ПОМОЩЬ ЭЛЕКТРИКАМ

Курсовая Электропитающие сети систем электроснабжения

1. Шесть объектов системы электроснабжения, один из которых подстанция системы с шинами бесконечной мощности (ШБМ). Для 5-и объектов заданы максимальные активные мощности Р_п и коэффициент реактивной мощности (tgφ), заданный энергосистемой.

2. Для указанных объектов в [1] приведены типовые графики потребления мощности в процентах от максимальной мощности потребителя.

3. Источник питания (ТЭЦ) территориально совмещен с наиболее крупным потребителем Р_п1. Максимальная мощность генераторов ТЭЦ Р_г.

4. Кординаты узлов потребления и генерации (Х и Y).

5. На районной подстанции системы (ШБМ) предполагается наличие шин с номинальными напряжениями 35, 110 и 220 кВ.

В табл.1 приведены исходные данные проекта.

Таблица 1

Номер узла	Наименование потребителя	Р_п, МВт	tgφ	Координаты потребителя		Р_г, МВт	Номер графика [1]
Номер узла	Наименование потребителя	Р_п, МВт	tgφ	X, км	Y, км	Р_г, МВт	Номер графика [1]
1	Крупный город	120	0,55	0	0	180	15
2	Судостроит. верфь	25	0,39	0	55	–	9
3	Машиностр. завод	30	0,42	25	100	–	9
4	Угольная шахта	20	0,39	55	30	–	1
5	Цветн. металлургия	60	0,36	80	130	–	6
6	Система	–	–	90	75	–	–

1. Расчет электрических нагрузок

Цель расчета:

– определение максимальных и минимальных нагрузок,

– расчеты времени использования максимальной нагрузки и времени наибольших потерь мощности.

Исходные данные:

– активные мощности и tg потребителей и генераторов на ТЭЦ;

– координаты центров нагрузок потребителей и источников питания;

– суточные графики нагрузок потребителей по отдельным отраслям [1].

Расчет в соответствии с разделом 1 учебного пособия с использованием программы сеть1.mcd, приведенной в приложении.

Для указанных в табл.1 потребителей выбираем типовые графики [1]. Судостроительную верфь относим к машиностроительной отрасли. Величины мощностей определяются как произведение максимальной мощности потребителя Р_п на его относительное значение в каждом 2-х часовом интервале. Полученные значения мощности для зимнего и летнего периодов года представлены в табл.2.

Таблица 2

Ном. узла	Р_н, МВт	Вр. года	Р_н(МВт) при двухчасовом интервале
Ном. узла	Р_н, МВт	Вр. года	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1 (ТЭЦ)	120	зима	90	77	79	90	92	82	85	91	108	120	116	103
1 (ТЭЦ)	120	лето	90	77	79	90	92	82	85	91	108	120	116	103
2	25	зима	17	15	15	19	24	23	24	22	20	21	20	21
2	25	лето	17	14	14	18	23	22	21	21	19	19	19	20
3	30	зима	21	18	18	23	29	28	28	27	24	25	24	25
3	30	лето	20	17	17	21	27	26	26	25	23	23	23	23
4	20	зима	17	16	16	18	18	16	17	18	19	17	17	18
4	20	лето	17	15	15	17	17	15	15	17	18	16	16	17
5	60	зима	59	58	58	58	60	60	60	58	58	58	58	58
5	60	лето	58	56	56	56	58	58	58	58	56	56	56	57
6	Электрическая система (шины бесконечной мощности)
сум. нагр.		зима	205	184	186	207	223	209	214	217	229	*240*	236	224
сум. нагр.		лето	201	*179*	180	202	217	203	204	211	223	235	230	220

Примечание: минимальная и максимальная мощности выделены курсивом.

Максимум мощности нагрузок (максимальный режим) имеет место в 10-м интервале, т.е. между 18 и 20 часами. Суммарная потребляемая мощность – 240 МВт. Минимум мощности нагрузок (минимальный режим) 179 МВт имеет место во 2-м интервале, то есть от 2-х до 4-х часов ночи.

Нагрузки потребителей (МВт) в часы максимального и минимального режимов нагрузок приведены в табл.3.

Таблица 3

Режим	Номер узла
Режим	1	2	3	4	5	Сум. нагр.
максимум	120	21	25	17	58	241
минимум	77	14	16	15	56	178

Расчеты времени использования максимума нагрузок Т_нб и времени потерь τ выполняем по выражениям (1.1) и (1.2) из указаний.

В результате расчетов получены следующие значения:

– время использования максимальной нагрузки 7597 ч;

– время потерь суммарной нагрузки 6632 ч.

