение, кВ	Принятое номинальное напряжение
			По экономическим областям	По эмпирическим формулам
				Стима	Залесского	Илларионова
12	48.72	24.4	110	90.9	70.7	94.2	110
23	43.68	10.4	110	62.9	45.5	63	110
34	38.64	1.6	35	34.8	17.6	25.2	35
45	53.76	25.3	110	92.9	72.9	96.2	110
56	51.24	18.7	110	81.2	62.3	83.5	110
67	53.76	1.3	35	37.5	16.5	22.7	35
71	43.68	25.4	110	92.1	71.1	95.4	110
81	57.12	22.2	110	88.1	68.8	90.8	110
84	43.68	7.2	110(35)	54.7	37.9	52.8	35

Табл. 2.6 Предварительный выбор номинального напряжения для схемы 5

Так как количество линий 35 кВ невелико, а введение в систему таких линий влечёт за собой установку на подстанциях дополнительных трансформаторов, что экономически невыгодно, принимаем для всей сети (как для 4-го так и для 5-го вариантов) одно номинальное напряжение 110 кВ.

После выбора номинального напряжения линий можно провести расчёт уточнённого потокораспределения с учётом новых значений номинального напряжения.

Табл. 3.3 Уточнённое потокораспределение для схемы 4



Табл. 3.4 Уточнённое потокораспределение для схемы 4

Как видим, потери напряжения не превышают 10%, что удовлетворяет условию 1, с.51.

3. Выбор числа и мощности трансформаторов

Во всех нагрузочных узлах рассматриваемой сети находятся потребители I или II категории, поэтому на подстанциях следует установить не менее двух трансформаторов, желательно одинаковой мощности. При установке на подстанции двух трансформаторов допускаются их технологические перегрузки на 30-40% на время ремонта или аварийного отключения одного из них, но не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд при условии, что коэффициент его начальной загрузки был меньше или равен 0,93.

С учётом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора из двух рассматриваемых будет равна

Где - наибольшая нагрузка подстанции. Расчётная мощность трансформатора округляется до ближайшей стандартной в большую сторону.

Номер узла нагрузки	Наибольшая нагрузка подстанции, МВА	Категория потребителей электроэнергии	Количество трансформаторов	Тип и S выбр. тр-в, их осн параметры
1	-	-	-	-
2		II	2	ТДН-16000/110
3		I	2	ТДН-10000/110
4		I	2	ТДН-25000/110
5	-	-	-	-
6		I	2	ТДН-16000/110
7		II	2	ТДН-25000/110
8		I	2	ТДН-16000/110

Табл. 3.1 Сведения, необходимые для выбора мощности трансформаторов

Вынесем параметры выбранных трансформаторов в одну таблицу.

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Uном обмоток, кВ	Uк, %	Rт, Ом	Хт, Ом	Рх, кВт	Рк, кВт	Iх, %
			ВН	НН
ТДН-10000/110	10	9х1,78%	115	11	10,5	7,95	139	14	60	0,7
ТДН-16000/110	16	9х1,78%	115	11	10,5	4,38	86,7	19	85	0,7
ТДН-25000/110	25	9х1,78%	115	11	10,5	2,54	55,9	27	120	0,7

Табл. 3.2 Параметры силовых двухобмоточных транформаторов

4. Выбор конструкции фазы, материала и сечения проводов

Для выбора проводов принимаем критерий экономической плотности тока, так как номинальные напряжения линий не превышают 220 кВ (1, с.97). Информацию о токах в линиях принимаем из расчёта уточнённого потокораспределения, где учитывалось выбранное номинальное напряжение линий.

Проверка выбранного таким методом сечения производится по пропускной способности сечения провода по нагреву в послеаварийных режимах и по условиям короны, так как напряжения составляют 110 кВ.

Для проверки по нагреву в ПАВ режимах необходимо произвести расчёт потоков мощности в сети в ПАВ режимах. Для этого применяем программу RASTR и заносим полученные значения мощности в линиях в Табл. 4.1

Для алюминиевых проводов принимаем экономическую плотность тока, равную

Номер ветви	Ток при отключении ветви сети (А)	Наибольшее зн. тока Iнб
	12	23	34	45	56	67	71	78	83
12	-	80	188	290	165	212	-	253	203	290
23	-	-	106	204	83	129	-	169	114	204
34	-	11	-	211	61	55	-	5	35	211
45	-	215	199	-	244	139	-	200	159	244
56	-	57	67	236	-	124	-	62	101	236
67	-	69	57	122	126	-	-	60	24	126
71	-	384	259	202	294	235	-	201	266	384
78	-	165	59	179	23	92	-	-	93	179
83	-	68	33	84	69	3	-	97	-	97

Табл 4.1 Токи послеаварийных режимов для 4 схемы.

