Проектирование сетевого района

 

Таблица 6.2 – Результаты расчетов по узлам схемы замещения в программе ROOR

Номер узла	Напряжение, кВ		Генерация, МВА		Потребление, МВА
	Модуль	Угол, 0	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная
1	116,874	-0,726	0	0	0,054	0,350
2	115,880	-1,005	0	0	0,038	0,224
3	116,049	-0,943	0	0	0,023	0,101
4	116,978	-0,719	0	0	0,038	0,224
5	116,626	-0,455	0	0	0,026	0,168
6	37,298	-7,198	0	0	0,015	0,080
7	10,732	-4,289	0	0	30,000	12,000
8	10,786	-4,173	0	0	17,000	6,780
9	10,775	-4,228	0	0	7,000	2,820
10	10,814	-4,586	0	0	21,000	8,470
11	110,784	-5,578	0	0	0	0
12	10,784	-6,779	0	0	5,000	1,970
13	38,862	-5,525	0	0	0	0
14	10,603	-10,514	0	0	8,000	3,205
15	118,800	0	89,939	40,946	0	0

 

 

Таблица 6.3 – Напряжения в узлах схемы после регулирования в программе ROOR

Номер узла	Напряжение  в узлах до регулирования, кВ	Напряжение в узлах после регулирования, кВ
1	116,874	116,874
2	115,880	115,880
3	116,049	116,049
4	116,978	116,978
5	116,604	116,626
6	35,308	37,298
7	10,350	10,732
8	10,786	10,786
9	10,775	10,775
10	10,814	10,814
11	110,655	110,784
12	10,004	10,784
13	36,977	38,862
14	9,736	10,603

 

6.2 Регулирование  напряжения в послеаварийных  режимах

Регулирование напряжения в  узлах схемы в послеаварийных режимах произведено в программе  ROOR, результаты представлены в таблице 6.4 .

Таблица 6.4 – Регулирование напряжения в послеаварийных режимах

Номер узла	Послеаварийный  режим U, кВ
	Отключение  линии 1-2			Отключение  линии 15-4
	Ступень РПН	Напряжение  до регулирования	Напряжение  после регулирования	Ступень РПН	Напряжение  до регулирования	Напряжение после регулирования
7	-2	10,410	10,794	-2	10,203	10,579
8	-2	10,448	10,834	-2	10,401	10,785
9	0	10,530	10,530	-3	10,180	10,754
10	0	10,716	10,716	-4	9,894	10,652
12	-4	10,004	10,784	-4	10,004	10,784
13	-4	36,977	38,862	-4	36,977	38,862
14	-2	9,736	10,603	-2	9,736	10,603

 

 

 

 

 

7 Анализ результатов расчёта режимов спроектированной сети

1. В расчетах  режима максимальных нагрузок, выполненных  вручную и на компьютере, наибольшее  расхождение в ветвях получились  в мощности S_A:

Ручной расчет: S_A = 90,144 + j42,363 = 99,602 МВА,

расчет в  программе ROOR: S_A = 89,976 +j41,093 = 98,916 МВА,

т.е. на примыкающих к подстанции «А» линиям, где протекает большая мощность, получившаяся суммированием мощностей на других участках, соответственно суммировались и погрешности.

Наибольшие  расхождения в узлах получились в пункте 10:

ручной расчет: кВ,

расчет в  программе ROOR: кВ,

δ = 2,04 %,

т.е. в наиболее удалённом электрически пункте от подстанции «А», где также имело место суммирование погрешностей при нахождении значения напряжения. Погрешности вызваны округлениями при расчёте параметров и различием методов.

2. Узлом сети 110 кВ с наименьшим напряжением в режиме максимальных нагрузок и при отключении ветви 1-2 является узел 11 (напряжение узла в режиме наибольших нагрузок 110,202 кВ, при отключении ветви 1-2 – 110,655 кВ). Данное обстоятельство позволяет сделать вывод о том, что узел 11 является электрически наиболее удаленной точкой сети 110 кВ в рассмотренных режимах. Наименьшее напряжение в данных режимах наблюдается в узле 14 (напряжение узла 9,96 и 9,36 кВ соответственно).

При отключении ветви 15-4 узлом сети 110 кВ с наименьшим напряжением является узел 4 (напряжение в узле 107,755 кВ), что позволяет сделать вывод о том, что узел 4 является электрически наиболее удаленной точкой сети 110 кВ в данном режиме. Наименьшее напряжение наблюдается в узле 14 (9,736 кВ).

