Проектирование развития и анализ установившихся режимов электрической сети 110 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Район по скоростным напорам ветра 3

Район по толщине стенки гололеда 3

Среднемесячная температура воздуха в осенне-зимний сезон +5 С Коэффициент попадания в максимум энергосистемы kм = 1

Материал опор - ЖБ

Узел	Sнб, МВА	Tнб.у, ч/год	сos ?	Sнм / Sнб, о.е.	Категор. надежн. %
	НН	СН		НН	СН	НН	СН	I	II	III
1	14	-	2900	0,93	-	0,4	-	30	55	15
2	11	11	7100	0,93	0,89	0,5	0,4	25	55	20
3	22	-	график	0,93	-	0,5	-	30	45	25
4	15	15	4500	0,93	0,89	0,4	0,5	25	55	20
5	30	-	график	0,93	-	0,4	-	30	55	15
6	18	-	3500	0,93	-	0,5	-	55	45	0
А	40	-	0,85	0,5	-	-	-

А: КЭС 110/330 кВ с блоками 4 x 200 + 2 x 300 МВт и автотрансформаторами

2 x 200 МВА

Электрическая нагрузка узлов 3, 5

100	70	80	60	70	50	60	50	70	90	90	100
100	90	70	50	60	40	40	60	70	80	90	100

1. Проектирование развития и анализ установившихся режимов электрической сети 110 кВ

Технико-экономические расчеты для выбора оптимального варианта развития электрической сети.

Исходные данные для разработки проекта развития системы электрической сети приведенные в бланке задания.

На первом этапе проектирования для заданного расположения источников питания и потребителей, было намечено пять вариантов развития электрической сети, что основываются на рекомендующих нормами технологического проектирования энергетических систем и электрических сетей 35 кВ и выше (НТП ЕС) [1] схемах построения электрических сетей разных номинальных напряжений.

Из намеченных вариантов развития электрической сети на основании сравнения длин линий в одно цепном выполнении L', числа ячеек выключателей ОРУ ВН ПС и ИП nком выбраны, два наиболее целесообразных (L' и nком имеют наименьшее значение), что подлежат более подробному технико-экономическому сравнению. Эти варианты развития электрической сети представлены на плакате 1 графической части работы. Для избранных к последующему рассмотрению вариантов, составленные балансы активной и реактивной мощностей, с целью определения, необходимости установки устройств, которые компенсируют (КУ), их мощности и размещения в сети. Поскольку расчетами балансов установлено, что ?Qг > ?Qп, то дополнительных источников реактивной мощности в проектируемой электрической сети не нужно.

Определение потоков мощности в режиме годового максимума электрических нагрузок для вариантов развития электрической сети, выполнено по формулам, которые базируются на законах Кирхгофа при допущениях однородности сетей, которые рассчитываются, отсутствием потерь мощности в элементах сети и равенства номинальному напряжению в узловых точках сети. Определение потоков мощности в характерных послеаварийных режимах (отключение главных участков) выполнено при тех же допущениях.

Полученные в расчетах нормальных режимов значения потоков мощности позволили обосновать самое выгодное номинальное напряжение и определить сечение проводов линий вариантов развития электрической сети. Значения потоков мощности в послеаварийных режимах позволили определить приемлемость выбранных сечений проводов и конфигурации вариантов развития электрической сети в устоявшихся режимах.

Обоснование самого выгодного напряжения проведено по формуле Uек = 1000/v(500/L + /P), что дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений переменного тока в диапазоне 35-1150 кВ [2]. Получены значения номинальных напряжений для обоих вариантов развития электрической сети уровня 110 кв. Сечения проводов линий определенные, методом экономических интервалов, которые являются наиболее современным и точным при выборе сечений ВЛ 35?750 кВ [2].

Оценка приемлемости избранных сечений проводов и конфигурации вариантов развития энергетической системы в установившихся режимах выполнена по:

1) допустимым длительным токам нагрузок (Iнб Iдоп', де Iнб - наибольший ток линии в устоявшихся режимах; Iдоп - допустимая длительная токовая нагрузка проводов линии с учетом фактической температуры воздуха в период годового максимума электрической нагрузки);

2) достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из РПН (Uнб Uдоп, где Uнб - наибольшая потеря напряжения в установившихся режимах; (Uдоп - допустимая потеря напряжения в установившихся режимах, регламентированная напряжением ИП, диапазоном РПН, отклонениями напряжения, у потребителей).

