Курсовая работа (т): Проектирование распределительной электрической сети Дальнего Востока

1)      Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны линии. Применяется для тупиковых или ответвительных двухтрансформаторных подстанций, питаемые по двум линиям на напряжение 35-220 кВ.

Рисунок 3 - Схема: сдвоенный блок линия - трансформатор

2)   
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии. Применяется для проходных подстанций на напряжение 35-220 кВ.

Рисунок 4 - Схема: мостик с выключателями в цепях линий

Выбранные распределительные устройства для проектируемой сети покажем в таблице 1.

Таблица 1 - Типы распределительных устройств.

ПС	Распределительные устройства
	Схема №1	Схема №2	Схема №3	Схема №4
А	Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны линии.	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.	Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны линии.
Б	Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны линии.	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.	Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны линии.	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.
В	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.		Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.
Г	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.		Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.
Д	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.		Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.
Е	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.	Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны линии.		Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.
Ж	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.	Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны линии.	Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны линии.		Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.

.4 Выбор двух конкурентоспособных вариантов конфигурации электрической сети

Выбор двух конкурентоспособных вариантов конфигурации электрической сети от суммарной длины линии и количества выключателей.

Определим суммарную длину линии в одноцепном исполнении с учетом коэффициента трассы. Для Приморского края принимаем коэффициент трассы равный 1,2.

Суммарная длина линий для варианта 1, км

 

 км

Суммарная длина линий для варианта 2, км:

км

Суммарная длина линий для варианта 3, км  

 км

Суммарная длина линий для варианта 4, км:

 км

Рассчитаем количество выключателей для каждой подстанции и суммарное число выключателей в каждом варианте сети с учетом выключателей, через которые проектируемая сеть подключается к источникам питания.

В схеме мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии присутствует 3 выключателя.

В схеме два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны линии присутствует 2 выключателя.

Для удобства необходимые нам данные сведем в таблицу 2.

Таблица 2 - Длины линий и количество выключателей для всех вариантов

Номер варианта	Суммарная длина линий, км	Суммарное число выключателей
1	342,689	27
2	336,751	27
3	352,216	27
4	358,154	27

2.5 Расчет упрощенного потокораспределения активной мощности и выбор номинального напряжения в каждом из 4 вариантов

Задача сводится к определению номинального напряжения в каждом из вариантов. Напряжение мы можем определять как по номограммам, так и по эмпирическим формулам. В данном курсовом проекте для определения напряжения мы будем пользоваться формулой Илларионова, которая применяется на напряжение 35 кВ и выше. Для определения напряжения необходимо знать длину линии каждого участка сети и потоки максимальной активной мощности по линиям. Рассмотрим пример расчета на схеме №1.

Рассчитаем потоки максимальной активной мощности по линиям, МВт:

Рассчитаем рациональное напряжение в проектируемой сети по формуле Г.А. Илларионова [1, с.553]:

 ; кВ (1)

и получим:

При всех расчетах мы учитывали, что подстанции, соединенные в кольцо имеют одинаковое напряжение, поэтому потоки активной мощности и рациональное напряжение считались только на головных участках.

Расчетные значения приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Номинальные напряжения

Номер варианта	Участок	Длина участка, км	Потоки максимальной активной мощности, МВт	Рациональное напряжение, кВ	Номинальное напряжение, кВ
1	ИП1-А	29.516	92.586	150.856	110
	ИП1-Б	74.67	15.074	76.129	110
	ИП2-В	41.742	25.652	95.591	110
	ИП1-Г	26.4	45.498	116.336	110
	ИП2-Д	26.4	103.392	152.287	110
	ИП2-Е	37.335	9.647	60.575	110
2	ИП1-А	29.516	92.586	150.856	110
	ИП1-Б	37.335	21.586	87.262	110
	ИП1-Г	52.8	24.119	94.02	110
	ИП2-Д	26.4	103.392	152.287	110
	ИП2-Е	18.668	28.245	93.131	110
3	ИП1-А	59.032	39.688	118.294	110
	ИП1-Ж	52.8	35.518	111.904	110
	ИП2-В	83.484	11.456	66.784	110
	ИП1-Г	26.4	53.578	109.454	110
	ИП2-Д	26.4	81.084	141.745	110
	ИП2-Е	18.668	44.102	123.466	110
4	ИП1-А	59.03	39.688	127,1	110
	ИП1-Б	37.335	57.195	139,1	110
	ИП2-Д	26.4	81.084	124,1	110
	ИП2-В	41.593	44.103	102,4	110
	ИП2-Е	37.335	9.647	60.575	110
	ИП1-Ж	52.8	35.518	113,7	110

Анализируя полученные расчеты для дальнейшего анализа выбираем схему 1 как наиболее экономичную в плане стоимости ВЛ и схему 2 как наиболее экономичную в плане количества выключателей и величины потерь в связи с номинальным напряжением 220 кВ.