2. Выбор конфигурации и номинального напряжения сети

Цель расчета:

– наметить 4 варианта конфигураций сети, охватывающих заданные потребители;

– выбрать из них два варианта, наиболее полно удовлетворяющих техническим требованиям и определить рациональные напряжения линий.

Исходные данные:

– максимальные активные мощности потребителей;

– координаты узлов.

Выбор вариантов конфигураций осуществляем с учетом технических требований, изложенных в разделе 2 учебного пособия с использованием программы сеть2.mcd, приведенной в приложении.

Обоснование выбора вариантов СЭС

Основными узлами нагрузки являются узел 1 (120 МВт), совмещенный с ТЭЦ и узел 5 (60 МВт). Узел 6 является узлом питания системы (ШБМ).

Узел 1: Потребитель узла 1 питается от генераторов ТЭЦ. Избыточная мощность генераторов, определяемая как разность между максимальной мощностью генераторов (180 МВт) и суммарной мощностью на собственные нужды ТЭЦ (18 МВт) и потребителя (120 МВт) равная 42 МВт может питать нагрузки близлежащих узлов 2 и 4 (20+25 МВт). Узел 1 предпочтительнее соединить только с одним из узлов 2 или 4. Линия может быть одноцепная, т.к. для узла 1 она является резервной на случай остановки одного из генераторов.

Узел 5: Потребители узла 5 должны питаться от ШБМ (узел 6). Расположение узла 5 позволяет выбрать радиальную двухцепную линию.

Узлы 3 и 2, а также узлы 4 и 2 и узлы 4 и 1 расположены приблизительно в одном направлении от ШБМ, поэтому их электроснабжение может осуществляться по магистральной схеме. Это учтено при выборе вариантов схем электроснабжения.

В каждом варианте для расчета составляем систему из q уравнений по первому закону Кирхгофа и n–(q–1) уравнений по второму закону Кирхгофа для мощностей для каждого варианта, где q – количество узлов, n – количество линий. В уравнениях – мощность -го узла, – мощность -ой линии, – длина -ой линии. Здесь и далее индекс без скобок будет обозначать номер узла, индекс со скобками – номер линии. Расчет сети выполняется без учета потерь мощности (сопротивления линий равны нулю) и с учётом только активных мощностей узлов. Варианты схем и системы уравнений представлены на рис. 1.

В результате решения указанных систем уравнений получили значения мощности, передаваемые по линиям. Проверку правильности расчетов выполняем на основе баланса мощностей для каждого варианта

Для варианта схемы 1: –42+25+30+20+60=20+60+13, 93 МВт = 93 МВт.

Для варианта схемы 2: –42+25+30+20+60=–22+60+55, 93 МВт = 93 МВт.

Вариант 1

Система уравнений для варианта 1:

Узел 1 –Р₁ – Р₍₁₎ = 0;

Узел 2 –Р₂ + Р₍₁₎ + Р₍₂₎ = 0;

Узел 3 –Р₃ – Р₍₂₎ + Р₍₃₎ = 0;

Узел 4 – Р₄ + Р₍₄₎ = 0;

Узел 5 – Р₅ + Р₍₅₎ = 0.

Вариант 2

Система уравнений для варианта 2:

Узел 1 – Р₁ – Р₍₁₎ = 0;

Узел 2 – Р₂ + Р₍₂₎ = 0;

Узел 3 – Р₃ – Р₍₂₎ + Р₍₃₎ = 0;

Узел 4 – Р₄ + Р₍₁₎ + Р₍₄₎ = 0;

Узел 5 – Р₅ + Р₍₅₎ = 0.

Вариант 3

Система уравнений для варианта 3:

Узел 1 – Р₁ – Р₍₁₎ = 0;

Узел 2 – Р₂ + Р₍₆₎ + Р₍₂₎ = 0;

Узел 3 – Р₃ – Р₍₂₎ + Р₍₃₎ = 0;

Узел 4 – Р₄ + Р₍₄₎ + Р₍₁₎ – Р₍₆₎ = 0;

Узел 5 – Р₅ +Р₍₅₎ = 0;

Контур

Р₍₃₎L₃ + Р₍₂₎L₂ – Р₍₆₎L₆ – Р₍₄₎L₄ = 0.

Вариант 4

Система уравнений для варианта 4:

Узел 1 – Р₁ – Р₍₁₎ = 0;

Узел 2 – Р₂ + Р₍₁₎ + Р₍₂₎ + Р₍₆₎ = 0;

Узел 3 – Р₃ – Р₍₂₎ + Р₍₃₎ = 0;

Узел 4 – Р₄ + Р₍₄₎ – Р₍₆₎ = 0;

Узел 5 – Р₅ + Р₍₅₎ = 0;

Контур

Р₍₃₎L₃ + Р₍₂₎L₂ – Р₍₆₎L₆ – Р₍₄₎L₄ = 0

Рис.1. Варианты схем электроснабжения потребителей

Для варианта схемы 3: –42+25+30+20+60=28+60+5, 93 МВт = 93 МВт.