В узлах 2 и 7 при отключении линий 12 наблюдается недопустимое снижение напряжения. Ввиду того, что по линии 12 и 17 передаётся значительная мощность, принимаем эти линии двухцепными и исключаем из расчёта вариант с одновременным отключением двух их цепей.

Номер ветви	Ток при отключении ветви сети (А)	Наибольшее зн. тока Iнб
	12	23	34	45	56	67	71	18	84
12	-	80	155	217	102	154	-	247	177	247
23	96	-	71	134	22	69	-	161	94	134
34	174	75	-	60	49	4	-	85	22	174
45	209	171	144	-	237	134	-	215	167	237
56	54	84	108	227	-	119	-	50	88	227
67	68	35	13	118	125	-	-	73	31	125
71	210	176	156	23	269	139	-	215	171	269
18	252	182	136	225	77	142	-	-	87	252
84	161	93	43	135	12	53	-	99	-	161

Табл 4.2 Токи послеаварийных режимов для 5 схемы

Принята двухцепная линия для схемы 5, так как в послеаварийном режиме при отключении линии 17 наблюдается недопустимое снижение напряжения в сети.

Для повышения уровней напряжения в узлах нагрузки в послеаварийных режимах на подстанции в узле 4 для варианта схемы 5 установим статический тиристорный компенсатор СКРМ 12.5 Мвар . Это обосновано недопустимым снижением напряжения в этом узле при отключении линии 4-5.

При аварийном отключении линии 1-2 в схеме 5 наблюдается недопустимое снижение напряжения в узле 2. Для обеспечения допустимого уровня напряжения в узел 2 устанавливаем статический тиристорный компенсатор СКРМ 12.5 Мвар.

Составим таблицы окончательного выбора проводов.

Номер линии	Расчётный ток, А	Расчётное сечение провода, мм2	Принятое сечение и марка провода
		По эк. плотн. тока (в скобках-станд. сеч)	По условиям короны	По допустимой мощности нагрева
12	208	189	70/11	95/16	2х95/16
23	122	111	70/11	70/11	120/19
34	29	26,4	70/11	70/11	70/11
45	165	150	70/11	70/11	150/24
56	95	86,4	70/11	70/11	95/16
67	28	25,5	70/11	70/11	70/11
71	254	231	70/11	120/19	2х120/19
78	78	71	70/11	70/11	95/16
38	13	11,8	70/11	70/11	70/11

Табл. 4.3 Выбор сечений проводов ЛЭП в схеме 4

Номер линии	Расчётный ток, А	Расчётное сечение, мм2	Принятое сечение и марка провода
		По эк. плотн. тока (в скобках-станд. сеч)	По условиям короны	По допустимой мощности нагрева
12	146	132,7	70/11	70/11	150/24
23	64	58,2	70/11	70/11	70/11
34	7	6,4	70/11	70/11	70/11
45	145	131,8	70/11	70/11	150/24
56	105	95	70/11	70/11	95/16
67	12	10,9	70/11	70/11	70/11
71	152	138,2	70/11	95/16	2х70/11
18	134	120	70/11	70/11	120/19
84	46	41,8	70/11	70/11	70/11

Табл. 4.4 Окончательный выбор сечений проводов ЛЭП в схеме 5

После выбора проводов сводим сопротивления проводов для двух наиболее предпочтительных вариантов в таблицы для удобства ввода в RASTR и рассчитываем точное потокораспределение с новыми значениями сопротивлений и проводимостей линий.