3. В ветви  А-1 в режиме наибольших нагрузок наблюдаются наибольшие потери активной мощности 0,453  МВт, величина этих потерь в процентах от суммарной величины потерь активной мощности в сети составляет 25 %, что объясняется большой мощностью, протекающей по линии. При отключении ветви 1-2 наибольшие потери активной мощности наблюдаются в ветви 15-4 – 0,718 МВт – величина этих потерь в процентах от суммарной величины потерь активной мощности в сети составляет 30,5 %, что объясняется большой мощностью, протекающей по линии. При отключении ветви 15-4 наибольшие потери активной мощности наблюдаются в ветви 15-1 – 1,449 МВт – величина этих потерь в процентах от суммарной величины потерь активной мощности в сети составляет 35,5 %, что также объясняется большой мощностью, протекающей по линии.

4.Суммарные потери реактивной мощности в сети составляют 10,418 Мвар, суммарная зарядная мощность ЛЭП напряжением 110 кВ составляет 5,716 Мвар. Таким образом, зарядная мощность линий покрывает 54,86 % потерь реактивной мощности района.

5. Степень загрузки силовых трансформаторов и автотрансформаторов является показателем для оценки эффективности использования установленной мощности в сетевом районе [1]. Коэффициент загрузки определяется по формуле:

,     (7.1)

где S_НАГР - мощность, протекающая через наиболее загруженную обмотку трансформатора; k - количество параллельно работающих трансформаторов или автотрансформаторов; S_ном.Т. - номинальная мощность трансформатора или автотрансформатора. Коэффициенты загрузки трансформаторов приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 –  Коэффициенты загрузки трансформаторов

Номер подстанции	Количество  и тип трансформаторов	Мощность, протекающая     через трансформатор (МВ×А)	Коэффициент загрузки
1	2´ТРДН-25000	30,11 + j14,412	0,668
2	2´ТДН-16000	17,061 + j7,98	0,589
3	2´ТМН-6300	7,035 + j3,338	0,618
4	2´ТДН-16000	21,093 + j10,307	0,734
5	ТДТН-16000	13,391 + j8,05	0,977
6	ТМН-10000	8,0535 + j3,817	0,891

 

На подстанциях 1, 2, 3 трансформаторы загружены ниже рекомендуемого значения 0,7. Данное обстоятельство объясняется  имеющимся модельным рядом трансформаторов. Так, если выбирать трансформаторы следующие в сторону снижения мощности, то эти трансформаторы не смогут позволить передавать мощность указанную в таблице 7.1.

6. КПД работы  сети определится суммарной генерируемой  активной мощностью и суммарными  потерями активной мощности по ROOR:

,      (7.2)

.

 

 8 Основные технико-экономические показатели сети

Технико-экономические показатели – это полные расходы денежных средств, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также некоторые  удельные экономические показатели, характеризующие обоснованность решений, принятых в процессе проектирования сети:

1) капиталовложения на сооружение линий, подстанций и сети в целом;

2) ежегодные издержки на обслуживание, капитальный и текущий ремонт;

3) издержки на возмещение потерь электрической энергии в линиях и трансформаторах;

4) удельная себестоимость передачи электроэнергии по сети от шин источника питания до шин низшего напряжения понижающих подстанций 35-220 кВ.

Суммарные капиталовложения на сооружение линий электропередачи определяются выражением:

,      (8.1)

где – укрупненный показатель стоимости 1 км воздушной линии на i-ом участке сети, тыс.руб./км;

 – протяженность i-ого участка, км;

 – количество одноцепных или двухцепных линий на данном участке сети;

N – количество участков.

По формуле (8.1) определяются капиталовложения для каждой линии, а затем рассчитываются суммарные затраты на сооружение ЛЭП. Результаты расчетов представлены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 – Расчет капиталовложения в ЛЭП

Линия	l, км	U, кВ	n	F, мм2	K0, тыс.руб.	K, тыс.руб.
А-1	25	110	1+1	150	850	42500
1-2	17	110	1	120	850	14450
2-3	11	110	1	70	850	9350
3-4	17	110	1	70	850	14450
5-6	18	35	1	150	700	12600
А-4	28	110	1	185	950	26600
5-А	33	110	1	95	850	28050
Итого:						148000