.6 Компенсация реактивной мощности (КРМ)

В соответствии с приказом №893 от 11 декабря 2006 года: «отсутствие КРМ приводит к повышению потоков реактивной мощности, росту потерь, росту тарифов, снижению управляемости режимами работы сетей, к ухудшению качества электрической энергии и надежности электроснабжения потребителей».

Компенсирующие устройства устанавливаются на стороне низкого напряжения, поэтому предельно допустимый коэффициент реактивной мощности принимаем равным 0,4. Для расчетов нам необходимо сравнить этот коэффициент с заданным и выбрать наименьший.

Прежде, чем определить мощности устанавливаемых на подстанциях КУ, необходимо выбрать по какому коэффициенту мощности будет производиться выбор компенсирующих устройств. Это может быть балансирующий коэффициент tgj_бал, выбирающийся из условия равенства коэффициентов мощности на шинах 10 кВ подстанции, либо экономический коэффициент tgj_эк, обеспечивающий минимум суммарных потерь мощности в схеме. Значения для tgj_эк для каждого уровня напряжения приведены в задании.

Таким образом, нам необходимо найти экономически целесообразный коэффициент мощности, удовлетворяющий требованиям минимума суммарных потерь мощности в сети. Он получается путём сравнения tgj_бал с tgj_эк.

(2)

где  - коэффициент одновременности наибольших реактивных нагрузок потребителей » 0,98;

 - количество пунктов потребления электроэнергии;

- суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах;

 - потери реактивной мощности в линии;

 - реактивная мощность, генерируемая линией.

Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах подсчитываются по формуле:

  (3)

Где - максимальная мощность на подстанции, которая определяется по формуле:

 (4)

Для воздушных линий 110 кВ допускается на этой стадии расчета принимать равными величины потерь и генерации реактивной мощности. Для сетей с номинальным напряжением 220 кВ целесообразен расчет потерь реактивной мощности и зарядной мощности линий. Для оценки потерь реактивной мощности в воздушных линиях 220 кВ удельное реактивное сопротивление линии может быть принято равным 0,42 Ом/км, а удельная генерация реактивной мощности q_c=0,14 МВар/км. При этом следует учитывать количество цепей воздушной линии.

Далее находим суммарную генерацию от источников питания на примере схемы 1:

 

Считаем суммарную мощность компенсирующих устройств

= -

Если  окажется > 0 то необходимо выбрать КУ, если же  окажется < 0 то установка КУ не требуется.

При известной суммарной мощности КУ можно найти балансирующий тангенс по формуле:

 (5)

Для дальнейших расчетов принимаем меньший из tgj_эк и tgj_бал.

Определяем требуемую мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции. Эти мощности будут одинаковыми для двух схем, так как расчёт обоих схем ведем по tgj_эк для зимы и лета соответственно:

Для выбора компенсирующих устройств необходимо вычислить фактическую мощность для каждой из подстанций для зимы и лета:

Из фактических значений зимы и лета находим _ном , они являются стандартными справочными величинами.

Подбираем количество БК примерно близкое к данному значению по следующей формуле:

, (6)

где n_ку - количество устанавливаемых батарей конденсаторов;

S_ку - мощность батарей конденсаторов, МВА.

Нескомпенсированную реактивную мощность находим как:

, Мвар. (7)

Аналогичным образом рассчитываем мощности для остальных подстанций, как для зимнего, так и летнего максимумов. Результаты расчетов занесены в таблицу 4. Следует отметить, что по результатам расчетов требуемая мощность КУ в летнее время для большинства подстанций отрицательная, следовательно в компенсации нет необходимости. Для остальных подстанций установка других устройств также не требуется, так как полученные значения меньше необходимых в зимнее время, а сами батареи имеют возможность регулирования (ступень регулирования указана в марке КУ).

