Расчет электрической сети района нагрузок

Sнагр = Pнагр + j Qнагр;

Sтр" = Sнагр; Sтр" = Pтр" + j Qтр"; Sтр" = Pнагр + j Qнагр;

Sтр' = Sтр" + ∆S;  Sтр' = Pтр' + Qтр'; ∆S = ∆P + ∆Q;

Sтр' = Pнагр + ∆P + j (Qнагр + ∆Q);

;

;

Sпс = P1 + ∆Pxx + j (Q1 + ∆Qxx).

Для ПС1: Sнагр = 32+ j 16;

Sтр" = 32 + j 16;

;

;

Sтр' = 32 + 1,12 + j (16 +2,71) = 33,12 + j 18,71;

Sпс = 33,12 + 0,054 + j (18,71 + 0,35) = 33,17 + j 19,06

 

 

Рисунок 3. Г-образная схема замещения  ТРДН25000/110

 

Для ПС2: Sнагр = 21 + j 9,66;

Sтр" = 21 + j 9,66;

;

;

 

Sтр' = 21 + 0,09 + j (9,66+3,66) = 21,09 + j 13,22;

Sпс = 21,09 + 0,038 + j (13,22 + 0,224) = 21,128 + j 13,44.

 

 

 

Рисунок 4. Г-образная схема замещения ТДН16000/110

Для ПС3: Sнагр = 14 + j 6,86;

Sтр" = 14 + j 6,86;

;

;

 

Sтр' = 14 + 0,07 + j (6,86+1,3) = 14,07 + j 8,16;

Sпс = 14,16 + 0,028 + j (8,16 + 0,14) = 14,098 + j 8,3.

 

 

 

 

 

Рисунок 5. Г-образная схема замещения ТДН10000/110

 

 

 

 

Результаты расчета представлены в таблице 5.

 

Таблица 5

Расчёт трансформаторов для подстанций

Наименование параметров режима	ПС1		ПС2		ПС3
	P, МВт	Q, Мвар	P, МВт	Q, Мвар	P, МВт	Q, Мвар
Нагрузка на шинах НН	32	16	21	9,66	14	6,86
Мощность в конце трансформатора	32	16	21	9,66	14	6,86
Потери мощности в обмотках трансформатора	1,12	2,71	0,09	3,66	0,07	1,13
Мощность в начале трансформатора	33,12	18,71	21,09	13,22	14,07	8,16
Потери холостого хода	0,054	0,35	0,038	0,224	0,028	0,14
Мощность на шинах ВН	33,17	19,06	21,128	13,44	14,098	8,3

 

 

Для составления баланса активных и реактивных мощностей района на шинах источника питания необходимо определить параметры линий (сечений проводов). Для сетей имеющих разветвленную конфигурацию, все расчеты по мощностям ведутся последовательно по участкам, в направлении от конца сети к её началу. В основу расчетов на каждом участке берется П–образная схема замещения (для линии 110 кВ и выше) в соответствии с рисунком 6.

 

 

 

 

 

Рисунок 6. П-образная схема замещения

 

Порядок расчета следующий:

- выбирается сечение проводов по приведенной к стороне ВН нагрузке ПС или суммарной нагрузке участка (после полного расчета предыдущего участка или участков);

- определяются параметры участка RЛ, XЛ, QС для соответствующей схемы замещения;

- составляется баланс мощностей для принятой схемы замещения участка.

Согласно [2] выбор сечения проводов производится по экономической плотности тока  
jэк (А/мм2), в зависимости от продолжительности использования максимума активной нагрузки Тма (ч).

Величина экономического сечения равна:

где n – число параллельных линий.

Полученное для сталеалюминевых проводов сечение округляется в ближайшую сторону к стандартному сечению. После выбора сечений проводов необходимо провести проверку на нагревание проводов в аварийных условиях, например при отключении одной из параллельных ВЛ в соответствии с [2].

 

.

 

Одновременно ведется ограничение сечений проводов по условиям коронирования (для ВЛ 110 кВ минимальное сечение 70 мм2).

 

Для участка 1-3: Smax = 14,098 + j 8,3,

Тма = 4700, jэк = 1,1А/мм2,

.

 

Выбрали стандартное сечение АС – 70/113. Допустимый ток по нагреву – 265А4. Проверка по нагреву:

 

Для участка 2-1: Smax = 33,17 + j 19,06,

Тма = 4500, jэк = 1,1 А/мм2,

.

 

Выбирали стандартное сечение АС – 120/110. Допустимый ток по нагреву – 390 А. Проверка по нагреву:

Для участка А-2: Smax = 21,128 + j 13,44,

Тма = 4900, jэк = 1,1 А/мм2,

.