Примечание. Поскольку мощность ИП достаточна для покрытия нагрузки потребителей электрической сети, то вопросы поддержки частоты в работе не рассматривались и показателями качества электроэнергии служили значения отклонения напряжения у потребителей, обеспечиваемые, в первую очередь, регулировкой коэффициентов трансформации трансформаторов из РПН.

Выполненные расчеты и проверки показали, что варианты развития электрической сети в одинаковой мере удовлетворяют техническим требованиям, предлагаемым к системам электроснабжения: являются взаимозаменяемыми и обеспечивают одинаковый энергетический эффект, то есть одинаковый полезный отпуск электроэнергии потребителям при заданном режиме потребления (мощности нагрузки).

Выбор окончательного варианта развития электрической сети проводился с учетом технико-экономических требований, которые сводятся к достижению наименьшей стоимости передачи электроэнергии, то есть снижению капитальных вложений в объекты электрической сети и уменьшению ежегодных расходов на их эксплуатацию.

Согласно [3], при сопоставлении вариантов в задачах, которым не нужное определение общей эффективности и в какие доходы идентичные во всех вариантах, сравнительная эффективность может оцениваться путем сопоставления расходной части интегрального эффекта (суммарных дисконтированных расходов) Зд.с.

Для статических задач, в которых строительство электрической сети ведется не более одного года и текущие показатели постоянны в течение всего расчетного периода

Зд.с = Кс + Ис'/Е (1.1)

где Кс - капитальные вложения в электрическую сеть, обусловленные по укрупненным показателям стоимости элементов электрических сетей;

Ис' - годовые расходы, которые определяются без учета амортизационных отчислений на реновацию;

Е - реальная (чистая) норма дисконта, принятая в расчетах на перспективу равной 0,1.

В свою очередь

Кс = Кл + Кп, (1.2)

где Кл и Кп - капитальные вложения в линии и подстанции сети;

Ис' = Иор.с + ИWс; (1.3)

Иор.с = Иор.л + Иор.п; (1.4)

ИWс = ИWл + ИWп; (1.5)

где Иор.с, Иор.л и Иор.п - затраты на эксплуатацию, которые отвечают годовым расходам на техническое обслуживание и ремонт сети, линий и ПС;

ИWс, ИWл и ИWп - стоимость потерь электроэнергии в сети, линиях, и на ПС.

При выполнении расчетов, связанных с определением оптимального варианта, стоит учитывать только разные элементы и показатели сети. Да, при сравнении вариантов сети одного номинального напряжения должны учитываться:

1) Кл и соответствующие им Иор.л при разных трассах, длинах, числе цепей, пересечениях линий;

2) Кврп.в, Кпост и соответствующие им Иор.п при разных схемах ОРУ ВН ПС и ИП и значениях номинальных напряжений ПС;

3) ИДWл всех линий сети.

При одинаковой нагрузке узлов сети сопоставления вариантов осуществляется без учета стоимости потерь электроэнергии на ПС. Тогда на основе формул (1.3) - (1.5) получаем:

Ис' = Иор.л + Иор.п + ИWл. (1.6)

Все экономические показатели сравниваемых вариантов электрической сети должны определяться по одинаковым источникам в ценах одного уровня.

Для сравнимости результатов расчетов затраты по вариантам сети определяются по одному источнику [2].

При расчетах используются приведенные ранее и следующие формулы и величины.

Капитальные вложения в линии:

Кл = к0L; (1.7)

где к0 - стоимость сооружения 1 км линии соответствующего напряжения, материала опор, района, по гололеду, пересечению проводов;

L - длина линии.

Капитальные вложения в элементы, которые учитываются при сравнении, ПС и ИП:

Кп' = Кврп.в + Кпост, (1.8)

где Кврп.в - стоимость сооружения ОРУ ВН ПС и ИП;

Кпост - постоянная часть расходов по ПС.

Годовые расходы на техническое обслуживание и ремонт линий:

Иор.л = бор.лКл, (1.9)

где бор.л - ежегодные расходы на техническое обслуживание и ремонт линий, в отн.ед. стоимости основных фондов по линиям сети; для линий 110 кВ

бор.л = 0,012 [3].

Годовые расходы на техническое обслуживание и ремонт ПС и ИП:

Иор.п = бор.пSКп', (1.10)

где бор.п - ежегодные расходы на техническое обслуживание и ремонт ПС и ИП, в отн.ед. стоимости основных фондов по ПС и ИП; для ПС 110 кВ бор.п = 0,024 [3].