Для варианта схемы 4: –42+25+30+20+60=15+60+18, 93 МВт = 93 МВт.

Зная длины линий и передаваемые по ним мощности, по формуле Стилла находим рациональные (расчетные) значения напряжений, по которым выбирается номинальное напряжение проектируемой сети. В нашем случае принято номинальное напряжение 110 кВ.

Результаты расчетов в рассматриваемых вариантах сведены в табл.4.

Таблица 4

Номер линии	1	2	3	4	5	6
Вариант 1
Мощность, МВт	42	17	13	20	60
Длина линии, км	55	52	70	57	56
Количество цепей	1	1	2	2	2
Опт. напряжение, кВ	117	78	57	64	100
Напряжение сети, кВ	110
Вариант 2
Мощность, МВт	42	25	55	22	60
Длина линии, км	63	52	70	57	56
Количество цепей	1	2	2	1	2
Опт. напряжение, кВ	118	69	98	88	100
Напряжение сети, кВ	110
Вариант 3
Мощность, МВт	42	2	28	5	60	27
Длина линии, км	63	52	70	57	56	60
Количество цепей	1	1	1	1	2	1
Опт. напряжение, кВ	118	39	99	50	100	96
Напряжение сети, кВ	110
Вариант 4
Мощность, МВт	42	12	18	15	60	5
Длина линии, км	55	52	70	57	56	60
Количество цепей	1	1	1	1	2	1
Опт. напряжение кВ	117	68	81	75	100	50
Напряжение сети, кВ	110

Суммарные длины линий для рассматриваемых вариантов 1–4 равны соответственно: 290 км, 298 км, 358 км и 350 км.

Анализ результатов расчетов позволяет отметить следующее. В варианте 3 мало загруженные линии 2 и 4, в варианте 4 мало загруженными линиями являются линии 2 и 6. Расчётные (рациональные) напряжения линий имеют наибольший разброс в 3-м варианте. Поэтому для технико-экономического сравнения выбираем варианты 1 и 2, имеющие также меньшую суммарную длину линий.

3. Выбор генераторов ТЭЦ и трансформаторов подстанций

Цель расчета:

– определение количества и типа генераторов ТЭЦ;

– выбор количества и номинальной мощности трансформаторов подстанций;

– расчет приведенных мощностей узлов.

Исходные данные:

– максимальные мощности узлов (табл.1),

– мощности узлов в максимальном и минимальном режимах (табл. 3),

– суммарная мощность генераторов ТЭЦ (табл.1) .

С учётом заданной суммарной мощности генераторов (180 МВт) и шкалы номинальных мощностей генераторов по справочным данным [4,5] принимаем 3 генератора по 60 МВТ. Тип и технические параметры выбранного генератора приведены в табл.5.

Таблица 5

Тип генератора	ТВФ-60-2У3-П
Номинальная активная мощность, МВт	60
Коэффициент мощности	0,85
Напряжение статорной обмотки, кВ	10,5
КПД, %	98,4

На рис.2 приведена принципиальная схема подстанции с ТЭЦ, совмещенной территориально с потребителем узла 1.

Рис.2. Схема подстанции с ТЭЦ.

Расчеты выполнены с применением программы сеть3.mcd, приведенной в приложении, в соответствии с методикой, описанной в п.3 учебного пособия.

Для узла 1 принимаем 3 трансформатора по 63 МВА. В нормальном режиме через каждый трансформатор протекает полная мощность равная 56 МВА (коэффициент загрузки равен 0,89). При отключении одного из трансформаторов коэффициент загрузки трансформатора будет равен 1,32≤ 1,4. Условие по коэффициенту перегрузки выполняется.

На подстанциях узлов питания №№ 2–5 предусматриваем установку по два двухобмоточных трансформаторов. При возможном отключении одного из трансформаторов коэффициент загрузки трансформатора не должен превышать 1,4. Результаты расчетов мощностей узлов, выбора номинальной мощности трансформаторов и определения коэффициентов их загрузки приведены в табл. 6.

Таблица 6

Номер узла	Р_у, МВт	tgφ	S_у, МВА	S_нт, МВА	Кол-во тр-ов	К_з	К_п
1	120	0,55	169	63	3	0,89	1,34
2	25	0,39	27	25	2	0,54	1,08
3	30	0,42	33	25	2	0,65	1,3
4	20	0,39	22	16	2	0,67	1,34
5	60	0,36	64	63	2	0,51	1,02

Далее выбираем тип трансформаторов (табл. 8) и по справочнику находим каталожные (паспортные) данные, которые сводим в табл. 7.