Таблица 4 - Компенсация реактивной мощности зимой

ПС	Тип КУМощность, МварКоличество
А	9.604	УКРЛ(П)56-10,5-1800-300 У3	1.763	4	2.4	14.66
Б	0,995	УКРЛ(П)56-10,5-1800-150 У3	1.809	2	1.2	6.21
В	2.268	УКРЛ(П)56-10,5-4050-150 У3	4.124	2	1.2	6.06
Г	0,796	УКРЛ(П)56-10,5-150-300 У3	1.447	2	1.8	9.17
Д	12.88	УКРЛ(П)56-10,5-2250-300 У3	2.319	4	2.4	30.25
Е	3.184	УКРЛ(П)56-10,5-600-300 У3	5.788	3	2.7	3.34
Ж	3.184	УКРЛ(П)56-10,5-300-150 У3	1.061	2	1.2	4.81

2.7 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Мощность силовых трансформаторов определяется из суммы средней активной мощности и нескомпенсированной реактивной мощности. Количество трансформаторов на подстанции определяется согласно категории по надежности потребителей, в случае 1 и 2 категории на подстанции должно быть установлено не менее двух трансформаторов. В случае аварии на одном из них, второй должен обеспечивать потребителя полной мощностью.

Для выбора трансформатора из каталога необходимо рассчитать его расчетную мощность, МВА:

 ,  (8)

где n - число трансформаторов, устанавливаемых на подстанции;

К_З - коэффициент загрузки (принимается равным 0,7);

Р_СРi - среднее значение активной мощности в зимний период;

Q_нескi - нескомпенсированная мощность в зимний период.

После выбора трансформатора его необходимо проверить по коэффициентам загрузки в номинальном и послеаварийном режимах работы.

, (9)

Полученное значение номинального коэффициента загрузки не должно выходить за границы интервала 0,45 - 0,7.

Проверку трансформаторов осуществляем по средней летней нагрузке на подстанциях:

. (10)

Так же рассчитываем коэффициент загрузки в послеаварийном режиме.

Все расчеты сведем в таблицы 5 и 6:

Таблица 5 - Выбор трансформаторов для схемы № 1

ПС	Sрасч, МВа	Sтр, МВа	kз	kз.п/ав	Марка
А	26.991	25	0.756	1.512	ТДН - 25000/110
Б	18.485	25	0.518	1.035	ТДН - 25000/110
В	14.309	16	0.626	1.252	ТДН - 16000/110
Г	29.45	40	0.515	1.0311	ТДН - 40000/110
Д	35.665	40	0.624	1.248	ТДН - 40000/110
Е	11.73	16	0.513	1.026	ТДН- 16000/110
Ж	16.161	40	0.283	0.566	ТДН - 40000/110

Таблица 6 - Выбор трансформаторов для схемы № 2

ПС	Sрасч, МВа	Sтр, МВа	kз	kз.п/ав	Марка
А	26.991	25	0.756	1.512	ТДН - 25000/110
Б	18.485	25	0.518	1.035	ТДН - 25000/110
В	14.309	16	0.626	1.252	ТДН - 16000/110
Г	29.45	40	0.515	1.031	ТДН - 40000/110
Д	35.665	40	0.624	1.248	ТДН - 40000/110
Е	11.73	16	0.513	1.026	ТДН- 16000/110
Ж	16.161	40	0.283	0.566	ТДН - 40000/110

.9 Выбор сечений проводников

Одним из важных параметров линии является размер сечения провода. Чем больше сечение, тем больше затраты на сооружение ВЛЭП и амортизационные отчисления.

Выбор сечения проводов производится методом экономических токовых интервалов. Проверка пригодности выбранных сечений проводов производится расчетом послеаварийного режима.

Расчетное значение тока, текущего по линии:

, (11)

где  - расчётный ток, А;

 - максимальный ток, А;

 - коэффициент, учитывающий изменение тока по годам эксплуатации;

 - коэффициент, учитывающий число часов использования наибольшей нагрузки и коэффициент попадания нагрузки в максимум энергосистемы (Т_м).

Для воздушных линий 110 - 220 кВ, принимается равным 1,05.

Принимаем  равным 1.

