(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование развития электрической сети
ФГАОУ ВПО «Уральский Федеральный Университет имени первого Президента РФ Б.Н. Ельцина»
Уральский энергетический институт
Кафедра «АЭС»
Курсовой проект по дисциплине
Электроэнергетические системы и сети
Проектирование развития электрической сети
1. карта-схема района проектирования
2. Принципы разработки вариантов конфигурации сети
1. Обеспечение надежного электроснабжения потребителей.
2. Передача мощности по наиболее короткому электрическому пути от источника до потребителя- принцип минимальных потерь мощности.
3. Передача мощности по наиболее географически короткой сети — принцип минимальных капиталовложений.
4. Полная загрузка существующей сети.
5. Обеспечение качества электроэнергии на шинах потребителей.
Дополнительная информация:
— район проектирования — Урал;
— срок окупаемости объектов — 5 лет ;
— удельная стоимость потерь — 2 руб/кВтч;
— коэффициент приведения капитальных вложений к современным ценам = 70;
— Т мах = 4500 час;
— ТЭЦ работает в базе графика нагрузки ЭЭС.
Требуемые напряжения на шинах подстанций
Узел
31
41
51
71
81
91
Требуемое напряжение на шинах подстанции, кВ
10,2
10,5
10,2
10,5
10,5
10,2
3. Разработка балансов мощностей
Ориентировочный уровень потерь мощности в сети 110 кВ
Расход на собственные нужды электростанций :
Балансы активной мощности
Максимальный режим
Минимальный режим
Потребление системы
Потребление системы
Узел
Р,
МВт
?Р,
МВт
Р?,
МВт
Узел
Р,
МВт
?Р,
МВт
Р?,
МВт
3
16
0,64
16,64
3
9,6
0,38
9,98
4
50
2
52
4
30
1,2
31,2
5
19
0,76
19,76
5
11,4
0,46
11,86
7
42
1,68
43,68
7
25,2
1
26,2
8
37
1,48
38,48
8
22,2
0,89
23,09
9
24
0,96
24,96
9
14,4
0,58
14,98
Итого потребление
195,52
Итого потребление
117,31
Генерация системы
Генерация (ТЭЦ в базе графика нагрузки ЭЭС)
P,
МВт
Pсн, МВт
?Pтр, МВт
Pэкв,
МВт
P,
МВт
Pсн,
МВт
?Pтр, МВт
Pэкв,
МВт
3*100
3*10,8
3*0,5
266,1
3*100
3*10,8
3*0, 5
266,1
Избыток мощности
16,155
Избыток мощности
77.175
4. Варианты конфигурации сети
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Вариант 4
1. 5. Определение эквивалентных токов узлов
Выбор трансформаторов в узлах сети
№
ПС
Pн, МВт
cosц
Sн, МВА
Sн*0,7 МВА
Тип трансформатора
R, Ом
X, Ом
DPХ, МВт
DQХ, МВт
1
3-нагрузка
16
0.93
17,2
12,04
2ТДН-16000/110
4,38
86,7
0,019
0,112
2
4-нагрузка
50
0.90
55,55
38,88
2ТРДН-40000/110
1,4
34,7
0,036
0,26
3
5-нагрузка
19
0.91
20,88
14,62
2ТДН-16000/110
4,38
86,7
0,019
0,112
4
7-нагрузка
42
0.91
46,15
32,30
2ТРДН-40000/110
1,4
34,7
0,036
0,26
5
8-нагрузка
37
0.86
43,02
30,11
2ТРДН-40000/110
1,4
34,7
0,036
0,26
6
9-нагрузка
24
0,89
26,97
18,88
2ТРДН-25000/110
2,54
55,9
0,027
0,175
7
А-генерация
3*100
0.8
3*125
3*87,5
3ТРДЦН-125000/110
0,4
11,1
0,17
0,687
Определение токов в узлах сети 110 кВ Максимальный режим
№
Узел, трансформатор
Pн, МВт
Qн, Мвар
DPТ, МВт
DQТ, Мвар
DPХ, МВт
DQХ, Мвар
PЭ, МВт
QЭ, Мвар
SЭ, МВА
IЭ, А
3
2ТДН-16000/110
16
6,32
0,05
0,97
0,038
0,224
16,09
7,52
17,76
89,148
4
