Учебная работа. Проект электрической сети с напряжением в 110 кВ

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (6 оценок, среднее: 4,83 из 5)
Загрузка...
Контрольные рефераты

Учебная работа. Проект электрической сети с напряжением в 110 кВ

  • 1. Начальные данные
  • 2. Выбор числа и мощности трансформаторов связи
  • 2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на подстанции 110/35/10
  • 2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на подстанции 110/10/6
  • 3. Определение приведенной перегрузки подстанции
  • 3.1 Определение приведенной перегрузки подстанции 110/35/10
  • 3.2 Определение приведенной перегрузки подстанции 110/10/6
  • 4. Определение расчетной перегрузки подстанции
  • 4.1 Определение расчетной перегрузки первого варианта
  • 4.2 Определение расчетной перегрузки для второго варианта
  • 5. Подготовительный расчет электронной сети в 2-ух вариантах
  • 5.1 Расчет и выбор сечения проводов для первого варианта
  • 5.2 Расчет и выбор сечения проводов второго варианта
  • 6. выбор схем подстанции
  • 6.1 Выбор схем подстанции для первого варианта
  • 6.2 Выбор схем подстанции для второго варианта
  • 7. технико-экономическое сопоставление 2-ух вариантов электронной сети и выбор рационального варианта
  • 7.1 Серьезные Издержки
  • 4.1.1 Стоимость сооружения линий
  • 7.1.2 Серьезные издержки на сооружение сети
  • 7.2 Каждогодние эксплуатационные расходы
  • 7.2.1 Стоимость потерянной электроэнергии в полосы
  • 7.3 Вред при выключении
  • 8. Окончательный электронный расчет принятого варианта сети
  • 8.1 Наибольший режим
  • 8.2 Малый режим
  • 9. Определение мощности сначала полосы с учетом утрат мощности в полосы
  • 9.1 Наибольший режим
  • 9.2 Малый режим
  • 10. Определение напряжения в отдельных точках сети
  • 10.1 Наибольший режим
  • 10.2 Малый режим
  • 11. Выбор рабочих коэффициентовтрансформации подстанции
  • Перечень использованных источников


План расположения нагрузок
Система

Т мах =6200 час
S min = 0.8 Sмах
Напряжение на шинах системы принимается:
в режиме наибольших нагрузок 118 кВ;
в режиме малых нагрузок 119 кВ;
Электронная сеть сооружается в Республике Башкортостан 2011г.


Расположено на /
S10= 38+j24 МВА
Набросок 2.1 — Структурная схема подстанции 110/35/10.
Согласно нормам технического проектирования (НТП) на подстанции инсталлируются два трансформатора. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное электроснабжение потребителей даже при аварийном выключении 1-го из их /5/.
Для выбора мощности трансформатора подсчитывается S МАХ по формуле:
S МАХ = v Р2 МАХ + Q2 МАХ, (2.1)
где: Р МАХ — активная наибольшая перегрузка, МВт
Q МАХ — реактивная наибольшая перегрузка, МВар
S МАХ = v 722 + 442 = 84,38 МВА
Трансформатор выбирается по последующим условиям:
U НВН ? U УСТ,
115 кВ >110 кВ
U НСН ? U УСТ,
38,5 кВ >35 кВ
U ННН ? U УСТ,
11 кВ >10 кВ
S НT ? 0.7 S МАХ,
63 МВА >59,07 МВА
Согласно НТП трансформатор на подстанции должен выбираться с учетом многообещающего развития на наиблежайшие 5 лет. Исходя из этого, определяется коэффициент загрузки трансформатора при аварийном выключении 1-го из их.
S МАХ
К загр = — — — ? 1,3 ч 1,4 (2.2)
S НT
84,38
К загр = — — — = 1,34 < 1,3 ч 1,4
63

Потому что коэффициент загрузки не превосходит 1,3 ч 1,4, то оставляется избранный трансформатор типа ТДТН — 63000/110. Технические свойства трансформатора приведены в таблице 2.1.

электронная сеть напряжение трансформатор

Набросок 2.2 — Структурная схема подстанции 110/10/6.
Для выбора мощности трансформатора подсчитывается S МАХ по формуле (2.1)
S МАХ = v 42 2 + 28 2 = 50,48 МВА
Трансформатор выбирается по последующим условиям:
U НВН ? U УСТ,
115 кВ >110 кВ
U НСН ? U УСТ,
11 кВ >10 кВ
U ННН ? U УСТ,
6,6 кВ >6 кВ
S НT ? 0.7 S МАХ
40 МВА >35,34 МВА
Определяется коэффициент загрузки трансформатора при аварийном выключении 1-го из их по формуле (2.2):
50,48
К загр = — — — = 1,26 < 1,3 ч 1,4
40

Потому что коэффициент загрузки не превосходит 1,3 ч 1,4, то оставляется избранный трансформатор типа ТДТН — 40000/110 /2/. Технические свойства трансформаторов представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 — Технические свойства трансформаторов связи.

№ ПС

Тип

тр-ра

S НОМ, МВА

U, кВ

Uкз, %

Утраты, кВт

Iхх, %

ВН

СН

НН

В-С

В-Н

С-Н

?Рк

?Рх

ПС-1

110/10/6

ТДТН

40

115

11

6,6

10,5

17,5

6,5

200

39

0,6

ПС-2

110/35/10

ТДТН

63

115

38,5

11

10,5

18

7

290

53

0,55


Приведенной к стороне высочайшего напряжения перегрузка подстанции равна данной перегрузке с шин среднего и низкого напряжения подстанции плюс утраты мощности в сопротивлениях и проводимостях трансформатора.
Для определения приведенной перегрузки подстанции нужно на любой трансформатор составить схему замещения и подсчитать сопротивления утрат. В целях ограничения токов недлинного замыкания, расчет ведется на один трансформатор.