Максимальный ток в воздушных линиях между подстанциями рассчитывается по формуле:

,    (12)

где  - максимальный ток, кА;

, - потоки активной максимальной и максимальной нескомпенсированной реактивной мощности, передаваемой по линии в  зимний период, МВт, Мвар;

 - количество цепей;

 - номинальное напряжение, кВ.

Потоки мощности на участках сети для каждого из вариантов посчитаны ранее. Марку проводов выбираем только для головных участков, как наиболее загруженных. Для всех остальных участков марки проводов выбираются такие же, как и на головных участках, чтобы обеспечить послеаварийный режим.

Таблица 7 - Расчетные токи ЛЭП для схемы 1

Участок сети	Расчетный ток, А
ИП1-А	43
ИП1-Б	27
ИП1-В	157
ИП2-Г	552
ИП1-Д	27
ИП2-Ж	43

Таблица 8 - Расчетные токи ЛЭП для схемы 2

Участок сети	Расчетный ток, кА
ИП1-А	36
ИП1-Б	112
ИП2-Г	71
ИП2-Ж	290
ИП2-Е	112

 

Покажем выбранные сечения проводников в каждом из двух вариантов.

Таблица 9 - Расчетные токи и сечения ЛЭП для схемы 1

Участок сети	Марка провода	Длительно-допустимый ток, А
ИП1-А	АС-240/32	579
ИП1-Б	АС-95/11	45
ИП2-В	АС-95/11	164
ИП2-Г	АС-95/11	164
ИП1-Д	АС-240/32	579
ИП2-Ж	АС-240/32	579

Таблица 10 - Расчетные токи и сечения ЛЭП для схемы 2

Участок сети	Марка провода	Длительно-допустимый ток, кА
ИП1-А	АС-240/32	290
ИП1-Б	АС-240/32	160
ИП2-Г	АС-95/11	68
ИП2-В	АС-95/11	36
ИП2-Ж	АС-240/32	290

.9 Конструктивное исполнение электрической сети

По выбранной марке провода, и исходя из районирования климатических условий: условия территории страны по толщине гололедных образований, ветровому давлению, грозовой активности, интенсивности «пляски» проводов, рельефу местности выбираем унифицированные опоры.

При применении унифицированных опор на ВЛ используется разнообразная линейная арматура: для крепления проводов к штыревым или подвесным изоляторам, сцепки изоляторов в гирлянды, крепление изоляторов к опорам, подвески к опорам молниезащитных тросов и др. выбор арматуры производится в соответствии с ее конкретным назначением, номинальным напряжением ВЛ, в зависимости от марок проводов и их числа в расщепленных фазах, от марок молниезащитных тросов и т.д.

Выбор изоляторов для поддерживающих и натяжных гирлянд производится в зависимости от усилий, действующих по оси гирлянды в нормальных и аварийных режиме, возникающего при обрыве провода и назначаемых коэффициентов запаса прочности.

В данном курсовом проекте примем к установке стальные опоры, в которых основные конструктивные элементы опор изготовляются из стали марки ВМ Ст 3.

3. Выбор оптимального варианта электрической сети

При технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты, то есть такие, в которых потребитель получает нужную электроэнергию заданного качества при заданной степени надежности.

Ранее были выбраны варианты схем сети №1 и №2. На данном этапе из них необходимо выбрать оптимальный по технико-экономическим показателям. Сопоставление вариантов осуществляется в результате расчетов сравнительной экономической эффективности капитальных вложений. Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных затрат, вычисляемых по формуле:

З = Е∙К + И,        (13)

где Е - норматив дисконтирования, принимаемый равным 0,1 1/год;

К - капитальные вложения, руб., необходимые для сооружения сети;

И - эксплуатационные издержки, руб./год.

3.1 Расчёт капиталовложений

Применительно к электрическим сетям капитальные вложения состоят из капитальных вложений на сооружение подстанций (К_ПС) и капитальных вложений на сооружение линий (К_Л):

К = К_ПС + К_Л       (14)

Капитальные вложения на сооружение подстанций:

К_ПС = (К_ПОСТ + К_ОРУ + К_ТР + К_КУ),  (15)

где К_ПОСТ - постоянная часть затрат;

К_ОРУ - затраты на сооружение ОРУ;

К_ТР - затраты на покупку силовых трансформаторов/2, стр 346/;

К_КУ - затраты на компенсирующие устройства.

