Выпускная квалификационная работа «исследование режимов

Реферат

Введение

Проектирование районной электрической сети является ответственной задачи, с одной стороны не следует допускать перерасхода материала для увеличения пропускной способности, с другой стороны не следует чересчур экономить. Электрическая сеть также должна быть достаточно надёжной и с возможностью дальнейшей модернизации, но при это экономичной

Выбор схемы районной электрической сети является задачей творческой, требующей принятие во внимание множества факторов.

Сопоставление двух выбранных вариантов схем производится по методу приведённых затрат. Этот метод довольно гибкий и позволяет включать или исключать из расчёта любые составляющие.

После предварительного выбора конфигурации сети, её следует проверить при расчёте установившихся режимов: нормального максимального и послеаварийного и выбрать коэффициенты трансформации.

Проектирование подстанции является не менее ответственной задачей. Выбору основного оборудования подстанции сопутствует расчёт токов коротких замыканий.

Выбор схемы электрических соединений также играет большую роль. С одной стороны она должна быть простой, наглядной, экономичной и безопасной в эксплуатации с другой стороны – достаточно надёжная.

Для симметрии параметров в электрических сетях используется транспозиция фаз.

Оценкой схемы являются технико-экономические показатели, которые отражают эффективность схемы, такие как себестоимость передачи электроэнергии или удельные затраты на один киловатт на подстанции.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 8

Дата

аа

1 Проектная часть, 1.1 Составление баланса активной и реактивной мощностей

В целях уменьшения объёма выпускной квалификационной работы следует убрать две самые ненагруженные подстанции.

Для удобства рассчитаем реактивную мощность каждой подстанции, Мвар:

Qi  Pi  tg(arccos(cos φi )) , (1.1)

где Pi – активная мощность каждой подстанции, МВт;

cosφi – коэффициент мощности подстанции, о.е..

Для первой подстанции, Мвар:

Q1  100  tg(arccos(0,80))  75,0 .

Расчёт остальных подстанций сведём в таблицу 1.

Таблица 1 – Характеристики мощности каждой подстанции № п/ст cos φi , о.е. tgφi , о.е. PПi , МВт QПi ,

S Пi , МВ·А

Мвар:

1 0,80 0,75 100 75,0 100 + j75,0

2 0,88 0,54 40 21,6 40,0+ j21,6

3 0,80 0,75 52 39,0 52,0+ j39,0

16 стр., 7962 слов

Бакалаврская работа: «реконструкция электрической части ору 110 кв и 220 кв подстанции «канаш»

... технико-экономическое обоснование принятых решений. 1 Характеристика существующей электрической схемы подстанции «Канаш» Подстанция «Канаш» введена в эксплуатацию в 1968 г. и подключена к электроэнергосистеме через воздушные линии электропередачи (ВЛ ... на стороне 220 кВ ... подстанции «Канаш» заложены следующие принципы: обеспечение возможности подключения ВЛ ... разветвленную сеть трубопроводов. ...

6 0,75 0,88 36 31,8 36,0+ j31,8

Для снабжения потребителей электроэнергией заданного качества необходимо иметь запас по активной и реактивной мощностям. Недостаток активной мощности приводит к снижению частоты, а недостаток реактивной к снижению напряжения.

Источники электроэнергии должны покрывать суммарную нагрузку электрической сети [21, с 10]:, МВт:

Pист  PП   PЛ   PТ   Pрез  PН  , (1.2)

где PП  – мощность всех потребителей активной мощности, МВт;

PЛ  – потери активной мощности в линиях, МВт;

PТ  – потери активной мощности в трансформаторах, МВт;

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 9

Дата

аа

Pрез – резерв активной мощности приблизительно равный 10%, МВт;

Мощность всех потребителей активной мощности, МВт:

PП  PП1  PП 2  PП 3  PП 6  100  40  52  36  228 . (1.3)

Суммарные потери в линиях и трансформаторах ориентировочно примем 6-8% от суммарной активной мощности нагрузки потребителей.

PЛ   PТ   0,07  PП  0,07  228  16,0 ; (1.4)

Pрез  0,10  PП   0,10  228  22,8 ; (1.5)

Pист  228  16,0  22,8  267 .

Небаланс по активной мощности в ЭС [21, с 10], МВт:

Pнб  PГ  PН   0  267  267 . (1.6)

Вся мощность, потребляемая в ЭС, будет генерироваться в балансирующем узле.

Реактивная нагрузка, отдаваемая в сеть балансирующей станицей равна [21, с 11], Мвар:

Qист  Pист  tgφист  Pист  tg(arccos(cos φист ))  267  tg(arccos(0,85))  165 . (1.7)

Аналогично рассчитаем реактивную мощность, Мвар:

Qист  QП   QЛ   QТ   Q рез  QН  ; (1.8)

QП  QП1  QП 2  QП 3  QП 6  75,0  21,6  39,0  31,8  167 . (1.9)

Примем, что генерируемые и потребляемые реактивные мощности линией примерно равны QЛ  QС . На одну подстанцию приходится примерно 10% потерь реактивной мощности от реактивной нагрузки этой подстанции, Мвар:

QТ   0,10  QП  0,10 167  16,7 . (1.10)

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 10

Дата

аа

Резерв реактивной мощности также примем 10%:

Qрез  0,10  QП   0,10 167  16, 7 ; (1.11)

Qист  167  0  16, 7  16, 7  212 .

Определим мощность компенсирующих устройств [21, с 12], Мвар:

QКУ  QН   Qист  212  165  47 . (1.12)

Средний коэффициент мощности подстанции по условиям баланса [21, с 12], о.е.:

QН   QКУ 212  47 (1.13)

tgφб    0, 725 .

PП  228

Выберем мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции [21, с 12], Мвар:

QКУi  PПi  (tgφi  tgφб ) , (1.14)

где tgφi – коэффициент мощности i-й подстанции, о.е.;

PПi – активная мощность i-й подстанции, МВт.

Для примера посчитаем мощность компенсирующих устройств в подстанции 1. Остальные подстанции сведём в таблицу 2.

QКУ 1  100  (0,75  0,725)  2, 49 .

Таблица 2 – Расчёт мощностей компенсирующих устройств

№ п/ст PПi , МВт tgφi , о.е. QКУi , Мвар

1 100 0,75 2,49

2 40 0,54 -7,41

16 стр., 7955 слов

Курсовая работа: Расчет технико-экономических показателей электрооборудования подстанции ‘Федосеевка’

... жителей области, а запас мощности соответствовал темпам развития экономики, Белгородэнерго постоянно модернизирует энергетический комплекс области. Принимая активное участие в реализации приоритетных ... технологического управления на основе цифровых устройств, взамен устаревших на подстанциях устанавливаются современные, элегазовые и вакуумные выключатели. Помимо модернизации энергооборудования ...

3 52 0,75 1,30

6 36 0,88 5,64

Воспользовавшись источником [2] выберем КУ для первой подстанции в количестве двух штук для расположения их по двум секциям шин. Результаты выбора КУ для других подстанций приведены в таблице 3.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 11

Дата

аа Таблица 3 – Выбор компенсирующих устройств № Тип конденсаторных U ном , кВ QКУ , Количество, QКУ i , QКУi , п/ст установок шт

Мвар Мвар Мвар 1 УКРМ-10,5-1350 УЗ 10,5 1,35 2 2,70 2,49 3 УКРМ-10,5-900 УЗ 10,5 0,900 2 1,80 1,30 6 УКРМ-10,5-2700УЗ 10,5 2,70 2 5,40 5,64

Рассчитаем мощность подстанции с учётом компенсирующих устройств, МВ·А:

S Пi  PПi  j (Q Пi  QКУ i ) . (1.15)

Для всех подстанций, МВ·А:

S П1  100  j(75,0  2,7)  100,0  j72,3 ;

S П 2  40,0  j(21,6  0)  40,0  j 21,6 ;

S П 3  52,0  j (39,0  1,8)  52,0  j37, 2 ;

S П 6  36,0  j (31,8  5, 4)  36,0  j 26, 4 .

1.2 Составление вариантов схем соединения сети

Самой мощной подстанцией является подстанция 1, значит рациональнее всего пустить к ней мощность по кратчайшему расстоянию через вторую по мощности подстанцию 3. Подстанцию 6 можно запитать от подстанции 3, увеличивая длину электропередачи или же напрямую от балансирующего узла, но тогда расстояние линии Б-6 будет больше, чем 3-6. Выберем подключение подстанции 6 напрямую от балансирующего узла, чтобы значительно сократить путь электропередачи. Подстанцию 2 запитаем от подстанции 6, так как линия Б-6 значительно меньше загружена, чем линия Б-3-1.

Так как все потребители первой и второй категорий, то для обеспечения электроснабжения все линии сделаем двухцепными, а линию Б-3 как самую загруженную сделаем трёхцепной, чтобы обеспечить удовлетворительное качество (при расчёте потерь напряжения в этом убедимся).

Следует заметить по источнику [24, с. 432], что увеличение радиуса провода не даст столь заметного эффекта для снижения реактивного сопротивления, как дополнительная цепь.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 12

Дата

аа

Рисунок 1 – Первый вариант схемы электроснабжения

Аналогично составим вторую схему, но её сделаем кольцевой, соединив подстанции 1 и 2. Все линии сделаем двухцепными, кроме линии 2-1, т.к. по ней протекает относительно небольшая мощность. Вторая цепь линий Б-3 и Б-6 обоснована тем, что полная потеря одной из них приведёт к тому, что путь, по которому будут доставляться мощности для подстанций 3 и 6, многократно возрастёт. А линии 3-1 и 2-6 двухцепные для увеличения пропускной способности, поскольку как нетрудно заметить из источников [20, с. 13] и [24, с. 432] увеличение радиуса провода даст бо́льшее увеличение капиталовложений, нежели уменьшения сопротивления. К тому же расчётный радиус провода значительно меньше выбранного по условию короны (пункт 1.4.3).

Рисунок 2 – Второй вариант схемы электроснабжения

1.3 Расчёт первого вариант схемы электрической сети

1.3.1 Расчёт баланса мощности

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 13

Дата

аа

При расчёте приближённого потокораспределения пренебрежём потерями мощности. Мощности по участку 3-1 равна мощности подстанции 1, а мощность по участку 2-6 равна подстанции 2, МВ·А:

66 стр., 32544 слов

Дипломная работа: Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

... на 110 кВ 4. Экономическая часть 4.1 Расчет технико-экономических показателей подстанции 4.1.2 Мощность сети в условных единицах. 4 ... 5.3 Правила техники безопасности при эксплуатации аппаратов высокого напряжения 5.4 Организация пожарной безопасности на подстанции 5.5 ... электроэнергии 4.1.5 Потери мощности в электрической сети 4.1.6 Среднегодовые потери в электрической сети 4.1.7 Максимальная ...

S 31  S П1  100,0  j 72,3 ; (1.16)

S 62  S П 2  40,0  j 21,6 . (1.17)

В соответствие с 1 законом Кирхгофа, МВ·А:

S Б 3  S 31  S П 3  100  j 72,3  52,0  j37, 2  200,0  j144,6 ; (1.18)

S Б 6  S 62  S П 6  40, 0  j 21, 6  36, 0  j 26, 4  76, 0  j 47,9 . (1.19)

1.3.2 Выбор номинального напряжения сети

Номинально напряжение определим по формуле Никогосова [21, с 19], кВ:

li  j (1.20)

U i  j  16  4 Pi  j  ,

ni  j

где – активная мощность, передаваемая по участку цепи, МВт;

Pi  j

li  j – длина участка сети, км;

ni  j – количество параллельных цепей.

Для примера рассчитаем участок Б-6, остальные участки сведём в таблицу 4.

U Б 6  16  4 76,0   158 . Таблица 4 – Выбор номинального напряжения сети Участок сети Pi  j

, МВт li  j

, км ni  j Ui j

, кВ

i-j

Б-3 200,0 179 3 167

3-1 100,0 106 2 165

Б-6 76,0 250 2 158

6-2 40,0 156 2 152

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 14

Дата

аа

Выберем U ном  220 кВ с учётом дальнейшего роста нагрузок и большого падения напряжений, которое будет рассчитано далее.

1.3.3 Выбор сечений проводов и расчёт их параметров

Выбор сечений производится по экономической плотности тока, которая зависит от времени максимальной загрузки и района. Для центральной Сибири и 2500 часов максимальной загрузки экономическая плотность тока составляет 1,5 А/мм2.

Также выбранные сечения проверяются по условию коронирования: для 220 кВ минимальное сечение провода составляет 240 мм 2, и по допустимой токовой загрузке.

Выбор сечений произведём по формуле [21, с 24], мм 2:

Si  j 103 (1.21)

Fi  j  ,

3 U ном  jэ  ni  j

где Si  j – полная мощность, протекающая по участку сети, МВ·А;

U ном – номинальное напряжение участка сети, кВ;

jэ – экономическая плотность тока, А/мм2;

ni  j – количество параллельных цепей на участке.

Для проверки по допустимому току необходимо рассчитать ток участка, А:

Si  j 103

Ii j  . (1.22)

3 U ном  ni  j

Для примера рассчитаем сечение на участке Б-3. Расчёт остальных участков сведём в таблицу 5.

246,8 103

FБ 3   144 .

3  220 1,5  3

246,8 103

I Б 3   216 .

3  220  3

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 15

Дата

аа

Для напряжения 220 кВ минимальный радиус провода равен 240 мм по условиям ограничения короны [24].

Таблица 5 – Выбор сечений проводов участков сети Участок Si  j , ni  j Fi  j Выбранное Марка Ii j , Допустимый сети , провода

МВ·А сечение Fi  j , А ток I i  jдоп ,А

36 стр., 17546 слов

Курсовая работа: Разработка проекта электрической сети района

... учёта потерь. В случае расчёта замкнутой сети она принимается за однородную. Номинальное напряжение участков можно найти: по эмпирической формуле Г.А. Илларионова: где - длина линии, км; передоваемая мощность, МВт. по экономическим ...

мм2

мм2

Б-3 246,8 3 144 300 АС-300/39 216 710

3-1 123,4 2 108 240 АС-240/32 162 605

Б-6 89,9 2 78,0 240 АС-240/32 118 605

6-2 45,4 2 40,0 240 АС-240/32 60,0 605

Полное сопротивление провода рассчитаем по формуле, Ом:

ri  j  jxi  j

Z i j  li  j , (1.23)

ni  j

где ri  j – удельное активное сопротивление провода [24, с. 432], Ом/км;

xi  j – удельное реактивное сопротивление провода [24, с. 432], Ом/км;

li  j – длина участка сети, км;

ni  j – количество параллельных цепей.

Также рассчитаем ёмкостную проводимость на землю, См:

Bi  j  bi  j  ni  j  li  j , (1.24)

где bi  j – удельная ёмкостная проводимость на землю [24, с. 432], См.

Рассчитаем параметры участка Б-3, Расчёт остальных участков сведём в таблицу 6.

0, 094747  j 0, 429

Z Б 3  179  5, 66  25, 6 ;

BБ 3  2, 64 106  3 179  1, 42 103 .

Таблица 6 – Расчёт параметров участков сети Участок li  j , ni  j ri  j , xi  j , bi  j 106 , Z i  j , Ом Bi  j , См

сети Ом/км См/км

км Ом/км

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 16

Дата

аа

Б-3 179 3 0,094747 0,429 2,64 5,66+ j25,6 1,42·10-3

3-1 106 2 0,12060 0,435 2,60 6,42+ j23,2 0,554·10-3

Б-6 250 2 0,12060 0,435 2,60 15,1+ j54,4 1,30·10-3

6-2 156 2 0,12060 0,435 2,60 9,42+ j34,0 0,812·10-3

1.3.4 Расчёт потерь напряжения

Суммарные потери напряжение определяются для нормального максимального и самого тяжёлого послеаварийного режимов. Для нормального максимального режима суммарные потери напряжения до самой удалённой точки не должны превышать 15%, для послеаварийного – 20%.

Расчёт потерь напряжения для i-j участка сети ведётся по упрощённой формуле, кВ:

Pi  j  Ri  j  Qi  j  X i  j

U i  j  . (1.25)

U ном

где Pi  j – активная мощность, передаваемая по участку цепи, МВт;

Ri  j – активное сопротивление линии, Ом;

Qi  j – реактивная мощность, передаваемая по участку цепи, Мвар;

X i  j – реактивное сопротивление линии, Ом; U ном – номинальное напряжение участка сети, кВ.

Сопротивления линий возьмём из таблицы 7. Рассчитаем потери напряжения в линии Б-3 в нормальном максимальном режиме, кВ:

200, 0  5, 66  144, 6  25, 6

U Бн.м3.   22, 0 .

Оценим потери напряжения для i-j участка сети, %:

U i  j

ui  j  100% . (1.26)

U ном

Потери напряжения для Б-3 в нормальном максимальном режиме, %:

22, 0

uБн.м3.  100%  10, 0 .

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 17

Дата

аа

Потери напряжения до самых удалённых точек 1 и 2 будут определяться по формулам соответственно, кВ:

U Бн.м1.  U Бн.м3.  U 3н.1м. ; (1.27)

U Бн.м2.  U Бн.м6.  U 6н. м2. . (1.28)

Расчёт оставшихся участков сети сведём в таблицу 7.

Таблица 7 – Потери напряжения в сети Участок сети S i  j , МВ·А: Z i  j , Ом Uiн. мj . , кВ uiн. мj . , %

Б-3 200,0+ j144,6 5,66+ j25,6 22,0 10,0

3-1 100,0+ j72,3 6,42+ j23,2 10,5 4,79

Б-6 76,0+ j47,9 15,1+ j54,4 17,1 7,75

6-2 40,0+ j21,6 9,42+ j34,0 5,05 2,29

37 стр., 18162 слов

Выпускная квалификационная работа: Проблемы идентификации и классификации стекломагниевых листов в соответствии с ТН ВЭД ТС и пути их решения

... вопроса о классификации данного товара в судебном порядке. И, несмотря на то, что в 2010 году у участников ВЭД с таможенными органами не возникало споров по ... , используемых участниками ВЭД: ксилолит-волокнистые листы (КВЛ), доломит-волокнистые листы (ДВЛ), известково-волокнистые листы (ИВЛ), магнезиально-доломитовые листы (МДЛ), стекло-магнезитовые листы (СМЛ). Стекломагниевый лист (СМЛ), являясь ...

Б-1 32,5 14,8

Б-2 22,1 10,1

Как видно из таблицы 7: потери напряжения в самом удалённом участке не превышают 15%, они составляют 14,8%. Самый тяжёлый послеаварийный режим будет при обрыве самых загруженных линий Б-3 и Б-6. При обрыве линии Б-3 сопротивление этой линии увеличится в 3/2 раза, так как она трёхцепная, а при обрыве линии Б-6 – увеличится в 2 раза. Согласно формуле (1.25) потери напряжения прямо пропорциональны сопротивлению линии.

В соответствие с вышеизложенным потери напряжения в послеаварийном режиме для самых удалённых точек сети, кВ:

U Бп /ав1  U Бн.м3.  U 3н. 1м. ; (1.29)

U Бп /ав2  2U Бн.м6.  U 6н. м2. . (1.30)

U Бп /ав1  22, 0  10,5  43,5 ;

U Бп /ав2  2 17,1  5, 05  39, 2 .

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 18

Дата

аа

Потери напряжения в послеаварийном режиме для самых удалённых точек сети, %:

43,5

uБп /ав1  100%  19,8 ;

39, 2

uБп /ав2  100%  17,8 .

Потери напряжения не превышают 20% в послеаварийном режиме.

1.3.5 Выбор силовых трансформаторов на подстанциях

Практически бесперебойное электроснабжение достигается при установке на подстанции двух трансформаторов. Во время отключения одного трансформатора из-за ремонта или аварии его можно нагружать на 40% сверх номинальной мощности небольшой промежуток времени. Такой режим достигается при работе двух трансформаторов с загрузкой на 60-70% в нормальном максимальном режиме. Тогда можно определить номинальную мощность трансформатора [1, с. 170], МВ·А:

S РТi  (0,6  0,7)  S Пi , (1.31)

где S Пi – установленная мощность подстанции, МВ·А.

