Бюджетное учреждение высшего образования

Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

Сургутский государственный университет

 

 

Политехнический институт

Кафедра радиоэлектроники и электроэнергетики

 

 

 

 

 

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Пояснительная записка

 

 

Выполнил:	обучающийся гр №
Фамилия
Имя
Отчество
Проверил:	ст. преп

 

 

 

 

 

 

 

Сургут 202_ г.

СОДЕРЖАНИЕ ЗАДАНИЕ …………………………………………………................................. ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………….....................     1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ……………………….. 2 ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ..……………     2.1 Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов………..     2.2 Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схем развития сети……………………………………………………………………...     2.3 Экономическое сравнение вариантов развития сети……………………. 3 АНАЛИЗ НОРМАЛЬНОГО И ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМОВ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ………………………………………………………………………….     3.1 Исследование установившихся режимов…………………………………     3.2 Исследование аварийных и послеаварийных режимов………………….    ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………… СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ…...………………………….

3   4 6 6   13 21 31     31 34   38

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАДАНИЕ

• Произвести выбор числа и мощности понижающих трансформаторов в распределительной сети и определение расчетных токов, приведенных к стороне высшего напряжения трансформаторов.
• Разработать варианты развития распределительной сети.
• Произвести приближенный расчет токораспределения в каждом в каждом из выбранных вариантов по длинам ЛЭП и нагрузкам узлов с учетом перспективного развития сети и нагрузок.
• Произвести выбор числа параллельных цепей и сечений проводов в каждом из вариантов схем сети с учетом возможных аварийных ситуаций. Определение потерь мощности в каждом из вариантов.
• Произвести технико-экономическое сравнение вариантов распределительной сети по приведенным затратам и выбор наиболее рационального варианта.
• Произвести анализ установившихся режимов двух выбранных вариантов развития сети и регулирование параметров качества электроэнергии с помощью  современного расчетного комплекса RASTR.
• Произвести окончательное сравнение вариантов развития распределительной электрической сети и выбор наилучшего в экономическом смысле варианта с учетом заданных технических требований.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I.                  ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Вариант №

• Район проектирования сети – Урал.
• Класс номинального напряжения распределительной сети U=115 кВ.
• Исходная схема района развития сети: на рисунке 1

Рисунок 1 «Исходная схема развития сети»

• Число часов максимальной мощности нагрузок района проектирования Т_max=4500 час.
• Состав потребителей электроэнергии по категориям надежности всех узлов одинаков (I категория – 40%; II категория – 60%).
• Коэффициенты мощностей нагрузок всех узлов одинаковы, cosφ=0,9.
• Требуемые напряжения на стороне низшего напряжения понижающих трансформаторов:

Показатель	Номер узла
	2	3	4	13	14
Требуемое напряжение на шинах низшего напряжения подстанции, кВ	10,4	10,4	10,5	10,0	10,4

 

• Значения экономических характеристик, используемых при проектировании:

• коэффициент приведения капитальных вложений к современным ценам, k=;
• удельная стоимость потерь электроэнергии в сети, β=1,2 руб/кВт^.ч.
  

2 ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

2.1 Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов

 

Расчёт электрической сети проводится по методике приведённой в [1].

Используя значения активной мощности и коэффициента мощности в узлах элек­трической сети найдём реактивную и полную мощности.

Узел 2: .

Узел 3: .

Узел 4: .

Узел 5: .

Узел 6: .

Полная мощность:

Узел 2: .

Узел 3: .

Узел 4: .

Узел 5: .

Узел 6: .

Определим номинальные мощности трансформаторов в узлах сети по формуле:

.

Узел 2: , узел 3: ,

узел 4: , узел 5: ,

 узел 6: .

 

Расчёт параметров трансформаторов.

Для ТРДН-25000: .

.

.

.

Для ТДН-16000: .

.

.

Определение типа и мощности трансформаторов в узлах показана в таблице 2.1.1.

 

Приведённая нагрузочная мощность вычисляется по формулам:

,

.