Набросок 3.1 — Схема замещения трансформатора ТДТН — 63/110.
Утраты в меди:
Iхх •S ном
Qм = — — — (3.1)
100 %
Где Iхх — ток холостого хода, А.
0,55 • 63
Qм = — — — = 0,347 МВар
100 %

Активное сопротивление трансформатора:
?Рк • Uном 2
Rт = — — — (3.2)
S ном 2

Где ?Рк — утраты недлинного замыкания, Вт.
290 • 115 2
Rт = — — — = 0,97 Ом
63 2
R1 = R2 = R3 = 0,5 Rт
R1 = R2 = R3 = 0,5 • 0,97 = 0,485 Ом
Индуктивное сопротивление трансформатора:
Uкз % U2 ном
хт = — · — —, (3.3)
100% S нт
Где Uкз % — напряжение недлинного замыкания, Вт;
Uкз1 =0,5 (Uкз1-2 + Uкз1-3 — Uкз2-3)
Uкз2 = 0,5 (Uкз2-1 + Uкз2-3 — Uкз1-3)
Uкз3 = 0,5 (Uкз3-1 + Uкз3-2 — Uкз2-1)
Uкз1 = 0,5 (10,5 + 18 — 7) = 10,75 %
10,75 1152
х т1 = — · — = 22,57 Ом
100% 63
Uкз2 = 0,5 (7 + 10,5 — 18) = 0, х т2 = 0, Uкз3 = 0,5 (18 + 7 — 10,5) = 7,25 %
7,25 1152
х т3 = — · — = 15,22 Ом
100% 63
Активные и реактивные утраты:
Р2 + Q2
?Р = — — — · Rт (3.4)
Uном 2
Р2 + Q2
? Q = — — — · хт (3.5)
Uном 2
192 + 122
?Р 10 = — — — · 0,485 = 0,0185 МВт
115 2
192 + 122
?Q 10 = — — — · 15,22 = 0,5812 МВар
115 2
172 + 102
?Р 35 = — — — · 0,485 = 0,0143 МВт
115 2
172 + 102
?Q 35 = — — — · 0 = 0
115 2
S110 = S35 + S10
S110 = 19 + j12 + 17 + j10 = 36 + j22
362 + 222
?Р 110 = — — — · 0,485 = 0,0652 МВт
115 2
362 + 222
?Q 110 = — — — · 22,57 = 3,0378 МВар
115 2

Для определения приведенной перегрузки подстанции ПС №2 в наивысшем и наименьшем режимах составляется таблица 3.1.
Sмин = 0,8 Sмах (3.6)
?Р мин = (0,8 ?Р мах) 2 = 0,64 ?Р мах (3.7)
Таблица 3.1 — Приведенная перегрузка подстанции110/35/10.

характеристики

Наибольший режим

Малый режим

Р, МВт

Q, МВар

Р, МВт

Q, МВар

Мощность, потребляемая с шин НН 1-го трансформатора

19,0

12,0

15,2

9,6

Утраты мощности в сопротивлениях обмотки НН 1-го трансформатора 10 кВ

0,0185

0,5812

0,0118

0,3720

Мощность сначала обмотки НН 1-го трансформатора 10 кВ

19,0185

12,5812

15,2148

10,065

Мощность потребляемая с шин СН 1-го трансформатора 35 кВ

17,0

10,0

13,6

8,0

Утраты мощности в сопротивлениях обмотки СН 1-го трансформатора 35 кВ

0,0143

0

0,0092

0

Мощность сначала обмотки СН 1-го трансформатора 35 кВ

17,0143

10

13,6114

8,0

Мощность в конце обмотки 110 кВ

36,0328

22,5812

28,826

18,065

Утраты мощности в сопротивлениях обмотки ВН 1-го трансформатора 110 кВ

0,0652

3,0378

0,0417

1,9442

Мощность сначала обмотки ВН 1-го трансформатора 110 кВ

36,098

25,619

28,8784

20,4952

Утраты мощности в проводимостях трансформатора

0,053

0,347

0,053

0,347

Мощность поступающая в один трансформатор

36,151

25,966

28,921

20,773

Мощность поступающая в два трансформатора (приведенная перегрузка подстанции)

72,302

51,932

57,842

41,546

Набросок 3.2 — Схема замещения трансформатора ТДТН-40/110.
Утраты в меди определяются по формуле (3.1):
0,6 • 40
Qм = — — — = 0,24 МВар
100 %

Активные сопротивления трансформатора определяются по формуле (3.2):
200 • 115 2
Rт = — — — = 1,65 Ом
40 2
R1 = R2 = R3 = 0,5 • 1,65 = 0,83 Ом
Индуктивные сопротивления трансформатора определяются по формуле (3.3):
Uкз1 = 0,5 (10,5 + 17,5 — 6,5) = 10,75 %
10,75 1152
х т1 = — · — = 35,54 Ом
100% 40
Uкз2 = 0,5 (6,5 + 10,5 — 17,5) = 0
х т2 = 0
Uкз3 = 0,5 (17,5 + 6,5 — 10,5) = 6,25 %
6,25 1152
х т3 = — · — = 22,32 Ом
100% 40
Активные и реактивные утраты определяются по формулам (3.4) и (3.5):
62 + 42
?Р 6 = — — — · 0,83 = 0,0033 МВт
115 2
62 + 42
?Q 6 = — — — · 22,32 = 0,0878 МВар
115 2
152 + 102
?Р 10 = — — — · 0,83 = 0,0203 МВт
115 2
152 + 102
?Q 10 = — — — · 0 = 0
115 2
S110 = S6 + S10
S110 = 6 + j4 + 15 + j10 = 21 + j14
212 + 142
?Р 110 = — — — · 0,83 = 0,040 МВт
115 2
212 + 142
?Q 110 = — — — · 35,54 = 1,7118 МВар
115 2

Для определения приведенной перегрузки подстанции ПС №1 в наивысшем и наименьшем режимах составляется таблица 3.2.
Таблица 3.2 — Приведенная перегрузка подстанции110/10/6.