Таблица 7

Номер узла	U_н , кВ			U_кз, %			Р_кз, кВт	Р_хх, кВт	I_хх, %
Номер узла	В	С	Н	В-С	В-Н	С-Н	Р_кз, кВт	Р_хх, кВт	I_хх, %
1	115	38,5	11	10,5	17	6	310	70	0,85
2	115	–	11	–	10,5	–	120	27	0,7
3	115	–	11	–	10,5	–	120	27	0,7
4	115	–	11	–	10,5	–	85	19	0,7
5	115	–	11	–	10,5	–	260	59	0,65

По каталожным данным по выражениям (3.3–3.7) рассчитываем сопротивление обмоток трансформатора и потери реактивной мощности в режиме холостого хода. Результаты расчетов сводим в табл. 8.

Таблица 8

Номер узла	Тип трансформатора	R_т, Ом			X_т, Ом			∆Q_xx, кВар
Номер узла	Тип трансформатора	В	С	Н	В	С	Н	∆Q_xx, кВар
1	ТДТН63000/110	0,95	0,95	0,95	21,1	0	13,1	536
2	ТРДН25000/110	2,32	–	–	50,8	–	–	200
3	ТРДН25000/110	2,32	–	–	50,8	–	–	200
4	ТДН 16000/110	4,02	–	–	79,3	–	–	136
5	ТРДЦН63000/110	0,79	–	–	20,2	–	–	410

Для определения приведённых мощностей узлов необходимо рассчитать потери мощности в трансформаторах по выражениям (3.8–3.12) учебного пособия. Приведённые нагрузки узлов рассчитываем для максимального и минимального режимов сети, а приведённую нагрузку узла 1 (с ТЭЦ) находим при различных коэффициентах загрузки генераторов. Результаты расчетов приведены в табл. 9 и 10.

Таблица 9

Минимальный режим
К_зг,%	Нагрузка узла		Потери мощности		Приведён. мощности
К_зг,%	P, МВт	Q, МВАр	∆P, МВт	∆Q,МВАр	P_пр, МВт	Q_пр, МВАр
50	–4	–7,8	0,34	2,5	–3,7	–5,4
60	–20,2	–17,9	0,39	3,2	–19,9	–14,7
70	–36,4	–27,9	0,46	4,2	–36,1	–23,7
80	–52,6	–38	0,54	5,6	–52,3	–32,4
90	–68,8	–48	0,65	7,3	–68,5	–40,7
100	–85	–58	0,77	9,3	–84,7	–48,8
Максимальный режим
К_зг,%	Нагрузка узла		Потери мощности		Приведён. мощности
К_зг,%	P, МВт	Q, МВАр	∆P, МВт	∆Q, МВАр	P_пр, МВт	Q_пр,МВАр
50	39	15,8	0,42	2,7	39,4	18,5
60	22,8	5,8	0,44	2,8	23,2	8,5
70	6,6	–4,3	0,48	3,2	7	–1,1
80	–9,6	–14,3	0,53	3,9	–9,2	–10,4
90	–25,8	–24,4	0,61	5	–25,4	–19,3
100	–42	–34,4	0,7	6,4	–41,6	–28

Таблица 10

Максимальный режим
№ узла	Нагрузка узла		Потери мощности		Приведён. мощности
№ узла	P, МВт	Q, МВАр	∆P, МВт	∆Q, МВАр	P_пр, МВт	Q_пр, МВАр
2	21	8,2	0,1	1,4	21,1	9,6
3	25	10,5	0,12	1,9	25,1	12,4
4	17	6,6	0,09	1,3	17,1	7,9
5	58	20,9	0,24	4	58,2	24,9
Минимальный режим
№ узла	Нагрузка узла		Потери мощности		Приведён. мощности
№ узла	P, МВт	Q, МВАр	∆P, МВт	∆Q, МВАр	P_пр, МВт	Q_пр,МВАр
2	14	5,5	0,08	0,82	14,1	6,3
3	16	6,7	0,08	0,98	16,1	7,7
4	15	5,8	0,08	1,1	15,1	6,9
5	56	20,1	0,23	3,8	56,2	23,9

4. Технико-экономическое сравнение вариантов

Цель расчета:

Выбор варианта СЭС с минимальными приведёнными затратами.