Узел 2: .

Узел 3: .

Узел 4: .

Узел 5: .

Узел 6: .

 

Узел 2: , узел 3: , узел 4: ,

узел 5: , узел 6: .

Таблица 2.1.1- Выбор числа и мощности трансформаторов

№ узла	Pн МВТ	Qн МВА	cos	S нmax МВА	Sн/1,4=Sнт МВА	трансформатор	Параметры трансформаторов
							Rэ, Ом	Хэ, Ом	ΔР, МВТ	ΔQ, МВАр	ΔР эхх	ΔQ эхх
2	30	14,53	0,9	33,3	23,79	2ТРДН 25000/110	1,27	28	0,116	2,57	0,054	0,35
3	15	7,27	0,9	16,7	11,93	2ТДН-16000/110	2,19	43,35	0,05           0,09         0,09	0,99           1,77         1,77	0,04	0,224
4	20	9,69	0,9	22,2	15,86	2ТДН-16000/110
5	20	9,69	0,9	22,2	15,86	2ТДН-16000/110
6	25	12,11	0,9	27,8	19,86	2ТРДН 25000/110	1,27	28	0,08	1,92	0,054	0,35

Узел 2: .

Узел 3: .

Узел 4: .

Узел 5: .

Узел 6: .

Рассчитанные мощности и токи сведены в таблицу 2.1.2.

Таблица 2.1.2- Расчетные мощности и токи нагрузочных узлов

№ узла	Рэ, МВТ	Qэ, МВАр	Sэ, МВА	Iэ, А
2	30,2	17,5	34,853	183
3	15,1	8,5	17,377	91
4	20,1	11,7	23,26	122
5	20,1	11,7	23,26	122
6	25,1	14,3	28,89	152

Максимальные нагрузочные и расчётные токи определяются форму­лами:

,

,

 где  .

 

 

 

 

 

 

Рассчитанные токи сведены в таблицу №2.1.3

 Таблица №2.1.3- Максимальные нагрузочные и расчётные токи узлов 

 

2.2 Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схем развития сети

 

1) 1-вариант

Выбор производится для одноцепных линий с железобетонными опо­рами, 2-ой р-он по гололёду, зона Урала.

Замкнутая сеть показанная на рисунке 1 с узлами 1,2,5,6,3,4- считая её приближённо однородной, применим правило электрических моментов, с использованием эквивалентных длин см. рис.1.

По первому закону Кирхгофа найдём токи в линиях :

 

Рисунок 1- Схема сети по варианту 1

Выбор сечений будем производить по экономической плотности тока, используя формулу ,   примем равной 1,1 А/мм^2, т.к число часов максимальных нагрузок района равно 4500 часов.

, площадь сечения превосходит максимальное доступное для ВЛ-110 кВ, следовательно необходимо добавить второю цепь в линию, тогда имеем:

, выбираем две цепи с проводами марки АС-150.

, выбираем провода марки АС-185.

, выбираем провода марки АС-120.

 => выбираем провода марки АС-70.

, выбираем провода марки АС-240.

Произведем проверку выбранных марок проводов по длительно допустимому току.

а) Авария на линии 3-4:
, оставляем АС-120.

, оставляем АС-70.

, оставляем АС-240.

, т.к. в ветви 2-1 две цепи, то ток в каждой цепи: , существующая цепь выдержит токовую нагрузку.

б) Авария на линии 5-2:

, оставляем АС-70.

, оставляем АС-120.

, оставляем АС-150.

, т.к. в ветви 1-4 две цепи, то ток в каждой цепи: , оставляем АС-150.

Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.1. Выбор числа выключателей на­мечен в таблице 2.2.2.