 

Выбирали стандартное сечение АС – 185/110. Допустимый ток по нагреву – 510 А. Проверка по нагреву:

 

 

Определение параметров ВЛ для П–образной схемы замещения производится по удельным показателям на 1 км длины согласно [4, табл. П7]. Результаты расчета свели в таблицу 6.

 

Таблица 6

Параметры ВЛ для П-образной схемы

Наименование параметров	Участки
	1-3	2-1	А-2
Тма, ч	4700	4093,68	4685,68
Jэк, А/мм2	1,1	1,1	1,1
Fэк, мм2	37,33	124,63	181,74
Марка провода	АС-70/110	АС-120/110	АС-185/110
Iдоп, А	265	390	510
Iп/а, А	87,49	292,01	181,74
Длина участка, км	42	36	45
ro, Ом/км	0,422	0,244	0,159
хо, Ом/км	0,444	0,427	0,413
qо, Мвар/км	0,034	0,036	0,037
R, Ом	17,724 / 8,882	8,784 / 4,392	7,155 / 3,578
Х, Ом	18,648 / 9,324	15,372 / 7,686	18,585 / 9,293
Qс, Мвар	1,29 / 2,58	1,16 / 2,32	1,5 / 3
Qс/2, Мвар	0,645 / 1,29	0,58 / 1,16	0,75 / 1,5

 

 

Порядок расчета ВЛ по П – образной схеме замещения по мощностям изложен в [5] а также в [6]. При этом определение потерь мощности производится с учетом номинального напряжения сети. Согласно рисунку 5:

 

Sл" = Sпс – j Qc = Pпс + j (Qпс - Qc) ;

Sл' = Sл" + ∆Pл + j Qл ;

;

;

Sл = Sл'– j Qc = Pл' + j (Qл' - Qc).

 

Для участка 1-3: Sпс = 14,098 + j 8,3 ;

Sл" = 14,098 + j (8,3 – 1,29) = 14,098 + j 7,01 ;

;

;

Sл' = 14,098 + 0,18 + j (7,01 + 0,19) = 14,278 + j 7,2;

Sл = 14,278 + j (7,2– 1,29) = 14,278 + j 5,91.

Для участка 2-1: Sпс = 33,17 + j 19,06 ;

Sл" = 47,268 + j (26,33–1,16) = 47,268 + j 26,17 ;

;

;

Sл' = 47,268 + 1,06 + j (26,17 + 1,85) = 48,328 + j28,02;

 

Sл = 48,328 + j (28,02 –1,16) = 48,328 + j 26,86.

Для участка А-2: Sпс =21,128 + j 13,144 ;

Sл" = 68,396 + j (40,8–1,5) = 68,396 + j 39,3 ;

;

;

Sл' = 68,396 + 1,84 + j (39,3 + 4,78) = 70,346 + j44,08;

 

Sл = 70,236 + j (44,08 –1,5) = 70,336 + j 42,58.

 

 

 

 

Рисунок 7. Схема замещения цепи

Результаты расчетов всех участков свели в таблицу 7.

Таблица 7

Режимные параметры цепи по участкам

Режимные параметры	Участки
	1-3	2-1	А-2
Нагрузка в конце участка	14,098 + j8,3	33,17 + j19,06	21,09 + j13,22
Половина зарядной мощности	-j1,29	-j1,16	-j1,5
Мощность в конце линии	14,098 + j7,01	47,268 + j26,17	68,396 + j39,3
Потери мощности в линии	0,18 + j0,19	1,06 + j1,85	1,84 + j4,78
Мощность в начале линии	14,278 + j7,2	48,328 + j28,02	70,326 + j44,08
Половина зарядной мощности	-j1,29	-j1,16	-j1,5
Мощность в начале участка	14,278 + j7,2	48,238+ j26,86	70,236+ j42,58

 

2. Расчет уровней напряжения в сети и регулирование напряжения

В соответствии с требованиями “Правил устройства электроустановок” в электрических сетях необходимо предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества напряжения электрической энергии. При этом на шинах 10 кВ подстанции, к которым присоединены распределительные сети, устройства регулирования должны обеспечивать поддержание напряжения в режиме максимальных нагрузок – не ниже 1,05·Uном.

Прежде чем приступить к регулированию напряжения, необходимо проводить электрический расчет уровней напряжения в сети. Он выполняется для каждого участка сети по данным начала, двигаясь последовательно от шин источника питания (точка А с известным напряжением) от начала участка к концу, а также от шин ВН к шинам НН каждой ПС. С этой целью для каждого участка используется уравнение связи между напряжениями начала и конца соответствующего участка согласно:

,

,

.

 

В сетях с напряжением до 110 кВ включительно можно пренебрегать поперечной составляющей падения напряжения, как мало влияющей на точность расчетов.

Из задания известно, что напряжение источника питания равно 1,05∙Uном. Так как номинальное напряжение сети равно 110 кВ, то:

UА = 110 ∙ 1,05 = 115,5 кВ.