характеристики

Наибольший режим

Малый режим

Р, МВт

Q, МВар

Р, МВт

Q, МВар

Мощность, потребляемая с шин НН 1-го трансформатора

6,0

4,0

4,8

3,2

Утраты мощности в сопротивлениях обмотки НН 1-го трансформатора 6 кВ

0,0033

0,0878

0,021

0,0562

Мощность сначала обмотки НН 1-го трансформатора 6 кВ

6,0033

4,0878

4,803

3,2702

Мощность потребляемая с шин СН 1-го трансформатора 10 кВ

15,0

10,0

12,0

8,0

Утраты мощности в сопротивлениях обмотки СН 1-го трансформатора 10 кВ

0,0203

0

0,013

0

Мощность сначала обмотки СН 1-го трансформатора 10 кВ

15,0203

10,0

12,016

8,0

Мощность в конце обмотки 110 кВ

21,0236

14,0878

16,8189

11,2702

Утраты мощности в сопротивлениях обмотки ВН 1-го трансформатора 110 кВ

0,040

1,7118

0,0256

1,0956

Мощность сначала обмотки ВН 1-го трансформатора 110 кВ

21,0636

15,7996

16,8509

12,6397

Утраты мощности в проводимостях трансформатора

0,039

0,24

0,039

0,24

Мощность поступающая в один трансформатор

21,1026

16,0396

16,8821

12,8317

Мощность поступающая в два трансформатора (приведенная перегрузка подстанции)

42, 205

32,079

33,764

25,663


Расчетная перегрузка подстанции равна приведенной перегрузке минус половина зарядной мощности полосы пригодная к шинам высочайшего напряжения подстанции. Приближенно можно считать, что один километр воздушной полосы 110 кВ генерирует приблизительно 38 кВар реактивной мощности /1/. Составляется два варианта схем электронной сети. Пользователи на ПС-1 и ПС-2 являются пользователями I и II группы, потому их нужно запитывать не наименее чем от 2-ух источников питания. Варианты электронных схем сети составляются с учетом величины перегрузки подстанции, и ее удаленности от источника питания.
Расположено на /
Набросок 4.1 — Электронная схема сети первого варианта.
Расположено на /
Набросок 4.2 — Электронная схема сети для второго варианта.

Подстанция 110/35/10:
Расположено на /
Набросок 4.3 — Подстанция №2 (110/35/10).
Зарядная мощность полосы:
QC = QCO • ? (4.1)
QC = 0,038 (35 + 50 • 2) = 5,13МВар
S мах расч = S прив мах — Ѕ QC (4.2)
S мах расч = 72,302 + j51,932 — Ѕ j 5,13 = 72,302 + j 49,367
S мин расч = S прив мин — Ѕ QC (4.3)
S мин расч = 57,842+ j 41,546 — Ѕ j 5,13 = 57,842 + j 38,981
Подстанция 110/10/6:
Расположено на /
Набросок 4.4 — Подстанция №1 (110/10/6).
QC = 0,038 (48 • 2 + 35) = 4,978 МВар
S мах расч = 42, 205 + j32,079 — Ѕ j 4,978 = 42, 205 + j 29,590
S миин расч = 33,764 + j 25,663 — Ѕ j 4,978 = 33,764 + j 23,174

Подстанция 110/35/10:
QC = 0,038 (35 • 2 + 50 • 2) = 6,46 МВар
S мах расч = 72,302 + j51,932 — Ѕ j 6,46 = 72,302 + j 48,702
S мин расч = 57,842 + j 41,546 — Ѕ j 6,46 = 57,842 + j 38,316
Расположено на /
Набросок 4.5 — Подстанция №2 (110/35/10).
Подстанция 110/10/6:
Расположено на /
Набросок 4.6 — Подстанция №1 (110/10/6).
QC = 0,038 (35 • 2) = 2,66 МВар
S мах расч = 42, 205+ j32,079 — Ѕ j 2,66 = 42, 205 + j 30,749
S мин расч = 33,764 + j 25,663 — Ѕ j 2,66= 33,764 + j 24,333



Расположено на /
Набросок 5.1 — Структурная схема первого варианта.
Мощность, вытекающая из источника питания:
?Рi • ? i
Р = — —-, (5.1)
?? АВ
? Qi • ? i
Q = — —-, (5.2)
?? АВ
42, 205 • 60 + 72,302 • 25
РА = — ——— — = 51,665 МВт
84
25,590 • 60 + 49,367 • 25
QА = — ——— — = 35,828 МВар
84
72,302 • 59 + 42, 205 • 24
РВ = — ——— — = 62,842 МВт
84
49,367 • 59 + 29,590• 24
QВ = — ——— — = 43,129 МВар
84
Проверка:
51,665+62,842 = 42, 205+72,302
114,507 МВт = 114,507 МВт
35,828+43,129 = 29,590+49,367
78,957 МВар = 78,957 МВар
Токи на всех участках сети:
vP 2 + Q 2
I = — ———————, (5.3)
v3 • U
v 51,665 2 + 35,8282
IА-1 = — ———————— — = 315,64 А
v3 • 115
v 9,46 2 + 6,238 2
I1-2 = — ————————- — = 57,13 А
v3 • 115
v 62,842 2 + 43,129 2
I2-В = — ————————- — = 407,83 А
v3 • 115

Сечение проводов по экономической плотности тока:
I мах
FЭ = — —-, (5.4)