    Таблица 2.2.1- Выбора сечений линий электропередач 1-вариант

линия	L. км	Iрасч	n	Iц	сечение	Вид аварии	Iпосле аварии А	Iдоп А	Окончательное решение
1-2	27	396	2	198	АС-240		<396	605
2-5	27	204	1	204	АС-185	обрыв 3-4	512	515	АС-240
5-6	35	76	1	76	АС-120	обрыв участка 3-4	385	390	АС-70
6-3	25	84	1	84	АС-120	обрыв 2-5	289	375	АС-120
3-4	21	180	1	180	АС-150	обрыв 2-5	385	450	АС-150
4-1	25	308	2	308	АС-240	обрыв участка 2-5	512	605	2хАС-150

 

2) 2 вариант

Замкнутая сеть показанная на рисунке 2  с узлами 1,2,3,4- считая её приближённо однородной, применим правило электрических моментов, с использованием эквивалентных длин.

,

,

.

По первому закону Кирхгофа найдём токи во всех линиях цепи.

.

Выбор сечений будем производить по экономической плотности тока, используя формулу ,   примем равной 1,1 А/мм^2, т.к число часов максимальных нагрузок района равно 4500 часов, аналогично первому варианту.

Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.2.

Рисунок 2- Схема сети по варианту 2

 

Таблица 2.2.2- Выбор сечений линий электропередач 2-вариант

линия	L. км	Iрасч	n	Iц	сечение	Вид аварии	Iпосле авар А	Iдоп А	Решение
1-2	27	448	2	224	АС-240			605	АС-240
2-5	27	128	2	64	АС-120	Обрыв цепи	128	375	АС-120
2-3	24	128	1	128	АС-120	обрыв участка 1-4	384	390	АС-120/19
3-6	25	160	2	80	АС-120	обрыв 1 цепи	160	375	АС-120
3-4	21	128	1	13	АС-120	обрыв 2-3	256	450	АС-150
4-1	25	256	1	258	АС-185	обрыв участка 2-3	384	605	АС-240

3) 3 вариант

Замкнутая сеть, показанная на рисунке 3, с узлами 2,3,5,6- считая её приближённо однородной, применим правило электрических моментов, с использованием эквивалентных длин.  

Рисунок 3- Схема сети по варианту 3

,

По первому закону Кирхгофа найдём токи во всех линиях цепи.

.

Выбор сечений будем производить по экономической плотности тока. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.3.

Таблица 2.2.3- Выбор сечений линий электропередач вариант 3

линия	L. км	Iрасч	n	Iц	сечение	Вид аварии	Iпосле авар А	Iдоп А	Решение
1-2	27	576
2-5	27	188	1	188	АС-185	обрыв 2-3	386	450	АС-150
2-3	24	196	1	196	АС-185	обрыв 2-5	386	450	АС-150
3-6	25	100	1	100	АС-120	обрыв 2-3 2-5	296 288	375	АС-120
5-6	35	60	1	60	АС-120	обрыв2-3 2-5	256 248	375	АС-120
1-4	25	64	2	64	АС-120	обрыв 1 цепи	128	375	АС-120

4) 4-вариант

Сеть, показанная на рисунке 4 – радиальная. По первому закону Кирхгофа найдём токи во всех линиях цепи.

.

Рисунок 4- Схема сети по варианту

Выбор сечений будем производить по экономической плотности тока. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.4.

Таблица 2.2.4- Выбор сечений линий электропередач вариант - 4

линия	L. км	Iрасч	n	Iц	сечение	Вид аварии	Iпосле аварии А	Iдоп А	Решение
1-2	27	576
2-5	27	188	1	188	АС-150	обрыв 2-3	386	450	АС-150
2-3	24	196	1	196	АС-150	обрыв 2-5	386	450	АС-150
3-6	25	100	1	100	АС-120	обрыв2-3 2-5	296 288	375	АС-120
5-6	35	60	1	60	АС-120	обрыв2-3 2-5	256 248	375	АС-120
1-4	25	64	2	64	АС-120	обрыв 1 цепи	128	375	АС-120

5) 5 вариант

Замкнутая сеть показана на рисунке 5 с узлами 2,5,6- считая её приближённо однородной, применим правило электрических моментов, с использованием эквивалентных длин.  