2ТРДН-40000/110
50
24,22
0,16
4,05
0,072
0,52
50,24
28,79
57,90
290,673
5
2ТДН-16000/110
19
8,66
0,07
1,43
0,038
0,224
19,11
10,31
21,71
109,013
7
2ТРДН-40000/110
42
19,14
0,11
2,79
0,072
0,052
42,18
21,98
47,57
238,815
8
2ТРДН-40000/110
37
21,95
0,10
2,43
0,072
0,52
37,17
24,90
44,74
224,619
9
2ТРДН-25000/110
24
12,30
0,07
1,54
0,054
0,35
24,12
14,18
27,98
140,492
а
3ТРДЦН-1250000/110
300
225
2,127
59,015
0,3
1,374
302,47
285,39
415,852
2087,76
Минимальный режим
№
Узел,
Pн, МВт
Qн, Мвар
DPТ, МВт
DQТ, Мвар
DPХ, МВт
DQХ, Мвар
PЭ, МВт
QЭ, Мвар
SЭ, МВА
IЭ,
A
3
2ТДН-16000/110
12,04
4,76
0,03
0,55
0,038
0,224
12,11
5,53
13,31
66,821
4
2ТРДН-40000/110
38,88
18,83
0,10
2,45
0,072
0,52
39,05
21,80
44,72
224,529
5
2ТДН-16000/110
14,62
6,66
0,04
0,85
0,038
0,224
14,70
7,73
16,61
83,388
7
2ТРДН-40000/110
32,3
14,72
0,07
1,65
0,072
0,052
32,44
16,42
36,36
182,534
8
2ТРДН-40000/110
30,11
17,87
0,06
1,61
0,072
0,52
30,25
19,99
36,26
182,031
9
2ТРДН-25000/110
18,8
9,63
0,04
0,94
0,054
0,35
18,90
10,92
21,83
109,583
а
3ТРДЦН-125000/110
300
225
2,127
59,015
0,34
1,374
302,467
285,389
415,852
2087,758
Длины ЛЭП:
Линия
L14
L15
L53
L48
L43
L3A
LA7
L13
LA9
L98
Длина, км
54
31
26
38
33
32
27
39
39
25
6. Выбор сечений линий электропередачи (вариант 1)
Максимальный режим
Минимальный режим
№
ЛЭП
l,
км
Iмак,
А
n
Iц,
А
FЭК
мм2
Сечение
Вид аварии
Iп/а,
А
Iдоп,
А
Решение
1
А7
27
283,6
max
2
141,8
135,35
2АС-120
Обр. 1ц
283,6
390
2АС-120
2
А9
39
168,9
max
2
84,45
80,6
2АС-120
Обр. 1ц
168,9
390
2АС-120
3
А3
32
1026,25
min
2
513,125
489,8
2АС-240
Обр. 1ц
1026,25
1210
3АС-240
4
53
26
68,9
max
2
34,45
32,9
2АС-120
Обр. 1ц
68,9
390
2АС-120
5
34
39
901,94min
2
450,97
430
2АС-240
Обр. 1ц
901,94
1210
3АС-240
6
48
38
183,9
min
2
91,95
87,7
2АС-120
Обр. 1ц
183,9
390
2АС-120
7
89
25
Обр.1ц
8
15
31
Обр.1ц
Выбор сечений линий электропередачи (вариант 2)
Расчет токов в сети (максимальный режим)
Расчет кольца выполнен с помощью программы RASTR, в узлах указаны мощности нагрузки, сечения линий условно приняты АС-240.
И так далее для всех вариантов.
Токи ветвей сети:
Tип
N_нач
N_кон
I_нач
I_кон
ЛЭП
1
2
95,41
88,29
ЛЭП
2
4
230,93
226,77
ЛЭП
4
10
376,21
371,04
ЛЭП
1
5
287,69
283,06
ЛЭП
5
3
340,29
336,47
ЛЭП
3
10
223,26
219,04
ЛЭП
3
10
223,26
219,04
ЛЭП
10
7
117,81
120,55
ЛЭП
10
7
117,81
120,55
Расчет токов в сети (минимальный режим)
Токи ветвей сети:
Tип
N_нач
N_кон
I_нач
I_кон
ЛЭП
1
2
209,83
204,69
ЛЭП
2
4
301,67
297,80
ЛЭП
4
10
385,49
380,29
ЛЭП
1
5
414,49
410,60
ЛЭП
5
3
446,21
442,73
ЛЭП
3
10
254,40
250,15
ЛЭП
3
10
254,40
250,15
ЛЭП
10
7
67,19
69,92
ЛЭП
10
7
67,19
69,92
Выбор сечений линий:
№
ЛЭП
l, км
Iмак, А
n
Iц, А
FЭК мм2
Сечение
Вид аварии
Iп/а, А
Iдоп, А
Решение
1
А7
27
241,1 max
2
120,55
115,07
2АС-120
Обр. 1ц
245,16
390
2АС-120
2
А4
40
385.49 min
1
385.49
367.97
2АС-185
Обр. 53
755,04
1020
2АС-185
2
219.12
209.16
2АС-185
3
А3
32
470,72 min
2
235,36
224,66
2АС-240
Обр. 24
762,06
1210
2АС-240
4
35
26
408,92 min
1
408,92
390,33
2АС-185
Обр. 24
728,04
1210
2АС-240