Исходные данные:

– приведенные мощности узлов в максимальном режиме (табл. 10, п. 3);

– координаты узлов (задание на курсовой проект);

– схемы двух вариантов СЭС (п.2);

– время использования максимума нагрузок (п. 1);

– время максимальных потерь (п. 1).

Расчеты выполнены с применением программы сеть4.mcd, приведенной в приложении, в соответствии с методикой, описанной в п.4 учебного пособия.

Расчет режимных и экономических параметров для варианта 1.

В нормальном режиме расчет мощностей в линиях выполнен по системе уравнений по законам Кирхгофа, записанной для комплексных мощностей:

узел 1 –– = 0; узел 2 –+ + = 0;

узел 3 –– + = 0; узел 4 – + = 0; узел 5 – + = 0.

Эта система уравнений аналогична системе, сформированной в п.2 для активных мощностей. Для проверки правильности расчета было составлено уравнение баланса мощностей:

, 96,1+35,5j МВА=96,1+35,5j МВА

По известному распределению мощностей в линиях был выполнен расчет токов в каждой линии.

Таблица 11а

режимы	Номер линии	1	2	3	4	5
1	Кол-во цепей	1	1	2	2	2
1	Ток, А	167	56	55	49	166
2	Кол-во цепей	0	1	2	2	2
2	Ток, А	0	122	142	49	166
3	Кол-во цепей	1	0	2	2	2
3	Ток, А	122	0	73	49	166
4	Кол-во цепей	1	1	1	2	2
4	Ток, А	167	56	110	49	166
5	Кол-во цепей	1	1	2	1	2
5	Ток, А	167	56	55	98	166
6	Кол-во цепей	1	1	2	2	1
6	Ток, А	167	56	55	49	332

Расчеты выполнены также для послеаварийных режимов при повреждении одной из линий. При авариях в двухцепных линиях (режимы 4, 5 и 6 в табл. 11а) распределение мощностей между линиями в системе не изменяется, а ток проходит по оставшейся не поврежденной цепи линии. В этих режимах ток в аварийной линии, полученный для нормального режима, необходимо умножить на 2. При авариях в одноцепных линиях (режимы 2 и 3) передача мощности по аварийной линии прекращается. Расчет распределения мощностей в линиях в этом случае выполняется по системе уравнений Кирхгофа, составленной с учетом отключения аварийной линии. Результаты расчетов токов для всех указанных режимов сведены в табл.11а.

Для времени использования максимальной нагрузки 7597 ч и марки проводов АС экономическая плотность тока равна 1 А/мм² ([2] табл. 1.3.36). При найденных токах в линиях (табл. 11а) и экономической плотности тока находим сечение провода, которое округляем до стандартного значения. Далее выбираем марку сталеалюминиевого провода. Результаты расчетов параметров режима, марки провода и его допустимых токов сводим в табл.12а.

Таблица 12а

Номер линии	1	2	3	4	5
Кол-во цепей	1	1	2	2	2
P_л, МВт	25,4	–4,3	20,8	17,1	58,2
Q_л, МВАр	19,3	–9,7	2,7	7,9	24,9
S_л, МВА	31,9	10,6	21	18,8	63,3
Ток линии, А	167	56	55	49	166
Эк.сечение, мм²	167	56	55	49	166
Марка провода	АС-150	АС-70	АС-70	АС-70	АС-150
Допустимый ток, А[2]	445	265	265	265	445

При известных погонных параметрах провода по (4.1) вычисляем активное и реактивное сопротивление линии, а также зарядную мощность линии. Результаты расчетов сводим в табл. 13а.

Таблица 13а

Номер линии	1	2	3	4	5
, Ом/км	0,21	0,45	0,45	0,45	0,21
, Ом/км	0,42	0,44	0,44	0,44	0,42
, мкСм/км	2,8	2,6	2,6	2,6	2,8
L, км	55	52	70	57	56
R, Ом	11,5	23,2	15,7	12,8	5,9
X, Ом	23,1	22,7	15,3	12,5	11,8
МВАр	0,9	0,8	2,2	1,8	1,9

В соответствии с методикой, изложенной в п.4 учебного пособия проводим оценку затрат на выполнение варианта 1. При оценке капитальных затрат на строительство линии учитываем районный коэффициент для Урала – 1.2 ([3] табл. 7.1). Для оценки стоимости потерь электроэнергии и эксплуатационных затрат принимаем нормативный срок эксплуатации 10 лет. Годовые эксплуатационные затраты считаем равными 2,8% от стоимости капитальных затрат [10]. Поскольку конечной целью является выбор наиболее оптимального варианта, то расчет можно проводить, используя справочные данные о ценах для любого года. В [3] все данные приведены в ценах 2000 г.

Результаты расчетов приведены в табл.14а.