Капитальные вложения на сооружение линий:

К_Л = К₀∙l_ТР, (16)

где К₀ - удельные затраты на сооружение 1 км линии, руб./км.

Расчёт капиталовложений будем проводить по укрупненным стоимостным показателям. Цены на основное оборудование будем брать на 2009 г. с учетом коэффициента инфляции и районных коэффициентов.

Стоимость трансформаторов берём по укрупнённым стоимостным показателям в зависимости от номинальной мощности, также учтем, что на каждой подстанции установлено два трансформатора. Капиталовложения на сооружения подстанций найдём суммированием всех затрат.  

Далее считаем капиталовложения в линиях. Цены на строительство линий берём по укрупнённым стоимостным показателям, на один километр линии, и умножаем на коэффициент инфляции. Цены на линию будут зависеть от сечения проводов и от числа цепей.

.2 Расчёт эксплуатационных издержек

Эксплуатационные издержки - это расходы необходимые для эксплуатации оборудования, и сетей в течение одного года. Ежегодные издержки на эксплуатацию сети включают в себя:

издержки на эксплуатацию и ремонт (И_Э.Р);

издержки на амортизацию (И_АМ);

стоимость потерь электроэнергии (И_ΔW).

Издержки на эксплуатацию и ремонт определяются по формуле:

,    (17)

где α_тэоВЛ, α_тэоПС - нормы ежегодных отчислений на ремонт и эксплуатацию.

Нормы ежегодных отчислений для линий и подстанций будут равны α_рэоВЛ = 0,008; α_рэоПС = 0,059.

Издержки на амортизацию за рассматриваемый период службы  (Т_СЛ = 20 лет), находим по формуле:

 (18)

Издержки стоимости потерь электроэнергии состоят из величины потерь и стоимости потерь электрической энергии:

, (19)

где  - потери электроэнергии, МВт∙ч;

С_∆W - стоимость потерь 1 МВт∙ч электроэнергии.

Стоимость потерь на данный момент времени составляет 1570 руб∙кВт/ч, соответственно в МВт - 1,57 руб∙МВт/ч

Потери электрической энергии в элементах сети (линии (∆W_Л), трансформаторы (∆W_ТР), компенсирующие устройства (∆W_КУ):

∆W = ∆W_Л + ∆W_ТР + ∆W_КУ.  (20)

Потери в линиях:

,         (21)

где - потоки среднеквадратичной активной мощности по линии зимой (летом), МВт;

 - потоки нескомпенсированной реактивной мощности по линии зимой (летом), Мвар;

- активное сопротивление линии, Ом;

- число зимних (летних) часов; = 4800 ч., = 3960 ч;

- потери на «корону», МВт.

Активное сопротивление линии определяется через удельное сопротивление r₀ и длину трассы с учетом числа цепей n:

.     (22)

Потери на «корону» определяются через удельные потери, длину трассы с учетом числа цепей n:

. (23)

Потери в силовых трансформаторах:

  (24)

где  - эффективная нагрузка зимой (летом), МВт;

 - нескомпенсированная реактивная мощность зимой (летом), Мвар;

 - активное сопротивление трансформатора, Ом;

 - потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, МВт;

п - количество трансформаторов на подстанции.

Потери в компенсирующих устройствах:

где - удельные потери в КУ; = 0,003 МВт/Мвар;

,  - мощность КУ соответственно зимой и летом, Мвар.

Определяем капитальные вложения (в расчетах используем укрупненные стоимостные показатели).

Расчет капитальных затрат, издержек и среднегодовых расчетов для варианта схемы 1 и 2 и отражены в таблице 11.

Таблица 11 - Технико-экономические показатели двух вариантов

Показатель	Вариант 1	Вариант 2
Капитальные вложения, тыс. руб.	2706000	2671000
Издержки, тыс. руб.	228053	226005
Суммарные потери, тыс. руб.	330200	336900

.3 Определение среднегодовых эксплуатационных затрат и выбор оптимального варианта сети

Среднегодовые приведённые затраты находим по формуле (13). Резуль-таты расчета заносим в таблицу 12.

Таблица 12 - Среднегодовые затраты.

Показатель	Вариант 1	Вариант 2
Среднегодовые затраты, тыс. руб.	498666	493070

Вывод: Для дальнейшего расчета выбираем схему № 2, рассчитанную в габаритах 110 кВ, т.к. она имеет меньшие среднегодовые затраты, меньшие капиталовложения и наименьшие издержки.

