Распределение активных мощностей нормального режима

Исходные данные проектирования

Исходные данные для проектирования энергосистемы взяты из [1].

Таблица 1 – Наименование энергосистемы и состав приемников электрической энергии по категориям надёжности в пунктах, коэффициент α_м попадания максимальных потерь мощности в максимум нагрузки энергосистемы

Сетевой район энергосистемы

αм

Состав, %, приёмников электроэнергии в пунктах питания по категориям надёжности

I

II

III

I

II

III

I

II

III

I

II

III

Курскэнерго

0,94

Таблица 2 – Сведения о максимальных нагрузках, коэффициенте мощности, числе часов использования максимальной нагрузки на трансформаторных подстанциях сетевогых районов

Максимальная нагрузка в пункте, МВА	Коэффициент мощности в пункте, о.е.	Число часов использования максимальной нагрузки в пункте
				0,87	0,91	0,84	0,82

Таблица 3 – Координаты, км, расположения пунктов питания и потребления электрической энергии

А	В
X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y

Таблица 4 – Коэффициенты аварийной перегрузки силовых трансформаторов общего назначения

Коэффициент, о.е., аварийной перегрузки трансформаторов в пункте
1,1	1,3	1,5	1,3

Таблица 5 – Номинальное напряжения распределительных сетей потребителей электроэнергии; средний коэффициент мощности генераторов станций; минимальная нагрузка в процентах от максимальной

Номинальное напряжение, кВ, распределительной сети потребителей в пунктах	Средний коэффициент мощности генераторов, cos φг	Максимальная нагрузка, %, от максимальной
				0,85

Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети

1.1. Выбор графа проектируемой сети

Электрическая сеть представляет собой совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящей из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных(ВЛ) и кабельных(КЛ) линий электропередачи(ЛЭП), работающих на определённой территории.

Разработаем и начертим граф проектируемо электрической сети (Рисунок 1.1.)

Рисунок 1.1. – Граф проектируемой электрической сети.

Используя рекомендации проектных организаций, основанных на нормативных документах и опыте проектирования электрических сетей в современных условиях, примем длину ЛЭП с учётом коэффициента удлинения трасс. Коэффициент удлинения k_уд=1,16. В результате получим:

Таблица 1.1. – Длины линий с коэффициентом трансформации.

Линия	Реальная длина ЛЭП электрической сети, км	Реальная длина ЛЭП электрической сети, округлённая до целых, км
А1	23,20	23,00
	36,68	37,00
А2	49,21	49,00
В2	41,82	42,00
В3	61,65	62,00
	42,23	42,00
В4	52,52	53,00

1.2. Распределение мощностей по ЛЭП электрической сети.

Распределение активных мощностей нормального режима.

Распределение активных мощностей по ЛЭП определим упрощённо, считай сеть однородно, по методике.

Активная мощность в каждом пункте вычисляется по формуле:

где P_i – активная мощность в i-ом пункте, МВт;

S_i – максимальная нагрузка в i-ом пункте, МВА;

- коэффициент мощности в i-ом пункте, о.е.

Таблица 1.2. – Активная мощность подстанций

ПС	Si, МВА	, о.е.	Pi, МВт	Qi,МВАр
	90,00	0,87	78,30	44,37
	70,00	0,91	63,70	29,02
	80,00	0,84	67,20	43,41
	60,00	0,82	49,20	34,34

В одной сети сопротивления отдельных участков ЛЭП эквивалентны их длинам.

Потребляемая активная мощность:

Мощность источников питания:

Рассмотрим тот случай, когда линия В2 одноцепная. Рассчитаем, хватит ли мощности питающих подстанций А и В при выходе из строя линии В2:

P_А>Р₃+Р₄ – условие для использования одноцепной линии.

I,II I,II

77,52 < 67,20 (0,05+0,80)+49,20 (0,06+0,68)

77,52 < 93,53, следовательно линия В2 двуцепная.