Для подстанции 3 номинальная мощность трансформатора, МВ·А:

SРТ 3  0,7  63,9  44,8 .

Выберем трансформатор ТРДНС-40000/220-У1 [7] с номинальной мощностью S НT  40, 0 МВ·А.

Выбранный трансформатор необходимо проверить по коэффициенту загрузки в нормальном режиме [1, с. 170]:

S Пi

k зi  , (1.32)

nTi  S НТi

где nTi – число работающих трансформаторов.

63,9

kз3   0, 799 .

2  40, 0

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 19

Дата

аа

Оптимальное значение коэффициента загрузки должно лежать в диапазоне (0,6 — 0,7) [1, с.171]. Полученное значение не принадлежит данному диапазону.

Проверим послеаварийный коэффициент загрузки (при отключении одного трансформатора):

63,9

kп / ав 3   1, 60 .

1 40, 0

Перегрузка трансформатора не должна превышать 40 %, то есть коэффициент перегрузки не должен превышать 1,4. [1, с. 170].

kп/ ав3  1, 4 , (1.33)

1, 60  1, 4 .

Выбранный трансформатор не проходит по коэффициенту аварийной перегрузки. Резерва мощности 10% от близлежащих подстанций не хватит для покрытия недостатка.

Принимаем большее значение из стандартного ряда мощностей трансформаторов S Н .Т .3  63,0 МВ·А с учётом роста нагрузок. Исходя из исходных данных и полученной мощности, принимаем к установке на подстанции два трансформатора типа ТРДНС-63000/220-У1 [7]. Выбранный трансформатор необходимо проверить по коэффициенту загрузки в нормальном режиме,

18 стр., 8590 слов

Реферат: Образование тарифов на электроэнергию в РФ

... . Так как электроэнергетика – область высокомонополизированная, контроль за тарифами на электроэнергию осуществляется в законодательном порядке. Перед экономистами лесных предприятий, ... политики, направленной на поддержку предпринимательства и укреплению предпринимательского сектора экономики России, межотраслевой и межрегиональной координации тарифообразования. Создание необходимых организационно ...

63,9

k зн3. м.   0,507 .

2  63,0

Оптимальное значение коэффициента загрузки должно лежать в диапазоне (0,6 — 0,7) [1, с.171]. Полученное значение не принадлежит данному диапазону, но меньше его. Это сделано специально для дальнейшего роста нагрузок.

Проверка по коэффициенту аварийной перегрузки,

63,9

kп / ав 3   1, 02 .

1 63, 0

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 20

Дата

аа

Перегрузка трансформатора не превышает 40 %, то есть коэффициент перегрузки не превышает 1,4. [1, с. 170].

Выбор трансформаторов для остальных подстанций сведём в таблицу 8.

Таблица 8 – Выбор трансформаторов Номер Мощнос Расчётная Выбранная Тип Коэффи Коэффициен подстанц ть мощность мощность трансформато циент т загрузки в ии подстанц трансформат трансформат ра загрузки послеаварий

ии S Пi , ора S РТi , ора S НТi , в ном режиме

МВ·А МВ·А МВ·А нормаль kп / авi

ном

режиме

k зi

3 63,9 44,8 63,0 ТРДНС- 0,507 1,02

63000/220

1 123,4 86,4 100 ТДЦН- 0,617 1,23

100000/220

6 44,6 31,2 32,0 ТДН- 0,697 1,39

32000/220

2 45,4 31,8 32,0 ТДН- 0,710 1,42

32000/220

1.3.6 Расчёт потерь электроэнергии

Потери электроэнергии заметно влияют на себестоимость электроэнергии

В практике перспективного проектирования допускается применять метод максимальный потерь τ , который позволяет определить нагрузочные потери в элементах сети по найденному предварительно потокораспределению при максимальный нагрузках и времени максимальный потерь  [21, с. 28].

Значение τ можно определить по эмпирической формуле [21, с. 28], ч/год:

 T 

τ   0,124  М4  8760 , (1.34)

 10 

где TМ – время использования максимума, ч.

 2500 

τ   0,124   8760  1225 .

 104 

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 21

Дата

аа

Потери электроэнергии в линиях определим по формуле [21, с. 29], МВт·ч:

Si2 j

Эi  j  2

Ri  j τ  pкор  li  j  ni  j  8760  Эi j  Эi j  Эi  j , (1.35)

U ном где Si  j – полная мощность, протекающая по участку МВ·А;

Ri  j – активное сопротивление участка, Ом;

U ном – номинальное напряжение, кВ;

pкор – удельные потери на корону, приходящиеся на 1 км линии на одну цепь, МВт·ч; li  j – длина участка сети, км; ni  j – количество цепей на участке, шт;

Эi j – нагрузочные потери в год, МВт·ч;

Эi j – потери холостого хода, МВт·ч.

Рассчитаем потери электроэнергии в год для участка Б-3, МВт·ч:

246,82

ЭБ 3  2

5, 66 1225  2,92 103 179  3  8760  8, 73 103  13,8 103  22,5 103 .

Расчёт потерь для оставшихся линий сведём в таблицу 9.

Таблица 9 – Расчёт потерь электроэнергии в линиях в год Участок Нагрузочные потери Потери холостого хода Суммарные сети

Si  j , Ri  j , Эi j , li  j , ni  j Эi j , потери Эi  j ,

МВ·А Ом МВт·ч км МВт·ч МВт·ч Б-3 246,8 5,66 8,73·10,03 179 3 13,8·10,03 22,5·10,03

6 стр., 2821 слов

Курсовая работа: Расчет экономической эффективности инвестиций в энергетике

... работы является оценка экономической эффективности инвестиций в строительство системы электроснабжения судоремонтного завода. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи: расчет капиталовложений в проектируемую сеть; жизненный цикл проекта и график ...

3-1 123,4 6,42 2,48·10,03 106 2 5,45·10,03 7,93·10,03 Б-6 89,9 15,1 3,08·10,03 250 2 12,8·10,03 1,59·10,03

6-2 45,4 9,42 0,493·10,03 156 2 8,00·10,03 8,49·10,03 Итог 14,8·10,03 40,0·10,03 54,8·10,03

Потери электроэнергии в трансформаторах [21, с. 29], МВт·ч:

P  S 

ЭТi  кi  Пi  τ  nТi  Pхi  8760  ЭТi  ЭТi  ЭТi , (1.36)

nТi  S НТi 

где Pкi – потери короткого замыкания в одном трансформаторе, МВт;

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 22

Дата

аа

nТi – число работающих трансформаторов на подстанции, шт;

S Пi – установленная мощность подстанции, МВ·А;

S НТi – номинальная мощность трансформаторов на подстанции, МВ·А;

Pхi – потери холостого хода одного трансформатора на подстанции, МВт.

Рассчитаем потери электроэнергии в трансформаторах подстанции номер 3, МВт·ч:

0,300  63,9 

Э3    1225  2  0, 082  8760  189  1, 44 10  1, 63 10 .

3 3

2  63 

Расчёт потерь электроэнергии в трансформаторах на других подстанциях сведём в таблицу 10.

Таблица 10 – Расчёт потерь в трансформаторах Подстанция Нагрузочные потери Потери холостого Суммарные

хода потери Эi ,

Pкi , S Пi , SНТi , Эi , Pхi , Эi , МВт·ч МВт·ч

МВт МВ·А МВ·А МВт·ч МВт

3 246,8 63,9 63,0 189 82 1,44·10,03 1,63·10,03

1 123,4 123,4 100 336 115 2,02·10,03 2,35·10,03

2 89,9 44,6 32,0 206 53 0,929·10,03 1,14·10,03

6 45,4 45,4 32,0 199 53 0,929·10,03 1,13·10,03 Итог 930 5,31·10,03 6,24·10,03

Рассчитаем суммарные потери электроэнергии в год зависящие от нагрузки соответственно, МВт·ч:

Э  ЭПС

  ЭW , (1.37)

 – сумма потерь зависящих от нагрузки в трансформаторах, МВт·ч; где ЭПС

ЭW – сумма потерь зависящих от нагрузки в линиях, МВт·ч.

Э  930  14,8 10, 03  15, 7 10, 03 .

Суммарные потери электроэнергии в год независящие от нагрузки, МВт·ч:

Э  ЭПС

  ЭW , (1.38)

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 23

Дата

аа

 – сумма потерь независящих от нагрузки в трансформаторах, МВт·ч; где ЭПС

ЭW – сумма потерь независящих от нагрузки в линиях, МВт·ч.

Э  5,3110, 03  40, 0 10, 03  45,3 10, 03 .

Суммарные потери электроэнергии, МВт·ч:

Э  Э  Э; (1.39)

Э  15, 7 10, 03  45,3 10, 03  61, 0 10, 03.

1.3.7 Определение приведенных затрат

Рассчитаем капиталовложения в линии, в одноцепную и двухцепную [21, с. 33], тыс. руб:

Ki  j  K 0  li  j  K 0  li  j , (1.40)

где K0 – удельные капиталовложения за один км воздушной одноцепной линии, тыс. руб./км;

K 0 – удельные капиталовложения за один км воздушной двухцепной линии, тыс. руб./км;

li  j – длина участка сети, км.

Для примера рассчитаем стоимость участка Б-3, тыс. руб.:

Ki  j  1485 179  1746 179  579,3 10,003 .

Расчёт остальных участков сведём в таблицу 11.

Таблица 11 – Расчёт капиталовложений в воздушные линии Участок сети ni  j li  j , км Марка провода Капиталовложения K i  j ,

49 стр., 24421 слов

Дипломная работа: Безналичные расчеты с использованием банковских платёжных карточек: состояние и перспективы развития

... ЗАО "Идея Банк" в сфере безналичных расчетов. Экономическая и социальная значимость: внедрение предложений будет способствовать развитию безналичных расчетов с использованием банковской платежной карты. Автор работы подтверждает, что ... и периодические издания, использовался материал из сети Интернет. Много внимания уделяется данной теме в статьях О. Антонович, И. Пищик, С. Коптиков, Л. Стефанович, Н. ...

тыс. руб.

Б-3 3 179 АС-300/39 579,3·10,003

3-1 2 106 АС-240/32 186,0·10,003

Б-6 2 250 АС-240/32 436,5·10,003

6-2 2 156 АС-240/32 272,7·10,003 Итог 1474,5·10,003

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 24

Дата

аа

Рассчитаем капиталовложения в подстанции [21, с. 36], тыс. руб.:

K ПСi  KТi  K РУВНi  K РУННi  K ПОСТi  K КУi , (1.41)

где KТi – капиталовложения в трансформаторы, тыс. руб.;

K РУВНi – капиталовложения в РУ ВН, тыс. руб.;

K РУННi – капиталовложения в РУНН, тыс. руб.;

K ПОСТi – постоянная часть затрат, тыс. руб.;

K КУi – капиталовложения в компенсирующие устройства, тыс. руб..

Капиталовложения в РУВН складываются из стоимостей всех ячеек, тыс. руб.:

K РУВНi  nячВНi  K ячВН (1.42)

,

где nячВНi – количество ячеек с выключателями на стороне ВН, шт;

K ячВН – затраты на одну ячейку с выключателем ВН, тыс. руб..

Для определения количества ячеек на стороне ВН необходимо знать принципиальную схему сети, она приведена на чертеже 1.

Аналогично рассчитаем капиталовложения в трансформаторы, тыс. руб.:

KТi  nТ  KТ (1.43)

,

где nТ – количество трансформаторов, шт;

K яч – затраты на одну трансформаторную ячейку, тыс. руб..

Аналогично складываются затраты в РУНН из стоимостей всех ячеек, тыс. руб.:

K РУННi  nячiНН  K ячНН (1.44)

,

где nячННi – количество ячеек с выключателями на стороне НН, шт;

K ячНН – затраты на одну ячейку с выключателем ВН, тыс. руб..

Количество ячеек на стороне НН определяется исходя из мощности каждой ячейки. Количество ячеек НН определим по формуле:

nТ SТi

nячННi  (1,1  1, 2)  3(6) , (1.45)

S яч

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 25

Дата

аа где SТi – номинальная мощность трансформатора на подстанции, МВ·А;

S яч – средняя мощность ячейке, равная 2,0÷3,0, МВ·А.

Все цены возьмём из источника [20]. Рассчитаем для примера капиталовложения в подстанцию номер 3, тыс. руб.:

K РУВН 3  8 14698  117,58 10, 0003 ;

KТ 3  2  20800  41600 ;

2  63, 0

nячНН 3  1,1  6  52 ;

3, 0

K РУНН 3  52  570  29, 6 10, 03 ;

K ПС 3  41600  117,58 10, 0003  29, 6 10, 03  39104  227,9  10, 003 .

Расчёт капиталовложений в остальные подстанции сведём в таблицу 12.

Таблица 12 – Капиталовложения в подстанции

Подстанция Количество ячеек Количество ячеек Капиталовложения в

РУВН nячВНi РУНН n ячННi подстанцию K ПСi

,тыс. руб.

3 8 52 227,9·10,003

1 4 76 175,9·10,003

6 6 28 193,8·10,003

2 4 28 135,9·10,003

БУ 7 – 127,3·10,003 Итог 860,8·10,003

Таким образом суммарные капиталовложения, тыс. руб.:

K  К ПС  КW  , (1.46)

где К ПС – капиталовложения во все подстанции, тыс. руб..;

КW  – капиталовложения во все линии, тыс. руб..

K  860,8 10, 003  1474,5 10, 003  2335 10, 003 .

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 26

Дата

аа

Рассчитаем издержки в подстанции и линии [22, с 308].

Издержки в подстанции, тыс. руб./год:

 ПС

И ПС К ПС , (1.47) где  ПС  – суммарные отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание подстанций, %.

4,9

И ПС  860,8 10, 003  42, 2 10, 03 .

Аналогично определим издержки в линии, тыс. руб./год:

W 

ИW  КW  , (1.48) где W  – суммарные отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание линий, %.

0,8

ИW  1474 10, 03  11,8 10, 03 .

Рассчитаем издержки на потери электроэнергии [21, с. 36], тыс. руб.:

И Э     Э     Э , (1.49)

где   – цена за один МВт·ч энергии, зависящей от нагрузки [23], тыс. руб.;

  – цена за один МВт·ч энергии, независящей от нагрузки [23], тыс. руб.;

Э – п,отери электроэнергии в год, зависящие от нагрузки, МВт·ч;

Э – потери электроэнергии в год, независящие от нагрузки, МВт·ч.

И Э  0, 0085 15, 7 10, 03  0, 0110  45,3 10, 03  632 .

Таким образом суммарные издержки, тыс. руб.:

И  И ПС  ИW  И Э  42, 2 10, 03  11,8 10, 03  632  54, 6 10, 03 .

Рассчитаем приведённые затраты, тыс. руб.:

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 27

Дата

аа

З  EK  И , (1.50)

где E – нормативный коэффициент эффективности капиталовложения в электроэнергетику равный 0,125 при нормативном сроке окупаемости 8 лет [21, с. 34];

З  0,125  2335 10, 03  54, 6 10, 03  346 10, 03 .

1.4 Расчёт второго вариант схемы электрической сети

1.4.1 Расчёт баланса мощности

При расчёте приближённого потокораспределения пренебрежём потерями мощности. Так как схема кольцевая, то воспользуемся методом моментов. Для этого развернём схему, “разрезав” её по балансирующему узлу (рис. 3).

Рисунок 3 – Метод моментов для второй схемы

Из метода моментов можно найти мощность, которую балансирующий узел передаёт в обе стороны. Мощность, передаваемая в сторону узла 6 узнаем приняв за ось отсчёта БУ’, МВ·А:

lБ 3 l l  l l l 

S П3  S П 1  Б 3  31   S П 2  Б 3  31  21  

S Б   S Б 6 

nБ 3  nБ 3 n31   nБ 3 n31 n21 

lБ 3 l31 l21 l62 lБ 6

   

nБ 3 n31 n21 n62 nБ 6

l l l l 

 S П 6  Б 3  31  21  6 2  (52, 0  j 37, 2) 179  (100  j 72,3) 

 nБ 3 n31 n21 n6 2   2

179 106 170 156 250 (1.51)

   

2 2 1 1 2

 179 106   179 106 170 

    (40, 0  j 21, 6)      (36, 0  j 26, 4) 

 2 2   2 2 1 

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 28

Дата

аа

 179 106 170 156 

    

 2 2 1 1 

 88,3  j59,5 .

Аналогично рассчитаем мощность от балансирующего узла в сторону узла 3, приняв за точку отсчёта БУ», МВ·А:

l l l  l l l 

S П 6 Б 6  S П 2  Б 6  62   S П1  Б 6  62  21  

S Б   S Б 3 

nБ 6  nБ 6 n62   nБ 6 n62 n21 

lБ 6 l6 2 l21 l31 lБ 3

   

nБ 6 n6 2 n21 n31 nБ 3

l l l l 

 S П 3  Б 6  6 2  21  31  (36, 0  j 26, 4) 250  (40, 0  j 21, 6) 

 nБ 6 n6 2 n21 n31   2

250 156 170 103 179 (1.52)

   

2 2 1 2 2

 250 156   250 156 170 

    (100  j 72,3)      (52, 0  j37, 2) 

 2 2   2 2 1 

 250 156 170 103 

    

 2 2 1 2 

 139, 7  j97,9.

В соответствие с 1 законом Кирхгофа, МВ·А:

S 31  S Б 3  S П 3  139,7  j97,9  (52,0  j37, 2)  79,8  j54,6 ; (1.53)

S 62  S Б 6  S П 6  88,3  j59,5  (36, 0  j 26, 4)  52,3  j33, 2 ; (1.54)

S 21  S 62  S П 2  52,3  j33, 2  (40,0  j 21,6)  12,3  j11,6 . (1.55)

Проверим также по 1 закону Кирхгофа, МВ·А:

S 21  S 31  S П1 ; (1.56)

12,3  j11,6  87,7  j 60,7  100  j 72,3 ;

100,0  j 72,3  100  j 72,3 .

1.4.2 Выбор номинального напряжения сети

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 29

Дата

аа

Расчёт участков сведём в таблицу 13.

Таблица 13 – Выбор номинального напряжения сети Участок сети i-j Pi  j , МВт li  j , км ni  j Ui j

, кВ

Б-3 139,7 179 2 169 Окончание таблицы 13 Участок сети i-j Pi  j li  j ni  j Ui j

, МВт , км , кВ

3-1 87,7 106 2 169

Б-6 88,3 250 2 164

6-2 52,3 156 2 162

2-1 12,3 170 1 132

Выберем U ном  220 кВ с учётом дальнейшего роста нагрузок и большого падения напряжений, которое будет рассчитано далее.

1.4.3 Выбор сечений проводов и расчёт их параметров

Расчёт производится в соответствие с формулами 1.21 и 1.22 и он приведён в таблице 14.

Таблица 14 – Выбор сечений проводов участков сети Участок Si  j , ni  j Fi  j Выбранное Марка Ii j , Допустимый сети , провода

МВ·А сечение Fi  j , А ток I i  jдоп ,А

мм2

мм2

Б-3 171 2 149 224

3-1 107 2 93,3 140

Б-6 106 2 93,1 240 АС-240/32 140 605

6-2 61,9 2 54,2 81,2

2-1 16,9 1 29,5 44,3

Сопротивления и проводимости участков рассчитаны по формулам 1.23 и 1.26 и приведены в таблице 15.

Таблица 15 – Расчёт параметров участков сети Участок li  j , ni  j ri  j , xi  j , bi  j 106 , Z i  j , Ом Bi  j , См

сети Ом/км См/км

км Ом/км

Б-3 179 2 10,8+ j39,0 0,932·10-3

3-1 106 2 0,12060 0,435 2,60 6,42+ j23,2 0,554·10-3

Б-6 250 2 15,1+ j54,4 1,30·10-3

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 30

Дата

аа

6-2 156 2 9,42+ j34,0 0,812·10-3

2-1 170 1 20,5+ j74,0 0,442·10-3

1.4.4 Расчёт потерь напряжения

Потери напряжения рассчитаны по формулам 1.27 и 1.28 и приведены в таблице 16.