Линия	Марка и сечение провода	r, Ом	x, Ом	b, См
12	2х95/16	7,45	10,55	2,74
23	120/19	10,88	18,65	1,16
34	70/11	16,54	17,2	0,985
45	150/24	10,6	22,6	1,45
56	95/16	15,7	22,2	1,34
67	70/11	23	23,9	1,37
71	2х120/19	5,45	9,3	2,32
78	95/16	19	27	1,6
38	70/11	15,8	16,4	0,94

Табл 4.5 Сечения, сопротивления и проводимости линий схемы 4

Линия	Марка и сечение провода	r, Ом	x, Ом	b, См
12	150/24	9,65	20,5	1,3
23	70/11	18,7	19,4	1,11
34	70/11	16,5	17,2	0,985
45	150/24	10,6	22,6	1,45
56	95/16	15,7	22,2	1,34
67	70/11	23	23,9	1,37
71	2х70/11	9,35	9,7	2,22
18	120/19	14,2	24,4	1,5
84	70/11	18,7	19,4	1,11

Табл 4.6 Сечения, сопротивления и проводимости линий схемы 5

На основе уточнённых данных о линиях производим точный расчёт потокораспределения в сети с помощью программы RASTR.

Табл 4.7 Точное потокораспределение для 4-й схемы сети



Табл 4.7 Точное потокораспределение для 5-й схемы сети

5. Разработка однолинейной схемы сети

При выборе наилучшего варианта сети необходимо учитывать не только стоимость линий, но и стоимость оборудования подстанций. Они выбираются на основании уточнённой конфигурации сети, принятого номинального напряжения сети и выбранного числа трансформаторов. При этом решающими факторами являются количество присоединений (линий и трансформаторов), требования надёжности и возможности перспективного развития.

Количество линий, отходящих от шин каждого напряжения данной подстанции можно определить по заданной общей мощности потребителей на шинах высшего, среднего и низшего напряжений.

Исходя из мощности нагрузки в узле и структуры сети рассмотрим количество присоединений на стороне ВН и НН трансформаторных подстанций для двух наиболее предпочтительных вариантов. Результат сведём в таблицы 5.1 и 5.2

№ узла (4 схема)	Количество радиальных линий от шин высшего и низшего напряжения подстанций.
	ВН (110 кВ )	НН (10 кВ)
1	4	-
2 (14 МВт)	3	7
3 (12 МВт)	3	4
4 (31 МВт)	2	11
5 (44МВт генер.)	2	-
6 (20 МВт)	2	7
7 (24 МВт)	4	8
8 (15 МВт)	2	5

(Схему системы берём как такую же, как основные схемы подстанций и дальше просто ну такая же она... как и электростанция собственно…)

№ узла (4 схема)	Количество радиальных линий от шин высшего и низшего напряжения подстанций.
	ВН (110 кВ )	НН (10 кВ)
1	3	-
2 (14 МВт)	2	7
3 (12 МВт)	2	4
4 (31 МВт)	3	11
5 (44МВт генер.)	2	-
6 (20 МВт)	2	7
7 (24 МВт)	2	8
8 (15 МВт)	2	5

При использовании мостиковых схем подстанции применялись мостиковые схемы с выключателями, как более надёжные и современные.

Для узлов схемы 4 выбираем следующие схемы подстанций: схемы с одиночной секционированной и обходной системой шин и совмещённым секционным и обходным выключателем. Ну и везде их применяем да и всего делов. И рисуем схему в акаде.

6. Технико-экономическое сравнение вариантов сети

Сопоставляемые варианты электрической сети отличаются друг от друга конфигурацией схемы сети, числом цепей, марками и сечениями проводов и протяженностью линий на отдельных участках, типом подстанций в одноименных узлах. У них могут быть различия в номинальных напряжениях, надежности электроснабжения, величине напряжений в узлах и т.п. В силу этих обстоятельств у рассматриваемых вариантов будут неодинаковые потери мощности и электроэнергии. Для их осуществления потребуются разной величины капитальные затраты.

Из этого перечня факторов вытекает, что для сопоставления вариантов сети необходимо использовать какой-то перечень критериев, т.е. реализовать многокритериальный подход. Но. к сожалению, многим из указанных факторов трудно дать количественную оценку. Поэтому на практике используют однокритериальный способ сопоставления вариантов. В практике проектирования сопоставляют варианты по одному целевому критерию - приведенным затратам.

Предпочтение отдают тому варианту, приведенные затраты у которого наименьшие.