где jЭ — финансовая плотность тока;
jЭ = 1 А/мм2 /3/.
Потому что цепь двухцепная, то сечение проводников делим на два:
315,64
FА-1 = — — — = 157,82 мм2
1•2
57,138
F1-2 = ——- = 57,13 мм2
1
407,83
F2-В = ——- = 203,92 мм2
1•2
На участке А-1 принимается провод 2 АС — 185/29, Iдоп = 510 А.
Iмах ? Iдоп
315,64 А < 2•510 А
На участке 1-2 принимается провод АС — 150/24, Iдоп = 450 А
Iмах ? Iдоп
57,13 А < 450 А
На участке 2-В принимается провод 2 АС — 240/32, Iдоп = 605 А
Iмах ? Iдоп
407,83 А < 2•605 А
Избранные сечения проводов проверяются в аварийном режиме, отключением 1-го из источников питания
При выключении источника питания В, участок А-1 (набросок 5.2):
v 114,507 2 + 78,957 2
IА-1= — ——- — = 698,28 А
v3 • 115
IАВАР ? Iдоп
698,28 А < 2•510
потому что выбранное сечение проходит в аварийном режиме, то на участке А-1 оставляется провод 2 АС — 185/29.
Расположено на /
Набросок 5.2 — Структурная схема при выключении источника питания В.
При выключении источника питания А, участок 2-В (набросок 5.3):
v 114,507 2 + 78,957 2
I2-В= — ——- — = 698,28 А
v3 • 115
IАВАР ? Iдоп, 698,28 А < 2•605 А
потому что выбранное сечение проходит в аварийном режиме, то на участке 2-В оставляется провод 2 АС — 240/32.
Набросок 5.3 — Структурная схема при выключении источника питания А.
Проверяется выбранное сечение провода в аварийном режиме на участке 1-2:
v 72,302 2 + 49,367 2
I1-2 = — ———————— — = 439,52 А
v3 • 115
IАВАР ? Iдоп
439,52 А < 450 А
потому что выбранное сечение проходит в аварийном режиме, то на участке 1-2 оставляется выбранное сечение АС — 150/24.
Сопротивления на любом участке сети:
R = r0 ? (5.5)
Х = х0 ? (5.6)
На участке А-1: RА-1 = 0,159 • 48 = 7,632 Ом,
ХА-1 = 0,396 •48 = 19,008 Ом,
На участке 1-2: R1-2= 0, 194 • 35 = 6,79 Ом,
Х1-2 = 0,404 • 35 = 14,14 Ом
На участке 2-В: R2-В= 0,118 • 50 = 5,9 Ом,
Х2-В = 0,391 • 50 = 19,55 Ом
Результаты расчетов сводятся в таблицу 5.1
Таблица 5.1 — Технические данные проводов первого варианта.

Участок

?, км

Марка провода

r0, Ом

х0, Ом

R, Ом

Х, Ом

Rэкв, Ом

Хэкв, Ом

А-1

48

2АС-185/29

0,159

0,396

7,632

19,008

3,816

9,504

1-2

35

АС-150/24

0, 194

0,404

6,79

14,14

6,79

14,14

2-В

50

2АС-240/32

0,118

0,391

5,9

19,55

2,95

9,775


Определяются мощности на участках сети, согласно рисунка 5.4:
На участке 1-2: 42, 205+j30,749;
На участке А-1: 114,507+ j79,451.
Расположено на /
Набросок 5.4 — Структурная схема второго варианта.
Токи на всех участках сети определяются по формуле (5.3):
v 114,507 2 + 79,4512
IА-1 = — ——- — = 699,69 А
v3 • 115
v 42, 2052 + 30,749 2
I1-2 = — ——- — = 262,15 А
v3 • 115

Сечение проводов по экономической плотности тока определяется по формуле (5.4):
потому что две полосы, то:
699,69
FА-1 = ————- = 349,84 мм2
1•2
262,15
F1-2 = ————— = 131,08 мм2
1•2

На участке А-1 принимается провод 2 АС — 400/22, Iдоп =830 А.
Iмах ? Iдоп
699,69 А < 2•830 А
На участке 1-2 принимается провод 2 АС — 150/24, Iдоп = 450А.
Iмах ? Iдоп
262,15 А < 2•450 А
На любом участке сети рассчитываются сопротивления соответственно по формулам (5.5) и (5.6):
На участке А-1: RА-1 = 0,073•50 = 3,65 Ом,
ХА-1 = 0,370•50 = 18,5 Ом,
На участке 1-2: R1-2= 0, 194•35 = 6,79 Ом,
Х1-2 = 0,404•35 = 14,14Ом
Результаты расчетов сводятся таблицу 5.2
Таблица 5.2 — Технические данные проводов второго варианта.

Участок

?, км

Марка провода

r0, Ом

х0, Ом

R, Ом

Х, Ом

Rэкв, Ом

Хэкв, Ом

А-1

50

2АС-400/22

0,073

0,370

3,65

18,5

1,825

9,25

1-2

35

2АС-150/24

0, 194

0,404

6,79

14,14

3,395

7,07



Система 110 кВ. Согласно НТП /5/ выбирается схема с 2-мя рабочими и обходной системой шин. В данной схеме обе системы шин являются рабочими и нормально находятся под напряжением. одна линия подключается к одной системе шин, иная к иной системе шин, такое подключение именуют фиксированным. Обходная система шин совместно с обходным выключателем служит для вывода в ремонт хоть какого из выключателей. наличие вилки из 2-ух линейных разъединителей дозволяет переводить с одной системы шин на другую, другими словами выводить систему в ремонт без погашения присоединений.
Подстанция №1 (110/10/6)
На 110 кВ применятся схема с одной рабочей и обходной системой шин Данная схема применяется в РУ 110 кВ с маленьким присоединением. В данном случае два трансформатора и три полосы (в согласовании с НТП п.1.7.1 и 1.7.4 /5/).
На 10 кВ применятся схема с одной секционированной выключателем система шин. Плюсами схемы являются простота, наглядность, довольно высочайшая надежность. Трагедия на сборных шинах приводит к отключению лишь 1-го источника и половины потребителей, 2-ая секция и все присоединения к ней остаются в работе. На подстанциях секционный выключатель в обычном режиме отключен, с целью ограничения токов недлинного замыкания.
На 6 кВ применяется схема одна секционированная система шин.
Подстанция №2 (110/35/10)
На 110 кВ применяется схема с одной рабочей и обходной системой шин. Данная схема применяется в РУ 110 кВ с маленьким присоединением. В данном случае два трансформатора и три полосы (в согласовании с НТП п.1.7.1 и 1.7.4 /5/).
На 35 кВ применяется схема одна секционированная выключателем система шин.
На 10 кВ применяется схема одна секционированная система шин.