Потери напряжения до самой удалённой точки 1, посчитанные разными способами, кВ:

U Бн.м1.  U Бн.м3.  U 3н.1м. ; (1.57)

U Бн.м1.  U Бн.м6.  U 6н. м2.  U 2н. м1 . . (1.58)

Таблица 16 – Потери напряжения в сети в нормальном максимальном режиме Участок сети Si  j , МВ·А Z i  j , Ом Uiн. мj . , кВ uiн. мj . , %

Б-3 139,7+ j97,9 10,8+ j39,0 24,2 11,0

3-1 87,7+ j60,7 6,42+ j23,2 8,95 4,02

Б-6 88,3+ j59,5 15,1+ j54,4 20,8 9,43

6-2 52,3+ j33,2 9,42+ j34,0 7,36 3,35

2-1 12,3+ j11,6 20,5+j74,0 5,04 2,29

Б-1 33,2 15,0

Б-1 33,2 15,0

Как видно из таблицы 7: потери напряжения в самом удалённом участке не составляют 15%, что удовлетворяет условиям. Самый тяжёлый послеаварийный режим будет при обрыве линии Б-3 (рис. 4).

Сопротивление этой линии в послеаварийном режиме увеличится в 2 раза.

При обрыве линии в кольцевой схеме также изменится потокораспределение. Пересчитаем потокораспределение по формуле 1.50 и 1.51, МВ·А:

179  179 106 

(52, 0  j37, 2)  (100  j 72,3)     (40, 0 

п / ав п / ав

S Б   S Б 6 

1  1 2 

179 106 170 156 250

   

1 2 1 1 2

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 31

Дата

аа

 179 106 170   179 106 170 156 

 j 21, 6)      (36, 0  j 26, 4)     

 1 2 1   1 2 1 1 

 108,9  j 74, 0;

250  250 156 

(36, 0  j 26, 4)

 (40, 0  j 21, 6)     (100 

п \ ав п \ ав

S Б   S Б 3 

2  2 2 

250 156 170 103 179

   

2 2 1 2 1

 250 156 170   250 156 170 103 

 j 72,3)      (52, 0  j37, 2)      

 2 2 1   2 2 1 2 

 119,1  j83, 4.

250  250 156 

(36, 0  j 26, 4)

 (40, 0  j 21, 6)     (100 

п \ ав п \ ав

S Б   S Б 3 

2  2 2 

250 156 170 103 179

   

2 2 1 2 1

 250 156 170   250 156 170 103 

 j 72,3)      (52, 0  j37, 2)      

 2 2 1   2 2 1 2 

 119,1  j83, 4.

Потокораспределение остальных участков рассчитаем по формулам 1.52, 1.53 и 1.54, МВ·А:

п / ав п / ав

S 31  S Б 3  S П 3  119,1  j83,4  (52,0  j37,2)  67,1  j 46,2 ;

п / ав п / ав

S 62  S Б 6  S П 6  108,9  j 74,0  (36,0  j 26, 4)  72,9  j 47,7 ;

п / ав п \ ав

S 21  S 62  S П 2  72,9  j 47,7  (40,0  j 21,6)  32,9  j 26,1 .

Правильность вычислений проверим по формуле 1.55, МВ·А:

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 32

Дата

аа

32,9  j 26,1  67,1  j 46, 2  100  j 72,3 ;

100,0  j 72,3  100  j 72,3 .

Сопротивление линии Б-3 при обрыве одной цепи увеличится в 2 раза. Рассчитаем потери напряжения в линии Б-3 по формуле 1.27 в послеаварийном режиме, кВ:

119,1  2 10,8  83, 4  2  39, 0

U Бн.м3.   36,8 .

Потери напряжения для участка Б-3 в послеаварийном режиме рассчитаем по формуле 1.28, %:

36,8

uБн.м3.  100%  16,8 .

Потери напряжения до самой удалённой точки 1 рассчитаем по формулам 1.56 и 1.57. Расчёт потерь напряжения остальных участков сведём в таблицу 17.

Таблица 17 – Потери напряжения в сети в послеаварийном режиме Участок сети Siп/ ав п / ав

U iп/ ав uiп/ авj , %

j , МВ·А Z i  j , Ом j , кВ

Б-3 119,1+ j83,4 21,6+ j74,0 36,8 16,8

3-1 67,1+ j46,2 6,42+ j23,2 6,82 3,10

Б-6 108,9+ j74,0 15,1+ j54,4 25,8 10,7

6-2 72,9+ j47,7 9,42+ j34,0 10,5 4,77

2-1 32,9+ j26,1 20,5+j74,0 11,8 4,38

Б-1 43,8 19,9

Б-1 43,8 19,9

Потери напряжения не превышают 20% в послеаварийном режиме.

1.4.5 Расчёт потерь электроэнергии

Потери электроэнергии рассчитаем по формулам из пункта 1.3.6. Значение τ возьмём из пункта 1.3.6, а параметры трансформатора из пункта 1.3.5, поскольку параметры нагрузки неизменны. Расчёт потерь для линий сведём в таблицу 18.

Таблица 18 – Расчёт потерь электроэнергии в линиях в год

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 33

Дата

аа Участок Нагрузочные потери Потери холостого хода Суммарные сети потери

Si  j , Ri  j Эi j , li  j , км ni  j Эi j ,

Эi  j ,

МВ·А , Ом МВт·ч МВт·ч

МВт·ч Б-3 170,6 10,8 7,97 ·10,03 179 2 9,18·10,03 17,2·10,03 3-1 106,7 6,42 1,85·10,03 106 2 5,45·10,03 7,30·10,03 Б-6 106,5 15,1 4,33·10,03 250 2 12,8·10,03 17,1·10,03 6-2 61,2 9,42 0,914·10,03 156 2 8,00·10,03 8,91·10,03 Окончание таблицы 18 Участок Нагрузочные потери Потери холостого хода Суммарные сети Si  j , Ri  j Эi j , li  j , км Эi j , потери

ni  j

Эi  j ,

МВ·А , Ом МВт·ч МВт·ч

МВт·ч 2-1 16,9 20,5 0,148·10,03 170 1 4,35·10,03 4,35 ·10,03 Итог 15,2·10,03 3

39,8·10,0 55,0·10,03

Поскольку параметры нагрузки и трансформаторов аналогичны первой схеме (пункт 1.3.6), то потери в трансформаторах во второй схеме будут такими же как и в первой. Они приведены в таблице 10.

Рассчитаем суммарные потери электроэнергии в год зависящие от нагрузки по формуле 1.37, МВт·ч:

Э  930  15, 2 10, 03  16,14 10, 03 .

Суммарные потери электроэнергии в год независящие от нагрузки по формуле 1.38, МВт·ч:

Э  5,3110, 03  39,8 10, 03  45,1 10, 03 .

Суммарные потери электроэнергии рассчитаем по формуле 1.39, МВт·ч:

Э  16,110, 03  45,1 10, 03  61, 2 10, 03.

1.4.6 Определение приведенных затрат

Расчёт участков сделаем аналогично разделу 1.3.7 и сведём в таблицу 19.

Таблица 19 – Расчёт капиталовложений в воздушные линии Участок сети ni  j li  j , км Марка провода Капиталовложения K i  j ,

тыс. руб.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 34

Дата

аа

Б-3 2 179 313,0·10,003

3-1 2 106 186,0·10,003

Б-6 2 250 АС-240/32 436,5·10,003

6-2 2 156 272,7·10,003

2-1 1 170 352,5·10,003 Итог 1561,2·10,003

Для определения количества ячеек на стороне ВН необходимо знать принципиальную схему сети, она приведена на чертеже 2. Расчёт капиталовложений в подстанции аналогично пункту 1.3.7 и сведём в таблицу 20.

Таблица 20 – Капиталовложения в подстанции

Подстанция Количество ячеек Количество ячеек Капиталовложения в

РУВН nячВНi РУНН n ячННi подстанцию K ПСi ,

тыс. руб.

3 6 52 205,3·10,003

1 6 76 179,1·10,003

2 6 28 198,5·10,003

6 6 28 165,3·10,003

БУ 6 – 112,6·10,003 Итог 860,8·10,003

Расчёт приведённых затрат выполним по формулам 1.46-1.50 и представим в таблице 21.

1.5 Сопоставление двух вариантов схем

Таблица 21 – Сопоставление двух вариантов схем Вариа Суммарные потери Капиталовложения, Издержки, млн. руб. Приведён нт электроэнергии,·10,03 млн. руб. ные схем МВт·ч затраты ы Нагру Холостог Всего В В Всег В В На Всег З , ·10,03

зочны о хода Э линии подст о К линии подст потери о И млн. руб.

е Э Э КЛ анции ИЛ анции ИЭ

К ПС И ПС 1 15,7 45,3 61,0 1474 860,8 2358 11,8 43,3 0,632 54,6 346 2 16,0 45,1 61,1 1561 860,8 2445 12,5 43,3 0,633 56,4 362

Варианты схем являются практически идентичными (разность в приведённых затратах составляет менее 10%), но всё же будем рассматривать первый вариант, так как нагрузочные потери в нём немного меньше, а с потерями холостого хода борются путём отключения слабонагруженных элементов, что является малозатратным мероприятием.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 35

Дата

аа

2 Электрическая часть

В электрической части представлен расчёт установившегося режима, т.е. определены напряжения в узлах ЭС, потери мощности и потокораспределения в нормальном максимальном и послеаварийном режимах (при обрыве линии Б-3).

Расчёты произведены в программе “Regim”, результаты которого приведены в приложениях Б и Г.

Далее на основе расчётов режима делаем вывод о приемлемости по техническим показателям, необходимость регулирования напряжения на балансирующей станции, а также выяснения повышения экономической работы ЭС.

2.1 Составление схемы замещения, Для расчёта установившегося режима необходимо составить схему замещения.

Параметры линий рассчитаны в пункте 1.4.3. Параметры трансформирующих устройств рассчитаем ниже.

Продольная ветвь сопротивления двухобмоточных трансформаторов, Ом:

 PКi uКi  U ном2

ZТi   j   RТi  jX Тi , (2.1)

 SНТi 100  nTi  SНТi

где PКi – потери короткого замыкания, МВт;

S НТi – номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

u Кi – напряжение короткого замыкания, %;

U ном – номинальное напряжение, кВ;

nTi – количество трансформаторов на подстанции, шт;

RТi – активное поперечное сопротивление трансформатора, Ом;

X Тi – реактивное поперечное сопротивление трансформатора, Ом.

Для трансформаторов с расщеплённой обмоткой, необходимо сначала посчитать общее сопротивление, Ом:

 PКi uКi  U ном2

Z общТi  j   RТi  jX Тi . (2.2)

 НТi

S 100 n 

 Ti НТi

S

Затем сопротивление обмотки ВН и НН соответственно:

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 36

Дата

аа

Z ВНТi  0,125  Z общТi ; (2.3)

Z ННТi  1, 75  Z общТi . (2.4)

Рассчитаем эквивалентное сопротивление трансформаторов подстанции 3, Ом:

 0,300 12  2202

Z общТ 3  j   2  63, 0  1,83  j 46,1 ;

 63, 0 100 

Z ВНТ 3  0,125  (1,83  j 46,1)  0, 229  j5,76 ;

Z ННТ 3  1, 75 1,83  j 46,1  3,95  j80, 7 .

Сопротивления обмотки НН и ВН понадобится при расчёте токов КЗ в пункте 3. Общее же сопротивление понадобится при расчёте установившегося режима. Также необходимо знать поперечную проводимость трансформаторов на землю, См:

 i S  nTi

Y Тi   PХi  j Хi НТi   2  GТi  jBТi . (2.5)

 100  U ном

где PХi – потери холостого хода, МВт;

i Хi – ток холостого хода, %;

GТi – активная проводимость на землю, См;

BТi – реактивная проводимость на землю, См.

Рассчитаем эквивалентную проводимость трансформаторов подстанции 3, См:

 0,8  63, 0  2

Y Т 3   0, 082  j   3,39  j 20,8 .

 100  2202

Расчёт остальных трансформаторов сведём в таблицу 1.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 37

Дата

аа Таблица 1 – параметры трансформаторов Номер Потери Номинальная Напряжение Сопротивлен Потери Ток Поперечная подста короткого мощность короткого ие холостог холостог проводимость нции замыкани трансформат замыкания продольной о хода о хода трансформатор

я PКi , ора S НТi , u Кi , % ветви Z Тi , Ом PХi , i Хi , % ов на землю Y Тi

МВт МВ·А МВт; , ·10,0-6 См 3 0,300 63,0 12 1,83+j46,1 0,082 0,8 3,39-j20,8 1 0,360 100 12 0,871+j29,0 0,115 0,7 4,75-j28,9

0,167 32,0 12 3,95+j90,8 0,053 0,9 2,19-j11,9

Параметры линий возьмём из пункта 1.3.6, но активная проводимость линий не рассчитана, её можно посчитать по следующей формуле, См:

pкор  li  j  ni  j

Gi  j  2 , (2.6)

U ном

где pкор – удельные потери на корону для линии 220 кВ, МВт/км;

li  j – длина участка, км;

ni  j – количество цепей на участке, шт.

Проводимость на землю линии Б-3, См:

2,92 10, 03 179  3

GБ 3  2

 32,510, 06 .

Расчёт остальных линий сведём в таблицу 2.

Таблица 2 – Расчёт активной проводимости линий Количество цепей на участке Длина участка li  j , км Активная проводимость лини

ni  j Gi  j , ·10,0-6 См

3 179 32,5

2 106 12,9

2 250 30,2

2 156 18,9

Напомним, что остальные параметры линий приведены в разделе 1.3.6.

Схема замещения сети приведена на рисунке 1. Мощности приведены в МВ·А, сопротивления в Омах, а продольные элементы обозначены проводимостями в См.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 38

Дата

аа

Рисунок 1 – схема замещения первого варианта сети.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 39

Дата

аа

2.2 Расчёт установившегося режим

Напряжение в балансирующем узле примем VБ  2420 кВ, так как, исходя из результатов пункта 1.3.4, режим обещает быть тяжёлым.

Потокораспределение и напряжения вычислим методом последовательного приближения. Сначала определим зарядные мощности линий, потери на корону и потери в продольной и поперечной ветвях трансформатора.

Итерация 1.

Напряжение в каждом узле в нулевом приближении примем номинальному U i  2200 кВ.

(0)

Продольная мощность от линий в начале участка, которая поступает в сеть, на n-й итерации, МВ·А:

(Gi  j  jBi  j )

S i  j  U i( n 1)2 ,

(n)

(2.7) где Gi  j – активная проводимость на землю, См;

Bi  j – реактивная проводимость линии на землю, См;

U i( n 1) – напряжение в начале участка, кВ;

n – порядковый номер итерации.

Аналогично продольная мощность в конце учатска, МВ·А:

(Gi  j  jBi  j )

S i  j  U (j n 1)2 ,

(n)

(2.8)

( n 1) где U j – напряжение в конце участка, кВ.

Для примера рассчитаем продольные мощности линии Б-3 в начале и в конце соответственно, МВ·А:

S Б 3  (0,0325  j1, 42) 10,03  2422  0,951  j 41,6 ,

(1)

S Б 3  (0,0325  j1, 42) 10,03  2202  0,786  j34, 4 .

(1)

Расчёт остальных участков сведём в таблицу 3.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 40

Дата

аа Таблица 3 – продольные мощности от линий, которые поступают в сеть

Участок сети i-j Узел Генерируемая мощность,

МВ·А

Б -0,951+j41,6

Б-3

3 -0,786+j34,4

3 -0,311+j13,2

3-1

1 -0,311+j13,2

Б -0,884+j38,2

Б-6

6 -0,731+j31,6

6 -0,457+j19,4

6-2

2 -0,457+j19,4

Потери в “эквивалентном” трансформаторе на холостом ходу, МВ·А:

S ХТi  (GТi  jBТi )Ui( n1)2 ,

(n)

(2.9)

где GТi  jBТi – активная поперечная проводимость трансформатора, См;

BТi – реактивная поперечная проводимость трансформатора, См;

U i( n 1) – напряжение перед трансформатором, кВ.

Потери в продольной ветви “эквивалентного” трансформатора, МВ·А:

 S 

S   ( nПj1)  Z Тi ,

(n)

(2.10)

Тi

U j 

 

где S Пj – мощность за трансформатором, МВ·А;

U (j n 1) – напряжение за трансформатором, кВ;

Z Тi – сопротивление поперечной ветви трансформатора, Ом.

Рассчитаем потери в “эквивалентном” трансформаторе подстанции номер 3 в продольной и поперечной ветвях соответственно:

S ХТ 3  (3,39  j 20,8) 10,03  2202  0,164  j1,01 ;

(1)

 63,9 

S   (1,83  j 46,1)  0,154  j 3,89 .

(1)

Т3

 220 

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 41

Дата

аа

Расчёт потерь в остальных трансформаторах сведём в таблицу 4 Таблица 4 – Расчёт потерь в трансформаторах Номер Напряжен Поперечная Потери Мощность Напряжен Сопротивлен Потери в узла ие перед проводимос холостого за ие за ие продольной

трансфор ть трансфор трансфор поперечной

хода  S ХТi , ветви  S Тi ,

(1) (1)

матором трансформа матором матором ветви

тора Y Тi , МВ·А , кВ трансформат МВ·А

U i(0) , кВ S Пj , U (0)

j

·10,0-6 См МВ·А ора Z Тi , Ом.

3 3,39-j20,8 0,164+j1,01 63,9 1,83+j46,1 0,154+ j3,89 1 4,75-j28,9 0,230+j1,40 123 0,871 +j29,0 0,274+j9,14

220 220 6 2,19-j11,9 0,106+j0,576 44,6 3,95+j90,8 0,162+j3,73 2 2,19-j11,9 0,106+j0,576 45,4 3,95+j90,8 0,168+j3,87

Мощности, входящие в трансформаторы (рис. 1), МВ·А:

S Тi  S Тi  S ХТi  S Пi ;

( n) ( n) ( n)

(2.11)

Для дальнейших расчётов понадобится мощность, проходящая через “эквивалентный” трансформатор (без потерь холостого хода), МВ·А:

S Тi   S Тi  S Пi ;

(n) ( n)

(2.12)

Рассчитаем мощности, входящие и проходящие через “эквивалентный” трансформатор 1, МВ·А:

S Т 1  0, 274  j 9,14  0, 230  j1, 40  100, 0  j 72,3  100,50  j82, 4 ;

(1)

S Т 1  0, 274  j9,14  100, 0  j 72,3  100, 27  j81, 4 .

(1)

Расчёт мощностей, входящих в остальные трансформаторы сведём в таблицу 5.

Таблица 5 – мощности, входящие в трансформаторы Номер узла Потери в Потери Мощность за Мощность, Мощность,

продольной холостого хода трансформаторо проходящая входящая в

через трансформатор

ветви  S Тi ,  S ХТi , МВ·А

(1) (1)

м S Пi , МВ·А

трансформатор (1)

S Тi , МВ·А

МВ·А

S Тi , МВ·А

(1)

3 0,154+ j3,89 0,164+j1,01 52,0+j37,2 52,15+j41,1 52,32+j42,1

1 0,274+j9,14 0,230+j1,40 100,0+j72,3 100,27+j81,4 100,50+j82,4

6 0,162+j3,73 0,106+j0,576 36,0+j26,3 36,16+j30,1 36,27+j30,66

2 0,168+j3,87 0,106+j0,576 40,0+j21,6 40,17+j25,5 40,27+j26,04

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 42

Дата

аа

Рассчитаем мощности, вытекающие из линий 3-1 и 6-2 соответственно, МВ·А:

S 13  S Т 1  S 31 ;

(n) (n) (n)

(2.13)

S 26  S Т 2  S 62 ;

(n) ( n) ( n)

(2.14)

S13  100,50  j82, 4  (0,311  j13, 2)  100,82  j 69,6 ;

(1)

S 26  40, 27  j 26,04  (0, 457  j19, 4)  40,73  j6,68 .