В общем случае при записи формулы приведенных затрат варианта сети учитывается фактор времени, если сеть не может быть построена за короткий срок (1 год). Электросетевые объекты, подобные проектируемым, как правило, сооружаются на 1-2 года. Поэтому фактор времени здесь можно не учитывать.

Стоимость линий:. Приведём таблицы входных данных для расчёта.

Номер ветви схемы	Длина линии, км	Марка и сечение пр. и кол. цепей	Удел стоимость, тыс. руб/км	Полная стоимость линий, тыс.руб.
1-2	48.72	2х95/16	17,8	867,2
2-3	43.68	120/19	11,4	498
3-4	38.64	70/11	12,0	463,7
4-5	53,76	150/24	11,7	629
5-6	51.24	95/16	12,0	614,9
6-7	53.76	70/11	12,0	645,1
7-1	43.68	2х120/19	18,1	790,6
7-8	62.16	95/16	12,0	745,9
8-3	36.96	70/11	12,0	443,52

Табл. 6.1 Стоимости линий варианта 4 схемы электрической сети

Вычислим капитальные затраты на линии для 4-й схемы сети:

Аналогичный расчёт проведём для 5-го варианта сети:

Номер ветви схемы	Длина линии, км	Марка и сечение пр. и кол. цепей	Удел стоимость, тыс. руб/км	Полная стоимость линий, тыс.руб.
1-2	48.72	150/24	11,7	570
2-3	43.68	70/11	12,0	524,16
3-4	38.64	70/11	12,0	463,68
4-5	53,76	150/24	11,7	628,99
5-6	51.24	95/16	12,0	614,88
6-7	53.76	70/11	12,0	645,12
7-1	43.68	2х70/11	17,8	777,5
1-8	57.12	120/19	11,4	651,17
8-4	43.68	70/11	12,0	524,16

Табл. 6.2 Сравнительная таблица стоимости линий 5 схемы

Вычислим капитальные затраты на линии для 5-й схемы сети: Отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание (2, с315):

Капитальные затраты на сооружение подстанций вычисляем по формуле:

- Стоимость трансформаторов на i-й подстанции, принимаем по таблице 9 18 (2, с.336)

- Стоимость распределительного устройства подстанции, тыс. руб. принимаем по данным (2, с. 333 табл. 9.14) для типовых подстанций.

Для применяемых в проектируемой в данной работе сети схем подстанций с одной секционированной и обходной системой шин и/или РУ с секционированной системой шин:

Количество ячеек на данной подстанции умножается на стоимость одной ячейки.

- постоянная часть затрат на i-ю подстанцию, тыс.руб. Эта часть затрат включается исходя из вида подстанции. Принимаем по обобщённым данным (2, с.343, табл.9.3)

- стоимость дополнительного оборудования, тыс.руб. В неё входят стоимость компенсирующих устройств, устройств для ограничения токов короткого замыкания, катушек для компенсации емкостных токов, если таковые имеются.

Расчёт представим в виде таблиц:



№ узла	Стоимость трансформаторов, тыс. руб.	Стоимость распределительных устройств, тыс.руб.	Постоянная часть затрат, тыс.руб.	Полная стоимость п/с, тыс.руб.
1	-	-	-	-
2	54	120	210	384
3	54	210	290	509
4	84	120	210	414
5	-	-	-	-
6	63	120	210	393
7	84	210	290	619
8	63	120	210	393

Табл. 6.3 Стоимость подстанции для варианта 4 схемы сети

№ узла	Стоимость трансформаторов, тыс. руб.	Стоимость распределительных устройств, тыс.руб.	Постоянная часть затрат, тыс.руб.	Полная стоимость п/с, тыс.руб.
1	-	-	-	-
2	54	120	210	884
3	54	120	210	384
4*	84	210	290	839
5	-	-	-	-
6	63	120	210	393
7	84	120	210	414
8	63	120	210	393
*в состав П/С в 4 и 2 узлах входит КУ расчётной стоимостью 300 тыс. руб.

Табл. 6.3 Стоимость подстанции для варианта 5 схемы сети

В ОРУ с секционированной системой шин применены масляные выключатели, как более дешёвые.

Суммарные стоимости подстанций для двух вариантов сети:

Потери электроэнергии холостого хода в системе:

Составляющую затрат потерь в линиях на корону не учитываем, так как в сети отсутствуют линии напряжением 220 кВ и выше. Потери активной мощности в стали трансформаторов:

Составим таблицы параметров линий и трансформаторов для удобства определения потерь холостого хода и нагрузочных.