Стоимость потерь электроэнергии в линиях:

ИWл = SWлв'; (1.11)

Wл = 3nцепІл2Rлфл10-6, (1.12)

где Іл - ток в линии (на одну цепь) в режиме максимума электрической нагрузки сети;

Rл - активное сопротивление линии (на одну цепь);

фл - годовое время наибольших потерь в линии;л = f(Тнб.л) может быть определено по формуле:

? (0,124 + Tнб / 104)2 • 8760; (1.13)

в'- удельная стоимость нагружающих потерь в линиях, ровная среднему тарифу на электроэнергию на входе в электрические сети 110 (150) кВ и ниже; в' = 4,0510-2 д.е./(МВтч) [3].

Результаты определения оптимального варианта развития электрической сети заносятся в табл. 1.1. Согласно данным табл. 1.1 варианту № 4 развитию электрической сети, отвечает условие минимума расходной части интегрального эффекта, то есть:

Зд.с > min (1.14)

Таблица 1.1 Определение оптимального варианта развития электрической сети

Величина	Вариант 2	Вариант 4
Uном, кВ	110	110
еКл, д.е.	3002,94	3501,6
еКп', д.е.	1730	1954
Иор.л, д.е.	36,04	42,02
Иор.п, д.е.	41,52	46,9
ИWл, д.е.	207	83
Кс, д.е.	4732,94	5627,6
Ис', д.е.	284,56	171,92
Е, о.е.	0,1
Зд.c, д.е.	7578,54	7346,8

1.1 Анализ установившихся режимов оптимального варианта развития электрической сети

Нагрузки узлов электрической сети, района в установившихся режимах приведенные в табл. 1.2, а расчетные данные линий электрической сети района в табл. 1.3.

Номинальные мощности двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов ПС 1-6 (табл. 1.4) рассчитываются по формулам:

Sн.т Sнб / 2; Sн.т Sпа / 1,4, (1.15)

где Sнб и Sпа отвечают мощностям на стороне ВН трансформаторов.

Коэффициенты загрузки трансформаторов рассчитаны по формулам:

kнор = Sнб /(Sн.тnт), kпа = Sпа /Sн.т, (1.16)

не превышает допустимые пределы (kнор < 1, kпа < 1,4).

Таблица 1.2 Нагрузка узлов оптимального варианта развития электрической сети

Узел	Режим годового максимума нагрузок
	Sн, МВА	Pн, МВт	Qн, Мвар	Sс, МВА	Pс, МВт	Qс, Мвар	Sв, МВА	Pв, МВт	Qв, Мвар
1	14	13,02	5,18	---	---	---	14	13,02	5,18
2	11	10,23	4,07	11	9,79	5,06	22	20,02	9,13
3	22	20,46	8,14	---	---	---	22	20,46	8,14
4	15	13,95	5,55	15	13,35	6,9	30	27,3	12,45
5	30	27,9	11,1	---	---	---	30	27,9	11,1
6	18	16,74	6,66	---	---	---	18	16,74	6,66
А	40	34	2,2	---	---	---	40	34	21,2
1	5,6	5,21	2,07	---	---	---	5,6	5,21	2,07
2	5,5	5,12	2,04	4,4	3,92	2,02	9,9	9,04	4,06
3	11	10,23	4,07	---	---	---	11	10,23	4,07
4	6	5,58	2,22	7,5	6,68	3,45	13,5	12,26	5,67
5	12	11,16	4,44	---	---	---	12	11,16	4,44
6	9	8,37	3,33	---	---	---	9	8,37	3,33
А	16	13,6	8,48	---	---	---	16	13,6	8,48
1	11,9	11,08	4,4	---	---	---	11,9	11,08	4,4
2	8,8	8,18	3,26	8,8	7,83	4,05	17,6	16,02	7,31
3	16,5	15,35	6,11	---	---	---	16,5	15,35	6,11
4	12	11,16	4,44	12	10,68	5,52	24	21,84	9,98
5	22,5	23,72	9,44	---	---	---	25,5	23,71	9,44
6	18	16,74	6,66	---	---	---	18	16,74	6,66
А	40	34	21,2	---	---	---	40	34	21,2