Система 110 кВ. Применяется схема аналогично первому варианту — с 2-мя рабочими и обходной системой шин.
Подстанция № 1 (110/10/6)
На 110 кВ применяется схема мостик с выключателями.
На 10 кВ применяется схема аналогично первому варианту — одна секционированная выключателем система шин.
На 6 кВ применяется схема аналогично первому варианту — одна секционированная система шин.
Подстанция №2 (110/35/10)
На 110 кВ применяется схема аналогично первому варианту с одной рабочей и обходной системой шин.
На 35 кВ применяется схема аналогично первому варианту — одна секционированная выключателем система шин.
На 10 кВ применяется схема аналогично первому варианту — одна секционированная система шин.

Технико-экономическое сопоставление делается по способу приведенных издержек:
З = С + Рн К + У (7.1)
Где С — стоимость каждогодних эксплуатационных расходов, тыс. руб;
Рн — нормативный коэффициент эффективности, тыс. руб;
Рн = 0,12 /9/;
К — серьезные Издержки, тыс. руб;
У — вред от перерыва в электроснабжении, тыс. руб.

К = Кл + Коб (7.2)
где Кл — стоимость сооружения линий, тыс. руб;
Коб — серьезные Издержки на сооружение сети, тыс. руб.

Кл = К1км ? (7.3)
Таблица 7.1 — Стоимость сооружения полосы.

варианта

Участок

Марка провода

Длина, ?, км

Стоимость,

тыс. руб

?Кл, тыс. руб

К1км

Куч-ка

I

А-1

2АС-180/29

48

1100

52800

133725

1-2

АС-150/24

35

585

20475

2-В

2АС-240/32

50

1200

60000

II

А-1

2АС-400/22

50

2065

103250

138250

1-2

2АС-150/24

35

1000

35000


В этом случае учитываются лишь те ячейки, на которые варианты различаются:
Таблица 7.2 — Сопоставление 2-ух вариантов по затратам на сооружение сети.

Вариант№1

Вариант№2

Система

Схема с 2-мя рабочими и обходной системой шин:

Кяч = 2 х 1750 тыс. руб

Кяч = 3500

Схема с 2-мя рабочими и обходной системой шин:

Кяч = 0

Подстанция — 2

Схема с одной рабочей и обходной системой шин:

Кяч =0

Схема с одной рабочей и обходной системой шин:

Кяч = 1750

Подстанция — 1

Схема с одной рабочей и обходной системой шин

Коб = 7000 тыс. руб

Схема мостик с выключателями:

Коб =6000 тыс. руб

Коб =7000 тыс. руб.

Коб = 7750 тыс. руб.

Итого серьезные Издержки составляют:

К1вариант = 133725 +7000 = 140725 тыс. руб

К2вариант = 138250 + 7750 = 146000 тыс. руб.


С = С1 + С2 + С3 (7.4)
где С1 — стоимость потерянной электроэнергии в полосы за год, тыс. руб;
С 2 — отчисления на амортизацию, тыс. руб;
С3 — отчисления на текущий ремонт и содержание эксплуатационного
персонала, тыс. руб;

С1 = в ?Wгод (7.5)
где в — себестоимость выработанной электроэнергии;
в = 1,0 руб/ кВт. ч
?Wгод — количество потерянной электроэнергии в полосы за год, кВт*ч.
(Р2 +Q2) Rэкв
?Wгод = — — — ф (7.6)
U2

где — время наибольших утрат.
С2 + С3 = 3,5% Кл+8%Коб (7.7)
Расчет ведется для всякого варианта:
1-ый вариант:
Расположено на /
Набросок 7.1 — Структурная схема сети первого варианта.
3.816 (51,6652+35,8282)
?Wгод А-1 = — ——— — · 5200= 5931079 кВт ч
115 2
6,79 (9,462+6,2382)
?Wгод 1-2 = — ——- — · 5200 = 342812 кВт ч
115 2
2,95 (62,8422+43,1292)
?Wгод 2-В = — ————· 5200 = 6738264 кВт ч
1152
?Wгод = 5931079 +342812 +6738264 = 13012155 кВт ч
С1 = 1,0 • 13012155 = 13012 тыс. руб/ кВт ч
С2 + С3 = 3,5% 133725 + 8% 7000 = 5240 тыс. руб
С1варианта = 13012 + 5240 = 18252 тыс. руб
2-ой вариант:
1,825 (114,5072+79,4512)
?Wгод А-1 = — ———- — · 5200 = 7637537 кВт ч
1152
3,395 (42, 2052+30,7492)
?Wгод 1-2 = — ————· 5200 = 3639945кВт ч
1152

Расположено на /
Набросок 7.2 — Структурная схема сети второго варианта.
?Wгод = 7637537+3639945 = 11277482 кВт ч
С1 = 1,0 • 11277482 = 11277 тыс. руб/ кВт ч
С2 + С3 = 3,5% 138250 + 8% 7750 = 5459 тыс. руб
С2варианта = 11277 +5459 = 16736 тыс. руб