Линия	Марка и сечение провода	r, Ом	x, Ом	b, См
12	2х95/16	7,45	10,55	2,74
23	120/19	10,88	18,65	1,16
34	70/11	16,54	17,2	0,985
45	150/24	10,6	22,6	1,45
56	95/16	15,7	22,2	1,34
67	70/11	23	23,9	1,37
71	2х120/19	5,45	9,3	2,32
78	95/16	19	27	1,6
38	70/11	15,8	16,4	0,94

Табл 6.4 Сечения, сопротивления и проводимости проводов линий схемы 4

Линия	Марка и сечение провода	r, Ом	x, Ом	b, См
12	150/24	9,65	20,5	1,3
23	70/11	18,7	19,4	1,11
34	70/11	16,5	17,2	0,985
45	150/24	10,6	22,6	1,45
56	95/16	15,7	22,2	1,34
67	70/11	23	23,9	1,37
71	2х70/11	9,35	9,7	2,22
18	120/19	14,2	24,4	1,5
84	70/11	18,7	19,4	1,11

Табл 6.5 Сечения, сопротивления и проводимости проводов линий схемы 5

№ уч.	Тип и мощность
2-10	2хТДН-16000/110	4,38/2	86,7/2	0,0852	0,1122
3-11	2хТДН-10000/110	7,95/2	139/2	0,0142	0,0702
4-12	2хТДН-25000/110	2,54/2	55,9/2	0,0192	0,1752
6-13	2хТДН-16000/110	4,38/2	86,7/2	0,0852	0,1122
7-14	2хТДН-25000/110	2,54/2	55,9/2	0,0192	0,1752
8-9	2хТДН-16000/110	4,38/2	86,7/2	0,0852	0,1122

Табл 6.6 Сопротивления и потери в трансформаторах (для двух схем идентичны)

По приведенным в таблицах данным вычислим потери энергии холостого хода:

Далее вычислим нагрузочные потери в сети. Для этого преобразуем схему электрической сети для ввода в программу RASTR, заменяя трансформаторы соответствующими линиями с эквивалентными сопротивлениями.

По результатам расчёта в RASTR получены значения нагрузочных потерь:

№ Схемы	4	5
Потери в линиях:	5,120 МВт	3,817 МВт
Потери в тр-рах:	0,521 МВт	0,459 МВт
Сумма:	5,641 МВт	4,275 МВт

Табл. 6.7 Суммарные потери в энергосистеме для двух предпочтительных вариантов.

Вычислим время потерь в энергосистеме . Вычислим среднее значение времени использования максимума активной нагрузки по всей энергосистеме:

ч

По графической зависимости 2, Стр. 181 находим , после чего по кривым 2, Стр 317 принимая находим стоимость потерь электроэнергии в системе:

Нагрузочные потери электроэнергии составят:

По полученным данным можем рассчитать приведенные затраты для двух вариантов сети:

По критерию минимума приведенных затрат принимаем 5 вариант схемы сети как основной. Дальнейший расчёт производим по схеме 5-го варианта сети.

7. Выбор средств для регулирования напряжения и проверка действительных напряжений во всех точках сети

Для выбора ответвлений трансформаторов в узлах нагрузок необходимо произвести расчёт сети в трёх режимах - режиме максимальных нагрузок, режим минимальных нагрузок и наиболее тяжёлый послеаварийный режим. На этом этапе предполагается, что наиболее удачный вариант структуры сети уже выбран. Необходимо лишь проверить её работоспособность и управляемость и уточнить значения режимных параметров по фактическим параметрам её элементов.

Необходимо создать желаемые режимные параметры для наиболее характерных режимов работы сети: Наибольших и наименьших нагрузок. Важно также рассмотреть наиболее тяжёлые послеаварийные режимы.

Для каждого из расчётных режимов изобразим схему с указанием мощностей в узлах и обозначением отключенных линий (для послеаварийных режимов) а также с нанесёнными напряжениями в узлах и выбранными ответвлениями трансформаторов.