 

Для ПС2:

 кВ,

.

,

.

Для ПС1:

 кВ,

.

,

.

 

 

Для ПС3:

,

,

.

Результаты расчета представлены в таблице 8.

 

Таблица 8

Расчёт уровней напряжения в сети

UА, кВ	U1 ,кВ	U1 ' ,кВ	U2 ,кВ	U2 ',кВ	U3 ,кВ	U3 ',кВ
115,5	105,8	100,4	109,7	104,1	103,9	97,8

 

Регулирование напряжения с помощью трансформаторов проводится за счет изменения коэффициентов трансформации. У двухобмоточного  трансформатора такое регулирование обычно осуществляется путем изменения числа витков регулировочной обмотки, включенной со стороны нейтрали обмотки высокого напряжения. Величина напряжения Uнн связана с приведенным U'нн соотношением:         ,

где КТ – коэффициент трансформации соответствующий номеру n1 регулировочной обмотки:

,

где UВНном, UННном - номинальное напряжение основного ответвления   первичной обмотки и номинальное напряжение вторичной обмотки соответственно (при W1p=0);

  – ступень регулирования  обмотки W1p (в % от величины W1) и номер установленного ответвления этой обмотки.

     Номер ответвления, для того чтобы обеспечить на вторичной обмотке желаемый уровень напряжения, можно определить по следующему выражению:

,

где Uнн жел – желаемая величина напряжения на вторичной обмотке в расчетном режиме;

Uнн жел=1,05·Uном – для режима максимальных нагрузок.

Как видно из результатов расчета (таблица 8) на первой подстанции напряжение на стороне НН трансформаторов меньше необходимого, так как в режиме максимальных нагрузок на стороне НН напряжение согласно [2] для нашего варианта должно быть 10,5 кВ. Для того чтобы установить желаемый уровень напряжения, выбрали нужное ответвление РПН трансформатора. На первой подстанции установлены 2 трансформатора типа ТРДН-25000/110 с РПН с пределами регулирования   ±9*1,78%.Определили необходимый номер ответвления для первой подстанции:

Для ПС1:

.

Округляем n до -7, тогда:

.

На второй подстанции установлены 2 трансформатора типа ТДН-16000/110 с РПН с пределами регулирования   ±9*1,78%.Определили необходимый номер ответвления для первой подстанции:

Для ПС2:

.

Округляем n до -3, тогда:

.

На третьей подстанции установлены 2 трансформатора типа ТДН-10000/110 с РПН с пределами регулирования   ±9*1,78%.Определили необходимый номер ответвления для первой подстанции:

Для ПС3:

.

Округляем n до -9, тогда:

.

 

Таким образом, выбрав ответвление РПН n = –7 на трансформаторах ПС1, n = –3 на трансформаторах ПС2 и n = –9 на трансформаторах ПС3, напряжение на стороне НН в режиме максимальных нагрузок, удовлетворяет требованиям ПУЭ [2].

 

3. Определение технико-экономических показателей электрической сети

Сооружение новых электрических сетей требуют вложения денежных средств. Обычно эти вложения называют капитальными (К). Они идут на приобретение необходимых материалов и оборудования, на их доставку к месту строительства, монтаж и т.д.

Для надежной работы сети необходимо проводить периодические осмотры и текущие ремонты ее элементов. После определенного срока работы оборудование может требовать серьезного капитального ремонта. При прохождении тока по элементам сети имеют место потери электроэнергии. Для покрытия этих потерь на электростанциях ежегодно тратится топливо, на покупку которого расходуются денежные средства. Таким образом, при  эксплуатации сети ежегодно должны быть произведены определенные расходы. Их обычно называют ежегодными издержками (И) на эксплуатацию сети.

Капитальные вложения Kсеть на сооружения сети состоят из затрат на сооружение линий Kлэп и на сооружение подстанций Kпс:

Kсеть = Kлэп + Kпс

 Определение капиталовложений  на сооружение ЛЭП.

Капитальные затраты определяют по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети. Укрупненные стоимостные показатели для ВЛ 110-220 кВ приведены в методических указаниях к курсовой работе по дисциплине «Электрические сети и системы» [11] в Таблице 10. Эти показатели учитывают все затраты производственного назначения. Для того, чтобы определить капитальные затраты участка ВЛ, необходимо умножить стоимость одного км на длину участка.

Напряжение в сети 110 кВ, промежуточные опоры свободностоящие, количество цепей на опоре – 2, опоры железобетонные. На участке от ПС1 до источника питания и на участке от ПС2 до источника питания сталеалюминевые сечением до 150 мм2. Соответственно, показатель стоимости ВЛ составляет 2508 тыс.руб./км.

Кл А2 = 45·66·2·50 = 297 000 тыс.руб.,

Кл 21 = 36·57·2·50 = 205 200 тыс.руб.,