(1)

Потери в продольной части линияй, МВ·А:

 S (j n)i 

 S i j   ( n 1)  Z i  j ,

(n)

(2.15)

U j 

 

(n) где S j i – мощность в конце участка, МВ·А;

U (j n 1) – напряжение в конце участка, кВ;

Z i  j – сопротивление участка, Ом;

n – порядковый номер итерации.

Потери в линиях 3-1 и 6-2 соответственно, МВ·А:

100,822  69, 62

S  (6, 42  j 23, 2)  1,99  j 7,19 ;

(1)

31

2202

40, 732  6, 682

S  (9, 42  j34, 0)  0,332  j1, 20 .

(1)

6 2

2202

Таким образом мощность в начале линий 3-1 и 6-2 соответственно, МВ·А:

S 31  S13  S 31 ;

(n) ( n) ( n)

(2.16)

S 6  2  S 2 6   S 6  2 ;

( n) ( n) ( n)

(2.17)

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 43

Дата

аа

S 31  100,82  j 69, 6  1,99  j 7,19  102,81  j 76,8 ;

(1)

S 62  40,73  j 6,68  0,332  j1, 20  41,06  j7, 88 .

(1)

Найдём мощности в конце линий Б-3 и Б-6 (рис. 1), МВ·А:

S 3 Б  S 31  S Т 3  S 31  S Б 3 ;

( n) ( n) ( n) ( n) ( n)

(2.18)

S 6 Б  S 62  S Т 6  S 62  S Б 6 ;

( n) ( n) ( n) ( n) ( n)

(2.19)

S 3 Б  102,81  j 76,8  52,32  j 42,1  (0,311  j13, 2)  (0, 786  j34, 4) 

(1)

 156, 22  j 71, 4;

S 6 Б  41,06  j 7,88  36, 27  j30,66  (0, 457  j19, 4)  (0,731  j31,6) 

(1)

 78,52  j12, 4.

Потери в линиях рассчитаем аналогично предыдущим по формуле 2.14, МВ·А:

156, 222  71, 42

S  (5, 66  j 25, 6)  3, 45  j15, 6 ;

(1)

Б 3

2202

78,522  (12, 4)2

S  (15,1  j54, 4)  1,97  j 7,10 .

(1)

Б 6

2202

Таким образом мощность в начале линий Б-3 и Б-6 соответственно, МВ·А:

S Б 3  S 3Б  S Б 3 ;

(n) (n) (n)

(2.20)

S Б  6  S 6 Б   S Б  6 ;

(n) ( n) ( n)

(2.21)

S Б 3  156, 22  j 71, 4  1,99  j7,19  159,67  j87,0 ;

(1)

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 44

Дата

аа

S Б 6  78,52  j12, 4  1,97  j 7,10  80, 49  j5,30 .

(1)

Теперь, когда известно потокораспределение, можно найти падение напряжения, для определения напряжений в узлах для второй итерации. Искать напряжение в узлах следует начать уже не с конца, а с начала, т.е. с балансирующего узла.

Падение напряжения в линиях найдём по формуле, кВ:

 (n)

S i j

U i(n j)  Z i j , (2.22)

 ( n 1)

Ui

 (n) где S i  j – комплексно сопряжённая мощность в начале линии, МВ·А;

 ( n 1)

U i – комплексно сопряжённое напряжение в начале линии, кВ;

Z i  j – сопротивление линии, Ом;

n – номер итерации.

Рассчитаем падение напряжения участка Б-3, кВ:

159, 67  j87, 0

U Б(1)3  (5, 66  j 25, 6)  13, 0  j14,9 .

Расчёт остальных участков сведём в таблицу 6.

Таблица 6 – Расчёт падений напряжений в линиях Участок сети i-j Мощность в начале Сопротивление Падение напряжения

линии S (1)

i j , МВ·А; линии Z i  j , Ом; в линиях Ui(1)

 j ,кВ

Б-3 159, 67  j87, 0 5,66+ j25,6 13, 0  j14,9

3-1 102,81  j 76,8 6,42+ j23,2 11,1  j 7,52

Б-6 80, 49  j5,30 15,1+ j54,4 3,82  j18, 4

6-2 41, 06  j 7,88 9,42+ j34,0 2,98  j 6, 00

Рассчитаем напряжения в узлах сети в точках 3 и 6 соответственно, кВ:

U 3( n )  VБ  U Б( n)3 ; (2.23)

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 45

Дата

аа

U 6( n )  VБ  U Б( n)6 ; (2.24)

U 3(1)  242  (13, 0  j14,9)  229  j14,9 ;

U 6(1)  242  (3,82  j18, 4)  238  j18, 4 .

Рассчитаем напряжения в узлах сети в точках 1 и 2 соответственно, кВ:

U1( n )  U 3( n )  U 3(n1) ; (2.25)

U 2( n )  U 6( n )  U 6( n )2 ; (2.26)

U1(1)  229  j14,9  (11,1  j 7,52)  218  j 22, 4  219  5,87 ;

U 2(1)  238  j18, 4  (2,98  j 6, 00)  235  j 24, 4  236  5,93 .

Потери напряжения в “эквивалентного” трансформаторах рассчитаем по формуле, кВ:

 (n)

S Тi

U i( n )  Z Тi , (2.27)

 ( n 1)

Ui

 (n) где S Тi – комплексно сопряжённая мощность, протекаемая через “эквивалентного” трансформатор, МВ·А;

 ( n 1)

Ui – напряжение перед трансформатором, кВ; Z Тi – сопротивление поперечной ветви трансформатора, Ом; n – порядковый номер итерации.

Рассчитаем падение напряжения “эквивалентного” трансформатора подстанции 3, кВ:

52,15  j 41,1

U 3(1)  (1,83  j 46,1)  9,31  j 9,56 .

Расчёт оставшихся падений напряжений сведём в таблицу 7.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 46

Дата

аа Таблица 7 – Падения напряжений в продольных ветвях трансформаторов

Номер узла Мощность, Сопротивление Потери напряжения в

проходящая через поперечной ветви продольной ветви

трансформатор S Тi(1) , трансформатора Z Тi , U i(1) ,кВ

МВ·А Ом.

3 52,15+j41,1 1,83+j46,1 9,31+j9,56

1 100,27+j81,4 0,871 +j29,0 12,5+j11,8

6 36,16+j30,1 3,95+j90,8 13,0+j12,3

2 40,17+j25,5 3,95+j90,8 11,9+j13,8

Рассчитаем напряжение после трансформаторов, но до трансформации (рис. 1), кВ:

U i( n )  U i( n )  U i( n ) , (2.28)

(n) где U i – напряжение до “эквивалентного” трансформатора, кВ.

U 3(1)  229  j14,9  (9,31  j 9,56)  219, 7  j 24, 4 ;

U1(1)  218  j 22, 4  (12,5  j11,8)  205  j34, 2  208  9, 44 ;

U 6(1)  238  j18, 4  (13, 0  j12,3)  225  j30, 7 ;

U 2( n )  235  j 24, 4  (11,9  j13,8)  223  j 38, 2  226  9, 72 .

2.3 Расчёт установившихся режимов на ЭВМ

Расчёт нормального режима на ЭВМ является проверкой правильности ручного режима. Сопоставим результаты с помощью относительной погрешности. В качестве оптимального критерия сопоставления примем напряжения в узлах по величине и фазе, т.к. напряжение является основным параметром, характеризующим режим ЭС, то есть является “первичным”.

Погрешности напряжения по величине, %:

U i  U iЭ

δUi  100% , (2.29)

U iЭ

где U i – напряжение ручного расчёта, кВ;

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 47

Дата

аа

U iЭ – напряжения при расчёте на ЭВМ, кВ.

Погрешность напряжения по фазе, %:

φi  φiЭ

δφi  100% , (2.30)

φiЭ

где φi – угол напряжения ручного расчёта, град.;

φiЭ – угол напряжения при расчёте на ЭВМ, град..

Расчёт на ЭВМ приведён в приложении Б.

Сравним напряжение в узле 3:

229  230,1

δU3  100%  0, 478 ;

230,1

3, 72  (3, 68)

δφi  100%  1, 09 .

3, 68

Сравнение остальных узлов приведём в таблице 8.

Таблица 8 – Расчёт погрешностей ручного расчёта Номе Напряжени Напряжени Погрешност Угол Угол Погрешност р узла е ручного я при и напряжени напряжени ь

расчёта U i , расчёте на напряжения я ручного я при напряжения

ЭВМ U i ,

Э по величине расчёта φi , расчёте на по фазе δ φi ,

кВ

кВ δU i , % град.

Э

ЭВМ φi , %

град. 3 229 230,1 -0,478 -3,72 -3,68 1,09 1 219 219,6 -0,273 -5,87 -5,80 1,21 6 239 241,8 -1,56 -4,42 -4,48 -1,34 2 236 240,8 -1,99 -5,93 -5,79 2,42 3′ 221 221,6 -0,270 -6,35 -6,30 0,794 1′ 208 208,6 -0,288 -9,44 -9,36 0,855 6′ 227 231,3 -1,86 -7,76 -7,71 0,648 2′ 226 231,0 -2,16 -9,72 -9,45 2,86

Как видим погрешность даже в первой итерации имеет небольшую погрешность (чуть больше 2,0%) даже в первом приближении. Метод последовательных итераций имеет быструю сходимость.

Расчёт послеаварийного режима представлен в приложениях В и Г

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 48

Дата

аа

2.4 Расчёт оптимальных коэффициентов трансформации на подстанциях

Расчёт коэффициентов трансформации будем вести по методике, приведённой в источнике [21, с. 52]. Параметры трансформаторов приведены в каталоге [17], а параметры РПН в справочнике [24, c. 118].

Таблица 9 – Параметры трансформаторов

Номер Тип Номинальное Номинальное РПН подстанции трансформатора напряжение напряжение

обмотки ВН обмотки НН  n  kТ , %

U ВНТi ,кВ U ННТi , кВ

3 ТДНС- 63000/220

1 ТДЦН-100000/220

230 11 ±8×1,5

6 ТДН-32000/220

2 ТДН-32000/220

Необходимое напряжение ответвления, кВ:

U ННТi

U отвi  U i , (2.31)



U жi

где U i – трансформируемое напряжение (рис. 1), его возьмём из расчёта на ЭВМ, кВ;

 – желаемое напряжение на стороне НН, его примем номинальному

U жi напряжению низшей обмотки, кВ.

Напряжение одной отпайки, кВ:

kТ

U отпi  U ВНТi , (2.32) где U ВНТi – номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ;

kТ – шаг изменения коэффициента трансформации, %.

Номер ответвления:

U отвi  U ВНТi

nотвi  . (2.33)

U отпi

Выбранное ответвление округляют до ближайшего целого значение.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 49

Дата

аа

Определим значение напряжения ответвления при выбранной отпайке, кВ:

U отвi  U ВНТi  nотвiU отпi , (2.34)

Действительное значение напряжения за трансформатором на стороне НН, кВ:

U ННТi

U i  U i , (2.35)

U отвi

где U i – напряжение перед “идеальным” трансформатором (рис. 1), кВ;

Коэффициент трансформации определим по формуле, о.е.:

U отвi

kТi  . (2.36)

U ННТi

Проверим различие желаемого напряжения с действительным, %:

U i U жi



δUi  100% , (2.37)



U жi

Оно должно быть меньше, чем пол шага изменения коэффициента трансформации, %:

kТ

ε , (2.38)

Так как для всех трансформаторов шаг изменения коэффициента трансформации един, то:

1,5

ε  0, 75 ,

Приведём пример расчёта для подстанции 3:

U отв 3  221, 6  221, 6 ;

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 50

Дата

аа

1,5

U отп 3  230  3, 45 ;

221  230

nотв 3   2,38  2 ;

3, 45

U отв 3  230  (2)3, 45  223,1 ;

U 3  208, 6  10,94 ;

223,1

223,1

kТ 3   20,3 ;

11, 0

10,94  11, 0

δU3  100%  0,54 ,

11, 0

Расчёт оставшихся трансформаторов сведём в таблицу 10.

Таблица 10 – Расчёт коэффициентов трансформации Номер Транс Желаемо Необходи Напряже Номер Действител Действите Коэфф Отличи подста форми е мое ние ответвл ьное льное ициент е нции руемое напряже напряжен одной ения напряжение напряжени трансф действ

напря ние на ие отпайки nотвi ответвления е за ормаци ительн

жение стороне ответвлен U отпi ,кВ при трансформ и kТi ого

U i ,  ,

НН U жi ия U отвi выбранной атором U i напряж

кВ отпайнк ,кВ ения от

кВ ,кВ желаем

U отвi ,кВ

ого

δU i ,% 3 221,6 221,6 -2 223,1 10,9 20,3 0,54 1 208,6 208,6 -6 209,3 11,0 19,0 0,18

11 3,45 6 231,3 231,3 0 230 11,0 21,5 0,45 2 231,0 231,0 0 230 10,9 21,8 0,18

Отличие действительного напряжения от желаемого составляет меньше, чем пол шага регулятора напряжения (0,75 %).

Расчёт коэффициентов трансформации для послеаварийного режима производить не будем для сокращения объёма выпускной квалификационной работы. Потокораспределение представлено на чертеже 3. Сверху нанесён нормальный максимальный режим, снизу – послеаварийный.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 51

Дата

аа

3 Расчёт токов короткого замыкания, 3.1 Составление исходной схемы замещения

Для начала необходимо каждый источник питания представить своим ЭДС и сопротивлением. Балансирующий узел обозначим как система GS с ЭДС равной 1,00 о.е., а все нагрузки имеют ЭДС 0,85 о.е. [25, с 24]. Сопротивление нагрузки равно 0,35 о.е. [25, с. 62] при номинальных условиях. Параметры ЛЭП и трансформаторах приведены в пунктах 1.3.3 и 2.1. Согласно допущениям можно пренебречь активными сопротивлениями всех ланий и трансформаторов, ёмкостной проводимостей ЛЭП на землю и поперечной ветвью у трансформаторов [25, с. 6].

Исходная схема приведена на рисунке 1

Рисунок 1 – Исходная схема сети

3.2 Ручной расчёт токов КЗ

На схеме представлено две ступени напряжения. Точку КЗ примем в узле 11, т.е. в самом удалённом узле, для наглядности расчёта.

Так как исходя из допущений, нагрузки, не входящие в узел КЗ, можно отбросить [25, с. 6], то схема преобразуется в следующий вид (рис.2):

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 52

Дата

аа

Рисунок 2 – Исходная схема без учёта нагрузок

Рассчитаем сопротивления элементов. Для этого необходимо принять базисную мощность. Для удобства расчётов примем её 1000 МВ·А.

Для удобства в этой схеме замещения (рис. 3) узлы будем номеровать по порядку. Сопротивление системы определим по формуле [25, с. 20], о.е.:

S КЗ

X GS () б  , (3.1)

где S б – базисная мощность, МВ·А.

S КЗ – мощность короткого замыкания, МВ·А.

1000

X 1() б   0, 00 .

Сопротивление линии, о.е.:

S

X i () б  X i  j 2б , (3.2)

U ср.н

где X i  j – индуктивное сопротивление линии, Ом;

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 53

Дата

аа

Uср.н – средненоминальное напряжение линии, кВ.

Рассчитаем сопротивление линии Б-3 и 3-1 соответственно, о.е.:

1000

X 2() б  5, 66   0,107 .

2302

1000

X 3() б  5, 66   0,107 .

2302

Рассчитаем сопротивление трансформатора, о.е.:

uКj Sб

X i ( ) б  , (3.3)

100 S НТj

где u Кj – напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

S НТj – номинальная мощность трансформатора, МВ·А.

Сопротивление трансформатора Т4 (рис. 2), о.е.:

12 1000

X 4() б   1, 20 .

100 100

Сопротивление нагрузки, о.е.:

X i () б  X НАГ , (3.4)

S Нk

где X НАГ – сопротивление нагрузки, принятое 0,35, о.е..

S Нk – мощность нагрузки, которая равна половине мощности станции, так как нагрузка равномерно разнесена по шинам, МВ·А.

Сопротивление нагрузки Н6, о.е.:

1000

X 5() б  0,35   5, 67 .

2

Схема замещения приведена на рисунке 3.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 54

Дата

аа

Рисунок 3 – Схема замещения сети

Далее, чтобы не загромождать записи индекс, который обозначает принадлежность к базисной системе, писать не будем. Приведём схему замещения к простейшему виду. Рассчитаем суммарное сопротивление нагрузки и системы (рис. 4), о.е.:

X GS  X1  X 2  X 3  X 4 ; (3.5)

X GS  0, 00  0,107  0,121  1, 20  1, 43 .

Суммарное сопротивление нагрузки, о.е.:

X Н  X 5 ; (3.6)

X Н  X 5  5, 67 .

Рисунок 4 – Схема замещения простейшего вида

3.3 Результаты ручного расчёта

Ток периодической составляющей в начальный момент времени от нагрузки и системы, равен, о.е.:

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 55

Дата

аа

EGS () б

I П 0GS () б  ; (3.7)

X GS () б

EН ( ) б

I П 0 Н ( ) б  ; (3.8)

X Н () б

1, 00

I П 0GS () б   0, 700 ;

1, 43

0,85

I П 0 Н ( ) б   0,150 .

5, 67

Заметим, что ток подпитки от нагрузки мал. Для более удалённых нагрузок от точки КЗ это будет ещё заметнее.

Для расчёта тока КЗ в именованных единицах, необходимо знать базисный ток той ступени, где он протекает. Базисный ток ступени рассчитаем по формуле, кА:

I бi  , (3.9)

3U ср.н.i

где S б – базисная мощность, МВ·А; U ср.н.i – среднее номинальное значение напряжения ступени, кВ.

Для первой и второй ступеней соответственно (рис 1.), кА:

1000

I б1   2,51 ;

3  230

1000

Iб 2   55, 0 .

3 10,5

Ток КЗ складывается из тока, посылаемого системой и нагрузкой, о.е.:

I П 0() б  I П 0GS () б  I П 0 Н () б ; (3.10)

I П 0() б  0, 700  0,150  0,850 ;

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 56

Дата

аа

Рассчитаем ток периодической составляющей трёхфазного короткого замыкания в начальный момент времени, кА:

I П 0  I П 0() б  I б 2 ; (3.11)

I П 0  0,850  55, 0  46, 7 .

Таким образом токи, посылаемые системой и нагрузкой в точку КЗ, кА:

I П 0GS  I П 0GS () б  I б 2 ; (3.12)

I П 0 Н  I П 0 Н ( ) б  I б 2 ; (3.13)

I П 0GS  0, 700  55, 0  38,5 ;

I П 0 Н  0,15  55, 0  8, 24 .

3.4 Расчёт токов КЗ на ЭВМ

Расчёт токов короткого замыкания на ЭВМ приведён в приложениях Д и Е.

Для расчёта подстанции необходимо знать токи трёхфазного короткого замыкания на стороне высшего и низшего напряжений. Для этого составим машинную схему замещения в приложении Д. Сопротивления трансформаторов приведены в пункте 2.1, однако их следует удвоить, поскольку “эквивалентный” трансформатор представляет два трансформатора, включенных на параллельную работу.

Для расчёта токов КЗ такое представление неуместно, поскольку шины являются секционированными. Но для подстанций 6 и 2, где токи КЗ не рассчитываются, такое эквивалентирование уместно. Аналогичная ситуация и с нагрузками. Для подстанции 3 мощность каждой нагрузки составляет четверть мощности подстанции, а для подстанции 1 – половину (чертёж 1).

Сопротивление нагрузки, рассчитанное при своих базисных условиях, Ом:

U ср2 .н.

X Нi  X НАГ , (3.14)

S Нk

где X НАГ – сопротивление нагрузки, о.е.;

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 57

Дата

аа

U ср.н. – среднее номинальное напряжение нагрузки, кВ;

S Нk – мощность нагрузки, МВ·А.

Сопротивления всей схемы будем обозначать по принадлежности узлов к тем или иным элементам (нагрузка, линия и т.п.).

Рассчитаем сопротивление для нагрузки Н1. Оно же будет равно нагрузке Н2, Н3 и Н4 (рис. 1), Ом:

10,52

X Н1  X Н 2  X Н3  X Н 4  0,35  2, 41 .