4. Расчет и анализ установившихся режимов

Целью расчета установившихся режимов является определение потоков мощности по участкам сети, напряжений в узлах, а также потерь мощности в элементах сети. Основная задача расчета правильно выбрать отпайки РПН и четко отрегулировать напряжения в максимальном режиме.

Исходными данными для расчета режимов являются режимные характеристики потребителей, конфигурация схемы сети, а также параметры её элементов.

.1 Расчет максимального режима

.1.1 Расчет максимального режима ручным способом

)        Находим сопротивления линий по формуле [3, с.7-13]:

  (26)

где  - активное погонное сопротивление линии, Ом/км;

 - реактивное погонное сопротивление линии, Ом/км;

 - длина линии, км.

Погонные активное и реактивное сопротивления выбираем по таблице в зависимости от сечения линии и класса напряжения [4, с. 432].

) Находим зарядные мощности линий:

 (27)

где  - погонная емкостная проводимость воздушной линии, См/км.

Погонную емкостную проводимость определяем по таблицам [4, с.432]:

) Определяем приведенную нагрузку в узлах:

  (28)

где  - мощность нагрузки, МВА;

 - потери мощности в силовом трансформаторе, МВА.

Мощность нагрузки:

.  (29)

Потери мощности в силовом трансформаторе:

 , (30)

где  - сопротивление трансформатора, Ом;

 - потери мощности холостого хода, МВА.

) Определяем расчетную нагрузку узлов, МВА:

.  (31)

) Рассчитываем потокораспределение на разных участках сети. Для этого вначале находим потоки мощности на головных участках и рассчитываем потоки мощности в сети с двухсторонним питанием. Затем определяем потоки мощности в разомкнутых сетях.

) Определяем напряжения в узлах по рассчитанным потокам мощности и известному напряжению источника питания.

  (32)

Для обеспечения необходимых режимов напряжения во всей распределительной сети должны выбираться централизованные средства регулирования напряжения, к которым относятся трансформаторы с РПН. Для определения добавки напряжения, создаваемой трансформатором с РПН, необходимо выбрать нужное напряжение ответвлений (отпаек) РПН.

Определяем приведенное к стороне ВН напряжение стороны НН силового трансформатора:

  (33)

где U_ВН - фактическое напряжение на стороне ВН, полученное в результате расчета режима сети высокого напряжения, кВ;

 - модуль падения напряжения в силовом трансформаторе, кВ.

Модуль падения напряжения в силовом трансформаторе:

. (34)

Определяем желаемый коэффициент трансформации:

 , (35)

где  - желаемое напряжение на стороне НН силового трансформатора, кВ.

Желаемый номер отпайки РПН для обеспечения требуемого значения напряжения на низкой стороне трансформатора:

  (36)

где t_* - шаг регулирования в относительных единицах.

Полученный номер отпайки округляем до ближайшего целого .

По найденному определяется фактическое напряжение низкой стороны:

. (37)

По итогам проведенного расчета составляем таблицу 13.

Таблица 13 - Результаты расчета максимального режима

Подстанция	Номер отпайки	Фактическое напряжение, кВ	Желаемое напряжение, кВ
А	17	10,2	10,3
Б	8	10	10
В	12	10,4	10,4
Г	10	10,2	10,3
Д	16	10,22	10,2
Е	10	10,8	10,5
Ж	8	10	10,1

Таблица 14 - Потоки мощности в линиях

Ветви	Поток мощности в начале линии, МВА	Поток мощности в конце линии, МВА	Потери мощности в линии, МВА
ИП1-А	154.9+j117.58	150.09+j101.38	4.80+j16.21
ИП1-Б	21.25+j6.29	21.10+j5.98	0.15+j0.31
ИП1-Г	36.12+j13.05	34.39+j10.6	1.73+j2.45
ИП2-Д	65.102+j38.8	63.73+ j34.18	1.37+j4.62
ИП2-Е	35.38+j10.83	34.98+j9.97	0.404+j0.86
ИП2-В	16.67+j6.89	16.05+j6.01	0.62+j0.88
А-Ж	94.41+j80.31	90.66+j67.67	3.75+j12.64
Ж-Д	72.08+j62.33	63.73+j34.18	8.34+j28.16
Е-Б	21.46+j6.49	21.10+j5.98	0.36+j0.51

.1.2 Расчет максимального режима с помощью ПВК RASTRWIN

ПВК RASTRWIN предназначен для решения задач анализа и синтеза, возникающих при исследовании установившихся режимов электроэнер-гетических систем (ЭЭС) и может использоваться при эксплуатации и проек-тировании.