8. Расчёт режима максимальных нагрузок

Расчёт проводим с помощью программы RASTR. Для расчёта заменяем трансформаторы линиями с эквивалентными активными и индуктивными сопротивлениями. Во входных данных в программе RASTR в схему вводятся новые узлы и нагрузка смещается за сопротивления трансформаторных участков.



Табл. 8.1 Результаты расчёта режима максимальных нагрузок

Оценим максимальную потерю напряжения в данном режиме:

Как видим, в режиме максимальных нагрузок напряжение в сети не выходит за пределы допустимого.

Расчёт режима минимальных нагрузок.

Режим минимальных нагрузок - режим работы энергосистемы, когда уровень потребления активной или реактивной мощности в энергосистеме достигает своего минимума.

По условию величина нагрузок в режиме минимальных нагрузок в рассматриваемой энергосистеме равна

Произведём расчёт режимных параметров сети в режиме минимальных нагрузок по программе RASTR.

Табл. 8.2.1 Результаты расчёта режима минимальных нагрузок

При минимальных нагрузках в узлах отклонения напряжения не выходят из допустимых пределов. Токи в ветвях не превышают максимально допустимые для проводов соответствующих линий.

Расчёт послеаварийного режима.

Произведём расчёт послеаварийного режима. Смоделируем аварию на одной из линий, в результате которой повреждённая линия отключается средствами защиты. Параметры электрической сети не должны выходить за пределы допустимых значений в тяжёлых послеаварийных режимах. Рассмотрим случай с отключением наиболее нагруженной ветви (27,5 МВт в режиме наибольших нагрузок) как наиболее тяжёлый послеаварийный режим:

Табл. 8.2.3 Результаты расчёта послеаварийного режима

В наиболее тяжёлом послеаварийном режиме в узлах нагрузки обеспечивается допустимый уровень напряжения.

Выбор ответвлений трансформаторов с РПН.

Установленные на подстанциях трансформаторы имеют на обмотке высокого напряжения устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Если известно приведенное к высокой стороне трансформатора напряжение на шинах низшего напряжения подстанции , то можно определить желаемое (расчётное) напряжение регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора:

Где - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора; - желаемое напряжение, которое необходимо поддерживать на шинах низшего напряжения в различных режимах работы сети (1,05 для режима наибольших нагрузок и послеаварийного режима и в режиме наименьших нагрузок). -номинальное напряжение сети.

Для сетей с номинальным напряжением 10 кВ соответствующие значения составляют 10.5 и 10 кВ. Если в послеаварийных режимах невозможно добиться напряжения 1.05 , то допустимо его снижение, но не ниже, чем до

Применение трансформаторов с РПН позволяет изменять регулировочное ответвление без их отключения. Поэтому следует определять напряжение регулировочного ответвления раздельно для наибольшей и наименьшей нагрузки. Время возникновения аварийного режима неизвестно, поэтому считаем, что он возникает в режиме наибольших нагрузок. С учётом сказанного регулировочное ответвление трансформатора определяется по формулам:

Для режима наибольших нагрузок:

Для режима наименьших нагрузок:

Для послеаварийного режима:

По найденному значению расчётного напряжения регулировочного ответвления выбирают стандартное ответвление с напряжением, ближайшим к расчётному. Для этого полезно предварительно рассчитать напряжения, соответствующие каждому ответвлению обмотки высокого напряжения трансформатора.

Номер ответвления	Добавка напряжения, %	Напряжение ответвления , кВ
1	+16,02	133,4
2	+14,240	131,4
3	+12,46	129,3
4	+10,68	127,3
5	+8,9	125,2
6	+7,12	123,2
7	+5,34	121,1
8	+3,56	119,1

Табл. 8.4.1 Напряжения ответвлений обмотки ВН трансформатора

9	+1,78	117,0
10	0	115,0
11	-1,78	113,0
12	-3,56	110,9
13	-5,34	108,9
14	-7,12	106,8
15	-8,9	104,8
16	-10,68	102,7
17	-12,46	100,7
18	-14,24	98,6
19	-16,02	96,6

Табл. 8.4.1 Продолжение

Найденные напряжения выбранных регулировочных ответвлений для различных режимов для режима максимальных нагрузок и послеаварийного и для режима минимальных нагрузок. Тогда действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанции составят в режиме:

Наибольших нагрузок

Наименьших нагрузок

Послеаварийном режиме

Найденные таким обр...