Таблица 1.3 Расчетные данные линии электропередачи

Линия	L, км	nцеп(F), шт.(мм2)	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл, 10-6 См	Qзар, Мвар
Б3	22,5	1(240/32)	2,7	9,11	63,23	0,84
34	31,88	1(120/19)	7,94	13,61	84,8	1,13
Б2	22,5	1(185/29)	3,65	9,29	61,88	0,83
24	45	1(120/19)	11,21	19,22	119,7	1,6
А1	26,25	1(120/19)	6,54	11,21	69,83	0,93
14	38,13	1(120/19)	9,49	16,28	101,43	1,35
А5	19,38	1(240/32)	2,83	7,85	54,5	0,73
54	26,88	1(120/19)	6,69	11,5	71,5	0,95
Б6	19,38	2(120/19)	4,83*	8,28*	51,55*	0,69

Таблица 1.4 Выбор трансформаторов ПС электрической сети

ПС	Хар. ПС	Sнб, МВА	Sпа, МВА	Sнб/2, МВА	Sпа /1,4, МВА	Sн.т, МВА	Тип трансформатора	kнор, о.е.	kпа, о.е
1	2об	14	11	9	8,5	10	ТДН 10000/110	0,7	1,19
2	3об	22	17.6	11	12,6	16	ТДТН 16000/110	0,7	1,1
3	2об	22	16.5	11	11,7	16	ТДН 16000/110	0,7	1,03
4	3об	30	24	15	17,1	25	ТДТН 25000/110	0,6	0,96
5	2об	30	25.5	15	18,2	25	ТРДН 25000/110	0,6	1,02
6	2об	18	18	9	12,9	16	ТДН 16000/110	0,6	1,13

Основные технические данные двух и трехобмоточных трансформаторов ПС 1-6 данные в табл. 1.5.

Определение числа включенных трансформаторов ПС в режиме минимума электрических нагрузок выполнено по соотношениям(табл. 1.6):

nт = 1 при

Sразрнм < Sкрит;

nт = 2 при

Sразрнм > Sкрит, (1.17)

Sкрит = Sн.т(2Рх /Рк); Sразрнм = ((Sннм)2 + (Sннм•Sснм) + (Sснм)2).

Таблица 1.5 Основные технические данные трансформаторов ПС электрической системы

Узел (ПС)	Тип трансформатора	Uн.в, кВ	Uн.с, кВ	Uн.н, кВ	uкв-с, %	uкв-н, %	uкс-н, %
1	ТДН 10000/110	115	---	11	---	10,5	---
2	ТДТН 16000/110	115	38,5	10,5	10,5	17	6
3	ТДН 16000/110	115	---	11	---	10,5	---
4	ТДТН 25000/110	115	38,5	10,5	10,5	17,5	6,5
5	ТРДН 25000/110	115	---	10,5/10,5	---	10,5	---
6	ТДН 16000/110	115	---	11	---	10,5	---
Узел (ПС)	ДPх, кВт	ДQх, кВар	ДPк, кВт	Rв /Rт, Ом	Rс, Ом	Rн, Ом	Xв /Xт, Ом	Xс, Ом	Xн, Ом	Gт, 10-6 Cм	Вт, 10-6 Cм
1	14	70	60	7,95	---	---	139	--	---	1,06	5,29
2	23	160	100	2,6	2,6	2,6	88,9	0	52	1,74	12,1
3	19	112	85	4,38	---	---	86,7	--	---	1,44	8,47
4	31	175	140	1,5	1,5	1,5	36,9	0	35,7	2,34	13,23
5	27	175	120	2,54	---	---	55,9	--	---	2,04	13,23
6	19	112	85	4,38	---	---	86,7	--	---	1,44	8,47

Примечание. Регулировка напряжения трансформаторов осуществляется за счет РПН ± 9Ч1,78 % в нейтрали ВН и ПБВ ±2Ч2,5 % на стороне СН.