Вычислим активные мощности на головных участках ЛЭП. Для простой замкнутой цепи (Рисунок 1.2.) распределение мощностей рассчитаем в ветвях, подключённых к источнику питания В.

Рисунок 1.2. – Распределение активных мощностей от источника В.

Проверим правильность вычисления активных мощностей участка ЛЭП:

P_В3+Р_В4=Р₃+Р₄

57,27+59,13=67,20+49,20

116,40=116,40 (верно)

Р₄₃=Р_В4 - Р₄=59,13– 49,20 = 9,93 МВт.

Точкой потокораздела активной мощности является узел 3.

По линии В2 будет протекать мощность:

Рисунок 1.3. – Распределение активных мощностей от источнока А.

Проверим правильность вычисления активных мощностей участка ЛЭП:

Таблица 1.3. – мощности в ЛЭП в режмах максимальной нагрузки.

Режим	Мощность линии между узлами, МВт
А-1	2-1	А-2	В-2	В-3	4-3	В-4
Основной		16,87		64,48/2	57,27	9,93	59,13
Утяжелённый (при отключ. линии)	78,3 (1-2)	78,3 (А-1)	77,52 (А-1)	64,48	116,4 (В-4)	67,2 (В-3)	116,4 (В-3)

1.3. Выбор номинального напряжения проектируемой сети.

Прежде чем приступить к расчёту реактивных мощностей, необходимо оценить значение номинального напряжения линий электропередачи. Обоснование номинального напряжения электропередачи является сложной задачей.

В общем случае выбор номинального напряжения районной сетипроизводится одновременно с выбором графа сети и схемы электрических соеденений на основе технико-экономических расчётов. Напряжение определяет параметры ЛЭП и электрооборудования подстанций и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потериэлектроэнергии и эксплуатационные расходы.в основном номинальное напряжение определяется передаваемой мощность. И длиной линии. Для предварительной оценки возможного номинального напряжения (кВ) электропередачи используем эмпирическую формулу Г.А. Илларионова:

где Р_i – передаваемая активная мощность по одной цепи ЛЭП, МВт;

L_i – длина ЛЭП, км.

Выбор номинального напряжения проектируемой сети:

Для одноцепных линий:

Таблица 1.4. – Рациональное и номинальное напряжение ЛЭП.

ЛЭП	Мощность основного режима, МВт	Напряжеие, кВ
Между узлами	Длина, км	Рациональное	Номинальное
А1	23,00	61,43	126,56
	37,00	16,87	78,64
А2	49,00	16,09	77,71
В2	42,00	64,48/2	140,47
В3	62,00	57,27	139,05
	42,00	9,93	61,59
4В	53,00	59,13	139,06

1.4. Баланс реактивной мощности.

Реактивная мощность в каждом пункте вычисляется по формуле:

где Q – реактивная мощность в соответствующем пункте, МВАр;

S – полная мощность в соответствующем пункте, МВА;

Таблица 1.5. – реактивная мощность подстанций.

ПС	Si, МВА	Qi, МВАр
	90,00	44,37
	70,00	29,02
	80,00	43,41
	60,00	34,34

Потребляемая реактивная мощность:

Реактивные мощности источников питания:

Так как часть реактивной мощности экономически целесообразно вырабатывать децентрализованно, то условие баланса реактивной мощности может быть записано в следующем виду:

где Q_Г – реактивная мощность, которая может быть получена от генераторов электростанций;

Q_КУ – реактивная мощность компенсирующих устройств;

Q_C – реактивная мощность, генерируемая ёмкостью линий электропередачи;

Q_М – реактивная мощность, одновременно потребляемая приёмниками электроэнергии, присоединёнными к подстанциям сетевого района;

Q_C – потери реактивной мощности в элементах электрической сети.