2
225,5
215,25
2АС-240
5
51
31
421 min
1
421
401,86
2АС-185
Обр. 24
725,36
1210
2АС-240
2
239,84
228,9
2АС-240
6
42
31
282,09
1
282,09
269,27
АС-240
Обр. 1ц 3А
334,3
605
АС-240
7
12
38
190,83
1
190,83
182,16
АС-185
Обр. 1ц 3А
242,61
510
АС-185
Приведу таблицу ветвей RASTR с указанием токов в ветвях после выбора количества цепей и сечений. (минимальный режим):
Tип
N_нач
N_кон
I_нач
I_кон
ЛЭП
1
2
190,83
185,49
ЛЭП
2
4
282,03
278,11
ЛЭП
4
10
183,08
178,10
ЛЭП
4
10
183,08
178,10
ЛЭП
1
5
239,84
235,80
ЛЭП
1
5
239,84
235,80
ЛЭП
5
3
253,92
250,48
ЛЭП
5
3
253,92
250,48
ЛЭП
3
10
285,01
280,84
ЛЭП
3
10
285,01
280,84
ЛЭП
10
7
70,33
72,96
ЛЭП
10
7
70,33
72,96
Выбор сечений линий электропередачи (вариант 3)
Расчет токов в сети (максимальный режим)
Расчет токов в сети (минимальный режим)
Данные RASTR: максимальный режим
Tип
N_нач
N_кон
I_нач
I_кон
ЛЭП
1
2
74,00
67,11
ЛЭП
2
4
195,79
191,63
ЛЭП
4
10
343,08
338,05
ЛЭП
5
3
30,81
29,03
ЛЭП
5
3
30,81
29,03
ЛЭП
3
10
246,95
242,78
ЛЭП
3
10
246,95
242,78
ЛЭП
10
7
120,14
122,83
ЛЭП
10
7
120,14
122,83
ЛЭП
1
3
339,03
333,10
минимальный режим
Tип
N_нач
N_кон
I_нач
I_кон
ЛЭП
1
2
166,22
160,79
ЛЭП
2
4
257,60
253,72
ЛЭП
4
10
342,61
337,53
ЛЭП
5
3
18,08
16,58
ЛЭП
5
3
18,08
16,58
ЛЭП
3
10
284,75
280,59
ЛЭП
3
10
284,75
280,59
ЛЭП
10
7
68,73
71,41
ЛЭП
10
7
68,73
71,41
ЛЭП
1
3
479,40
474,28
№
ЛЭП
l, км
Iмак, А
n
Iц, А
FЭК мм2
Сечение
Вид аварии
Iп/а, А
Iдоп, А
Решение
1
А7
27
245,6 max
2
122,83
117,25
2АС-120
Обр. 1ц
249,83
390
2АС-120
2
13
39
479,45 min
1
479,45
457,66
2АС-240
Обр. А4
810,96
1210
2АС-240
2
281.67
268.87
2АС-240
3
3А
32
652,96 min
2
326,48
311,64
2АС-240
Обр. А4
900,9
1210
2АС-240
4
А4
40
286,01 min
1
286,01
273
АС-240
Обр. 1ц А3
341,05
605
АС-240
5
42
31
198,83 min
1
198,83
189,8
АС-185
Обр. 1ц А3
255,29
510
АС-185
6
12
38
107,9 min
1
107,9
103
АС-120
Обр. 1ц А3
164,66
390
АС-120
7
53
26
61,46 max
2
30,73
29,33
2АС-120
Обр. 1ц
63,79
390
2АС-120
Опытным путем было определено, что выбор сечений начинать с усиления цепи 42 нецелесообразно. При избытке мощности полезно усилить линию 31, чтобы обеспечить транзит мощности в соседнюю энергосистему по кратчайшему пути от ТЭЦ. За счет этого произойдет, также, уменьшение капиталовложений в линии.
Приведу таблицу ветвей RASTR с указанием токов в ветвях после выбора количества цепей в минимальном режиме:
Tип
N_нач
N_кон
I_нач
I_кон
ЛЭП
1
2
107,91
102,06
ЛЭП
2
4
198,83
195,05
ЛЭП
4
10
286,01
281,21
ЛЭП
5
3
18,78
17,29
ЛЭП
5
3
18,78
17,29
ЛЭП
3
10
326,48
322,43
ЛЭП
3
10
326,48
322,43
ЛЭП
10
7
71,03
73,64
ЛЭП
10
7
71,03
73,64
ЛЭП
1
3
281,68
276,62
ЛЭП
1
3
281,68
276,62
Максимальный режим:
Tип
N_нач
N_кон
I_нач
I_кон
ЛЭП
1
2
60,87
56,66
ЛЭП
2
4
153,88
149,91
ЛЭП
4
10
305,06
300,37
ЛЭП
5
3
31,72
29,97
ЛЭП
5
3
31,72
29,97
ЛЭП
3
10
275,73
271,59
ЛЭП
3
10
275,73
271,59
ЛЭП
10
7
123,27
125,90
ЛЭП
10
7
123,27
125,90
ЛЭП
1
3
198,31
192,45
ЛЭП
1
3
198,31
192,45
Выбор сечений линий электропередачи (вариант 4)
Максимальный режим
Минимальный режим
Данные RASTR.