В данном проекте он используется при расчетах установившихся режимов (максимального и послеаварийного).

Для задания исходных данных при расчете в RASTRWIN необходимо заполнить таблицы, содержащую информацию по узлам и по ветвям схемы.

.2 Расчет послеаварийного режима

Послеаварийный режим - это максимальный режим сети, когда часть элементов сети отключена, остальная часть находится в работе при пониженном напряжении источников питания.

Определим наиболее загруженный головной участок, где, предположим, может возникнуть обрыв линии.

5. Регулирование напряжения в сети

.1 Регулирование напряжения в максимальном режиме

РПН - устройство для переключения ответвлений обмотки силового трансформатора под нагрузкой. Устройство РПН служит для регулирования напряжения на низшей (низших) напряжениях трансформатора, выполняется на стороне высокого напряжения (ниже токи, проще реализация). Регулирование напряжения может производиться автоматически либо вручную - дистанционно или по месту.

Для определения добавки напряжения, создаваемой трансформатором с РПН (линейным регулятором), необходимо выбрать нужное напряжение ответвлений (отпаек) РПН трансформатора или линейного регулятора.

В данном пункте дадим качественную оценку выбранным в предыдущем разделе отпайкам для максимального режима.

Таблица 17 - Отпайки РПН трансформатора.

ПС	ПС А	ПС Б	ПС В	ПС Г	ПС Д	ПС Е	ПС Ж
№отп	17	8	12	10	16	10	8

6. Технико-экономические показатели проекта

В данном разделе главной целью является оценить разработанный проект с учетом всех полученных результатов.

Особенно берутся в учет проделанные экономические расчеты. Все результаты по капитальным вложениям в проект, стоимость потерь электроэнергии, суммарные эксплуатационные издержки и себестоимость передачи электроэнергии были приведены ранее в таблице 12.

Второй вариант схемы оказался преимущественнее первого варианта.

Срок окупаемости определяется по формуле:

 (39)

Проект является экономически целесообразным, так как имеет небольшие капиталовложения, допустимые издержки, а также реальную на сегодняшний день стоимость и себестоимость. Отметим, исходя из режима, что потери электроэнергии будут незначительны, если такую сеть подключить к уже имеющейся энергосистеме.

реактивный мощность трансформатор сеть

Заключение

В ходе выполнения курсового проекта была спроектирована электрическая сеть, позволяющая обеспечить потребителей электроэнергией соответствующего качества с необходимой надежностью.

Расчет производился на основе формирования ряда вариантов конфигурации сети, обладающих отличающимися техническими и технико-экономическими характеристиками и показателями.

В проекте определены вероятностные характеристики электрических нагрузок, определяющиеся с целью проектирования надежной и экономически выгодной электрической сети.

Для каждого из конкурентоспособных вариантов выбраны элементы электрической сети (провода, трансформаторы, компенсирующие устройства).

По расчету приведенных затрат, капитальных вложений и эксплуатационных расходов был выбран оптимальный вариант конфигурации.

В результате расчетов установившихся режимов определены: потери в линиях и силовых трансформаторах; определены фактические напряжения на высокой и низкой стороне с учетом регулирования РПН.

Библиографический список

1 Идельчик В.И. Электрические системы и сети: учебник для вузов / В.И. Идельчик - М.: Энергоатомиздат, 2012. - 592 с.

Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учебное пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - 5-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 2013. - 608 с.

Справочник по проектированию электрических сетей - под ред. Д.Л. Файбисовича - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012. - 376 с.

Савина Н.В. Электрические сети в примерах и расчетах / Н.В. Савина, Ю.В. Мясоедов, Л.Н. Дудченко. Учебное пособие. Благовещенск, Издательство АмГУ, 2007. 238с.

Электротехнический справочник: В 4 т. / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. А.И. Попов). - 9-е изд., стер. - М. : Издательство МЭИ, 2004. - Т 3: Производство, передача и распределение электрической энергии. - 964 с.