Таблица 14а

Номер линии	1	2	3		4	5	Сумма
Мощность потерь, МВт	0,97	0,22	0,14		0,09	0,49	1,9
Тариф на ЭЭ	(0.9 руб за 1 кВт ч)
Стоимость потерь ЭЭ, млн.руб.	58	13	9		6	29	114
Стоимость 1 км линии, млн. руб.	1,26	1,26	1,91		1,91	1,91
Длина линии, км	55	52	70		57	56
Капитальн. затраты, млн. руб	69	65	133		109	107	482
Эксплуатац. затраты за, млн. руб	19	18	37		31	30	135
Суммарные приведённые годовые затраты по варианту № 1 составляют				731 млн руб.

Расчет режимных и экономических параметров для варианта 2

узел 1 – – = 0; узел 2 – + = 0;

узел 3 – – + = 0; узел 4 – + + = 0; узел 5 – + = 0.

, 96,1+35,5j МВА=96,1+35,5j МВА.

По известному распределению мощностей в линиях был выполнен расчет токов в каждой линии.

Расчеты выполнены также для послеаварийных режимов при повреждении одной из линий. При авариях в двухцепных линиях (режимы 3, 4 и 6 в табл. 11б) распределение мощностей между линиями в системе не изменяется, а ток проходит по оставшейся не поврежденной цепи линии. В этих режимах ток в аварийной линии, полученный для нормального режима, необходимо умножить на 2. При авариях в одноцепных линиях (режимы 2 и 5) передача мощности по аварийной линии прекращается. Расчет распределения мощностей в линиях в этом случае выполняется по системе уравнений Кирхгофа, составленной с учетом отключения аварийной линии.

Результаты расчетов токов для всех указанных режимов сведены в табл.11б.

Таблица 11б

режимы	Номер линии	1	2	3	4	5
1	Кол-во цепей	1	2	2	1	2
1	Ток, А	167	61	134	74	166
2	Кол-во цепей	0	2	2	1	2
2	Ток, А	167	61	134	99	166
3	Кол-во цепей	1	1	2	1	2
3	Ток, А	167	122	134	74	166
4	Кол-во цепей	1	2	1	1	2
4	Ток, А	167	122	268	74	166
5	Кол-во цепей	1	2	2	0	2
5	Ток, А	99	61	134	0	166
6	Кол-во цепей	1	2	2	1	1
6	Ток, А	167	122	134	74	332

При найденных токах в линиях (табл. 11б) и экономической плотности тока находим сечение провода, которое округляем до стандартного значения. Далее выбираем марку сталеалюминиевого провода. Результаты расчетов параметров режима, марки провода и его допустимых токов сводим в табл.12б.

Таблица 12б

Номер линии	1	2	3	4	5
Кол-во цепей	1	2	2	1	2
P_л, МВт	–25,4	21,1	46,2	–8,8	58,2
Q_л, МВАр	–19,3	9,6	22	–11,4	24,9
S_л, МВА	31,9	23,2	51,2	14,1	63,3
Ток линии, А	167	61	134	74	166
Эк.сечение, мм²	167	61	134	74	166
Марка провода	АС-150	АС-70	АС-150	АС-70	АС-150
Допустимый ток, А[2]	445	265	445	265	445

Таблица 13б

Номер линии	1	2	3	4	5
Ом/км	0,21	0,45	0,21	0,45	0,21
Ом/км	0,42	0,44	0,42	0,44	0,42
мкСм/км	2,8	2,6	2,6	2,6	2,8
L, км	63	52	70	57	56
R, Ом	13,2	11,6	7,3	25,7	5,9
X, Ом	26,3	11,3	14,6	25,1	11,7
МВАр	1,1	0,8	1,2	0,9	0,9

Результаты расчетов приведены в табл.14б.

Таблица 14б

Номер линии	1	2	3	4	5	Сумма
Мощность потерь, МВт	1.1	0.1	0.4	0.4	0.5	2.5
Тариф на ЭЭ	(0.9 руб за 1 кВт ч)
Стоимость потерь ЭЭ, млн.руб.	66	8	24	25	29	152
Стоимость 1 км линии, млн. руб.	1.26	1.91	1.91	1.26	1.91
Длина линии, км	63	52	70	57	56
Капитальн. затраты, млн. руб	79	98	133	72	107	489
Эксплуатац. затраты, млн. руб	22	27	37	20	30	137
Суммарные приведённые годовые затраты по варианту №2 составляют					778 млн руб.