63,9

Расчёт остальных нагрузок сведём в таблицу 1. Сопротивления линий возьмём из пункта 1.3.3. Для удобства сведём сопротивления линий и трансформаторов в таблицу 2.

Таблица 1 – Расчёт сопротивлений нагрузок

Номер Нагрузки Мощность Количество Сопротивление подстанции подстанции S Пj секционированных нагрузки X Нi ,

шин Ом

,МВ·А

3 Н1, Н2, Н3, Н4 63,9 4 2,41

1 Н5, Н6 123 2 0,625

6 Н7 44,6 1 1,43

2 Н8 45,4 1 1,70

Таблица 2 – Сопротивления линий и трансформаторов

Номер Сопротивление Сопротивление Участок сети Сопротивление подстанции “эквивалентного” одного i-j участка X i  j , Ом

трансформатора трансформатора

X Тi , Ом. X Тi , Ом

X ВНТ 3 5,76 11,5

3 Б-3 25,6

X ННТ 3 80,7 161

1 29,0 29,0 3-1 23,2

6 Б-6 54,4

90,8 90,8

2 6-2 34,0

Сопротивление системы [25, с. 20], Ом:

U ср2 .н.

X GS  , (3.15)

S КЗ

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 58

Дата

аа где U ср.н. – среднее номинальное напряжение системы, кВ.

S КЗ – мощность короткого замыкания, МВ·А.

2302

X GS   0, 00 .

В машинной схеме замещения ЭДС также нужно пересчитать в именованные единицы. ЭДС системы, кВ:

EGS  EGS (*) б U ср.н. , (3.16)

где U ср.н. – среднее номинальное напряжение системы, кВ.

EGS (*) б – напряжение системы, о.е..

EGS  1,00  230  230 .

ЭДС для всех нагрузок, кВ:

EН  EН (*) б U ср.н. , (3.17)

где U ср.н. – среднее номинальное напряжение нагрузки, кВ.

EН (*) б – напряжение системы, о.е..

EН  0,85 10,5  8,92 ,

Так как сопротивление системы равно нулю, то она собой шунтирует часть с подстанциями 3 и 1 от подстанций 6 и 2, а это означает, что часть с подстанциями 6 и 2 можно отбросить. Таким образом схема замещения для более полного расчёта приведена на рисунке 5.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 59

Дата

аа

Рисунок 5 – Схема замещения для расчёта на ЭВМ

Для определения несимметричных коротких замыканий необходимо знать сопротивления нулевой последовательности. Сопротивления системы, нагрузок и трёхобмоточных трансформаторов с группами соединений обмоток УН/Д будет равно сопротивлению прямой последовательности. Все элементы, находящиеся за такими трансформаторами отбрасываются. Сопротивление двухцепных линий возрастёт в 4,7 раза [25].

3.5 Сравнение результатов на ЭВМ и ручного расчётов

Расчёт на ЭВМ приведён в приложении Е. Сделаем сравнение результатов в таблице 3. Аналогично методике пункта 2.3 рассчитаем относительную погрешность.

Таблица 3 – Сравнение ручного и машинного расчётов токов КЗ

Ток КЗ Ручной расчёт I П 0i Машинный расчёт Погрешность δ I П 0 i ,

,кА I ПЭ 0 i , кА %

I П 0GS 38,5 40,32 4,51

I П 0Н 8,24 8,245 0,0606

IП0 46,7 48,568 3,85

Погрешность составляет менее 5%, что свидетельствует о правильности расчёта. Заметим, что ток, посылаемый балансирующим узлом (системой) возрос. Это связано с более полным учётом нагрузки при машинном расчёте.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 60

Дата

аа

4 Проект подстанции №3

4.1 Расчет токов нормального и форсированного режимов цепей подстанции

Расчёт токов проводится по методике, изложенной в учебнике [1, с. 171 – 172].

4.1.1 Расчет токов цепей трансформаторов

На стороне ВН токи определяются по выражениям в аварийном и нормальном максимальном режимах, кА:

SНТi

ВН

I норм  kз ВН ,

3 U ном (4.1)

SНТi

ВН

I max  kав ВН ,

3 U ном (4.2)

ВН где I норм – ток нормального режима на стороне ВН, кА;

ВН

I max – наибольший ток ремонтного или послеаварийного режимов на стороне ВН, кА;

k з – коэффициент загрузки нормального режима, о.е.;

kав – коэффициент загрузки послеаварийного режима, о.е.;

ВН

U ном – номинально напряжение обмотки ВН, кВ;

S НТi – номинальная мощность трансформатора, МВ·А.

На подстанции 3 токи на стороне ВН, кА:

63, 0

ВН

I норм  0,507  0, 0838 ;

3  220

63, 0

ВН

I max  1, 02  0,168 .

3  220

Токи на стороне НН можно определить по выражениям, кА:

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 61

Дата

аа

S НТi

НН

I норм  kз НН ;

3 U ном (4.3)

S НТi

НН

I max  kав НН , (4.4)

3 U ном

НН где I норм – ток нормального режима на стороне НН, кА;

НН

I max – наибольший ток ремонтного или послеаварийного режимов на стороне НН, кА;

НН U ном – номинально напряжение обмотки НН, кВ.

Токи на стороне НН, кА:

63, 0

НН

I норм  0,507  1,85 ;

3 10, 0

63, 0

НН

I max  1, 02  3, 71.

3 10, 0

4.1.2 Расчет токов в цепях линий

Токи в цепях для n параллельно работающих линий определятся по выражениям, кА:

S нагр

I норм  , (4.5)

n л  3  U ном

где S нагр – мощность передаваемая по линиям, МВ∙А;

nл – количество параллельных цепей;

U ном – номинальное напряжение линии, кВ.

Максимальный ток , кА:

I max  I норм . (4.6)

n л 1

Токи на стороне ВН на линии 3-1 (220 кВ), кА:

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 62

Дата

аа

63,94

I норм31   0, 0838 ;

2  3  220

I max 31  0, 0838  0,168 .

2 1

Ток нормального режима на стороне НН (10 кВ), кА:

63,94

I 2 норм   0, 0710 .

52  3 10, 0

Расчёт токов оставшихся линий и присоединений НН сведём в таблицу 1.

Таблица 1 – Токи линий

Линия Количество цепей n ,шт Ток в нормальном Ток при обрыве

режиме I норм , кА одной цепи I max , кА

Б-3 3 0,164 0,245

3-1 2 0,0838 0,168

4.2 Выбор выключателей

Расчёт будем вести по методике, представленной в учебнике [1, с. 268 – 269].В общих сведеньях о выключателях рассматриваются те параметры, которые характеризуют выключатели по ГОСТ 687-78Е. При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но, так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, например:

I вкл,ном  I отк,ном ; (4.7)

iвкл,ном  1,8  2  I отк,ном . (4.8)

Допустимо производить выбор только выключателей по важнейшим параметрам:

– по напряжению установки;

– по длительному току.

После выбора выключателя, его проверяют по ряду условий:

Лист, ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 63

Дата

аа

– на симметричный ток отключения;

– возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ;

– на электродинамическую стойкость;

– на термическую стойкость.

4.2.1 Выбор выключателей на высшем напряжении

По условиям выбора подходящим является элегазовый выключатель серии фирмы Siemens DT-245 [8].

Таблица 2 – Характеристики выключателя DT-245

Ном

относител Номина Ток Собств ьное

Номиналь Номинальн Ток Время льное электродин енное Полное содержан

ный ый ток термическ термическ напряже амической время время ие

длительны отключения ой ой ние стойкости отключ отключен апериодич

й ток I ном , I отк, ном , стойкости стойкости U ном , (амплитуда) ения ия t п , в , с еской

А кА I тер , кА t тер , с составляю кВ iдин , кА t с ,в , с

щей

 н ,% 220 1000 20 50 0,037 0,060 50 3 40

Условия выбора:

– по напряжению установки, кВ:

U уст  U ном , (4.9)

где U уст – напряжение установки, кВ.

220  220 ;

– по длительному току, А:

I max  I ном , (4.10)

где I max – максимальный ток, протекающий по выключателю, А.

Максимальный ток протекает по линии Б-3 при обрыве одной цепи. Таким образом условия выбора по длительному току, А:

245  1000 .

Лист, ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 64, Дата

аа

Выбранный выключатель необходимо проверить по вышеперечисленным условиям, проверку будем вести по току трехфазного коротко замыкания, так как он превышает ток однофазного короткого замыкания:

Проверка по отключающей способности:

– на симметричный ток отключения, условия , кА:

I откл.ном  I п . (4.11)

Считаем, что подстанция связана с системой бесконечной мощности, тогда [1, с.90] ток короткого замыкания возьмём в приложении Е, кА:

I п  I п 0  I К(3) , (4.12)

где I п – ток периодической составляющей, протекающий в момент времени τ, кА;

I п 0 – ток периодической составляющей, протекающий в начальный момент времени, кА.

I откл.ном  I К(3) , (4.13)

где I откл.ном – номинальный ток отключения, кА:

20  5, 273 .

– возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

Условия, кА:

I отк, ном

i a ,  i a , ном  2   н  (4.14)

100 ,

где  н – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %;

I отк , ном – ток отключения выключателя номинальный, кА.

ia , – апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов [1, с. 112], кА.



ia,  2  I K3  e Ta

, (4.15)

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 65

Дата

аа где Ta – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [1, с. 110] равная 0,03÷0,04, с;

 – наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов, с, [1, с 268].

  t з ,min  tс ,в , (4.16)

где t з ,min – минимальное действие релейной защиты, с;

t с.в – собственное время отключения выключателя, с.

  0, 01  0, 037  0, 047 ;

0,047

ia,  2  5, 273  e 0,03

 1, 56 ;

ia ,ном  2  20  40  11,31 , тогда условие, кА:

1,56  11,31 .

– проверка на электродинамическую стойкость

Условия, кА:

I K3  I дин ; (4.17)

5, 273  20 ;

i уд  i дин ; (4.18)

12,804  50 ;

– проверка на термическую стойкость:

Условия, кА2·с:

BK  I тер

 t тер ; (4.19)

Тепловой импульс тока КЗ, кА2·с:

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 66

Дата

аа

BK  I K32   tотк  Ta  , (4.20)

где tотк – время отключения КЗ.

tотк  t рз  tпов , (4.21)

где tпов – полное время отключения выключателья, с.

tотк  0,01  0,060  0,070 ;

BK  5, 2732   0,070  0,03  2,78 ,

тогда условие, кА:

2, 78  202  3 ;

2, 78  1200 .

Выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.

4.2.2 Выбор выключателей и ячейки КРУ на низшем напряжении

На напряжение 6-10 кВ, часто, устанавливают шкафы КРУ. Представляющие собой несущий каркас с защитным кожухом в котором укомплектованы электрические аппараты и проводники первичных цепей, а также приборы для измерений, управления и защиты со всеми соединениями [4, с.486]. Установим в качестве вводных ячеек на низшем напряжении (10 кВ) шкафы КРУ серии D-12P [9].

Таблица 3 – Технические параметры ячейки КРУ серии D-12P

Номинально Номинальный Ток термической Ток

е ток главных стойкости (время электродинамическо

напряжение цепей I ном , А протекания-3 с.) й стойкости главных

U ном , кВ I тер , кА цепей (амплитуда)

iдин.ст , кА На стороне НН 10 4000 40 128 в цепи трансформатор а На отходящих 12 630 20 51

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 67

Дата

аа ячейках низшего напряжения

Время отключения возьмём из источника [1, с. 155].

Таблица 4 – Проверка ячейки КРУ на стороне НН в ячейке трансформатора Критерий проверки Каталожные данные Расчётные величины

U уст  U ном U ном  10 кВ U уст  10 кВ

I max  I ном I ном  4000 А I max  3710 А

I K3  I дин I дин  40 кА I K3  4, 269 кА

I K3  I дин I дин  128 I K3  4, 269

i уд  i дин iдин  128 кА iуд  11, 29 кА

BK  I тер

 t тер 2

I тер  tтер  4800 кА2·с BK  2,551 кА2·с

Ячейка КРУ проходит по всем условиям.

Ячейка КРУ на присоединении:

Таблицы 5 – Проверка ячейки КРУ на присоединении НН Критерий проверки Каталожные данные Расчётные величины

U уст  U ном U ном  10 кВ U уст  10 кВ

I max  I ном I ном  630 А I max  71 А

I K3  I дин I дин  125 кА I K3  4, 269 кА

I K3  I дин I дин  63 I K3  0,0720

i уд  i дин iдин  63 кА i уд  0,1375 кА

BK  I тер

 t тер 2

I тер  tтер  7500 кА2·с BK  2,551 кА2·с

Ячейка КРУ удовлетворяет условиям проверки

Подходящие по условиям выбора являются выключатели ВВ/TEL–10 40/4000 [10] на стороне НН в цепи трансформатора.

Таблица 6 – Характеристики выключателя ВВ/TEL–10-40/4000

Ном Номиналь Номинальн Номинальн Ток относительн

Ток Время Собственно

ное ый ый ток электродин ое

термическо термическо е время напряжен длительны отключени амической содержание

й стойкости й стойкости отключения

ие й ток я стойкости апериодичес

кой

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 68

Дата

аа

составляющ

ей

10 4000 40 128 40 3 0,027 40

Время отключения возьмём из источника [1, с. 155] по формуле 1.21, с Таблица 7 – Проверка выключателя на стороне НН в ячейке трансформатора Критерий проверки Каталожные данные Расчётные величины

U уст  U ном U ном  10 кВ U уст  10 кВ

I max  I ном I ном  4000 А I max  3710 А

I откл.ном  I п I откл.ном  40 кА I п  4, 269 кА

I K3  I дин I дин  40 кА I K3  4, 269 кА

ia ,  ia ,ном ia ,ном  22, 6 ia ,  1,59

I K3  I дин I дин  128 I K3  4, 269

i уд  i дин iдин  128 кА iуд  11, 29 кА

BK  I тер

 t тер 2

I тер  tтер  4800 кА2·с BK  2,551 кА2·с

Выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.

Проверим встроенный выключатель ячейки КРУ на присоединении:

КРУ комплектуется выключателями ВРС-10-20/630 [10] на стороне НН на присоединении.

Таблица 8 – Характеристики выключателя ВРС-10-20/630

Ном

относительн Номиналь Номинальн Номинальн Ток

Ток Время Собственно ое

ное ый ый ток электродин

термическо термическо е время содержание напряжен длительны отключени амической

й стойкости й стойкости отключения апериодичес ие U ном , й ток I ном , я I отк, ном , стойкости

I тер , кА t тер , с t с ,в , с кой

кВ А кА i дин , кА составляющ

ей  н ,%

10 630 25 63 20 3 0,050 40

Время отключения возьмём из источника [1, с. 155] по формуле 1.21, с

Таблицы 9 – Проверка разъединителя на присоединении НН Критерий проверки Каталожные данные Расчётные величины

U уст  U ном U ном  10 кВ U уст  10 кВ

I max  I ном I ном  630 А I max  71 А

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 69

Дата

аа

I откл.ном  I п I откл.ном  25 I п  0, 0720

I K3  I дин I дин  125 кА I K3  4, 269 кА

ia ,  ia ,ном ia ,ном  14,1 ia ,  0, 260

I K3  I дин I дин  63 I K3  0,0720

i уд  i дин iдин  63 кА iуд  0, 0720 кА Окончание таблицы 9 Критерий проверки Каталожные данные Расчётные величины

BK  I тер

 t тер 2

I тер  tтер  7500 кА2·с BK  2,551 кА2·с

Выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.

4.3 Выбор разъединителей

Выбор и проверку разъединителей осуществляется по следующим параметрам [1, с. 268 ]:

– по напряжению установки;

– по току;

– по электродинамической стойкости;

– по термической стойкости.

4.3.1 Выбор и проверка разъединителей на стороне ВН

Для данного напряжения выберем разъединитель РГ-220/1000УХЛ1 [11].

Таблица 10 – Характеристики разъединителя РГ-220/1000УХЛ1

Ток Номинальное Номинальный Ток термической Время

электродинамичес напряжение U ном , длительный ток стойкости I тер , термической

кой стойкости

кВ I ном , А кА стойкости t тер , с

i дин , кА

220 1000 80 31,5 3

Проверка разъединителя проведём в соответствие с формулами 4.9-4.19, аналогично проверке выключателя на стороне ВН. Выбор разъединительа на стороне ВН сведём в таблицу 7.

Таблицы 11 – Проверка разъединителя на стороне ВН Критерий проверки Каталожные данные Расчётные величины

U уст  U ном , U ном  220 кВ U уст  220 кВ

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 70

Дата

аа

I max  I ном , I ном  1000 А I max  491 А

I K3  I дин ; I дин  31,5 кА I K3  5, 273 кА

i уд  i дин ; iдин  80 кА iуд  12,804 кА

BK  I тер

 t тер ; 2

I тер  tтер  2977 кА2·с BK  1, 73 кА2·с

Разъединитель удовлетворяет всем условиям проверки.

4.3.2 Выбор и проверка разъединителей на стороне НН

На отходящих ячейках НН трансформаторов выберем разъединитель РВРЗ-10/4000 (У3) [12], так как встроенный разъединитель имеет номинальный рабочий ток 2500 А, в то время как максимальный рабочий ток составляет 3710 А.

Таблица 12 – Характеристики разъединителя РВРЗ-10/4000 (У3) Номинальное Номинальный Ток Ток Время напряжение, длительный динамической термической термической

кВ ток стойкости, кА стойкости, кА стойкости, с

10 4000 125 50 3

Таблицы 13 – Проверка разъединителя на стороне НН Критерий проверки Каталожные данные Расчётные величины

U уст  U ном , U ном  10 кВ U уст  10 кВ

I max  I ном , I ном  4000 А I max  3710 А

I K3  I дин ; I дин  125 кА I K3  4, 269 кА

i уд  i дин ; iдин  125 кА iуд  11, 29 кА

BK  I тер

 t тер ; 2

I тер  tтер  7500 кА2·с BK  2,551 кА2·с

Параметры разъединителя, приводимого в описании КРУ серии D-12P на присоединении аналогичны параметрам выключателя, который также поставляется в комплекте.

Таким образом, разъединители, встроенные в шкафы КРУ серии D-12P, удовлетворяют всем требованиям.

4.4 Выбор сборных шин и ошиновок

4.4.1 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне ВН

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 71

Дата

аа

Ошиновка выполняется проводом марки АС. Выберем провод на АС 300/39 [3, с.428]. Так как расстояние между фазами на ОРУ меньше, чем на линии электропередач, то необходимо выполнить проверку.

Проверка по допустимому току [1, с.187], кА,

I max  I доп , (4.22)

где I max – максимальный ток, протекающий по шине, А.

246  705 .

Проверка по условию короны [1, с.191-192]:

Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см,

 0,299 

E0  30,3  m1  , (4.23)

 r0 

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода;

r0 – радиус провода, см.

 0, 299 

E0  30,3 1, 20  1    46,3 .

 1, 20 

Напряженность электрического поля около поверхности провода, кВ/см,

0,354U 1

E

Dср , (4.24)

r0 lg

r0

где Dср –среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см,

U1 – номинальное напряжение шин, кВ.

Dср  1,26 D , (4.25)

где D- расстояние между фазами. Для 220 кВ D=400 см.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 72

Дата

аа

Dср  1, 26  400  504 .

Напряженность электрического поля около поверхности провода, кВ/см:

0,354  220

E  24, 74 .

1, 20  lg

1, 20

Условие отсутствия короны, кВ/см:

1,07 E  0,9E0 ; (4.26)

1, 07  24, 7  0,9  46,3 ;

26, 4  41, 2 .

Проверка на электродинамическое действие тока КЗ необходима в случае

3  3 когда I K  20 кА [1, с. 188 ], но в данном случае I K  5,351  20 кА. Следовательно, в проверке на электродинамическое действие тока КЗ нет необходимости.

Проверку на термическое действие тока КЗ не проводим, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе [1, с. 306].

Данный провод проходит по всем условиям.