Реактивная мощность, получаемая от генераторов электростанций, может быть найдена по формуле:

,

где P_М – активная мощность, одновременно потребляемая в сетевом районе;

Р_С – потери активной мощности в сети; в сетях с одной, двумя ступенями трансформации Р_С составляют 4-6% от полной передаваемой мощности в сети; – угол сдвига между векторами тока и напряжения генераторов станций относительно шин высокого напряжения.

Активная мощность одновременно потребляемая в сетевом районе:

Потери активной мощности в сети рассчитываются следующим образом:

Средний коэффициент мощности генераторов . Следовательно,

Потери реактивной мощности в основной электрической сети ориентировочно можно рассчитать:

где – полная мощность потребителей сетевого района; – число ступеней трансформации в сетевом районе (рекомендуется принять равным 1);

Реактивная мощность, генерируемая линиями, условно принимается для одноцепных линий при напряжении 110 кВ, 12 при напряжении 220 кВ.

Из приведенного баланса реактивных мощностей находится мощность компенсирующих устройств:

Компенсирующие устройства распределяются по равенству средних значений коэффициентов мощности на подстанциях:

Мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции:

Q_куi=P_мi×(tgj_i— tgj_c,ку),

где Р_мi – максимальное значение активной мощности потребителей i-ой подстанции; j_i – угол сдвига фаз i-ой подстанции, соответствующий коэффициенту мощности i-го узла нагрузки в максимальном режиме.

Таблица 1.6.- Необходимая мощность компенсирующих устройств на подстанциях графа

№ П/С	Pi, МВт	tgji	Qкуi
	78,30	0,67	16,44
	63,70	0,57	7,01
	67,20	0,67	14,11
	49,20	0,43	-1,48

Вычислим реактивные мощности на головных участках ЛЭП. Для простой замкнутой сети (Рисунок 3) распределение мощностей рассчитываем в ветвях, подключенных к пункту 2.

Реактивная мощность, протекающая по ветви А-2 рассчитывается по формуле

Реактивная мощность, протекающая по ветви В–2, рассчитывается по формуле:

Результаты расчётов записаны в таблице 1.6.

Таблица 1.7 – Потокораспределение реактивных мощностей

Режим	Мощность линии между узлами, МВАр
А-1	2-1	А-2	В-2	В-3	4-3	В-4
Основной режим	35,45	8,92	15,60	28,04/2	37,86	5,55	39,89
Утяжелённый (при отключ. линии)	45,34 (А-2)	44,37 (А-1)	45,34 (А-1)	28,04 (В-2)	77,75 (В-4)	43,41 (В-3)	77,5 (В-3)

1.5. Выбор схемы проектируемой электрической сети

При разработке схемы электроснабжения сетевого района учитываются местоположение источников питания и районных понизительных подстанций, применяемые на данной территории номинальные напряжения, наиболее целесообразный граф (конфигурация) сети, число ступеней трансформации и схема электрических соединений подстанций, выбираемая на основе рекомендаций [5].

К схемам РУ электрических соединений любой электроустановки предъявляются следующие основные требования:

а) Простота и надежность;

б) Надежное электроснабжение потребителей в нормальном, ремонтном и утяжеленном (послеаварийном) режимах;

в) Надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах (за исключением тупиковых подстанций);

г) Экономичность;

д) Возможность поэтапного расширения распределительного устройства при увеличении числа присоединений к нему.

Схема распределительного устройства высшего напряжения подстанции определяется напряжением, типом подстанции, числом трансформаторов и количеством присоединяемых линий электропередачи.

1.6. Выбор марки и сечения провода ЛЭП.

Для выбора сечения проводов ЛЭП по нагреву используется значение максимального тока утяжелённого режима:

Курскэнерго относится к четвертому району по гололеду. Рассчитаем токи утяжеленного режима для участка А – 1:

Аналогично рассчитаем токи для остальных участков. Результаты расчётов записаны в таблице 1.7.