Вред определяется лишь для тупиковой подстанции при выключении обоих линий.
Параметр потока отказов:
W? = (W100 ?) / 100 (7.7), W? = (0,2•35) / 100 = 0,07 отказ/год
время восстановления:
Тв = 8760 Тв (7.8), Тв = 8760 • 3•10-3 = 26,28 лет/отказ
Возможность аварийного простоя:
Рав = (W? Тв) / 8760 (7.9), Рав = (0,07•26,28) / 8760 = 0,00021 МВт
количество энергии переданной ЛЭП за год:
Wгод = Рмах Тмах (7.10)
Wгод = 6200•42, 205 = 261671МВт ч
количество недоотпущенной электроэнергии:
Wнд = Рав Wгод (7.11)
Wнд = 0,00021•261671 = 54,951 МВт ч
Вред составит:
У = У0 Wнд (7.12)
У0 = 20 руб.
У = 20 • 54,951 = 10,99 тыс. руб/МВт ч
Общие Издержки по двум вариантам:
З1вариант = 18252 +0,12•140725= 35139 тыс. руб
З2вариант = 16736+0,12•146000 + 10,99 = 34267 тыс. руб
Сопоставление 2-ух вариантов:
З1вариант — З2вариант
З = — —————— — •100%
З2вариант
35139 — 34267
З = — ——— — •100% = 3 % < 5 %
35139
Если приведенные Издержки различаются на 5% и меньше, то варианты числятся равноэкономичными.
Для последующих расчетов выбирается наиболее надежный вариант, другими словами вариант №1

Уточняются потоки мощности через проводимости на участках сети
Проводимости определяются по формуле:
JАВ = RАВ / (R2 АВ + Х 2 АВ) (8.1)
ВАВ = ХАВ / (R2 АВ + Х 2 АВ) (8.2)
(3,816+6,79+2,95)
JАВ = — ——————- — = 0,01042см
(3,816+6,79 +2,95) 2 + (9,504+14,14+9,775) 2
(9,504+14,14+9,775)
ВАВ = — ——————— — = 0,0257см
(3,816+6,79 +2,95) 2 + (9,504+14,14+9,775) 2


Расположено на /
Набросок 8.1 Структурная схема сети в наивысшем режиме
РА = 0,01042 (42, 205•9,74 + 72,302•2,95 + 29,590•23,915+ 49,367•9,775) + + 0,0257 (42, 205•23,915 + 72,302•9,775 — 29,590•9,74 — 49,367•2,95) = 51,862 МВт
QА = — 0,01042 (42, 205•23,915 + 72,302•9,775 — 29,590•9,74 — 49,367•2,95) + +0,0257 (42, 205•9,74 + 72,302•2,95 + 29,590•23,915+ 49,367•9,775) = 33,487 МВар
РВ = 0,01042 (72,302•10,66 + 42, 205•3,816+ 49,367•23,644 + 29,590•9,504) + +0,0257 (72,302•23,644 + 42, 205•9,504 — 49,367•10,606 — 29,590•3,816) = 62,645 МВт
QВ = — 0,01042 (72,302•23,644 + 42, 205•9,504 — 49,367•10,606 — 29,590•3,816) + +0,0257 (72,302•10,66 + 42, 205•3,816+ 49,367•23,644 + 29,590•9,504) = 45,47 МВар
Проверка:
42, 205+72,302 = 62,645+51,862
114,507 МВт = 114,507 МВт
29,590+49,367 = 33,487+45,47
78,957 МВар = 78,957 МВар

Расположено на /
Набросок 8.2 — Структурная схема сети в наименьшем режиме
33,764 • 60 + 57,842 • 25
РА = — —————————— — = 41,332 МВт
84
23,174 • 60 + 38,981 • 25
QА = — ————————— — = 28,154 МВар
84
57,842 • 59 + 33,764 • 24
РВ = — ————————— — = 50,274 МВт
84
38,981 • 59 + 23,174 • 24
QВ = — ——————————— — = 34,001 МВар
84
Проверка:
50,274+41,332 = 33,764+57,842
91,606=91,606
34,001+28,154 = 23,174+38,981
62,155 = 62,155
Уточнение перетоков мощностей:
РА = 0,01042 (33,764•9,74 + 57,842•2,95+ 23,174•23,915 + 38,981•9,775) + +0,0257 (33,764•23,915 + 57,842•9,775 — 23,174•9,74 — 38,981•2,95) = 41,476 МВт
QА = — 0,01042 (33,764•23,915 + 57,842•9,775 — 23,174•9,74 — 38,981•2,95) + +0,0257 (33,764•9,74 + 57,842•2,95+ 23,174•23,915 + 38,981•9,775) = 26,118 МВар
РВ = 0,01042 (57,842•10,606 + 33,764•3,816 + 38,981•23,644 + 23,174•9,504) + +0,0257 (57,842•23,644 + 33,764•9,504 — 38,981•10,606 — 23,174•3,816) = 50,130 МВт
QВ = — 0,01042 (57,842•23,644 + 33,764•9,504 — 38,981•10,606 — 23,174•3,816) + +0,0257 (57,842•10,606 + 33,764•3,816 + 38,981•23,644 + 23,174•9,504) = 36,037 МВар


Расположено на /
Набросок 9.1 — Структурная схема сети в наивысшем режиме.
9,6572 + 3,8972
?Р1-2= — — —— — · 6,79 = 0,055 МВт
1152
9,6572 + 3,8972
?Q1-2= — —— — — · 14,14 = 0,114 МВар
1152
S1-2= 9,657+ 0,055 + j3,897+ j0,114= 9,712 + j3,811 МВА
51,9172 + 33,6012
?РА-1 = — — —— — · 3,816 = 1,1 МВт
1152
51,9172 + 33,6012
?QА-1 = — —— — · 9,504 = 2,74 МВар
1152
SА-1= 51,917 + 1,1 + j33,601+ j2,74 = 53,017 + j36,341МВА
62,6452 + 45,4702
?Р2-В = — —————— — · 2,95 = 1,34 МВт
1152
62,6452 + 45,4702
?Q2-В = — ———————— — · 9,775 = 4,44 МВар
1152
S2-В= 62,645 + 1,34 + j45,470+ j4,44= 63,985 + j49,91МВА