Максимальный режим:
Tип
N_нач
N_кон
I_нач
I_кон
ЛЭП
1
2
86,74
89,48
ЛЭП
1
2
86,74
89,48
ЛЭП
4
10
72,08
68,28
ЛЭП
4
10
72,08
68,28
ЛЭП
1
5
202,99
198,41
ЛЭП
5
3
257,19
253,59
ЛЭП
3
10
345,81
341,40
ЛЭП
3
10
345,81
341,40
ЛЭП
10
7
118,50
121,23
ЛЭП
10
7
118,50
121,23
ЛЭП
1
3
331,85
326,27
Минимальный режим:
Tип
N_нач
N_кон
I_нач
I_кон
ЛЭП
1
2
50,82
53,37
ЛЭП
1
2
50,82
53,37
ЛЭП
4
10
42,00
38,45
ЛЭП
4
10
42,00
38,45
ЛЭП
1
5
289,07
285,20
ЛЭП
5
3
321,67
318,35
ЛЭП
3
10
412,80
408,51
ЛЭП
3
10
412,80
408,51
ЛЭП
10
7
67,89
70,60
ЛЭП
10
7
67,89
70,60
ЛЭП
1
3
443,82
438,90
№
ЛЭП
l, км
Iмак, А
n
Iц, А
FЭК мм2
Сечение
Вид аварии
Iп/а, А
Iдоп, А
Решение
1
12
38
178.96 max
2
89.48
85.4
2АС-120
Обр. 1ц
181,74
390
2АС-120
2
4А
40
144,16 max
2
72,08
68,8
2АС-120
Обр. 1ц
146,28
390
2АС-120
3
7А
27
242,46 max
2
121,23
115,72
2АС-120
Обр. 1ц
246,51
390
2АС-120
4
А3
32
825,6 min
2
412,8
394
3АС-240
Обр. 1ц
825,5
1210
3АС-240
3
280.83
268.06
3АС-240
5
13
39
454,48 min
1
454,48
433,82
2АС-240
Обр. 53
792,22
1210
2АС-240
2
294,38
281
2АС-240
6
53
26
219,55 min
1
219,55
209,6
АС-185
Обр. 1ц 13
328,82
510
АС-185
7
15
31
186,81 min
1
186,81
178,3
АС-185
Обр. 1ц 13
296,56
510
АС-185
Приведу таблицу ветвей RASTR с указанием токов в ветвях после выбора количества цепей в максимальном режиме:
Tип
N_нач
N_кон
I_нач
I_кон
ЛЭП
1
2
86,74
89,48
ЛЭП
1
2
86,74
89,48
ЛЭП
4
10
74,96
71,28
ЛЭП
4
10
74,96
71,28
ЛЭП
1
5
126,98
122,19
ЛЭП
5
3
181,14
177,65
ЛЭП
3
10
240,11
235,82
ЛЭП
3
10
240,11
235,82
ЛЭП
3
10
240,11
235,82
ЛЭП
10
7
123,47
126,10
ЛЭП
10
7
123,47
126,10
ЛЭП
1
3
220,28
214,65
ЛЭП
1
3
220,28
214,65
В минимальном режиме:
Tип
N_нач
N_кон
I_нач
I_кон
ЛЭП
1
2
50,82
53,37
ЛЭП
1
2
50,82
53,37
ЛЭП
4
10
43,94
40,48
ЛЭП
4
10
43,94
40,48
ЛЭП
1
5
186,81
182,76
ЛЭП
5
3
219,55
216,28
ЛЭП
3
10
288,30
284,14
ЛЭП
3
10
288,30
284,14
ЛЭП
3
10
288,30
284,14
ЛЭП
10
7
71,27
73,87
ЛЭП
10
7
71,27
73,87
ЛЭП
1
3
294,38
289,38
ЛЭП
1
3
294,38
289,38
7. Оценка технико-экономических показателей (1 вариант)
Потери мощности в ЛЭП
Годовые Издержки на переменные потери электроэнергии в ЛЭП
ф=2886,2 ч
Оценка потерь мощности и капвложений в ЛЭП
№
ЛЭП
l,
км
Iмах,
А
n
Сечение
R0,
Ом/км
R,
Ом
ДPмах,
МВт
Куд
тыс.руб/км
Кл
млн.руб
1
3-А сущ. ж/б
32
842,18
3
АС-240
0,12
1,28
2,72
14
31,36
2
1-2 пр. ж/б
38
183,9
2
АС-120
0,249
4,731
0,479
11,4
60,648
3
1-3 пр. ж/б
39
633,78
3
АС-240
0,12
1,56
1,879
14
114,66
4
5-3 пр. ж/б
26
68,9
2
АС-120
0,249
3,237
0,0461
11,4
41,496
5
4-А пр. ж/б
40
168,9
2
АС-120
0,249
4,98
0,426
11,4
63,84
6
7-А пр. ж/б
27
283,6
2
АС-120
0,249
3,3615
0,811
11,4
43,092
Всего по варианту 1
6,367
355,096
ИДЭ=2*10-3*6,367*2886,2=36,75 млн. руб
Оценка технико-экономических показателей (2 вариант)
№
ЛЭП
l,
км
Iмах,
А
n
Сечение
R0,
Ом/км
R,
Ом
ДPмах,
МВт
Куд тыс.