Таблица 1.8 – Сведения о проводах ЛЭП проектируемой сети

ЛЭП	Ток, А	Площадь сечения, , по условию выбора	Марка и площадь сечения выбранного провода
Между узлами	Длина, км	Число цепей	утяж. режима	длительно допуст.	нагрева	короны
А-1	23,00		474,90	510,00	185/29	70/11	AC185/29
2-1	37,00		472,40	510,00	185/29	70/11	AC185/29
А-2	49,00		471,30	510,00	185/29	70/11	AC185/29
В-2	42,00		369,00	390,00	120/19	70/11	AC120/19
В-3	62,00		367,30	390,00	120/19	240/32	АС240/32
4-3	42,00		209,90	210,00	50/8	240/32	АС240/32
В-4	53,00		367,30	390,00	120/19	240/32	АС240/32

По таблице находим длительный допустимый ток для неизолированных сталеалюминевых проводов.

По условию потери энергии на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений. Для ЛЭП напряжением 220 кВ сечение провода должно быть не менее 240 мм².Для ЛЭП напряжением 110 кВ сечение провода должно быть не менее 70 мм².

По рисунку 2.5.5 /ПУЭ/ определяем, что Курскэнерго относится к 4 району по гололеду, где нормативная толщина стенки гололеда с повторяемостью 1 раз в 10 лет составляет 20 мм. В районах с толщиной стенки гололеда до 20 мм при площади сечения до 185 мм² должно выдерживаться отношение алюминия к стали как 6,0…6,25, а при площади сечения 240 мм² и более должно выдерживаться отношение алюминия к стали как 7.71…8.04.

1.7. Выбор номинальной мощности трансформаторов районных понизительных подстанций.

Так как во всех пунктах питания есть электроприемники первой и второй категории, то на районных подстанциях требуется устанавливать не менее двух трансформаторов.

Устанавливаемые на районных подстанциях двухобмоточные трансформаторы должны иметь встроенные устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Номинальная мощность трансформатора выбирается из условия обеспечения нормального режима его работы с учетом перегрузочной способности. Коэффициенты аварийной перегрузки силовых трансформаторов даны в исходных данных.

Формулы, необходимые для нахождения мощности и коэффициента загрузки трансформаторов:

где и – коэффициенты участия в суммарной нагрузке потребителей первой и второй категории i-ой подстанции; , так как установка компенсирующих устройств в сети не требуется.

Расчет коэффициента загрузки производится по следующей формуле:

Для пункта 1 коэффициент загрузки:

Т.к. сеть выполнена на два номинальных напряжения, то нужно выбрать также и Понижающий автотрансформатор с 220кВ до 110 кВ. Выбираем автотрансформатор типа АТДЦТН-63000/220/110.

Аналогично выбираются трансформаторы и рассчитываются коэффициенты загрузки для остальных пунктов. Результаты расчётов записаны в таблице 1.8.

Таблица 1.9 – Сведения о трансформаторах проектируемой ЛЭП

ПС	Состав потребителей э/э в пунктах питания, %	,	,	Тип трансформатора	, о.е.
I	II	III
				90,00	63,82	ТДН-80000/110	0,56
				70,00	45,23	ТРДЦН-63000/110	0,56
				80,00	45,33	ТРДЦН-63000/220	0,63
				60,00	35,07	ТРДН-40000/220	0,75

1.8. Основные технико-экономические показатели проектируемой сети.

Технико-экономические показатели складываются из инвестиций и расходов, необходимых для эксплуатации электрической сети.

Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле:

где –число воздушных линий электропередачи сетевого района; – удельная стоимость 1 км воздушных ЛЭП с учётом климатический условий, тыс.р./км; – территориальный поясной (укрупнённый зональный) коэффициент.

Удельная стоимость 1 км ВЛ-220 кВ на железобетонных опорах с одноцепной линией электропередачи равна 951,5 тыс.р./км, для 1 км ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах с двухцепной линией – 1320 тыс.р./км, для 1 км ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах с одноцепной линией – 841,50 тыс.р./км.