Расположено на /
Набросок 9.2 — Структурная схема сети в наименьшем режиме.
7,7122 + 2,9442
?Р1-2= — ———————- — · 6,79 = 0,04 МВт
1152
7,7122 + 2,9442
?Q1-2= — —————— — · 14,14 = 0,073 МВар
1152
S1-2= 7,712+ 0,04 + j2,944 + j0,073= 7,752 + j3,017 МВА
41,5162 + 26, 1912
?РА-1 = — —————— — · 3,816 = 0,7 МВт
1152

41,5162 + 26, 1912
?QА-1 = — ————— — · 9,504 = 1,74 МВар
1152
SА-1= 41,516 + 0,7 + j26, 191+ j1,74 = 42,216 + j27,931 МВА
50,1302 + 36,0372
?Р2-В = — —————— — · 2,95 = 0,85 МВт
1152
50,1302 + 36,0372
?Q2-В = — —————- — · 9,775 = 2,81 МВар
1152
S2-В= 50,130 + 0,85 + j36,037+ j2,81= 50,98 + j38,847 МВА


В задании дано напряжение в наивысшем режиме.
Утраты напряжения на участках сети определяются по формуле:
?U = (РR +QХ) / U (10.1)
где U — напряжение сначала соответственного участка, кВ
Поначалу рассчитывается напряжение на шинах высочайшего напряжения, сводя баланс к точке раздела, потом определяется напряжение на шинах среднего и низкого напряжения. Эти напряжения приведены к Uср высочайшего напряжения.
Напряжение на шинах 110 кВ ПС
U110 = Uс мах — ?Uуч (10.2)
где ?Uуч — утраты напряжения на участке сети, кВ
?U1 = (53,017•3,816 + 36,341•9,504) / 118 = 4,66 кВ
?U2 = (9,712•6,79 + 3,811•14,14) / 118 = 1,04 кВ
?U3 = (63,985•2,95 + 49,91•9,775) / 118 = 5,7 кВ
U110 ПС1 = 118 — 4,66 = 113,34 кВ
U110 ПС2 = 113,34 — 1,04 = 112,3 кВ
U110 ПС3= 118 — 5,7 = 112,3 кВ
Определяется напряжение на шинах среднего и низкого напряжения подстанции.
Подстанция №2 (ТДТН — 63000/110/35/10)
U? 0 = U110 ПС — ?U110
(36,0328•0,485 + 22,5812•22,57)
U? 0 = 112,3 — —————————— — = 107,7 кВ
112,3
(17,0143•0,485 + 0•13,6114)
U35 ПС2 = 107,7 — ———————- — = 107,62 кВ
107,7
(19,0185•0,485 + 15,2148•15,22)
U10 ПС2 = 107,7 — ——————————- — = 105,46 кВ
107,7
Подстанция №1 (ТДТН — 40000/110)
(21,0236•0,83 + 14,0878•35,54)
U? 0 = 113,34 — ————————— — = 108,8 кВ
113,34
(15,0203•0,83 + 0•10)
U10 ПС1 = 108,8 — ——————— — = 108,69 кВ
108,8
(6,0033•0,83 + 4,0878•22,32)
U6 ПС1 = 108,8 — ————— — = 107,91 кВ
108,8

?U1 = (42,216•3,816 + 27,931•9,504) / 119 = 3,58
?U2 = (7,752•6,79 + 3,017•14,14) / 119 = 0,82
?U3 = (50,98•2,95 + 38,847•9,775) / 119 = 4,4
U110 ПС1 = 119 — 3,58 = 115,42 кВ
U110 ПС2 = 115,42 — 0,82 = 114,6 кВ
U110 ПС3= 119 — 4,4 = 114,6 кВ
Определяется напряжение на шинах среднего и низкого напряжения подстанции.
Подстанция №2 (ТДТН — 63000/110)
(28,826•0,485 + 18,065•22,57)
U? 0 = 114,6 — ———————————— — = 110,92 кВ
114,6
(13,6114•0,485 + 0)
U35 ПС2 = 110,92 — —————— — = 110,86 кВ
110,92
(15,2148•0,485+ 10,065•15,22)
U10 ПС2 = 110,92 — ———————————— — = 109,47 кВ
110,92
Подстанция №1 (ТДТН — 40000/110)
(16,8189•0,83 + 11,2702 •35,54)
U? 0 = 115,42 — —————————— — = 111,8 кВ
115,42
(12,016•0,83 + 0)
U10 ПС1 = 111,8 — ————- — = 111,71 кВ
111,8
(4,803•0,83+ 3,2702•22,32)
U6 ПС1 = 111,8 — ———————— — = 111,11 кВ
111,8

Выбор рабочих коэффициентов трансформации на трансформаторе ТДТН-63000/110/35/10, установленного на ПС№2.
способности трансформатора на стороне высочайшего напряжения:
115 кВ±9•1,78% (РПН).
Интервал регулирования:
?U = (1,78•115) / 100 = 2,047кВ
Таблица 11.1способности регулирования трансформатора (РПН)

№ положения

UВН, кВ

Ктр = UВН/ UНН,, кВ

1

133,23

12,13

2

131, 19

11,96

3

129,14

11,76

4

127,28

11,57

5

125,24

11,39

6

123, 19

11, 20

7

121,14

11,01 МИН

8

119,09

10,83

9

117,05

10,64

10

115,00

10,45

11

112,95

10,27

12

110,91

10,08 МАХ

13

108,86

9,9

14

106,81

9,71

15

104,76

9,52

16

102,72

9,34

17

100,67

9,15

18

98,62

8,97

19

96,58

8,78

Данные расчета: U10 мах = 105,46 кВ, U10 мин = 109,47 кВ

На стороне 10 кВ определяю хотимое напряжение:

На шинах 3-20 кВ эл. станций и ПС, к которым присоединяются питающие сети, обязано быть напряжение не ниже 105% в период больших нагрузок и не выше 100% , в период меньших нагрузок этих сетей /6/

Uжел мах = 10,5 кВ,

Uжел мин = 10,0 кВ

Определяю желаемые коэффициенты трансформации:

Ктр мах = 105,46/10,5 = 10,04

Ктр мин = 109,47/10, 0 = 10,95

Сравнивается хотимый коэффициент трансформации с способностями РПН трансформатора и избираем номер рабочего ответвления. В наивысшем режиме — 12 положение переключателя РПН. В наименьшем режиме — 7 положение переключателя РПН.