руб/км
Кл
млн. руб
1
3-А сущ. ж/б
32
478,8
2
АС-240
0,12
1,92
1,32
—
—
2
1-2 пр. ж/б
38
94,26
1
АС-185
0,162
6,156
0,164
12,9
34,314
3
1-5
пр. ж/б
31
327,58
2
АС-240
0,12
1,86
0,5987
14
60,76
4
5-3 пр. ж/б
26
374,34
2
АС-240
0,12
1,56
0,6558
14
50,96
5
2-4 пр. ж/б
31
232,71
1
АС-240
0,12
3,72
0,604
14
30,38
6
4-А пр. ж/б
40
378,1
2
АС-185
0,162
3,24
1,39
12,9
72,24
7
7-А пр. ж/б
27
250,26
2
АС-120
0,249
3,3615
0,6315
11,4
43,092
Всего по варианту 2
5,365
291,746
ИДЭ=2*10-3*5,365*2886,2=30,967 млн. руб
Оценка технико-экономических показателей (3 вариант)
№
ЛЭП
l,
км
Iмах,
А
n
Сечение
R0,
Ом/км
R,
Ом
ДPмах,
МВт
Куд
тыс.руб/км
Кл
млн.руб
1
3-А сущ. ж/б
32
551,62
2
АС-240
0,12
1,92
1,7526
—
—
2
1-2 пр. ж/б
38
60,74
1
АС-120
0,249
9,462
0,1047
11,4
30,324
3
1-3
пр. ж/б
39
397,58
2
АС-240
0,12
2,34
1,109
14
76,44
4
5-3 пр. ж/б
26
63,54
2
АС-120
0,249
3,237
0,0392
11,4
41,496
5
2-4 пр. ж/б
31
154,06
1
АС-185
0,162
5,022
0,3575
12,9
27,993
6
4-А пр. ж/б
40
149,92
1
АС-120
0,12
4,8
1,3402
14
39,2
7
7-А пр. ж/б
27
251,88
2
АС-120
0,249
3,3615
0,639
11,4
43,092
Всего по варианту 3
5,3438
258,545
ИДЭ=2*10-3*5,3438*2886,2=30,85 млн. руб
Оценка технико-экономических показателей (4 вариант)
№
ЛЭП
l,
км
Iмах,
А
n
Сечение
R0,
Ом/км
R,
Ом
ДPмах,
МВт
Куд
тыс.руб/км
Кл
млн.руб
1
3-А сущ. ж/б
32
720,36
3
АС-240
0,12
1,28
1,993
14
31,36
2
1-2 пр. ж/б
38
178,96
2
АС-120
0,249
4,731
0,4545
11,4
60,648
3
1-3
пр. ж/б
39
440,6
2
АС-240
0,12
2,34
1,363
14
76,44
4
5-3 пр. ж/б
26
181,15
1
АС-185
0,162
4,212
0,4146
12,9
23,478
5
1- 5 пр. ж/б
31
126,98
1
АС-185
0,162
5,022
0,243
12,9
27,993
6
4-А пр. ж/б
40
149,92
2
АС-120
0,249
4,98
0,3358
11,4
63,84
7
7-А пр. ж/б
27
252,2
2
АС-120
0,249
3,3615
0,6414
11,4
43,092
Всего по варианту 4
5,445
326,851
ИДЭ=2*10-3*5,445*2886,2=31,43 млн. руб
8. Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант 1)
№
узла
Число линий
Число трансф.
Тип подстанции и схема ОРУ 110 кВ
Число выкл.
1
5
2
Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин
9
2
2
2
Тупиковая, два блока линия-трансформатор
2
3
8
2
Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин
12
4
2
2
Тупиковая, два блока линия-трансформатор
2
5
2
2
Тупиковая, два блока линия-трансформатор
2
7
2
2
Тупиковая, два блока линия-трансформатор
2
А
7
3
ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин
12
Всего по варианту 1
41
Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант2)
№
узла
Число линий
Число
трансф.
Тип подстанции и
схема ОРУ 110 кВ
Число
выкл.
1
3
2
Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин
7
2
2
2
Проходная, мостик с автоматической перемычкой
3
3
4
2
Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин
8
4
3
2
Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин
7
5
4
2
Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин
8
7
2
2
Тупиковая, два блока линия-трансформатор
2
А
6
3
ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин
11
Всего по варианту 2
46
Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант3)
№
узла
Число линий
Число
трансф.
Тип подстанции и
схема ОРУ 110 кВ
Число
выкл.
1
3
2
Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин
7
2
2
2
Проходная, мостик с автоматической перемычкой
3
3
6
2
Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин
10
4
2
2
Проходная, мостик с автоматической перемычкой
3
5
2
2
Тупиковая, два блока линия-трансформатор
2
7
2
2
Тупиковая, два блока линия-трансформатор
2
А
5
3
ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин
10
Всего по варианту 3
37
Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант 4)
№
узла
Число линий
Число трансф.
Тип подстанции и схема ОРУ 110 кВ
Число
выкл.
1
5
2
Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин
9
2
2
2
Тупиковая, два блока
линия-трансформатор
2
3
6
2
Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин
10
4
2
2
Тупиковая, два блока
линия-трансформатор
2
5
2
2
Проходная, мостик с автоматической перемычкой
3
7
2
2
Тупиковая, два блока
линия-трансформатор
2
А
7
3
ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин
12
Всего по варианту 4
40
9. Оценка технико-экономических показателей подстанций
Капитальные вложения в подстанции:
Разница в капитальных вложениях в подстанции:
Капитальные вложения в РУ низшего напряжения и трансформаторы в узлах не учитываются, так как одинаковы во всех вариантах развития сети.
подстанция баланс мощность электроэнергия
Расчет капитальных вложений в подстанции
№ варианта
Число выключателей 110 кВ
Разница в числе выключателей 110 кВ
Разница в капитальных вложениях в подстанции, млн.руб
1
41
4
14
2
46
9
31,5
3
37
0
0,00
4
40
3
10,5
Принимаем стоимость одного элегазового выключателя равной 3,5 млн. руб.
10. Издержки на компенсацию потерь электроэнергии в сети
Учитываются только потери электроэнергии в линиях, так как трансформаторы одинаковы во всех вариантах развития сети
Издержки на компенсацию потерь электроэнергии в сети
Потери на корону в линиях 110 кВ не учитываем.