Рисунок 5- Схема сети по варианту 5

,

.

По первому закону Кирхгофа найдём токи в остальных линиях цепи.

.

Выбор сечений будем производить по экономической плотности тока. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.5.

Таблица 2.2.5- Выбор сечений линий электропередач вариант 5

линия	L. км	Iрасч	n	Iц	сечение	Вид аварии	Iпосле авар А	Iдоп А	Решение
1-2	27	480	2	240	АС-240
2-5	27	147	1	147	АС-120	обрыв 6-2	288	375	АС-120
5-6	35	19	1	19	АС-70	обрыв 2-5 6-2	128 160	265	АС-70
6-2	33	141	1	141	АС-120	обрыв 2-5	288	375	АС-120
1-4	25	224	2	112	АС-120	обрыв 1 цепи	224	375	АС-120
4-3	21	96	2	48	АС-70	обрыв 1 цепи	96	265	АС-70

 

Выбор выключателей определяется по следующей методике:

• для тупиковой ПС

 

• для проходной ПС

 

• для проходной- узловой ПС

 

 

        Таблица 2.2.6-Выбор числа выключателей в распределительных устройствах подстанций

 

2.3 Экономическое сравнение вариантов развития сети

 

Для экономического анализа вариантов рассчитывают статические приведённые затраты определяемые формулой:

           ,                                                (2.3.1)

где  - нормативный коэффициент эффективности;  - капиталовложения в подстанции и линии соответственно;  - годовые издержки на амортизацию и обслуживание  - линии,  - подстанции и  - издержки на возмещение потерь электроэнергии в сетях.  - средний ущерб от нарушения электроснабжения. Так как в нашей сети потребителей 3-ей категории нет, то .

Капиталовложения в линии электропередачи вычисляются по соотношению:

             ,                                          (2.3.2)

где  - удельная стоимость сооружения ЛЭП [2], в ценах 1990 г., тыс/руб.км;   - длина линии электропередачи, км;  - число параллельных линий;  - коэффициент приведения капвложений к современным ценам.

Капитальные вложения в подстанции определяются формулой:

                             ,                                         (2.3.3)

                        ,                                  (2.3.4)

 где  - расчётная стоимость силового трансформатора [2], в ценах 1990 г., тыс/руб.км;  - число трансформаторов;  - коэффициент приведения капвложений к современным ценам.

                                                    (2.3.5)

где  - расчётная стоимость ячейки выключателя [2], в ценах 1990 г., тыс/руб.км;  - число ячеек выключателей;  - коэффициент приведения капвложений к современным ценам.

Годовые издержки на амортизацию и обслуживание  и , находятся по следующим формулам:

                                       ,                                   (2.3.6)

где  - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций.

Издержки на возмещение потерь электроэнергии в сетях определяются формулой:

                                                       (2.3.7)

где    - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;  - суммарные постоянные потери, так как в сетях 110 кВ и ниже потери на корону не учитываются, то ;  - удельная стоимость потерь активной энергии в сети [1],  - число часов максимальных потерь в году, определяющиеся формулой:

                 

где  -годовое число часов максимальной мощности.

1) 1-вариант

Капиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.2):

Капитальные вложения в подстанции определяем по формулам (2.3.3), (2.3.4) :

Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.5) :

,

.

Тогда находим затраты на подстанцию:

Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулам (2.3.6):

Определим постоянные потери активной мощности используя (2.3.7):

Определим переменные потери активной мощности по формуле:

.

2) 2-вариант

Капиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.2):

Капитальные вложения в подстанции определяем по формулам (2.3.3), (2.3.4) :

Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.5) :

Тогда находим затраты на подстанцию:

Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулам (2.3.6):

Постоянные потери активной мощности:

Переменные потери активной мощности предварительно подсчитав сопротивление эквивалентной схемы:

.

3) 3-вариант

Капиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.2):

Капитальные вложения в подстанции определяем по формулам (2.3.3), (2.3.4):

.

Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.5) :

,

.

Находим затраты на подстанцию:

,

.

Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулам (2.3.6):

Постоянные потери активной мощности:

Переменные потери активной мощности предварительно подсчитав сопротивление эквивалентной схемы:

.

,

,

.

4) 4-вариант

Капиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.2):

Капитальные вложения в подстанции определяем по формулам (2.3.3), (2.3.4):

.

Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.5) :

,

.

Находим затраты на подстанцию:

,

.

Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулам (2.3.6):

Постоянные потери активной мощности:

Переменные потери активной мощности:

,

.

,

.

5) 5-вариант

Капиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.2):

Капитальные вложения в подстанции определяем по формулам (2.3.3), (2.3.4):

.

Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.5) :

,

.

Находим затраты на подстанцию:

,

.

Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулам (2.3.6):

Постоянные потери активной мощности:

.

Переменные потери активной мощности:

 

,

,

,

,

.

В  таблице 2.3.1 представлен сравнительный анализ экономических показателей вариантов сетей.

Таблица 2.3.1-Сравнительный анализ экономических показателей вариантов сетей

Сравнение приведённых затрат показывает, что 1 и 3  варианты равноценны (отличие 2%<5%).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 АНАЛИЗ НОРМАЛЬНОГО И АВАРИЙНОГО РЕЖИМОВ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

 

Как показал анализ приведённых затрат варианты 1 и  3 является ближайшим по затратам. Поэтому дальнейшие расчёты проводим для вариантов №1 и №3.

 

 

3.1 Исследование установившихся режимов

1) 1-вариант

Выполняем расчет установившегося режима с использованием программного комплекса RASTR. Параметры сети в установившемся режиме до регулирования показан в таблицах 3.1.1 и 3.1.2. 

 

Таблица  3.1.1- Параметры сети в установившемся режиме до регулирования

Установившийся режим
Ветви ЛЭП	R, Ом	X, Ом	B, мкСм	kтр
1-2	3,24	10,9	-75,8
1-2	3,24	10,9	-75,8
2-5	4,37	11,2	-74,3
5-6	8,72	14,95	-93,1
6-3	6,23	10,68	-66,5
3-4	4,16	8,82	-56,7
4-1	3,00	10,1	-70,3
4-1	3,00	10,1	-70,3
Трансформаторы	R, Ом	X, Ом		kтр
2-21	2,54	55,9		0,091
2-21	2,54	55,9		0,091
5-51	4,38	86,7		0,096
5-51	4,38	86,7		0,096
6-61	2,54	55,9		0,091
6-61	2,54	55,9		0,091
3-31	4,38	86,7		0,096
3-31	4,38	86,7		0,096
4-41	4,38	86,7		0,096
4-41	4,38	86,7		0,096

 

 

 

 

 

 

Таблица  3.1.2- Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования

№ узла	U ном	P нагр, МВт	Q нагр, МВар	U кВ, Требуемое	U кВ, Расчетное (полученное в Rastrе)	Отклонение %
21	10,5	30	14,53	10,5	9,86	-6,1
31	11	15	7,3	10,0	10,12	1,2
41	11	20	9,7	10,3	10,23	-0,7
51	11	20	9,7	10,3	10,00	-3
61	10,5	25	12,1	10,3	9,43	-8,4

Определяем напряжение на шинах потребителей. Вычисляем отклонение напряжения в узлах. Там, где отклонение выше допустимых пределов (более 5%), выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов.

 Выбор количества отпаек производим по формуле:

,

где  - цена деления отпайки, x- число отпаек на которое необходимо установить РПН. Согласно каталожным данным [1] номинальные напряжения трансформатора ТДН-16000/110 , для ТРДН-25000/110 тогда имеем:

Узел 21

,

Узел 61

.

Падение напряжения в узлах 31,41,51 не превышает 5% - выбор отпаек не требуется. Результаты расчётов нагрузки после регулирования на шинах потребителя занесены в таблицу  3.1.3.