Капитальные вложения на сооружение ЛЭП для проектируемой электрической сети:

Капитальные вложении на сооружение ПС подсчитываются по формуле:

где , – стоимость трансформаторов, ячеек ОРУ ВН с выключателями рассматриваемых классов напряжения районных ЛЭП; – число трансформаторов, ячеек ОРУ ВН выключателями разных классов напряжений соответственно.

Расчётная стоимость трансформатора с РПН на напряжение 220 кВ мощность равна 9295 тыс.р. Расчётная стоимость трансформатора с РПН на напряжение 220 кВ мощность равна 10615 тыс.р. Расчётная стоимость трансформатора с РПН на напряжение 110 кВ мощность равна 7480 тыс.р. Расчётная стоимость трансформатора с РПН на напряжение 110 кВ мощность равна 8635 тыс.р. Расчётная стоимость автотрансформатора с РПН на напряжение 220 кВ мощность равна 11055 тыс.р.

Расчётная стоимость ячейки ОРУ-220 кВ с воздушным выключателем с током отключения более 40 кА равна 7150 тыс.р. Расчётная стоимость ячейки ОРУ-110 кВ с воздушным выключателем с током отключения более 40 кА равна 3135 тыс.р.

Капитальные вложения на сооружение подстанции:

Сумма капитальных вложений на сооружение электрической сети:

Ежегодные эксплуатационные расходы на электрическую сеть состоят из амортизационных отчислений , отчислений на обслуживание , и возмещение стоимости потерь электроэнергии в сети .

Амортизационные отчисления могут быть рассчитаны по формуле

где – число ЛЭП и трансформаторных подстанций соответственно; – нормы амортизационных отчислений на воздушные ЛЭП и трансформаторные подстанции в процентах от капитальных вложений.

Амортизационные отчисления для проектируемой сети:

Отчисления на обслуживание может быть рассчитано по формуле:

где – нормы отчислений на обслуживание воздушных ЛЭП и трансформаторных подстанций.

Отчисления на обслуживание для проектируемой сети:

Для определения размеров отчисления на возмещение стоимости потерь необходимо знать значение потери электрической энергии в элементах электрической сети.

Для расчёта потери электроэнергии по методу наибольших потерь необходим расчёт времени использования максимальной активной мощности на ЛЭП. Для тупиковой линии принимается равным числу часов использования максимальной активной мощности питаемой подстанции.

Время использования максимальной активной мощности для участков 3-4 и 4-В одинаково и равно времени использования максимальной активной мощности в 4 пункте (5050 ч.), т.к. пункт 4 является точкой потокораздела мощности.

Формула для расчёта времени использования максимальной мощности для участка В-3:

Время наибольших потерь для участка В-3 рассчитывается по эмпирической формуле:

Удельные затраты на потери электроэнергии в ЛЭП определяются по рисунку 1.12. Для участка В-3, с учётом коэффициента индексации равным 400, удельные затраты равны .

Формула для расчёта потерь электроэнергии для участка В-3

Ток основного режима участка 2-5 вычисляется по формуле (хх)

тогда

Результаты расчётов записаны в таблице 1.10.

Таблица 1.10. - Нагрузочные (переменные) потери электроэнергии в ЛЭП проектируемой сети

ЛЭП между узлами	Марка и площадь сечения провода	Ток осн. Режима, А	Сопротивление провода	Время, ч	Потери электроэнергии, МВт*ч	Затраты на потери электроэнергии
r0, Ом/км	r, Ом	Использования PМ, ТМ.А	Наибольших потерь	Удельные р./кВт*ч	Суммарные, тыс.р./год
А-1	AC185/29	353,55	0,162	4,207	6400,00	5113,18	2688,84	5,00	13444,24
1-2	AC185/29	118,84	0,162	5,638	6400,00	5113,18	407,14	5,00	2035,70
А-2	AC185/29	117,87	0,162	6,775	5942,82	4519,53	425,41	5,00	2127,05
2-В	AC120/19	184,52	0,249	10,413	5800,00	4341,59	1539,26	9,00	1385,33
В-3	АС240/32		0,121	7,459	6100,00	4719,50		5,20	5800,55
3-4	АС240/32	28,82	0,121	5,786	6100,00	4719,50	22,68	5,20	86,63
4-В	АС240/32	186,07	0,121	6,355	6100,00	4719,50	1038,40	5,20	3965,32
Всего	28844,82