Расчет издержек на компенсацию потерь электроэнергии в сети:
№ варианта
Потери мощности в максимальном режиме, ДPмах ,МВт
Издержки на потери электроэнергии в сети, млн. рублей
1
6,367
36,75
2
5,365
30,967
3
5,3438
30,85
4
5,445
31,43
11. Технико-экономическое сравнение вариантов сети
Приведенные статические затраты
Срок окупаемости Tок=5 лет
Ен=1/Ток=0,2 бл=2,8% бпс=9,4%
Варианты считаются равноценными, если отличия в оценках приведенных затрат не превышают 5%.
№ варианта
Капитальные вложения в линии,
млн. руб
Разница в капвложениях в подстанции,
млн. руб
Издержки на потери электроэнергии в сети,
млн. руб
Приведенные затраты,
млн. руб
Приведенные затраты,
отн. ед.
1
355,096
14
36,75
121,828
1,356
2
291,746
31,5
30,967
106,746
1,189
3
258,545
0,00
30,85
89,798
1
4
326,851
10,5
31,43
109,04
1,214
Наиболее экономичный вариант — 3. Второй по экономичноти — вариант 2 или 4 (равноценные).
12. анализ параметров качества электроэнергии
Принципы анализа качества электроэнергии:
1. Выполняется проверка уровней напряжений на шинах потребителей наиболее экономичного варианта сети и возможность обеспечения допустимых ГОСТ Р 54149-2010 уровней напряжений с помощью имеющихся средств:
— централизованное регулирование напряжения с помощью РПН автотрансформатора;
— регулирование напряжения с помощью РПН силовых трансформаторов;
При обеспечении требуемого качества электроэнергии во всех режимах окончательно выбирается наиболее экономичный варианта сети.
2. При необходимости установки дополнительных средств регулирования напряжения необходимо новое технико-экономическое сравнение с выбором наиболее экономичного варианта сети.
3. После выбора варианта развития сети выполняются расчеты установившихся режимов и выбираются рациональные регулировочные ответвления РПН.
Расчеты выполняются с использованием комплекса «RASTR».
13. Схема замещения сети и данные RASTR.
Турбогенераторы установленные на ТЭЦ позволяют регулировать выдачу реактивной мощности в сеть.
Cosц(min)=0.8 Cosц(max)=0.95
Qmin = 20.707 МВар Qmax = 47,25 МВар
3. Вариант нормальный режим
Узлы (максимальный режим):
Тип
Номер
U_ном
P_н
Q_н
Р_г
Q_г
V_зд
Q_min
Q_max
V
Delta
база
8
220,0
-27,2
27,51
220,0
220,00
Нагр
11
220,0
216,36
0,98
Нагр
12
220,0
216,36
0,98
Нагр
6
10,0
11,2
5,4
10,26
0,08
Нагр
1
110,0
0,1
1,2
113,83
0,99
Нагр
2
110,0
0,1
0,4
110,48
0,84
Нагр
21
10,4
32,0
14,6
9,67
-3,45
Нагр
4
110,0
0,1
0,4
111,55
2,06
Нагр
41
10,4
28,0
15,9
9,75
-1,61
Нагр
5
110,0
0,0
0,1
113,90
2,56
Нагр
51
10,0
12,0
5,5
10,49
-1,17
Нагр
3
110,0
0,1
0,4
114,53
2,77
Нагр
31
10,4
26,0
7,6
10,24
-0,43
Нагр
10
110,0
0,2
1,4
116,58
5,17
Нагр
7
110,0
0,1
0,5
113,62
4,43
Нагр
71
10,5
47,0
26,6
9,94
0,74
Ген
101
10,5
63,0
27,95
10,5
20,707
47,250
10,50
10,01
Ген
102
10,5
63,0
27,95
10,5
20,707
47,250
10,50
10,01
Ген
103
10,5
63,0
27,95
10,5
20,707
47,250
10,50
10,01
Ветви (максимальный режим):
Tип
N_нач
N_кон
R
X
B
Кт/r
dP
dQ
ЛЭП
8
11
0,55
59,20
0,004
0,458
ЛЭП
8
12
0,55
59,20
0,004
0,458
Тр-р
12
6
3,20
131,00
0,0478
0,003
0,111
Тр-р
11
6
3,20
131,00
0,0478
0,003
0,111
Тр-р
11
1
0,48
0,5260
0,005
Тр-р
12
1
0,48
0,5260
0,005
ЛЭП
1
2
9,46
16,23
-101,1
0,302
0,519