 

Таблица 3.1.3- Нагрузка узлов в установившемся режиме после регулирования

№ узла	U ном	P нагр, МВт	Q нагр, МВар	U кВ, Требуемое потребителю	N отпайки	U кВ, После переключения РПН
21	10,5	30	14,53	10,5	-3	10,69
31	11	15	7,3	10,0	0	10,12
41	11	20	9,7	10,3	0	10,23
51	11	20	9,7	10,3	0	10,00
61	10,5	25	12,1	10,3	-4	10,29

2) 3-вариант

Выполняем расчет установившегося режима с использованием программного комплекса RASTR. Параметры сети в установившемся режиме до регулирования показан в таблицах 3.1.4 и 3.1.5. 

Таблица  3.1.4- Параметры сети в установившемся режиме до регулирования

Установившийся режим
Ветви ЛЭП	R, Ом	X, Ом	B, мкСм	kтр
1-2	3,24	10,9	-75,8
1-2	3,24	10,9	-75,8
2-5	4,37	11,2	-74,3
5-6	8,72	14,95	-93,1
6-3	6,23	10,68	-66,5
3-4	4,16	8,82	-56,7
4-1	3,00	10,1	-70,3
4-1	3,00	10,1	-70,3
Трансформаторы	R, Ом	X, Ом		kтр
2-21	2,54	55,9		0,096
2-21	2,54	55,9		0,096
5-51	4,38	86,7		0,096
5-51	4,38	86,7		0,096
6-61	2,54	55,9		0,100
6-61	2,54	55,9		0,100
3-31	4,38	86,7		0,096
3-31	4,38	86,7		0,096
4-41	4,38	86,7		0,096
4-41	4,38	86,7		0,096

 

Таблица  3.1.5- Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования

№ узла	U ном	P нагр, МВт	Q нагр, МВар	U кВ, Требуемое потребителю	U кВ, Расчетное (полученное в Растере)	Отклонение %
21	10,5	30	14,53	10,5	9,71	-7,5
31	11	15	7,3	10,0	10,04	0,4
41	11	20	9,7	10,3	10,51	2,0
51	11	20	9,7	10,3	9,89	-3,9
61	10,5	25	12,1	10,3	9,33	-9,4

Выбор количества отпаек:

Узел 21

,

Узел 61

.

Таблица  3.1.6- Нагрузка узлов в установившемся режиме после регулирования

№ узла	U ном	P нагр, МВт	Q нагр, МВар	U кВ, Требуемое потребителю	N отпайки	U кВ, После переключения РПН
21	10,5	30	14,53	10,5	-4	10,48
31	11	15	7,3	10,0	0	10,04
41	11	20	9,7	10,3	0	10,51
51	11	20	9,7	10,3	0	9,89
61	10,5	25	12,1	10,3	-5	10,26

 

 

3.2 Исследование аварийных и послеаварийных режимов

 

1) 1-вариант

Отключение линии 1-4 приводит к недопустимому падению напряжения показанному в таблице 3.2.1, поэтому требуется установка дополнительной цепи в линию 1-4.

Таблица 3.2.1- Напряжения в узлах при отключении линии 1-4

Узел	21	31	41	51	61
Требуемое напряжение, кВ	10,5	10,0	10,3	10,3	10,3
Номиальное напряжение, кВ	10,5	11	11	11	10,5
Расчётное напряжение	10,18	6,15	5,5	8,44	7,05

После установки 2-ой цепи на участок 1-4 падение напряжения в установившемся режиме показано в таблице 3.2.2.

Таблица 3.2.2- Напряжения в узлах в установившемся режиме на линии 1-4

Узел	21	31	41	51	61
Требуемое напряжение, кВ	10,5	10,0	10,3	10,3	10,3
Напряжение	10,71	10,26	10,41	10,05	10,29

При отключении линии 2-5 регулирование напряжения можно провести с помощью отпаяк как показано в таблице 3.2.3.