Выводы:

Суммарные затраты на сооружение и эксплуатацию сети в течение 10 лет по вариантам 1 и 2 составляют 731 млн. руб и 778 млн. руб. Разность затрат составляет 6.4 %. Поэтому для дальнейших расчетов параметров установившегося режима и выбора ответвлений трансформаторов выбираем схему сети по 1-му варианту. Схема замещения выбранного варианта показана на рис. 3. Сопротивления линий взяты из табл. 13а.

Рис. 3 Схема оптимального варианта сети

5. Расчет установившегося режима

Цель расчета:

– определить напряжения узлов и мощности линий в максимальном, минимальном и послеаварийном режимах;

– построить карту потокораспределения в сети в этих режимах.

Исходные данные:

– схема оптимального варианта (п. 4);

– приведенные мощности нагрузок (п. 3);

– параметры схем замещения и зарядные мощности линий (п. 4).

Методика расчета.

Расчет установившегося режима выполняем по методике, изложенной в разделе 5 учебного пособия с использованием программы сеть5.mcd, приведенной в приложении.

Для расчетов напряжений в узлах потребления и потоков мощности в линиях воспользуемся методом узловых потенциалов (формулы 5.1–5.5). Расчет проводим для максимального, минимального и послеаварийного режимов с учетом условно положительных направлений передачи мощности, принятых для варианта 1 на рис. 1. Коэффициент загрузки генераторов в расчетах принят равным 0,9 в максимальном режиме, 0,7 в минимальном и 0,9 в послеаварийном режиме. При таких коэффициентах загрузок генераторов обеспечивается питание потребителя, совмещенного с ТЭЦ и потребителя ближайшего узла 2.

Правильность расчета подтверждается выполнением баланса мощностей :

– в максимальном режиме 96,1+26,2j+4,3+7,3j МВА=100,4+33,5j МВА;

– в минимальном режиме 65,4+11,8j+5+8,3j МВА=70,4+20,1j МВА;

– в послеаварийном режиме 96,1+26,2j+5,1+8,2j МВА=101,2+34,4j МВА.

Рассчитанные напряжения в узлах сети и мощности в линиях сведены в табл.15 и табл.16.

Таблица 15

Ном узла	1	2	3	4	5	6
Максимальный режим
Напряжение, кВ	116,2	109,7	106,9	107,2	104	110
Минимальный режим
Напряжение, кВ	126,9	119,3	112	107,6	104,2	110
Послеаварийный режим
Напряжение, кВ	113	106,3	103,3	107,3	104	110

Табл. 16

Ном линии	1	2	3	4	5
Максимальный режим
, МВт	–24,5	–3,2	22,6	17,5	60,3
, МВт	–25,4	–3,4	21,9	17,1	58,2
, МВАр	–18,4	–10,3	–0,2	6,4	27,3
, МВАр	–20,2	–10,5	–0,9	6,1	23
Минимальный режим
, МВт	–34,6	–19,4	–3,1	15,4	58,2
, МВт	–36	–20.5	–3.3	15.1	56.2
, МВАр	–21,8	–16,1	–11,2	5,4	26
, МВАр	–24,5	–17,2	–11,4	5,1	22

В максимальном режиме по формуле (5.6) вычислен коэффициент полезного действия при передаче энергии от ШБМ до шин ВН потребителей. Он составляет 0,96.

По результатам расчетов на рис. 4 и 5 построены карты потокораспределения для максимального и минимального режимов. При построении карты потокораспределений учитывались условно положительные направления передачи мощности, принятые для варианта 1 на рис. 1. Мощности узлов указаны с учетом зарядных мощностей прилегающих линий.

Рис. 4. Карта потокораспределения для максимального режима

Рис. 5. Карта потокораспределения для минимального режима

Согласно карте потокораспределения для максимального режима (рис. 4) баланс мощностей

в узле 2: –3,4–10,5j МВА (из 2-ой линии) = 21,1+7,9j МВА (в узле 2) –24,5–18,4j МВА (в 1-ю линию);

в узле 3: 21,9–0,9j МВА (из 3-ей линии) = 25,1+9,4j МВА (в узле 3) –3,2–10,3j МВА (в 2-ю линию);

в узле 6: 100,4+33,5j МВА (от ШБМ) = 60,3+27,3j МВА (в 5-ю линию) +17,5+6,5j МВА (в 4-ю линию)+22,6–0,2j МВА (в 3-ю линию).

Согласно карте потокораспределения для минимального режима (рис. 5) баланс мощностей

в узле 2: –20,5–17,2j МВА (из 2-ой линии) = 14,1+4,6j МВА (в узле 2) –34,6–21,8j МВА (в 1-ю линию);

в узле 3: –3,3–10,4j МВА (из 3-ой линии) = 16,1+4,7j МВА (в узле 3) –19,4–16,1j МВА (в 2-ю линию);

в узле 6: 70,4+20,2j МВА (от ШБМ) = 58,2+26j МВА (в 5-ю линию) +15,4+5,4j МВА (в 4-ю линию)–3,1–11,2j МВА (в 3-ю линию).