Тр-р
2
21
2,54
55,90
0,0913
0,070
1,540
Тр-р
2
21
2,54
55,90
0,0913
0,070
1,540
ЛЭП
2
4
5,02
12,80
-85,2
0,178
0,455
Тр-р
4
41
2,54
55,90
0,0913
0,058
1,268
Тр-р
4
41
2,54
55,90
0,0913
0,058
1,268
ЛЭП
1
3
4,68
15,80
-109,6
0,226
0,764
ЛЭП
1
3
4,68
15,80
-109,6
0,226
0,764
Тр-р
3
31
2,54
55,90
0,0913
0,037
0,815
Тр-р
3
31
2,54
55,90
0,0913
0,037
0,815
ЛЭП
3
5
6,47
11,10
-69,2
0,022
0,038
ЛЭП
3
5
6,47
11,10
-69,2
0,022
0,038
Тр-р
5
51
7,95
139,00
0,0956
0,029
0,502
Тр-р
5
51
7,95
139,00
0,0956
0,029
0,502
ЛЭП
3
10
3,84
12,96
-89,9
0,580
1,956
ЛЭП
3
10
3,84
12,96
-89,9
0,580
1,956
ЛЭП
4
10
4,80
16,20
-112,4
1,069
3,607
Тр-р
10
101
0,71
19,20
0,0868
0,230
6,233
Тр-р
10
102
0,71
19,20
0,0868
0,230
6,233
Тр-р
10
103
0,71
19,20
0,0868
0,230
6,233
ЛЭП
10
7
6,73
11,53
-71,8
0,412
0,706
ЛЭП
10
7
6,73
11,53
-71,8
0,412
0,706
Тр-р
7
71
1,40
34,70
0,0913
0,086
2,137
Тр-р
7
71
1,40
34,70
0,0913
0,086
2,137
Узлы (минимальный режим):
Тип
Номер
U_ном
P_н
Q_н
Р_г
Q_г
V_зд
Q_min
Q_max
V
Delta
база
8
220,0
-84,6
16,7
220,0
220,00
Нагр
11
220,0
218,15
3,00
Нагр
12
220,0
218,15
3,00
Нагр
6
11,0
11,2
5,4
10,34
2,11
Нагр
1
110,0
0,1
1,2
114,80
3,00
Нагр
2
110,0
0,1
0,4
114,42
4,11
Нагр
21
10,4
19,2
8,7
10,22
1,76
Нагр
4
110,0
0,1
0,4
115,79
5,76
Нагр
41
10,4
16,8
9,5
10,33
3,76
Нагр
5
110,0
0,0
0,1
116,47
5,74
Нагр
51
10,0
7,2
3,3
10,91
3,64
Нагр
3
110,0
0,1
0,4
116,81
5,88
Нагр
31
10,4
15,6
4,6
10,54
4,05
Нагр
10
110,0
0,2
1,4
119,35
8,72
Нагр
7
110,0
0,1
0,5
117,71
8,29
Нагр
71
10,5
28,2
16,0
10,50
6,26
Ген-
101
10,5
63,0
20,7
10,5
20,707
47,250
10,64
13,41
Ген-
102
10,5
63,0
20,7
10,5
20,707
47,250
10,64
13,41
Ген-
103
10,5
63,0
20,7
10,5
20,707
47,250
10,64
13,41
Ветви (минимальный режим)
Tип
N_нач
N_кон
R
X
B
Кт/r
dP
dQ
ЛЭП
8
11
0,55
59,20
0,021
2,276
ЛЭП
8
12
0,55
59,20
0,021
2,276
Тр-р
12
6
3,20
131,00
0,04780
0,003
0,109
Тр-р
11
6
3,20
131,00
0,04780
0,003
0,109
Тр-р
11
1
0,48
0,52600
0,023
Тр-р
12
1
0,48
0,52600
0,023
ЛЭП
1
2
9,46
16,23
-101,1
0,136
0,233
Тр-р
2
21
2,54
55,90
0,09130
0,023
0,497
Тр-р
2
21
2,54
55,90
0,09130
0,023
0,497
ЛЭП
2
4
5,02
12,80
-85,2
0,342
0,873
Тр-р
4
41
2,54
55,90
0,09130
0,018
0,407
Тр-р
4
41
2,54
55,90
0,09130
0,018
0,407
ЛЭП
1
3
4,68
15,80
-109,6
0,652
2,200
ЛЭП
1
3
4,68
15,80
-109,6
0,652
2,200
Тр-р
3
31
2,54
55,90
0,09130
0,013
0,277
Тр-р
3
31
2,54
55,90
0,09130
0,013
0,277
ЛЭП
3
5
6,47
11,10
-69,2
0,007
0,012
ЛЭП
3
5
6,47
11,10
-69,2
0,007
0,012
Тр-р
5
51
7,95
139,00
0,09560
0,010
0,167
Тр-р
5
51
7,95
139,00
0,09560
0,010
0,167
ЛЭП
3
10
3,84
12,96
-89,9
0,858
2,896
ЛЭП
3
10
3,84
12,96
-89,9
0,858
2,896
ЛЭП
4
10
4,80
16,20
-112,4
0,833
2,811
Тр-р
10
101
0,71
19,20
0,08680
0,208
5,621
Тр-р
10
102
0,71
19,20
0,08680
0,208
5,621
Тр-р
10
103
0,71
19,20
0,08680
0,208
5,621
ЛЭП
10
7
6,73
11,53
-71,8
0,132
0,226
ЛЭП
10
7
6,73
11,53
-71,8
0,132
0,226
Тр-р
7
71
1,40
34,70
0,09130
0,028
0,689
Тр-р
7
71
1,40
34,70
0,09130
0,028
0,689
Далее приведу схемы замещения сети с указанием потоков мощности в концах и началах линий, модулей и углов напряжения в узлах, генераций и нагрузок. С учетом выбранных регулировочных ответвлений на трансформаторах и автотрансформаторах.