4.4.2 Выбор жестких шин и ошиновок на стороне НН

В распределительных устройствах 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. При токах более 3000 А применяются шины коробчатого сечения [1, с. 175]. Выбираем сечение шины из условия наибольшего длительно допустимого тока, I max  3710 А. Выбираем алюминиевые, однополосные шины прямоугольного сечения [3, с. 398].

Таблица 14 – Параметры шины Номер Ток Ток в Длительно Размеры Сечение подстанции нормального послеаварийном допустимый шины, мм шины, мм2

режима на режиме I max , А ток I доп , А

стороне НН на

присоединении

I 2норм , А

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 73

Дата

аа

а=124

b=55

3 71,0 3710 4640 1370

c=6,5

r=10

Рисунок 1 – Шины коробчатого сечения

Необходимо проверить выбранные шины:

Проверка по длительно допустимому току формула 4.22, А:

4640  3710 .

Проверка шин на термическую стойкость:

qmin  q , (4.27)

где qmin – минимальное сечение проводника, мм2.

q min  ,

СТ

где СT – функция [1,с. 141], A∙c1/2/мм2 ;

Bk – тепловой импульс тока (смотри пункт 3.2), кА2∙с,

23,87

qmin   53, 69 ;

91103

53, 69  75 .

Механический расчет шин. Условие, МПа,

Наибольшее удельное усилие при трёхфазном КЗ, Н/м, [1, с.183]:

(3)2

i уд

f П  0,5  107 , (4.28)

h

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 74

Дата

аа где i уд – ударный ток КЗ, А;

h – высота шины, равная параметру a, мм.

(11, 29 103 )2

f П  0,5  107  50,98 .

0,125

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз определяется, МПа :

(3)2

i l2

 Ф  3 10 8 уд

, (4.29)

W a

где l – длина пролета, равная ширина ячейки КРУ [9], м;

W – момент сопротивления одной шины [3, с. 398], см3;

a – расстояние между фазами для 10 кВ равное 0,3 метра, м.

W  2  Wу  у , (4.30)

где Wу  у – момент сопротивления, выдерживаемый по вертикальной оси y-y, см3.

W  2  9,5  19 ;

(11, 29 103 )2 1,002

 Ф  3 10 8

 0,387 .

19  0,3

Напряжение в материале шин от действия f П [1, с.183], МПа:

f П  lП 2

П  , (4.31)

12WП

где lП – расстояние между прокладками, м;

WП – момент сопротивления одной полосы, равный Wу  у , см3.

50,98  0,62

П   0,161 .

12  9,5

Шины механически прочны, если [1, с.183]:

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 75

Дата

аа

 max   Ф   П   доп . (4.32)

Допустимое напряжение не должно превышать 82 МПа [1, с.181].

0,387  0,161  82 ;

0,548  82 .

4.5 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают:

– по напряжению установки;

– по току;

– по электродинамической стойкости;

– по термической стойкости;

– по вторичной нагрузке (если известен состав контрольно измерительных приборов).

4.5.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН

На стороне 220 кВ выберем трансформатор тока ТРГ-220 [14].

Таблица 15 – Параметры трансформатора тока ТРГ-220

Тип Номиналь Первичный ток (включая Параметры, Наибольший

ное ответвления) I ном , А определяющие пик i дин , кА

напряжен термическую

ие U ном , стойкость

кВ Ток Время

термичес термичес

кой кой

стойкости стойкост

I тер , кА и t тер ,с

ТРГ-220 220 170 63 1 102

Таблицы 16 – Проверка трансформатора тока на стороне ВН 220 кВ Критерий проверки Каталожные данные Расчётные величины

U уст  U ном , U ном  220 кВ U уст  220 кВ

I max  I ном , I ном  168 А I max  170 А

I K3  I дин ; I дин  102 кА I K3  5,273 кА

i уд  i дин ; iдин  102 кА iуд  12,804 кА

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 76

Дата

аа

BK  I тер

 t тер ; 2

I тер  tтер  3696 кА2·с BK  1, 73 кА2·с

Данный трансформатор тока подходит по всем параметрам.

На водах ВН 220 кВ силового трансформатора устанавливаются встроенные трансформаторы тока ТВ-220-I

Таблица 17 – Параметры встроенных трансформаторов тока ТВ-220-I

Тип Номинальн Первичный ток (включая Параметры, Наибольший

ое ответвления) I ном , А определяющие пик i дин , кА

напряжени термическую стойкость

е U ном , кВ

Ток Время

термическ термическ

ой ой

стойкости стойкости

I тер , кА t тер ,с

ТВ-220-I 220 300 25 3 25

Таблицы 18 – Проверка встроенных в трансформатор трансформаторов тока на стороне ВН 220 кВ Критерий проверки Каталожные данные Расчётные величины

U уст  U ном , U ном  220 кВ U уст  220 кВ

I max  I ном , I ном  300 А I max  245 А

I K3  I дин ; I дин  25 кА I K3  5,273 кА

i уд  i дин ; iдин  25 кА iуд  12,804 кА

BK  I тер

 t тер ; 2

I тер  tтер  1875 кА2·с BK  1, 73 кА2·с

4.5.2 Выбор трансформаторов тока на стороне НН

На отходящих ячейках НН от трансформатора:

В выбранную ячейку КРУ D-12P [15] устанавливаются трансформаторы тока ТЛШ-10-6,1-4.

Таблица 19 – Параметры встроенных в ячейки КРУ трансформаторов тока

Тип Номинальное Первичный ток (включая Параметры, Наибольший

напряжение ответвления) I ном , А определяющие пик i дин , кА

U ном , кВ термическую стойкость

Ток Время

термическ термическо

ой й стойкости

стойкости t тер , с

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 77

Дата

аа

I тер , кА

ТЛШ-10-6,1-4 10 4000 140 3 140

Таблицы 20 – Проверка трансформатора тока на стороне НН 10 кВ Критерий проверки Каталожные данные Расчётные величины

U уст  U ном , U ном  10 кВ U уст  10 кВ

I max  I ном , I ном  4000 А I max  3710 А

3 

I K  I дин ; I дин  140 кА I K3  4, 269 кА

i уд  i дин ; iдин  140 кА iуд  11, 290 кА

BK  I тер

 t тер ; 2

I тер  tтер  58800 кА2·с BK  23,87 кА2·с

Трансформатор тока на отходящей ячейке НН трансформатора удовлетворяет всем условиям проверки.

На присоединениях НН установлены ячейки D-12P со встроенными трансформаторами тока 4MA7 с параметрами, представленными в таблице 12.

Таблица 21 – Параметры встроенных трансформаторов тока 4MA7

Тип Номинальное Первичный ток (включая Параметры, Наибольший

напряжение ответвления) I ном , А определяющие пик i дин , кА

U ном , кВ термическую стойкость

Ток Время

термическо термическ

й ой

стойкости стойкости

I тер , кА t тер ,с

4MA7 24 63 25 1 63

Таблицы 22 – Проверка трансформатора тока на стороне НН 10 кВ Критерий проверки Каталожные данные Расчётные величины

U уст  U ном , U ном  24 кВ U уст  10 кВ

I max  I ном , I ном  63 А I max  51,3 А

I K3  I дин ; I дин  63 кА I K3  0,0720 кА

i уд  i дин ; iдин  63 кА i уд  0,1375 кА

BK  I тер

 t тер ; 2

I тер  tтер  1875 кА2·с BK  0,0003786 кА2·с

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 78

Дата

аа

Трансформатор тока на присоединении удовлетворяет всем условиям проверки.

4.6 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают по:

– по напряжению установки;

– по классу точности;

– по вторичной нагрузке (если известен состав контрольно измерительных приборов);

4.6.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН

Принять к установке можно трансформатор напряжения ЗНОГ-220 У1 [16].

Таблица 23 – Характеристики трансформатора напряжения ЗНОГ-220 У1 Номинальное Вторичное Вторичное Класс точности/вторичная напряжение U ном напряжение (обмотки напряжение нагрузка, В∙А (по первичной

, кВ №1), В (обмотки №2), обмотке)

В

220/ 3 100/ 3 100 0,2/150

0,5/200

1,0/300

Проверка по напряжению, кВ:

U ном  U сети , (4.33)

где U сети – номинальное напряжение сети, кВ.

220  220 .

Проверка по классу точности. Класс точности выбирают в соответствии с классом точности подключаемых приборов.

Проверка по вторичной нагрузке [1, с. 301], МВ·А:

S 2 нагр  Pпр2  Qпр

;

Так как вторичная нагрузка не известна, то численную проверку не проводим.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 79

Дата

аа

4.6.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН

Принять к установке можно трансформатор напряжения ЗНОЛП-10 УТ2 [13].

Таблица 24 – Характеристики трансформатора напряжения ЗНОЛП-10 УТ2

Номинальное Вторичное напряжение, В Класс точности/вторичная нагрузка, напряжение U ном , кВ В∙А (по первичной обмотке)

0,5/150

10 100 1,0/300

3,0/500

Проверка по напряжению по формуле 4.33, кВ,

10  10 .

Проверка по классу точности. Класс точности выбирают в соответствии с классом точности подключаемых приборов. Так как вторичная нагрузка не известна, то численную проверку не проводим.

4.7 Выбор трансформатора собственных нужд

В системе собственных нужд устанавливают, как правило, 2 трансформатора собственных нужд (ТСН).

Мощность ТСН выбирается по нагрузкам собственных нужд подстанции с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитываются летняя и зимняя нагрузки, а так же нагрузка в период ремонтных работ на подстанции. Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа электрооборудования.

Расчетная нагрузка определяется [1, с. 386]. Состав нагрузок подстанции сведён в таблицу 15.

Таблица 25 – Нагрузка подстанции 220/10 кВ

Вид потребителя Количество, шт Нагрузка Pуст , кВт Подогрев элегаза в выключателях DT-245-20/1000 11 5,64 Освещение ОРУ 220 кВ – 10 Подогрев приводов разъединителей 33 0,6 Подогрев шкафов КРУ-10 54 1

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 80

Дата

аа Отопление, освещение, вентиляция ЗРУ 10кВ – 7 Отопление, освещение, вентиляция ОПУ – 110 Отопление, освещение, вентиляция здания разъездного персонала

– 5,5 Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП 2 23 Итог 314,3

Расчетная нагрузка определяется [1, с. 386], кВ·А:

Sр  kС Pсн2  Qсн2 , (4.35)

где kС – коэффициент спроса, равный 0,8, о.е.;

Pсн – активная нагрузка собственных нужд, кВт; Qсн – реактивная нагрузка собственных нужд, квар.

Активная нагрузка равна 314,3 кВт, исходя из таблицы 15, а коэффициент мощности равен 0,85 [1, с. 369, с.386], тогда реактивная нагрузка, квар:

Qсн  Pсн tg(arccos(cos φ)) ; (4.36)

Qсн  314,3  tg(arccos(0,85))  194,9 ;

Sр  0,8 314,32  194,92  295,8 .

На подстанции 220 кВ мощность одного ТСН не может превышать 630 кВА.

Мощность ТСН определяется по формуле 1.31, кВ∙А:

ST  0,7  295,8  207,6 .

Ближайшее номинальное значение мощности в бо́льшую соответствует трансформатору ТМ-250/10 [17].

Таблица 26 – Параметры трансформатора ТМ-250/10 S ном Номинальное Номинальное Напряжение Потери Потери Ток ,кВ∙А напряжение напряжение короткого холостого короткого холостого

высшей низшей замыкания хода Pх , замыкания хода I х , %

обмотки с,кВ обмотки u k ,% кВт Pk , кВт

U НН , кВ 250 10,5 0,4 4,5 0,28 0,97 1,6

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 81

Дата

аа

Коэффициент загрузки в нормальном режиме каждого трансформатора по формуле 1.32, о.е.:

295,8

kз   0,591 .

2  250

Проверка по коэффициенту аварийной перегрузки по формуле 1.33, о.е.:

295,8

kав   1,18 .

(2  1)  250

Коэффициент перегрузки не должен превышать 1,4:

1,18  1, 4 .

Данный трансформатор удовлетворяет всем требованиям.

Схема элкетроснабжения собственных нужд подстанции представлена на рисунке 1 с оперативным постоянным током [1, c. 388].

Рисунок 2 – Схема электроснабжения подстанции 220/10 кВ

4.8 Выбор схем распределительных устройств

Как закрытые, так и открытые распределительные устройства должны обеспечить: надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение.

Выбор схемы РУ зависит от числа присоединений. Число присоединений определяется по выражению, шт:

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 82

Дата

аа

n  n л  nтр , (4.36)

где n л – число присоединяемых линий, шт;

nтр – число присоединяемых трансформаторов, шт.

Для ОРУ 220 кВ,

n  5 2  7 .

Для КРУ 10 кВ,

n  52  2  54 .

Так как все потребители второй категории, то следует использовать две рабочие системы шин [6, с. 72]. Так как количество присоединений на ВН равно 7, а не 6 или 4, то схемы многоугольника использовать не получится. Схема с двумя системами шин имеет недостатки в повышенном числе разъединителей, в отличие от многоугольной схемы. Схемы 4/3 или 3/2 имеют количество выключателей на присоединение больше, чем один [1 с. 339]. Так на стороне ВН установлены элегазовые выключатели, которые отличаются высокой надёжностью и не требуют частого обслуживания, то обходная система шин не нужна.

Рисунок 3 – Схема ОРУ 220 кВ

В ЗРУ 10 кВ применяем схему с четырьмя одиночными секционированными выключателями системами шин [6 с. 101].

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 83

Дата

аа

Рисунок 4 – Схема ЗРУ 10 кВ

4.9 Выбор ограничителя перенапряжений

Для защиты подстанций от грозовых и коммутационных перенапряжений применяют ограничители перенапряжений (ОПН) [18].

4.9.1 Выбор ограничителей перенапряжений на стороне ВН

Выберем ОПН-П-220/146/10/550-УХЛ1 [19], параметры которого приведены в таблице 17.

Таблица 27 – Характеристики ОПН-П1-220/154/10/2УХЛ1 Наименование параметра Номинальное напряжение U ном , кВ 220 Наибольшее длительное допустимое рабочее Напряжение, кВ 154 Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА 100 Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА 10 Пропускная способность, А, для прямоугольных импульсов тока 2000 мкс 550

Проверка ОПН по напряжению установки по формуле 4.9, кВ:

220  220.

Место установки ОПН: в цепи силового трансформатора на стороне ВН для защиты обмотки 220 кВ и на каждой системе шин 220 кВ для защиты трансформаторов напряжения и прочего оборудования. ОПН довлетворяет условиям проверки.

4.9.2 Выбор ограничителей перенапряжений в нейтрале силовых трансформаторов

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 84

Дата

аа

Ограничители перенапряжение в нейтрале силовых трансформаторов следует брать по напряжению на класс ниже, чем класс обмотки ВН, то есть не 220 кВ, а 110 кВ. Нейтрели силовых трансформаторов могут испытывать перенапряжения при несимметричных режимах работы. Для этих целей подходит ОПН-П1-110/73/20/4УХЛ1 [19]. Его характеристики приведены в таблице 18.

Таблица 28 – Параметры ОПН-П1-110/73/10/4УХЛ1 Наименование параметра Номинальное напряжение U ном , кВ 110 Наибольшее длительное допустимое рабочее Напряжение, кВ 73 Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА 100 Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА 10 Пропускная способность, А, для прямоугольных импульсов тока 2000 мкс 550

Проверка ОПН по напряжению установки по формуле 4.9, кВ:

110  110.

Место установки ОПН: в нейтралях силовых трансформаторов. ОПН удовлетворяет условиям проверки.

4.9.3 Выбор ограничителей перенапряжений на стороне НН

Сторону НН силового трансформатора и трансформаторы напряжения на стороне 10 кВ также следует защитить от перенапряжений. Для этих целей выберем ОПН-П1-10/10,5/10/2УХЛ1. Его параметры приведены в таблице 19.

Таблица 29 – Параметры ОПН-П1-10/10,5/10/2УХЛ1 Наименование параметра Номинальное напряжение U ном , кВ 10 Наибольшее длительное допустимое рабочее Напряжение, кВ 10,5 Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА 100 Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА 10 Пропускная способность, А, для прямоугольных импульсов тока 2000 мкс 550

Проверка ОПН по напряжению установки по формуле 4.9, кВ:

10  10.

Место установки ОПН: в цепи силовых трансформаторов на стороне НН, рядом с трансформаторами напряжения.

ОПН удовлетворяет условиям проверки.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 85

Дата

аа

4.10 Расчёт молниезашиты подстанции

Молниезащита подстанций от прямых ударов молний выполняется штыревыми молниеотводами. Каждый молниеотвод образует зону, вероятность попадания молнии в которую 1%. Эта зона представляет из себя конус с высотой и радиусом по земле. Высота зоны защиты, м:

h0  0,7  h , (4.37)

где h – высота молниеотвода, м.

Радиус зоны защиты по земле, м:

r0  0,6  h , (4.38)

Молниезащиту высотой 7,5 метра установим на линейном портале (высотой 22,5 метра).

На шинном портале, высотой 10 метров, установим штырь, высотой 20 метров. Таким образом суммарная высота молниезащиты 30 метров.

Таким образом:

h0  0,7  30  21;

r0  0,6  30  18 .

Между штырями молниезащиты прокинем грозозащитный трос для увеличения зоны грозозащиты.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 86

Дата

аа

Рисунок 5 – Молниезащиты ОРУ 220 кВ

4.11 Расчёт заземляющего устройства

Заземляющее устройство выполняют с сопротивлением менее 4 Ом в сетях 0,38 кВ глухозаземлённой нейтралью [26].

Заземляющее устройство выполняется для уменьшения вероятности поражения персонала электрическим током в процессе эксплуатации.

Допустимое напряжение прикосновения U пр .доп равно 50 вольт.

Коэффициент, определяемый удельным сопротивлением верхнего слоя земли:

Rчел

β , (4.39)

Rчел  Rступ

где Rчел – сопротивление человека, Ом;

Rступ – сопротивление под ступнями человека, Ом.

Сопротивление под ступнями человека, Ом:

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 87

Дата

аа

Rступ  1,5ρ1 , (4.40)

где ρ1 – удельное сопротивление верхнего слоя грунта равное 50, Ом·м.

Rступ  1,5  50  75 ;

1000

β  0,9302 .

1000  75

Коэффициент напряжения прикосновения, о.е.:

M β

kп  0,45 ,

 lв  L г  (4.41)

 

a S 

где M – функция отношения ρ1 / ρ2 ;

ρ 2 – удельное сопротивлении нижнего слоя грунта, равное 10, Ом·м;

lв – длина вертикального заземлителя равная 2,0, м;

a – расстояние между двумя заземлителями равное 0,5, м;

L г – общая длина горизонтальных заземлителей, м;

S – площадь заземляющего устройства, м2.

0, 76  0,9302

kп  0,45

 0, 206 ;

 2 125, 2 

 

 0,5 9208 

Потенциал заземлителя, В:

U пр.доп

Uз  ; (4.42)

kп

где U пр .доп – предельно допустимое напряжение прикосновения, равное 50 вольт по ПУЭ [26], В.

Uз   242 .

0, 206

Число ячеек на стороне квадрата:

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 88

Дата

аа

m 1; (4.43)

2 S

125, 2

m  1  0,3481 ;

2 9208

Примем m равным 0.

Расчётная длина горизонтальных зазмемлителей, м:

Lг  2 S (m  1) ; (4.44)

Lг  2 9208(0  1)  191,9 .

Расстояние между вертикальными заземлителями, м:

S

а ; (4.45)

m

9028

а  lim .

m 0 0

Количество вертикальных заземлителей, шт:

4 S

nвер .эл 

а , (4.46)

где lв – длина вертикального заземлителя равная 0,5, м.

4 9208

nвер.эл  lim  0, 00 .

a  

2, 0

2, 0

Суммарная длина вертикальных, м:

Lв  nвер.эл  lв ; (4.47)

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 89

Дата

аа

Lв  0,00  2,0  0,0 .

Ток однофазного короткого замыкания рассчитан в приложении Е.