Таблица 1.6 Определение числа включенных трансформаторов ПС в режиме минимума электрической нагрузки

ПС	Sрасчнм, МВА	Sн.т, МВА	Рх, кВт	Рк, кВт	Sкрит, МВА	nт, шт.
1	5,6	10	14	60	6,8	1
2	8,6	16	23	100	10,9	1
3	11	16	19	85	10,7	2
4	11,7	25	31	140	16,6	1
5	12	25	27	120	16,7	1
6	9	16	19	85	10,7	1

Для заданной в узле «А» КЕС 110-330 кВ с генераторами 4 Ч 200 + 2 Ч 300 МВт на основе данных [2] на стороне 110 кв принятая схема ОРУ «Две рабочие и обходная система шин» (шифр схемы 110-7), а на стороне 330 кВ - «Полтора выключателя на присоединение» (шифр схемы 330-11). Соединение ОРУ 110-330 кВ осуществляется автотрансформаторами связи 2хАТДЦТН - 330/110. Основные технические данные турбогенераторов КЕС приведены в табл. 1.7

Таблица 1.7 Основные технические данные турбогенераторов КЕС

Тип	Pн.г, МВт	Uн.г, кВ	Xd", о.е.	Xd', о.е.	Xd, о.е.	X2, о.е.	X0, о.е.
ТВВ-200-2а	200	15,75	0,180	0,272	2,106	0,220	0,1
ТГВ-300W	300	20	0,195	0,300	2,195	0,238	0,096

электрический сеть трансформатор

Примечание. соsг = 0,85. Основные технические данные двух обмоточных повышающих трансформаторов 110-330 кВ КЕС приведены в табл. 1.8. Основные технические данные автотрансформаторов связи 330-110 кВ КЭС приведены в табл. 1.9.

Таблица 1.8 Основные технические данные двух обмоточных, повышающих трансформаторов КЭС 110-330 кВ

Тип	Uн.в, кВ	Uн.н, кВ	uк, %	Pх, кВт	Pк, кВт	Qх, квар	Rт, Ом	Xт, Ом	Gт, 10-6 См	Bт, 10-6 См
ТДЦ-250000/110	121	15,75	10,5	200	640	1250	0,15	6,1	13,66	85,38
ТДЦ-400000/330	347	20	11	365	810	1600	0,6	33	3,03	13,29

Таблица 1.9 Основные технические данные автотрансформаторов связи 330/110 кВ КЭС

Тип	Uн.в, кВ	Uн.с, кВ	uк.в-с,	uк.в-н,	uк.с-н,	Pк, кВт	Pх, кВт
АТДЦТН-200000/330/110	330	115	10	34	22,5	600	180
Qх, квар	Rв, Ом	Rс, Ом	Rн, Ом	Хв, Ом	Xс, Ом	Хн, Ом	Gт, 10-6 См	Bт, 10-6 См
1000	0,8	0,8	2	58,5	0	126,6	1,65	9,18

Приведение нагрузки двух, трех обмоточных трансформаторов ПС, к стороне ВН выполнено по формулам (табл. 1.10):

двух обмоточные трансформаторы (рис. 1.1)

Sв' = Sн + Sт; Sв = Sв' + Sх·nт, (1.18)

Sт = ((Рн2 + Qн2)/Uном2)(Rт + jXт)/nт;

трех обмоточные трансформаторы (рис.1.2)

Sн' = Sн + Sн; Sc' = Sc + Sc; Sв'' = Sн' + Sc';

Sв' = Sв'' + Sв; Sв = Sв' + Sхnт, (1.19)

Sн = ((Рн2 + Qн2)/Uном2)(Rн + jXн)/nт;

Sс = ((Рc2 + Qc2)/Uном2)(Rс + jXс)/nт;

Sв = ((Рв''2 + Qв''2)/Uном2)(Rв + jXв)/nт.

Расчетная нагрузка узлов определена по формуле (табл.1.10):

Sp = Sв - jQзар /2. (1.20)

Определение параметров режима годового максимума электрической нагрузки выполнено методом итераций в три этапа. На первом этапе, при допущении отсутствия потерь мощности на участках и равенстве номинальных напряжений в узлах, определенные потоки мощности на главных участках по формулам метода расщепления сети, используемого для расчетов слабо-неоднородных сетей. Мощность на других узлах сети вычислялась по первому закону Кирхгофа. На втором этапе, при допущении равенства номинальных напряжений в узлах, определенные потоки мощности на участках сети с учетом потерь. Расчет выполнен от электрически наиболее удаленной от источника «Б» узла «А» (одной из точек потока-распределения). На третьем этапе, при заданном напряжении источника UБ = 1,1Uном.в, определены напряжения в узлах.

Определение параметров режима минимума электрической нагрузки выполнено методом итераций в два этапа. На первом этапе, при допущении отсутствия потерь мощности на участках и равенстве номинальных напряжение в узлах, определенные потоки мощности на участках. На втором этапе при заданном напряжении источника питания UБ = Uном.в, определены напряжения в узлах.