Таблица 3.2.3- Напряжения в узлах при отключении линии 2-5 

Узел	21	31	41	51	61
Требуемое напряжение, кВ	10,5	10,0	10,3	10,3	10,3
Напряжение	9,99	9,82	10,26	8,7	8,74
Регулировочное ответвление	-2	0	0	-8	-8
Регулирование (РПН)	10,56	9,82	10,26	10,18	10,3

В послеаварийном режиме работы сети отклонение выше допустимых пределов, более   нет, как показано в таблице 3.2.4.

Таблица 3.2.4- Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5 

Узел	21	31	41	51	61
Требуемое напряжение, кВ	10,5	10,0	10,3	10,3	10,3
Напряжение	10,84	9,81	10,25	10,12	10,21

1) 3-вариант

При отключении линии 2-5. Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5  показано в таблице 3.2.5.

Таблице 3.2.5- Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5 

Узел	21	31	41	51	61
Требуемое напряжение, кВ	10,5	10,0	10,3	10,3	10,3
Напряжение, кВ	10,25	9,60	10,51	8,47	9,37
Отклонение,  %	-2,4	-4	2	-17,8	-9

При отключении линии 2-3. Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-3  показано в таблице №3.2.6.

Таблице №3.2.6- Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-3 

Узел	21	31	41	51	61
Требуемое напряжение, кВ	10,5	10,0	10,3	10,3	10,3
Напряжение, кВ	10,24	8,6	10,51	9,41	9,16
Отклонение,  %	-2,5	-14	2	-8,6	-11

Отключение линии 2-5 и 2-3 приводит к падению напряжения ниже предела , таким образом, требуется установка батарей статических конденсаторов в узлы, для выравнивания напряжений при авариях на линиях.

Выбор мощности БСК выполнен с использованием программного комплекса Rastr.

  Минимальная мощность приведённая к номинальному напряжению батареи:

,  

Ёмкостная проводимость на землю:

.

Узел 51

После установки одной БСК (узел 51) типа КС2-1,05-125 с номинальным напряжением 10 кВ и номинальной мощностью  проведён расчет, для установившегося режима и данные приведены в таблице 3.2.7:

Таблица 3.2.7- Напряжения в узлах в  установившийся  режим

Узел	21	31	41	51	61
Требуемое напряжение, кВ	10,5	10,0	10,3	10,3	10,3
Напряжение	10,36	10,13	10,51	10,52	10,40
Отклонение,  %	-1,3	1,3	2	2,1	-0,9

Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5  показано в таблице 3.2.8.

Таблице 3.2.8- Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5 

Узел	21	31	41	51	61
Требуемое напряжение, кВ	10,5	10,0	10,3	10,3	10,3
Напряжение	10,31	9,78	10,51	9,37	9,69
Отклонение,  %	-1,3	-2,2	2	-8,9	-5,9
Регулировочное ответвление	0	0	0	-4	-3
Регулирование (РПН)	10,31	9,94	10,51	9,5	9,7

Падение напряжения во всех узлах меньше .

Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5  показано в таблице 3.2.9.

Таблице 3.2.9- Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-3 

Узел	21	31	41	51	61
Требуемое напряжение, кВ	10,5	10,0	10,3	10,3	10,3
Напряжение	10,31	8,86	10,51	10,07	9,42
Регулировочное ответвление	0	-6	0	0	0
Регулирование (РПН)	10,31	9,94	10,51	10,07	9,39

Выравнивание напряжения до требуемого производится с помощью отпаяк.

В данном варианте в нормальном режиме требуется установка БСК для качественной работы сети.

С добавлением в первом варианте одной цепи увеличиваются затраты на строительство, на издержки по амортизации и обслуживанию, а также увеличиваются затраты на потери мощности. Включение БСК в сеть в третьем варианте увеличивает затраты на установку, но уменьшает издержки на потери мощности. В целом первый и третий варианты в технико-экономическом плане являются равнозначными. Однако первый вариант по качеству электроэнергии и устойчивости к авариям является более выгодны