Ток стекающий с заземлителя, проектируемого заземляющего утройства при однофазном КЗ, А:

I З  (0, 4  0, 6) I К(1) , (4.48)

где I К(1) – ток однофазного короткого замыкания на шинах ВН, кА.

Сопротивление земли допустимое, Ом:

I З  0, 4  5663  2, 26 10, 03 .

Rз.доп  , (4.49)

где U з – потенциал земли, кВ.

Rз.доп   0,135 .

2, 26 10, 03

Сопротивление заземлителя, Ом:

ρэ ρэ

RЗ  A  , (4.50)

S Lв  Lг

где ρэ – эквивалентная проводимость грунта, Ом·м;

A – коэффициент, определяемый по формуле, о.е.:

lв  t

A  0, 444  0,84 . (4.51)

S

Удельную эквивалентную проводимость грунта определим по формуле, Ом·м:

ρ э  1, 4  ρ 2 . (4.52)

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 90

Дата

аа где ρ 2 – удельное сопротивлении нижнего слоя грунта, равное 10, Ом·м.

ρэ  1, 4 10  14 ;

2, 0  0,3

A  0, 444  0,84  0, 424 ;

9208

14 14

RЗ  0, 424   0, 0661 .

9208 0  191,9

Сопротивление заземления меньше, чем допустимое значение равное 0,135 Ом. Сооружение дополнительного заземляющего устройства не требуется. Заземляющая сетка представлена на рисунке 5.

Рисунок 5 – Схема заземляющего устройства

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 91

Дата

аа

5 Определение технико-экономических показателей

Расчёт технико-экономических показателей ведётся в соответствии [24, с. 99].

Пересчитаем потери электроэнергии в линиях по формулам 1.35-1.39. Таким образом суммарные потери электроэнергии в год, МВт·ч:

Э  Э  Э  11, 2 10, 03  45,3 10, 03  56, 6 10, 03.

Пересчитаем издержки в потери электроэнергии по формуле 1.49 в год, тыс. руб.:

И Э  0, 0085 11, 2 10, 03  0, 0110  45,3 10, 03  95,5  499  594.

Заметим, что потери электроэнергии уменьшились по сравнению с предварительным расчётом. Пересчитаем суммарные издержки. Отнимем от предварительно посчитанных издержек предварительно посчитанные потери электроэнергии и прибавим пересчитанные, тыс. руб:

И   55, 0 10, 03  632  594  55, 0 10, 03.

Определим себестоимость передачи одного МВт·ч электроэнергии с учётом потери на сто километров электропередачи, руб/кВт·ч:

И

С 6 6 li  j ,

(  PПi  TМ  Э )  (5.1)

i 1 i 1 100

j 1

i j

где И  – суммарные издержки в электрическую сеть, тыс. руб.;

PПi – максимальная мощность подстанции, МВт·ч;

TМ – время максимальных нагрузок, час;

Э – суммарные потери электроэнергии, МВт·ч;

li  j – длина одного участка, км.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 92

Дата

аа

55, 0 10, 03

С 

 (100, 0  40, 0  52, 0  36, 0)  2500  56, 6 10, 0  i1 179  250100

 106  156

3

j 1

i j

 0, 0127.

Рассчитаем удельные капиталовложения во все подстанции, руб/кВ·А:

К ПСi

ПС

k удi  , (5.2)

S Пi

где К ПСi – капиталовложения в одну подстанцию, взятые из таблицы 12 первого раздела, тыс. руб.

Удельные капиталовложения в подстанцию номер 3, руб/кВт:

227,9 10, 003

3   3,56 10, 03 .

ПС

k уд

63,9

Удельные капиталовложения в линии, руб/кВт:

Кi j

 j1 

ПС

k удi , (5.3)

Pi  j

где К i  j – капиталовложения в одну линию, взятая из таблицы 11 первого раздела, тыс. руб;

Pi  j – мощность, протекаемая по участку взятая из приложения Б, МВт.

Удельные капиталовложения в линии на 1 км, руб/кВт:

Кi  j

k удi  j 2  . (5.4)

Pi  j  li  j

Рассчитаем удельные капиталовложения в линию Б-3, руб/кВт:

579,3 10, 003

k удБ 31   3, 634 10, 003 ;

159, 4

579,3 10, 003

k удБ 32   20,3 .

159, 4 179

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 93

Дата

аа

Расчёт оставшихся подстанций и линий сведём в таблицу 1.

Таблица 1 – Удельные капиталовложения в подстанции и линии Номер Мощ Капиталовл Удельные Учас Мощность Капиталовл Удельные Удельные подста ность ожения в капиталовло ток , ожения в капиталовл капиталовл нции подст подстанцию жения в сети протекаем линию K i  j , ожения ожения

анци K ПСi ,тыс. подстанцию ая по линию линию на

тыс. руб.

и руб.

ПС

k удi , участку k удi  j1 , один

S Пi , Pi  j , километр

руб/кВт·ч руб/кВт·ч

МВ;

  • МВт·ч k удi  j 2 ,

А руб/кВт·ч 3 63,9 227,9·10,003 3,56·10,03 Б-3 159,4 579,3·10,003 3,634·10,003 20,3 1 123,4 175,9·10,003 1,46·10,03 3-1 102,8 186,0·10,003 1,809·10,003 17,0 6 44,6 193,8·10,003 3,74·10,03 Б-6 80,6 436,5·10,003 5,416·10,003 21,7 2 45,4 135,9·10,003 3,33·10,03 6-2 41,1 272,7·10,003 6,636·10,003 42,5

Средние удельные капиталовложения в подстанцию, руб/кВ·А:

 k удi

ПС

ПС

k удср  i 1 ; (5.5)

(3,56  1, 46  3, 74  3,33)·10, 03

ПС

k удср   2,56·10, 03 .

Средние удельные капиталовложения в линии, руб/кВт:

 k удi  j1

i 1

j 1 (5.6)

i j

k уд1ср  ;

(3, 634  1,809  5, 416  6,363)·10, 003

k уд1ср   4,374·10, 003 .

Средние удельные капиталовложения в линии на один километр руб/кВт:

 k удi  j 2

i 1

j 1 (5.7)

i j

k уд 2 ср  ;

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 94

Дата

аа

20,3  17, 0  21, 7  42,5

k уд 2 ср   25, 4.

Рассчитаем отношение потерь электроэнергии к переданной по формуле, %:

Э Э

100%  6 100% ,

Эпер (5.8)

 PПi  TМ  Э

i 1

где Эпер – энергия переданная, через районную электрическую сеть в год, МВт·ч.

Э 56, 6 10, 03

100%  100%  8,93 .

Эпер (100, 0  40, 0  52, 0  36, 0)  2500  56, 6  10, 03

Для удобства основные технико-экономические показатели сведём в таблицу 2.

Таблица 2 – Основные технико-экономические показатели Суммарные Суммарны Отношение Себестоимос Средние Средние Средние капиталовало е потерь к ть передачи удельные удельные удальные жения в издержки переданной электроэнерг капиталовложе капиталовложе капиталовложе подстанции в год И  , энергии ии С, ния в ния в линии ния в линии на К  ,млн. руб. млн. руб. Э руб/кВт. подстанции k уд1ср , руб, кВт один километр

,% ПС

Эпер k удср , руб/кВ·А k уд 2ср ,руб/кВт 2358 54,6 8,93 0,0127 2,53·10,03 4,374·10,003 25,4

Потери электроэнергии входят в пределы от 2,0 до 8,0÷9,0 %. Заметим, что бо́льшая часть потерь электроэнергии – это потери холостого хода. Для их уменьшения необходимо уменьшить уровень напряжения и отключить параллельно работающие линии и трансформаторы.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 95

Дата

аа

6 Расчёт транспозиции фаз линий электропередачи

Транспозиция фаз предусмотрена для ВЛ 110 кВ и выше для длины линии свыше 100 км [26]. Длина цикла транспозиции не должна превышать 300 км. Транспозиция фаз обычно выполняется на опоре, а не на пролёте. Так как транспозиция фаз уменьшает надёжность линии в целом, то количество циклов транспозиции должно быть минимальным (рис. 1).

Рисунок 1 – Транспозиция фаз ВЛ

Так как самый длинный участок составляет 250 км, то достаточно применить один цикл транспозиции [27, с. 212]. Шаг транспозиции, км:

li  j

lшi  j  , (6.1) где li  j , – длина участка сети, км.

Шаг транспозиции линии Б-6, км:

lшБ 6   83,3 .

Расчёт шага транспозиции остальных линий сведём в таблицу 1.

Таблица 1 – Определение шага транспозиции

Участок сети Длина участка li  j , км Шаг транспозиции lшi  j , км

Б-3 179 59,8

3-1 106 35,3

Б-6 250 83,3

6-2 156 52,0

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 96

Дата

аа

Оценим влияние транспозиции фаз на погонное сопротивление ВЛ 220 кВ. Для расчёта несимметрии потребуется знать расстояние между фазами.

Рисунок 2 – Опора ВЛ 220 кВ

Зная теорему Пифагора нетрудно рассчитать расстояния между проводами, мм:

d AC  (6100  3500) 2  65002  7000 ; (6.2)

d A B  6100  3900  10, 00 10, 003 ; (6.3)

d B C  (3900  3500) 2  65002  9849 . (6.4)

Рассчитаем реактивное сопротивление взаимоиндукции [25, с. 72] для первого провода, Ом/км:

DЗ D

z A  rЗ  rп  j 0,145lg  j  a 2  0,145  lg З 

rэ d A C

(6.5)

D

 j  a  0,145  lg З ;

d A B

DЗ D

z B  rЗ  rп  j 0,145lg  j  a 2  0,145  lg З 

rэ d A B

(6.6)

D

 j  a  0,145  lg З ;

d B C

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 97

Дата

аа

DЗ D

zC  rЗ  rп  j 0,145lg  j  a 2  0,145  lg З 

rэ d AC

(6.7)

D

 j  a  0,145  lg З ,

d B C

где rЗ – активное сопротивление земли [25, с. 71] равное 0,05, Ом/км;

rп – активное сопротивление провода АС 240/32, Ом/км;

DЗ – эквивалентная глубина возврата тока через землю, равная 1000 [25, с. 71], м;

rэ – эквивалентный радиус провода, мм;

a – оператор поворота на комплексной плоскости на 120° против часовой стрелки.

Эквивалентный радиус провода [25, с 71], мм:

d пр

rэ  0,95  , (6.8) где rпр , – действительный диаметр провода, мм.

21, 6

rэ  0,95   10,3;

1000 1000

z A  0, 05  0,1206  j 0,145lg  j  (e j120 ) 2  0,145  lg 

10,3 7000

1000

 j  e j120  0,145  lg  0,140  j 0, 422  0, 445e71,6 ;

10, 00 10, 003

1000 1000

z B  0, 05  0,1206  j 0,145lg  j  (e j120 ) 2  0,145  lg 

10,3 10, 00 10, 003

1000

 j  e j120  0,145  lg  0,121  j 0, 433  0, 449e74,5 ;

9849

1000 1000

zC  0, 05  0,1206  j 0,145lg  j  (e j120 ) 2  0,145  lg 

10,3 9849

1000

 j  e j120  0,145  lg  0,102  j 0, 422  0, 434e76,4 .

7000

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 98

Дата

аа

Аналогично рассчитаем среднее сопротивление [25, c 73], Ом/км:

 D 

zср  rЗ  rп   0, 05  j 0,145lg З  , (6.9)

 d ср

 

где d ср – среднее расстояние между проводами, мм.

Среднее расстояние между проводами, мм:

dср  3 d A B d B C d AC ; (6.10)

dср  3 7000  9849 10,00 10,003  8834;

 1000  74,2

zср  0, 05  0,1206   0, 05  j 0,145lg   0,121  j 0, 426  0, 442e .

 8834 

Определим несимметрию, если не применять транспозицию фаз, %:

zi  zср

δ Zi  100%, (6.11)

zср

где zi – погонное сопротивление фазы, Ом/км.

0, 445  0, 442

δZ A  100%  0,552;

0, 442

0, 449  0, 442

δZB  100%  1,54;

0, 442

0, 434  0, 442

δZB  100%  1,92.

0, 442

Несимметрия в погонном сопротивлении линии составляет всего 2%, однако. Согласно ГОСТ 32144-2013 коэффициент несимметрии по нулевой или обратной последовательности не должен превышать 2% в течении 95% времени. Таким образом вносимая линией без транспозиции фаз несимметрия существенно сказывается на качестве электроэнергии.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 99

Дата

аа

Заключение

В ходе данной выпускной квалификационной работы была спроектирована районная электрическая сеть 220 кВ и подстанция 220/10 кВ.

Как показали расчёты установившихся режимов – падения напряжений в первом разделе оказались завышены почти на 7% в послеаварийном режиме, а в нормальном практически на 5%. Этого и следовало ожидать, так как сечение выбранного провода многократно превышает рекомендуемое сечение из-за ограничения по короне. Трансформаторы в нормальном максимальном режиме загружены на 70%. Следовательно, в будущем можно увеличить нагрузки на подстанциях.

Так как время использования максимальных нагрузок относительно небольшое, то это значит, что электрическая сеть бо́льшую часть времени будет работать недогруженной. Это подтверждает и структура потерь электроэнергии – потери холостого хода в несколько раз больше нагрузочных потерь. С этим борются режимными мероприятиями: снижение уровня напряжения, отключение параллельно работающих линий и трансформаторов.

Небольшое время использования максимальных нагрузок ведёт к недоиспользованию электрической сети, с другой стороны данное решение является перспективным в связи с постоянным ростом электропотребления.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 100

Дата

аа

Список использованных источников

1 Рожкова, Л. Д. Электрооборудование электрических станции и подстанции [Текст]: учебник для сред. проф. образования / Л. Д. Рожкова, Л. К. Корнеева, Т.В. Чиркова. – М.: Академия, 2005. – 448 с.

2 Рожкова, Л. Д. Электрооборудование станции и подстанции [Текст]: учебник для техникумов / Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.

3 Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций [Текст]: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. – М.: Энергатомиздат, 1989. – 608 с.

4 СТО 4.2072014 Система менеджмента качества. Общие требования к построению и оформлению документов учебной и научной деятельности.  Красноярск: ИПК СФУ, 2014. – 60 с.

5 Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы шестого и седьмого изданий с изменениями и дополнениями по состоянию на 1 октября 2010г.  Москва: КНОРУС, 2010.  330 с.

6 СТО 5694700729.240.30.0102008 Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35750 кВ. Типовые решения.  Москва: ФСК ЕЭС, 2008.  132 с.

7 Трансформаторы силовые ТРДНС-40000/220-У1, ТРДНС-63000/220-У1 // ООО «Энергобаланс». – Пермь, 2017. – Режим доступа: http://energobalans.pulscen.ru/ /

8 Выключатель высоковольтный элегазовый DT – 245 – 20/1000. // Sie mens. – Режим доступа: http://www.energy.siemens.com/ru/ru

9 Ячейка КРУ серии D-12P. // АО “ГК” «Таврида Электрик». – Москва, 2017. – Режим доступа: http://www.tavrida.ru/

10 Выключатель вакуумный 10 кВ ВВ/TEL-10-40/4000У2 . // АО “ГК” «Таврида Электрик». – Москва, 2017. – Режим доступа: http://www.tavrida.ru/ 11 Выключатель вакуумный 10 кВ ВРС-10-20/630. // ООО «НТЭАЗ Электрик». – Москва, 2017. – Режим доступа: http://www.vsoyuz.com/ъ

11 Разъединитель РГ-220/1000УХЛ1. // ЗАО «ЗЭТО». – Великолукск, 2017. – Режим доступа: http://www.zeto.ru/

12 Трансформатор напряжения НКФ-110-06-УХЛ1. // ООО «Электрозавод». – Москва, 2016. – Режим доступа: http://www.elektrozavod.ru/

13 Трансформатор напряжения ЗНОЛП-10 УТ2. // АО “ГК” «Таврида Электрик». – Москва, 2016. – Режим доступа: http://www.tavrida.ru/

14 Трансформатор тока ТРГ-220. // АО «Уралэлектротяжмаш». – Екатеринбург, 2017. – Режим доступа: http://www.uetm.ru

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 101

Дата

аа

15 Трансформатор тока ТЛШ-10-6,1-4. // ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока». – Свердловск, 2017. – Режим доступа: http://www.cztt.ru

16 Трансформатор напряжения ЗНОГ-220 У1. // ЗАО «ЗЭТО». – Великолукск, 2017. – Режим доступа: http://www.zeto.ru/

17 Трансформатор силовой ТМ-250/10 // ООО «Энергобаланс». – Пермь, 2017. – Режим доступа: http://energobalans.pulscen.ru/

18 Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии: учеб.пособие – Красноярск: ИПЦ КГТУ; Минск: БНТУ, 2006. – 808 с.

19 Ограничители перенапряжений. // ЗАО «ЗЭТО». – Великолукск, 2017. – Режим доступа: http://www.zeto.ru/

20 Укрупнённые стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ, 2013 – 65 с.

21 Герасименко А.А., Таюрский В.М. Проектирование районной электрической системы: учебное пособие – Красноярск: КПИ, 1986 – 120с.

22 Справочник по проектированию электрических сетей / Под редакцией Д. Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2012 – 376 с.

23 Электроэнергетические системы и сети. Версия 1.0 [Электронный ресурс]: метод. указания по курсовому проектированию / сост.: А. А. Герасименко, Е. С. Кинев, Л. И. Пилюшенко. – Электрон. дан. (2 Мб).

– Красноярск: ИПК СФУ, 2008.

24 Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.: ил.

25 Бобров А.Э., Дяков А. М., Зорин В.Б. Электромагнитные переходные процессы в электроэнергетических системах: учеб. пособие. – Красноярск: КГТУ, 2006. – 127 с.

26 Правила устройства электроустановок [Текст]: Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. – Новосибирск: Норматика, 2015. – 464 с., ил.

27 Реут М.А., Рокотян, С.С. Справочник по проектированию линий электропередачи – Москва «Энергия», 1971 – 288 с.