6. Выбор ответвлений трансформаторов

Цель расчета:

– определение необходимости РПН и достаточности его диапазона регулирования;

– выбор номера ответвления обмотки понижающего трансформатора.

Исходные данные:

– напряжения узлов (п/ст) в максимальном, минимальном и послеаварийном режимах (см. п. 5);

– активные и реактивные сопротивления трансформаторов и мощности, протекающие через трансформаторы (п. 3);

– требования ГОСТ13109–97 или ГОСТ Р54149–2010 по отклонению напряжения.

Расчет установившегося режима выполняем по методике, изложенной в разделе 6 учебного пособия с использованием программы сеть6.mcd, приведенной в приложении.

Расчет мощностей, проходящих через обмотки ВН и НН трехобмоточного трансформатора выполнен согласно методике, изложенной в п.3 для максимального и минимального режимов. Для максимального режима при коэффициенте загрузки генератора 0,9 через обмотку НН проходит 115,8 МВт и 73,9 МВАр, через обмотку ВН 25,8 МВт и 24,4 МВАр. Для минимального режима при коэффициенте загрузки 0,7 через обмотку НН проходит 94,2 МВт и 59,7 МВАр, через обмотку ВН 36,4 МВт и 28 МВАр. Передача мощности осуществляется от генератора в сеть, что приводит к повышению напряжения узла 1.

При заданных напряжениях узлов падение напряжения на стороне высокого напряжения и напряжение НН трансформаторов рассчитаны по формулам (6.1–6.2). Расчетные значения напряжений в узлах сведены в табл.17.

Таблица 17

Узлы	1	2	3	4	5
Максимальный режим
ВН , кВ	116	110	107	107	104
, кВ	–4,6	2,3	3	3	2,4
НН , кВ	11,5	10,3	10	10,1	9,7
отклонение %	9,6	–2,1	–5,5	–5,5	–6,8
Минимальный режим
ВН , кВ	127	119	112	108	104
, кВ	–3,9	1,4	1,8	2,6	2,4
НН , кВ	12,5	11,2	10,5	10,0	9,7
отклонение %	19	6,8	0,1	–4,2	–7,6
Послеаварийный режим
ВН , кВ	113	106	103	107	104
, кВ	–4,7	2,4	3,1	3	2,4
НН , кВ	11,2	9,9	9,5	9,9	9,7
отклонение %	7	–5,8	–9,2	–5,4	–7,7
Выполнение требований ГОСТ	нет	нет	нет	нет	нет

Согласно ГОСТ13109–97 отклонение низкого напряжения на шинах трансформатора от номинального значения 10,5 кВ не должно превышать 5 % в максимальном и минимальном режимах и не должно превышать 10 % в послеаварийном режиме. Это требование не выполняется для всех узлов. Поэтому установка трансформаторов с РПН необходима.

Повторим еще раз расчет напряжений НН трансформаторов, подбирая необходимые ступени регулирования РПН. Расчетные значения напряжений в узлах сведены в табл.18.

Таблица 18

Узлы	1	2	3	4	5
Максимальный режим
ВН, кВ	116	110	107	107	104
ответвление РПН	–3	–	+1	+1	+2
, кВ	–4,8	2,3	3	3	2,4
НН, кВ	10,9	10,3	10,1	10,1	10,1
отклонение %	4,2	–2,1	–3,7	–3,7	–4,2
Минимальный режим
ВН, кВ	127	119	112	108	104
ответвление РПН	–8	–2	–	–	+2
, кВ	–4,5	1,5	1,9	2,6	2,3
НН, кВ	10,8	10,8	10,5	10,1	10,1
отклонение %	3,1	3	0,1	–4,2	–4,2
Послеаварийный режим
ВН, кВ	113	106	103	107	104
ответвление РПН	–	–	–	–	–
, кВ	–4,7	2,4	3,1	3	2,4
НН, кВ	11,2	9,9	9,5	9,9	9,7
отклонение %	7	–5,8	–9,2	–5,4	–7,7
Выполнение требований ГОСТ	да	да	да	да	да

Анализ напряжений в узлах потребления по табл.18 позволяет сделать вывод: принятый диапазон регулирования РПН (±9*1,78%) достаточный для выполнения требований ГОСТ. Выбор номера ответвления первичной обмотки трансформатора для каждого узла питания осуществляется с учетом рассчитанных значений напряжений и условий встречного регулирования.