Определение параметров послеаварийных режимов выполнено методом итераций в два этапа. На первом этапе, при допущении равенства номинальных напряжение в узлах, определенные потоки мощности на участках с учетом потерь. На втором этапе, при заданном напряжении источника питания UБ = Uном.в, определены напряжения в узлах.

Параметры режимов годового максимума и минимума электрической нагрузки, а также характерного послеаварийного режима приведенные на плакате 1 графической части работы.

Таблица 1.10 Приведение нагрузок трансформаторов ПС к высшей стороне и определению расчетных нагрузок узлов

Узел	Режим	Sн, МВА	?Sн, МВА	Sн', МВА	Sc, МВА	?Sc, МВА	Sc', МВА
2	макс.	10,23+j4,07	0,013+j0,26	10,24+j4,33	9,79+j5,06	0,013+j0	9,803+j5,06
	мин.	5,12+j2,04	0,0078+j0,156	5,13+j2,2	3,92+j2,02	0,0052+j0	3,93+j2,02
	п/а.	10,23+j4,07	0,013+j0,26	10,24+j4,33	9,79+j5,06	0,013+j0	9,803+j5,06
4	макс.	13,95+ j5,55	0,015+j0,36	13,97+j5,91	13,35+j6,9	0,15+j0	13,4+j6,9
	мин.	5,58+ j2,22	0,0045+j0,11	5,59+j2,33	6,68+j3,45	0,0075+j0	6,7+j3,45
	п/а.	13,95+ j5,55	0,015+j0,36	13,97+j5,91	13,35+j6,9	0,15+j0	13,4+j6,9
Узел	Режим	Sв''; Sн, МВА	?Sв; ?Sт, МВА	Sв', МВА	Sв, МВА	Sp, МВА
1	макс.	13,02+j5,18	0,065+j1,13	13,09+j6,31	13,118+j6,45	13,118+j5,31
	мин.	5,21+j2,07	0,010+j0,36	5,22+j2,43	5,234+j2,5	5,234+j1,36
	п/а.	13,02+j5,18	0,065+j1,13	13,09+j6,31	13,118+j6,45	13,118+j5,31
2	макс.	10,23+j4,07	0,052+j0,89	20,1+j10,3	20,02+j9,13	20,02+j7,73
	мин.	5,12+j2,04	0,021+j0,711	9,08+j4,93	9,04+j4,06	9,04+j2,92
	п/а.	10,23+j4,07	0,052+j0,89	20,1+j10,3	20,02+j9,13	20,02+j7,73
3	макс.	20,46+j8,14	0,088+j1,73	20,46+j9,87	20,59+j10,11	20,59+j9,124
	мин.	10,23+j4,07	0,022+j0,43	10,25+j4,5	10,29+j4,72	10,29+j3,73
	п/а.	15,35+j6,11	0,044+j0,88	15,4+j6,99	15,44+j7,21	15,44+j6,64
4	макс.	13,95+j5,55	0,06+j2,3	27,5+j15,11	27,3+j12,45	27,3+j9,94
	мин.	5,58+j2,22	0,03+j1,14	12,32+j6,92	12,26+j5,67	12,26+j3,2
	п/а.	13,95+j5,55	0,06+j2,3	27,5+j15,11	27,3+j12,45	27,3+j9,94
5	макс.	27,9+j11,1	0,095+j2,07	28+j13,2	28,05+j13,52	28,05+j12,68
	мин.	11,12+j4,44	0,031+j0,67	11,2+j5,11	11,23+j5,29	11,23+j4,45
	п/а.	27,9+j11,1	0,095+j2,07	28+j13,2	28,05+j13,52	28,05+j12,68
6	макс.	16,74+j6,66	0,066+j1,3	16,81+j7,96	16,84+j8,18	16,84+j7,51
	мин.	8,37+j3,33	0,031+j0,61	8,4+j3,94	8,42+j4,05	8,42+j3,41
	п/а.	16,74 + j6,66	0,066+j1,3	16,81+j7,96	16,84+j8,18	16,84+j7,84
А	макс.	---	---	---	34+j21,2	34+j22,03
	мин.	---	---	---	13,6+j8,48	13,6+j9,37
	п/а.	---	---	---	34+j21,2	84+j22,03

Рисунок 1.1 Схема замещения двухобмоточных трансформаторов

Рисунок 1.2 Схема замещения трехобмоточных трансформаторов

1.2 Регулирование напряжения в установившихся режимах оптимального варианта развития электрической сети

Задача регулирования напряжения складывается в обеспечении желаемого уровня напруг на вторичных шинах снижающих ПС Uн.ж, которое необходимо поддерживать по условиям качественного электроснабжения потребителей, обусловленной условиями встречной регулировки напряжения [1].