Определяю действительное напряжение на стороне 10 кВ подстанции:

Uд мах = U10 мах / Ктр д мах

Uд мах = 105,46/10,08 = 10,46 кВ, Uд мин= U10 мин / Ктр д мин

Uд мин = 109,47/11,01 = 9,95 кВ

На стороне 35 кВ у трансформатора ПБВ.

способности трансформатора на стороне среднего напряжения:

38,5 кВ ±2•2,5%

Интервал регулирования:

?U = (2,5•38,5) / 100 = 0,96 кВ

Таблица 9.2

№ положения

UСН, кВ

1

40,42

2

39,46

3

38,5

4

37,54

5

36,58

Данные расчета: U35 мах = 107,62 кВ, U35 мин = 110,86 кВ

На стороне 35 кВ определяю хотимое напряжение:

Uжел мах = 38 кВ,

Uжел мин = 36 кВ

Определяю желаемые коэффициенты трансформации:

Ктр жел мах = 107,62/38 = 2,83,

Ктр жел мин = 110,86/ 36 = 3,08

Потому что в очень режиме на стороне 110 кВ выбираю 12 положение, что соответствует U = 110,91 то при Ктр = 2,83 напряжение на стороне 35 кВ будет равно:

U35 мах = 110,91/2,83 = 39,19 кВ

Потому что в наименьшем режиме на стороне 110 кВ выбираю 8 положение, что соответствует U = 119,09 то при Ктр = 3,08 напряжение на стороне 35 кВ будет равно:

U35 мин = 119,09/3,08= 38,67 кВ

Под перегрузкой на стороне 35 кВ поменять положение переключателя недозволено, потому выбираю одно положение переключателя удовлетворяющее и наибольшему и минимальному режиму.

U35 ср = (U35 мах + U35 мин) /2, U35 ср = (39,19 + 38,67) / 2 = 38,93 кВ

Сравнивая приобретенные значения, с способностями трансформатора на стороне 35 кВ выбираю 2 положение переключателя.

Определяю действительные коэффициенты трансформатора:

Ктр д мах = 110,91/38,93 = 2,85, Ктр д мин = 119,09/38,93 = 3,06

Определяю действительное напряжение на стороне 35 кВ подстанции:

Uд мах = U10 мах / Ктр д мах

Uд мах = 107,62/2,85 = 37,76 кВ, Uд мин= U10 мин / Ктр д мин

Uд мин = 110,86/3,06 = 36,23 кВ

Выбор рабочих коэффициентов трансформации на трансформаторе ТДТН-40000/110/10/6, установленного на ПС№1.

способности трансформатора на стороне высочайшего напряжения:

115 кВ±9•1,78% (РПН).

Интервал регулирования:

?U = (1,78•115) / 100 = 2,047кВ

Таблица 11.2способности регулирования трансформатора (РПН)

№ положения

UВН, кВ

Ктр = UВН/ UНН,, кВ

1

133,23

20, 19

2

131, 19

19,89

3

129,14

19,57

4

127,28

19,28

5

125,24

18,98

6

123, 19

18,67 мин

7

121,14

18,35

8

119,09

18,04

9

117,05

17,73

10

115,00

17,42

11

112,95

17,11 мах

12

110,91

16,80

13

108,86

16,49

14

106,81

16,18

15

104,76

15,87

16

102,72

15,56

17

100,67

15,25

18

98,62

14,94

19

96,58

14,63

Данные расчета: U6 мах = 107,91кВ, U6 мин = 111,11 кВ

На стороне 6 кВ определяю хотимое напряжение:

На шинах 3-20 кВ эл. станций и ПС, к которым присоединяются питающие сети, обязано быть напряжение не ниже 105% в период больших нагрузок и не выше 100% , в период меньших нагрузок этих сетей /6/

Uжел мах = 6,3 кВ,

Uжел мин = 6,0 кВ

Определяю желаемые коэффициенты трансформации:

Ктр мах = 107,91/6,3 = 17,13

Ктр мин = 111,11/6,0 = 18,52

Сравнивается хотимый коэффициент трансформации с способностями РПН трансформатора и избираем номер рабочего ответвления. В наивысшем режиме — 11 положение переключателя РПН. В наименьшем режиме — 6 положение переключателя РПН.

Определяю действительное напряжение на стороне 6 кВ подстанции:

Uд мах = U10 мах / Ктр д мах

Uд мах = 107,91/17,11 = 6,31 кВ,

Uд мин= U10 мин / Ктр д мин

Uд мин = 111,11/18,67 = 5,95 кВ


1. Строев «Финансовая география» СССР

Энергосетьпроект 1991-40 с.

3. В.Д. Боровиков «электронные сети энергетических систем» Ленинград, Энергия 1977-392с.

4. Под редакцией С.С. Рокотян, И.Н. Шапиро «Справочник по проектированию электроэнергетических систем» М., Энергоатомиздат, 1985-352 с.

5. Типовые проектные решения. Схемы электронных соединений ПС с ВН 35-750 кВ, М., Энергосетьпроект 1993-75 с.6 ПУЭ №7, 2005-512 с.

6. С.Е. Кокин, Выбор схем электронных соединений подстанций. Методические указания по «эл. часть эл. станций и ПС» Екатеринбург УГТУ УПИ, 2001-44 с.

7 Финансовая география Рф (под редакцией В.И. Видагина) М., Русская финансовая академия, Высшее образование, 1999-533 с.


]]>