1) Максимальный режим
2) Минимальный режим
Выбор рациональных регулировочных ответвлений РПН (максимальный режим):
Узел
21
31
41
51
6
71
Требуемое напряжение, кВ
10,4
10,4
10,4
10
10
10,5
Напряжение до регулирования (нулевые ответвления РПН АТ и Т)
9.68
10,24
9.76
10.5
10,26
9.94
Отклонение напряжения на шинах подстанции от требуемого, %
-6.9
-1.54
-6.15
5
2.6
-5.33
Централизованное регулирование РПН АТ (+3)
10.18
10.69
10.22
10.98
10.15
10.34
Рациональное регулировочное ответвление РПН трансформаторов
0
0
0
+5
—
0
Коэффициент трансформации
0,0913
0,0913
0,0913
0,08815
—
0,0913
Напряжение после регулирования, кВ
10,18
10,69
10,22
10,12
10,15
10,33
Выбор рациональных регулировочных ответвлений РПН (минимальный режим):
Узел
21
31
41
51
6
71
Требуемое напряжение, кВ
10,4
10,4
10,4
10
10
10,5
Напряжение до регулирования (нулевые ответвления РПН АТ и Т)
10,22
10,54
10,33
10,91
10,34
10,5
Отклонение напряжения на шинах подстанции от требуемого, %
-1,73
1,35
-0,67
9,1
3,4
0
Централизованное регулирование РПН АТ
Не требуется
Рациональное регулировочное ответвление РПН трансформаторов
0
0
0
+5
—
0
Коэффициент трансформации
0,0913
0,0913
0,0913
0,08815
—
0,0913
Напряжение после регулирования, кВ
10,22
10,54
10,33
10,06
10,64
10,5
В нормальных режимах установка дополнительного оборудования не требуется.
3 Вариант аварийный режим
Отключение одного трансформатора связи. Максимальный режим
Узлы:
Тип
Номер
U_ном
P_н
Q_н
Р_г
Q_г
V_зд
Q_min
Q_max
V
Delta
база
8
220,0
-26,9
45,04
220,0
220,00
Нагр
11
220,0
208,08
2,02
Нагр
12
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Нагр
6
10,0
11,2
5,4
9,76
0,06
Нагр
1
110,0
0,1
1,2
116,16
2,05
Нагр
2
110,0
0,1
0,4
112,39
2,01
Нагр
21
10,4
32,0
14,6
9,86
-2,13
Нагр
4
110,0
0,1
0,4
113,04
3,26
Нагр
41
10,4
28,0
15,9
9,90
-0,31
Нагр
5
110,0
0,0
0,1
115,48
3,69
Нагр
51
10,0
12,0
5,5
9,82
0,07
Нагр
3
110,0
0,1
0,4
116,09
3,90
Нагр
31
10,4
26,0
7,6
10,39
0,79
Нагр
10
110,0
0,2
1,4
117,48
6,36
Нагр
7
110,0
0,1
0,5
114,56
5,63
Нагр
71
10,5
47,0
26,6
10,03
2,00
Ген
101
10,5
63,0
22,25
10,5
20,707
47,250
10,50
11,18
Ген
102
10,5
63,0
22,25
10,5
20,707
47,250
10,50
11,18
Ген
103
10,5
63,0
22,25
10,5
20,707
47,250
10,50
11,18
Ветви:
Tип
N_нач
N_кон
R
X
B
Кт/r
dP
dQ
ЛЭП
8
11
0,55
59,20
0,031
3,364
ЛЭП
8
12
—
—
—
—
—
—
Тр-р
12
6
—
—
—
—
—
—
Тр-р
11
6
3,20
131,00
0,04780
0,012
0,490
Тр-р
11
1
0,48
0,55800
0,030
Тр-р
12
1
—
—
—
—
—
—
ЛЭП
1
2
9,46
16,23
-101,1
0,380
0,652
Тр-р
2
21
2,54
55,90
0,09130
0,067
1,483
Тр-р
2
21
2,54
55,90
0,09130
0,067
1,483
ЛЭП
2
4
5,02
12,80
-85,2
0,170
0,433
Тр-р
4
41
2,54
55,90
0,09130
0,056
1,232
Тр-р
4
41
2,54
55,90
0,09130
0,056
1,232
ЛЭП
1
3
4,68
15,80
-109,6
0,244
0,825
ЛЭП
1
3
4,68
15,80
-109,6
0,244
0,825
Тр-р
3
31
2,54
55,90
0,09130
0,036
0,792
Тр-р
3
31
2,54
55,90
0,09130
0,036
0,792
ЛЭП
3
5
6,47
11,10
-69,2
0,022
0,037
ЛЭП
3
5
6,47
11,10
-69,2
0,022
0,037
Тр-р
5
51
7,95
139,00
0,08815
0,028
0,487
Тр-р
5
51
7,95
139,00
0,08815
0,028
0,487
ЛЭП
3
10
3,84
12,96
-89,9
0,566
1,912
ЛЭП
3
10
3,84
12,96
-89,9
0,566
1,912
ЛЭП
4
10
4,80
16,20
-112,4
0,984
3,322
Тр-р
10
101
0,71
19,20
0,08680
0,217
5,857
Тр-р
10
102
0,71
19,20
0,08680
0,217
5,857
Тр-р
10
103
0,71
19,20
0,08680
0,217
5,857
ЛЭП
10
7
6,73
11,53
-71,8
0,404
0,693
ЛЭП
10
7
6,73
11,53
-71,8
0,404
0,693
Тр-р
7
71
1,40
34,70
0,09130
0,085
2,099
Тр-р
7
71
1,40
34,70
0,09130
0,085
2,099
В аварийном режиме напряжение на шинах потребителей соответствуют ГОСТ. Регулирование напряжения не требуется.
Схема замещения
]]>