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 102

Дата

аа

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Для расчёта нормального максимального установившегося режима представим машинный файл исходных данных в программе REGIM:

1 100 0.05 20/

201 100 1 220 0 0 0 0 242 -10000 10000/

201 3 1 220/ 201 1 1 220/ 201 6 1 220/ 201 2 1 220/

201 33 1 220 52 37.2/ 201 11 1 220 100 72.3/ 201 66 1 220 36 26.349/ 201 22 1 220 40 21.59/

301 1 100 3 5.662 25.638 32.48 1420/ б-3 301 1 3 1 6.442 23.166 12.86 545.3/ б-6 301 1 100 6 15.075 54.375 30.19 1305/ 1-3 301 1 6 2 9.419 33.975 18.87 799.8/ 2-6

301 1 33 3 1.829 46.095 3.388 20.83 230 230 1.5 0/ Т1 301 1 11 1 0.871 29.04 4.752 28.93 230 230 1.5 0/ Т2 301 1 66 6 3.947 90.75 2.19 11.9 230 230 1.5 0/ Т3 301 1 22 2 3.947 90.75 2.19 11.9 230 230 1.5 0/ Т6

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 103

Дата

аа

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Результат расчёта установившегося режима нормальных максиальных нагрузок, рассчитанный в программе REGIM: ╔═════════╤══════════════╤════════╤════════╤════════╤════════╤══════╤══════╗ ║ │Гpаничные узлы│ Пoток P│ Пoток Q│Потеpи P│Потеpи Q│ Ток │ Qc ║ ║ │начало│ конец │ МВт │ Mваp │ МВт │ Мваp │ кА │ Мваp ║ ╟─────────┼──────┼───────┼────────┼────────┼────────┼────────┼──────┼──────║ ║ Номеp │ U │ Фаза │ P ген. │ Q ген.│ P наг. │ Q наг. │ P нб.│ Q нб.║ ║ узла │ кВ │ гpад │ МВт │ Мваp │ МВт │ Мваp │ МВт │ Мваp ║ ╟─────────┼──────┼───────┼────────┼────────┼────────┼────────┼──────┼──────╢ ║ ║ ║ Район N= 0 ║ ║ ║

1 3 100.52 83.89 2.02 7.26 .324 13.14

1 11 -100.52 -83.89 .31 10.33 .345 .00 Узел 1 219.5 -5.82 .00 .00 .00 .00 .00 .00 ————————————————————————— 2 6 40.27 25.81 .26 .95 .097 23.18

2 22 -40.27 -25.81 .16 3.58 .115 .00 Узел 2 240.7 -5.81 .00 .00 .00 .00 .00 .00 ————————————————————————— 3 1 -102.54 -63.57 2.02 7.26 .324 14.44

3 100 154.86 105.73 3.06 13.86 .425 37.59

3 33 -52.32 -42.15 .16 3.93 .169 .00 Узел 3 230.1 -3.69 .00 .00 .00 .00 .00 .00 ————————————————————————— 6 2 -40.54 19.98 .26 .95 .097 23.57

6 100 76.80 10.45 1.71 6.17 .195 38.45

6 66 -36.27 -30.44 .15 3.45 .113 .00 Узел 6 242.8 -4.49 .00 .00 .00 .00 .00 .00 ————————————————————————— 11 1 100.00 72.30 .31 10.17 .342 .00 Узел 11 208.4 -9.39 .00 .00 100.00 72.30 .00 .00 ————————————————————————— 22 2 40.00 21.59 .15 3.52 .114 .00 Узел 22 230.8 -9.48 .00 .00 40.00 21.59 .00 .00 ————————————————————————— 33 3 52.00 37.20 .15 3.84 .167 .00 Узел 33 221.5 -6.32 .00 .00 52.00 37.20 .00 .00 ————————————————————————— 66 6 36.00 26.35 .15 3.38 .112 .00 Узел 66 231.2 -7.73 .00 .00 36.00 26.35 .00 .00 ————————————————————————— 100 3 -157.92 -40.42 3.06 13.86 .425 41.58

100 6 -78.51 60.05 1.71 6.17 .195 38.21 Узел 100 242.0 .00 236.43 -19.63 .00 .00 .00 .00 ————————————————————————— ║ Номер бал.уз. — 100 Точность расчета — .05 Температура- 20.00 ║ ║ Число узлов- 9 Число ветвей- 8 Число тр-ов- 4 Число итераций- 4 ║ ║ Потеpи мощности в сети: активной — 7.81 МВт ║ ║ реактивной — 49.14 Мвар ║ ║ Потеpи в линиях — 7.06 МВт 28.24 Мваp ║ ║ Потеpи в тpансфоpматоpах — .76 МВт 20.90 Мваp ║ ║ Генеpация pеактивной мощности в линиях — 230.16 Мвар ║ ║ Суммаpная генеpaция — 236.43 МВт, потpебление — 228.00 MBт ║ ║ ———— Потери мощности на напряжении 220 кВ ———————- ║ ║ Потеpи в линиях — 7.06 МВт 28.24 Мваp ║ ║ Потеpи в тpансфоpматоpах — .76 МВт 20.90 Мваp ║ ║ Потери холостого хода в трансформаторах .61 MBт 3.55 Mвap ║ ║ Потери мощности в шунтах .00 MBт .00 MBap ║ ║ Среднее напряжение в узлах — 229.669 кB ║ ╚══════════════════════════════════════════════════════════════════════════╝

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 104

Дата

аа

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Для расчёта послеаварийного установившегося режима представим машинный файл исходных данных в программе REGIM:

1 100 0.05 20/

201 100 1 220 0 0 0 0 242 -10000 10000/

201 3 1 220/

201 1 1 220/

201 6 1 220/

201 2 1 220/

201 33 1 220 52 37.2/

201 11 1 220 100 72.3/

201 66 1 220 36 26.349/

201 22 1 220 40 21.59/

301 1 100 3 8.493 38.457 21.65 946.6/ б-3

301 1 3 1 6.442 23.166 12.86 545.3/ б-6

301 1 100 6 15.075 54.375 30.19 1305/ 1-3

301 1 6 2 9.419 33.975 18.87 799.8/ 2-6

301 1 33 3 1.829 46.095 3.388 20.83 230 230 1.5 0/ Т3

301 1 11 1 0.871 29.04 4.752 28.93 230 230 1.5 0/ Т1

301 1 66 6 3.947 90.75 2.19 11.9 230 230 1.5 0/ Т6

301 1 22 2 3.947 90.75 2.19 11.9 230 230 1.5 0/ Т2

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 105

Дата

аа

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Результат расчёта послеаварийного установившегося режима, рассчитанный в программе REGIM: ╔═════════╤══════════════╤════════╤════════╤════════╤════════╤══════╤══════╗ ║ │Гpаничные узлы│ Пoток P│ Пoток Q│Потеpи P│Потеpи Q│ Ток │ Qc ║ ║ │начало│ конец │ МВт │ Mваp │ МВт │ Мваp │ кА │ Мваp ║ ╟─────────┼──────┼───────┼────────┼────────┼────────┼────────┼──────┼──────║ ║ Номеp │ U │ Фаза │ P ген. │ Q ген.│ P наг. │ Q наг. │ P нб.│ Q нб.║ ║ узла │ кВ │ гpад │ МВт │ Мваp │ МВт │ Мваp │ МВт │ Мваp ║ ╟─────────┼──────┼───────┼────────┼────────┼────────┼────────┼──────┼──────╢ ║ ║ ║ Район N= 0 ║ ║ ║

1 3 100.53 85.06 2.31 8.29 .346 11.79

1 11 -100.52 -85.06 .35 11.65 .366 .00 Узел 1 207.9 -7.98 .00 .00 .00 .00 .01 .00 ————————————————————————— 2 6 40.27 25.81 .26 .95 .097 23.18

2 22 -40.27 -25.81 .16 3.58 .115 .00 Узел 2 240.7 -5.81 .00 .00 .00 .00 .00 .00 ————————————————————————— 3 1 -102.84 -68.44 2.31 8.29 .346 13.12

3 100 155.16 110.91 5.62 25.45 .470 22.78

3 33 -52.32 -42.47 .17 4.35 .178 .00 Узел 3 219.4 -5.64 .00 .00 .00 .00 .00 .00 ————————————————————————— 6 2 -40.54 19.98 .26 .95 .097 23.57

6 100 76.80 10.45 1.71 6.17 .195 38.45

6 66 -36.27 -30.44 .15 3.45 .113 .00 Узел 6 242.8 -4.49 .00 .00 .00 .00 .00 .00 ————————————————————————— 11 1 99.99 72.30 .35 11.49 .364 .00 Узел 11 196.1 -11.98 .00 .00 100.00 72.30 -.01 .00 ————————————————————————— 22 2 40.00 21.59 .15 3.52 .114 .00 Узел 22 230.8 -9.48 .00 .00 40.00 21.59 .00 .00 ————————————————————————— 33 3 52.00 37.20 .17 4.26 .176 .00 Узел 33 210.3 -8.55 .00 .00 52.00 37.20 .00 .00 ————————————————————————— 66 6 36.00 26.35 .15 3.38 .112 .00 Узел 66 231.2 -7.73 .00 .00 36.00 26.35 .00 .00 ————————————————————————— 100 3 -160.78 -85.87 5.62 25.45 .470 27.72

100 6 -78.51 60.05 1.71 6.17 .195 38.21 Узел 100 242.0 .00 239.29 25.82 .00 .00 .00 .00 ————————————————————————— ║ Номер бал.уз. — 100 Точность расчета — .05 Температура- 20.00 ║ ║ Число узлов- 9 Число ветвей- 8 Число тр-ов- 4 Число итераций- 4 ║ ║ Потеpи мощности в сети: активной — 10.72 МВт ║ ║ реактивной — 63.50 Мвар ║ ║ Потеpи в линиях — 9.90 МВт 40.86 Мваp ║ ║ Потеpи в тpансфоpматоpах — .82 МВт 22.64 Мваp ║ ║ Генеpация pеактивной мощности в линиях — 198.81 Мвар ║ ║ Суммаpная генеpaция — 239.29 МВт, потpебление — 228.00 MBт ║ ║ ———— Потери мощности на напряжении 220 кВ ———————- ║ ║ Потеpи в линиях — 9.90 МВт 40.86 Мваp ║ ║ Потеpи в тpансфоpматоpах — .82 МВт 22.64 Мваp ║ ║ Потери холостого хода в трансформаторах .57 MBт 3.30 Mвap ║ ║ Потери мощности в шунтах .00 MBт .00 MBap ║ ║ Среднее напряжение в узлах — 224.572 кB ║ ╚══════════════════════════════════════════════════════════════════════════╝

Лист, ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 106

Дата

аа

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

Для расчёта токов коротких замыканий на ЭВМ в программе ТКЗ составим файл исходных данные:

0 1 0.0 0.0 0.0 0.0 1 230 90 0 4 0.0 2.41 0.0 0.0 1 8.925 90 0 5 0.0 2.41 0.0 0.0 1 8.925 90 0 6 0.0 2.41 0.0 0.0 1 8.925 90 0 7 0.0 2.41 0.0 0.0 1 8.925 90 0 10 0.0 0.625 0.0 0.0 1 8.925 90 0 11 0.0 0.625 0.0 0.0 1 8.925 90

2 8 0.0 11.5 0.0 11.5 1 2 9 0.0 11.5 0.0 11.5 1 8 4 0.0 161 0.0 161 0.04565 8 5 0.0 161 0.0 161 0.04565 9 6 0.0 161 0.0 161 0.04565 9 7 0.0 161 0.0 161 0.04565 3 10 0.0 29.0 0.0 29.0 0.04565 3 11 0.0 29.0 0.0 29.0 0.04565

1 2 0.0 25.64 0.0 120.508 1 2 3 0.0 23.17 0.0 108.899 1

Лист, ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 107, Дата

аа

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

Результаты расчётов токов короткого замыкания приведены ниже.

Трёхфазное короткое замыкание на подстанции номер 1 на шинах НН за трансформатором (узел 11):

Вариант N 1 Трехфазное к.з. в узле 11. Переходное сопротивление: R= .0000 X= .0000 ╔══════════╤══════╤═════════════════════════════╤═════════════════════════════╗ ║ Граничные│ Вели-│ Симметричные составляющие │ Фазные токи ║ ║ узлы │ чина │ «1» │ «2» │ 3*»0″ │ «A» │ «B» │ «C» ║ ╟──────────┼──────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────╢ ║ 0 11│ KA │ 8.245│ .000│ .000│ 8.245│ 8.244│ 8.245║ ║ │ град │( 180.00)│( .00)│( .00)│( 180.00)│( 60.00)│( -60.00)║ ║ 3 11│ KA │ 40.323│ .000│ .000│ 40.323│ 40.323│ 40.323║ ║ │ град │( 180.00)│( .00)│( .00)│( 180.00)│( 60.00)│( -60.00)║ ║ Ток │ КА │ 48.568│ .000│ .000│ 48.568│ 48.567│ 48.568║ ║ к.з. │ град │( .00)│( .00)│( .00)│( .00)│(-120.00)│( 120.00)║ ╚══════════╧══════╧═════════╧═════════╧═════════╧═════════╧═════════╧═════════╝

Сопротивления относительно точки к.з.

Z1: .0000+j .1184 Z0: .0000+j .0000

Трёхфазное КЗ на шинах ВН подстанции номер 3:

Вариант N 1 Трехфазное к.з. в узле 2. Переходное сопротивление: R= .0000 X= .0000 ╔══════════╤══════╤═════════════════════════════╤═════════════════════════════╗ ║ Граничные│ Вели-│ Симметричные составляющие │ Фазные токи ║ ║ узлы │ чина │ «1» │ «2» │ 3*»0″ │ «A» │ «B» │ «C» ║ ╟──────────┼──────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────╢ ║ 2 8│ KA │ .168│ .000│ .000│ .168│ .168│ .168║ ║ │ град │( 180.00)│( .00)│( .00)│( 180.00)│( 60.00)│( -60.00)║ ║ 2 9│ KA │ .168│ .000│ .000│ .168│ .168│ .168║ ║ │ град │( 180.00)│( .00)│( .00)│( 180.00)│( 60.00)│( -60.00)║ ║ 1 2│ KA │ 4.473│ .000│ .000│ 4.473│ 4.473│ 4.473║ ║ │ град │( 180.00)│( .00)│( .00)│( 180.00)│( 60.00)│( -60.00)║ ║ 2 3│ KA │ .602│ .000│ .000│ .602│ .602│ .602║ ║ │ град │( 180.00)│( .00)│( .00)│( 180.00)│( 60.00)│( -60.00)║ ║ Ток │ КА │ 5.273│ .000│ .000│ 5.273│ 5.273│ 5.273║ ║ к.з. │ град │( .00)│( .00)│( .00)│( .00)│(-120.00)│( 120.00)║ ╚══════════╧══════╧═════════╧═════════╧═════════╧═════════╧═════════╧═════════╝

Сопротивления относительно точки к.з.

Z1: .0000+j 21.1348 Z0: .0000+j 26.2189

Трёхфазное КЗ на шинах НН подстанции номер 3:

Вариант N 1 Трехфазное к.з. в узле 6. Переходное сопротивление: R= .0000 X= .0000 ╔══════════╤══════╤═════════════════════════════╤═════════════════════════════╗ ║ Граничные│ Вели-│ Симметричные составляющие │ Фазные токи ║ ║ узлы │ чина │ «1» │ «2» │ 3*»0″ │ «A» │ «B» │ «C» ║ ╟──────────┼──────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────╢ ║ 0 6│ KA │ 0.639│ .000│ .000│ 0.639│ 0.639│ 0.639║ ║ │ град │( 180.00)│( .00)│( .00)│( 180.00)│( 60.00)│( -60.00)║ ║ 9 6│ KA │ 3.834│ .000│ .000│ 3.834│ 3.834│ 3.834║ ║ │ град │( 180.00)│( .00)│( .00)│( 180.00)│( 60.00)│( -60.00)║ ║ Ток │ КА │ 4.473│ .000│ .000│ 4.473│ 4.473│ 4.473║ ║ к.з. │ град │( .00)│( .00)│( .00)│( .00)│(-120.00)│( 120.00)║

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 108

Дата

аа ╚══════════╧══════╧═════════╧═════════╧═════════╧═════════╧═════════╧═════════╝

Сопротивления относительно точки к.з.

Z1: .0000+j 1.239 Z0: .0000+j .0000

Однофазное КЗ на шинах ВН подстанции номер 3:

Вариант N 1 Однофазное к.з. в узле 2. Переходное сопротивление: R= .0000 X= .0000 ╔══════════╤══════╤═════════════════════════════╤═════════════════════════════╗ ║ Граничные│ Вели-│ Симметричные составляющие │ Фазные токи ║ ║ узлы │ чина │ «1» │ «2» │ 3*»0″ │ «A» │ «B» │ «C» ║ ╟──────────┼──────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────╢ ║ 2 8│ KA │ .035│ .060│ 1.614│ .633│ .491│ .491║ ║ │ град │( 180.00)│( 180.00)│( 180.00)│( 180.00)│(-177.53)│( 177.53)║ ║ 2 9│ KA │ .035│ .060│ 1.614│ .633│ .491│ .491║ ║ │ град │( 180.00)│( 180.00)│( 180.00)│( 180.00)│(-177.53)│( 177.53)║ ║ 1 2│ KA │ 1.693│ 1.556│ 1.232│ 3.659│ 1.219│ 1.219║ ║ │ град │( 180.00)│( 180.00)│( 180.00)│( 180.00)│( 5.56)│( -5.56)║ ║ 2 3│ KA │ .125│ .213│ 1.203│ .739│ .244│ .244║ ║ │ град │( 180.00)│( 180.00)│( 180.00)│( 180.00)│(-161.93)│( 161.93)║ ║ Ток │ КА │ 1.888│ 1.888│ 5.663│ 5.663│ .000│ .000║ ║ к.з. │ град │( .00)│( .00)│( .00)│( .00)│( 5.67)│( -5.67)║ ╚══════════╧══════╧═════════╧═════════╧═════════╧═════════╧═════════╧═════════╝

Сопротивления относительно точки к.з.

Z1: .0000+j 21.1348 Z0: .0000+j 26.2189

Лист

ВКР–13.03.02.05 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись 109

Дата

аа

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

Кафедра «Электрические станции и электроэнергетические системы»

Выпускная квалификационная работа

ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ

СЕТИ 220 КВ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ

Руководитель доцент, к.т.н. А.В. Бобров Выпускник Д.С. Хорольский

Красноярск 2017 ЗАДАЧИ

1. Проектирование электрической сети

•Первый и второй вариант сети (чертёж) 2. Расчёт установившегося режима

•Установившийся режим (чертёж) 3. Расчёт токов короткого замыкания 4. Проектирование подстанции №3,

•Главные соединения (чертёж)

•Разрез и вид сверху ячейки ОРУ (чертёж)

•Генеральный план (чертёж) 5. Расчёт основных технико-экономических показателей 6. Расчёт транспозиции фаз 1. ВЫБОР СХЕМ СЕТИ

1 2 1. ВЫБОР ВАРИАНТОВ

1 2

Суммарные потери

Потери напряжения, %

электроэнергии, ГВт·ч Капитало Послеава- Приведённые Вариант вложения, Издержки ,

Нормальный рийный затраты , схемы Нагрузоч Холостого млн. руб. млн. руб.

максималь- режим Всего млрд. руб.

ные хода

ный режим

1 14,8 19,8 15,7 45,3 61,0 2358 54,6 346 ✔ 2 15,0 19,9 16,0 45,1 61,1 2445 56,4 362 2. РАСЧЁТ УСТАНОВИВШЕХСЯ РЕЖИМОВ

Нормальный максимальный

Послеаварийный

Напряжение Напряжения Погрешности

Номер узла ручного при расчёте на напряжения по

расчёта , кВ ЭВМ , кВ величине , %

3 229 230,1 -0,478

1 219 219,6 -0,273

6 239 241,8 -1,56

2 236 240,8 -1,99

3′ 221 221,6 -0,270

1′ 208 208,6 -0,288

6′ 227 231,3 -1,86

2′ 226 231,0 -2,14

Погрешность расчётов первой итерации составляет 2,0%

Нормальный Послеаварийный режим,

максимальный режим, % %

Предваритель- Предварител

Расчёт УР Расчёт УР

ный расчёт ьный расчёт

14,8 10,2 19,8 15,5

Потери напряжения уменьшились на 5% 3. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Ток КЗ Ручной расчёт ,кА Расчёт на ЭВМ, кА Погрешность , %

Iп0GS 38,5 40,32 4,51

Iп0Н 8,24 8,245 0,0606

Iп0 46,7 48,568 3,85 4. СХЕМА ГЛАВНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ №3 4. РАЗРЕЗ ОРУ ПОДСТАНЦИИ №3

1 – Конденсатор связи; 2 – Заградитель; 3 – Линейный разъединитель; 4 – Трансформатор тока; 5 – Выключатель; 6 – Вторая система шин; 7 – Разъединитель килевого расположения; 8 – Шинный разъединитель; 9 – Первая система шин. 4. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ПОДСТАНЦИИ №3 5. РАСЧЁТ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

Удельные Удельные

Себестоимость Удельные Каптиало- Процент потер капитало- капиталовло Издержки, передачи капиталовложени вложения , электроэнергии вложения в жения в линии

млн. руб. электроэнергии я в подстанции, млн. руб. ,% линии, тыс. на один км,

, коп/кВт·ч тыс. руб/кВ·А

руб./кВт·км руб/(кВт·км) 2358 54,6 8,93 1,27 2,53 4,37 25,4 6. ТРАНСПОЗИЦИЯ ФАЗ

Шаг

Длина участка,

Участок сети транспозиции,

км

км

Б-3 179 59,8

3-1 106 35,3

Б-6 250 83,3

6-2 156 52,0

Сопротивлен Среднее Вносимая

Фаза ия фазы zi, сопротивлени несимметрия,

Ом/км е zср, Ом/км %

A 0,445 0,552

B 0,449 0,442 1,54

C 0,434 -1,92 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ! Руководитель доцент, к.т.н. А.В. Бобров

Выпускник Д.С. Хорольский