Выбранные в узлах сети понижающие двух, трехобмоточные трансформаторы имеют в своем распоряжении действующий способ регулировки напряжения в питающихся от ПС сетях, изменением коэффициентов трансформации с помощью устройств РПН.

Исходя из размещения устройств РПН в нейтрали обмотки ВН двохобмоточних трансформаторов табл. 1.11 заполненная результатами расчетов по формулам, приведенным в [4].

Таблица 1.11 Выбор ответвлений устройств РПН двух обмоточных трансформаторов

Величина	ПС 1	ПС 3
	Режимы	Режимы
	макс.	мин.	п/а.	макс.	мин.	п/а.
Uн.ж, кВ	10,5	10	10	10,5	10	10
nот.в	2	1	5	3	2	0
Uн.д, кВ	10,49	9,92	9,98	10,54	9,94	10,07
Vн, %	4,9	-0,8	-0,2	5,5	-0,6	0,7
Uн.ж, кВ	10,5	10	10	10,5	10	10
nот.в	0	-2	-2	4	1	7
Uн.д, кВ	10,44	10,03	10,08	10,48	10,01	9,93
Vн, %	4,4	0,3	0,8	4,8	0,1	-0,7

Таблица 1.12 Выбор ответвлений РПН и ПБВ трех обмоточных трансформаторов

Величина	ПС 4	ПС 5
	Режимы	Режимы
	макс.	мин.	п/а.	макс.	мин.	п/а.
Uс.ж, кВ	36,75	36,75
Uн.ж, кВ	10,5	10	10	10,5	10	10
nот.в	1	-3	2	-2	-4	-2
Uн.д, кВ	10,47	10,06	10,06	10,6	10,04	9,96
Vн, %	4,7	0,6	0,6	6,0	0,4	-0,4
nот.с	-1	-1
Uс.д, кВ	37,72	36,34	36,25	38,04	36,16	35,95
Vс, %	7,78	3,84	3,58	8,7	3,32	2,71

1.3 Расчет показателей надежности элементов схемы оптимального варианта развития электрической сети

В работе определено вероятное время отключения потребителей узла. Потому, что линии являются наименее надежными элементами электрической сети, расчет показателей надежности относительно узла 6 выполненный по схеме, которая включает только линии. Фрагмент схемы сети, упрощенная и преобразованная схемы расчета надежности узла приведены на плакате 1 графической части работы. В результате расчета было получено вероятное время отключения потребителей узла tпогаш.спож = 0,0128 ч./год.

1.4 Энергосберегающие мероприятие оптимального варианта развития электрической сети

Потери мощности (электроэнергии) в электрических сетях является одним из важных параметров установившихся режимов. Эффективность функционирования электрической сети, в значительной степени может быть достигнуто энергосберегающими мероприятиями.

В проекте рассматривается мероприятие по снижению потерь активной мощности (электроэнергии), которая заключается в увеличении расчетных сечений линий 110 кВ к максимальному значению (240 мм2), предусмотренному нормами технологического проектированию воздушных линий электропередачи 0,38-750 кВ.

При этом достигается снижение активного сопротивления проводов ВЛ, а также переход, от естественного потока-распределения, что отвечает неоднородной сети (Fi const), к экономической, соответствующей однородной сети (Fi = const).

Критерием эффективности является расходная часть интегрального эффекта (суммарные дисконтированные расходы) для линий сети обусловленная как:

Зд.л = Кл + Ил'/Е. (1.21)

Сравнение вариантов электрической сети при Fлi = Fэк и Fлi = 240 мм2 приводятся в табл. 1.13.