Удельные затраты на потери электроэнергии в силовых трансформаторах проектируемой сети определяются по рисунку 1.12. Для силового трансформатора ТДЦ-80000/110 в пункте 1 удельные затраты равны .

Условно-постоянные потери электроэнергии в трансформаторах рассчитываются по формуле

где – потери холостого хода в трансформаторе, кВт.

Потери электроэнергии для трансформатора типа ТДЦ-80000/110 в пункте 1:

Суммарные затраты на удельно-постоянные потери электроэнергии рассчитываются по следующей формуле

тогда для трансформатора типа ТДЦ-80000/110:

Потери электроэнергии и суммарные затраты для остальных трансформаторов определяются аналогично. Результаты записаны в таблице 1.10.

Потери активной мощности в обмотках трансформатора рассчитываются по формуле

Потери активной мощности в обмотках трансформатора типа ТДЦ-80000/110 в пункте 1:

Нагрузочные потери электроэнергии рассчитываются по формуле

Время наибольших потерь для трансформатора типа ТДЦ-80000/110 в пункте 1:

Нагрузочные потери электроэнергии для трансформатора типа ТДЦ-80000/110 в пункте 1:

Удельные затраты на потери электроэнергии в силовых трансформаторах проектируемой сети определяются по рисунку 1.12 из []. Удельные затраты на потери электроэнергии для трансформатора типа ТДЦ-80000/110 в пункте 1, с учетом индексации равным 400,00, равны .

Суммарные затраты на нагрузочные потери электроэнергии рассчитываются по формуле

Суммарные затраты на нагрузочные потери для трансформатора типа ТРДН-40000/220 в пункте 1:

Потери активной мощности в обмотках, нагрузочные потери электроэнергии, время наибольших потерь, удельные затраты на потери электроэнергии и суммарные затраты на нагрузочные для других силовых трансформаторов определяются аналогично. Результаты записаны в таблице 1.11.

Сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии рассчитывается по формуле

Сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии для проектируемой сети:

Ежегодные эксплуатационные расходы на электрическую сеть

Таблица 1.11. – Условно-постоянные потери электроэнергии, , в силовых трансформаторах проектируемой сети

Номер ПС	Трансформатор	Потери	Затраты на потери электроэнергии
тип	число	мощности,	электроэнергии,	удельные,	суммарные,
	ТДЦ-80000/110		70,00		5,000
	ТРДЦН-63000/110		59,00	208,45	5,000	1042,25
	ТРДЦН-63000/220		82,000	222,01	5,000	1110,05
	ТРДН-40000/220		50,000	125,80	5,000	629,00
	АТДЦТН-63000/220/110		45,000	146,36	9,000	1317,24
Всего	5341,29

1.9. Расчёт затрат на сооружение проектирумой электрической сети.

На основе полученных капитальных вложений и ежегодных эксплуатационных расходов рассчитаем приведенные (расчетные) затраты для каждого из намеченных вариантов электрической сети по формуле:

где и – капитальные вложения и ежегодные (текущие затраты)

-го варианта электрической сети.

Таблица 1.12. – Капитальные вложения электрической сети, тыс.р

Капитальные вложения, тыс.р., на сооружение
ЛЭП	ячеек	трансформаторов	сети
	218130,00	94160,00	677897,00

Таблица 1.13. – Амортизационные отчисления и отчисления на обслуживание