Таблица 1.13 Определение экономической эффективности энергосберегающего технического решения в электрической сети

Величина	Линии сети при Fл i = Fэк
	45	5А	А1	14	Б3	34	42	2Б	Б6
Lл, км	26,88	19,38	26,25	38,13	22,5	31,88	45	22,5	19,38
nцеп(F), шт.(мм2)	1(120/19)	1(240/32)	1(120/19)	1(120/19)	1(240/32)	1(120/19)	1(120/19)	1(185/29)	2(120/19)
к0, д.е.	13,1	15,1	13,1	13,1	15,1	13,1	13,1	13,8	20,4
Кл, д.е.	352,1	292,7	343,9	499,5	339,8	417,6	550,2	310,5	395,4
Кл, д.е.	3501,6
ор.л, о.е.	0,012
Иор.л, д.е.	42,02
Рл, МВт	0,02	0,17	0,13	0,003	0,41	0,25	0,22	0,4	0,07
Рл, МВт	1,7
л, ч/год	4855	4855	1501	1501	4681	3090	3090	677	1968
Wл, МВтч	97,11	825,4	195,2	4,5	1919	772,7	680	270,8	137,8
Wл, МВтч	4929,76
', д.е./ /(МВтч)	4,05·10-2
ИWл, д.е.	199,65
Ил', д.е.	241,67
Е, о.е.	0,1
Зд.л, д.е.	5918,3
Величина	Линии сети при Fл i = 240 мм2
	45	5А	А1	14	Б3	34	42	2Б	Б6
Lл, км	26,88	19,38	26,25	38,13	22,5	31,88	45	22,5	19,38
nцеп(F), шт.(мм2)	1(240/32)	2(240/32)
к0, д,е.	15,1	15,1	15,1	15,1	15,1	15,1	15,1	15,1	25
Кл, д.е.	406	293	396,4	575,8	339,8	481,4	679,5	339,8	484,5
Кл, д.е.	3996,2
ор.л, о.е.	0,012
Иор.л, д.е.	47,95
Рл, МВт	0,01	0,14	0,06	0,002	0,41	0,12	0,11	0,33	0,1
Рл, МВт	1,3
л, ч/год	4855	4855	1501	1501	4681	3090	3090	677	1968
Wл, МВтч	48,6	679	90,1	3,01	1919	370,9	340	223,4	196,8
Wл, МВтч	3871,8
', д.е./ /(МВтч)	4,05·10-2
ИWл, д.е.	156,81
Ил', д.е.	204,76
Е, о.е.	0,1
Зд.л, д.е.	6043,8

1.5 Определение основных технико-экономических показателей оптимального варианта развития электрической сети

Основные технико-экономические показатели линий 110 кв электрической сети принимаются из табл. 1.13.

Значения технико-экономических показателей ПС 110 кв электрической сети определяются с использованием следующих выражений и величин.

Шифры ОРУ ВН, СН и ЗРП НН ПС, принимаются по табл. А.3[4].

Количество линий, которые отходят, на стороне СН и НН ПС nл.с, nл.н определяются по табл. А.17 [4].

Стоимость ОРУ ВН, СН и ЗРП НН ПС Кврп.в, Кврп.с, Кзрп.н, находятся по табл. А.11[4].

Расчетная стоимость силовых трансформаторов ПС Кт берется из табл. А.16[4].

Постоянная часть расходов по ПС Кпост определяется по табл. А.12[4].

Капитальные вложения в ПС рассчитываются по формуле:

Кп = Кврп.в + Кврп.с + Кзрп.н + Кпост + Кт. (1.22)

Годовые расходы на техническое обслуживание и ремонт ПС вычисляются по формуле:

Иор.п = aор.п·УКп, (1.23)

Амортизационные отчисления на реновацию ПС рассчитываются как:

Иа.п = aа.пУКп, (1.24)

где а.п - норма амортизационных отчислений на реновацию ПС; для ПС 110 кВ а.п = 0,036 [3].

Потери мощности холостого хода в трансформаторах ПС находятся из табл. 1.5 по формуле:

?Pт" = 2?Pх, (1.25)

Потери энергии холостого хода в трансформаторах ПС вычисляются по формуле:

У?Wт" = У?Рт"Твкл, (1.26)

где Твкл - время включения трансформаторов ПС; Твкл=8760 ч/год. Стоимость потерь холостого хода в трансформаторах ПС рассчитывается как:

ИWт" = SWт"·", (1.27)

где " удельная стоимость потерь неженатого хода в трансформаторах;

" = (0,75 - 0,8) '.

Нагружающие потери мощности в трансформаторах ПС находятся из табл. 1.10 для условий режима максимума нагрузок по следующим формулам:

для двух обмоточных трансформаторов:

?Pт' = ?Pт, (1.28)

для трех обмоточных трансформаторов:

?Pт' = ?Pв + ?Pс + ?Pн, (1.29)

Нагрузочные потери энергии...