ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Филиал ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

(ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)»

в г. Смоленске

Кафедра ЭЭС

Специальность: Электроснабжение

Курсовой проект

«Проектирование и диагностика режимов электроэнергетической системы»

Смоленск, 2011г.

Курсовой проект по учебной дисциплине «Электропитающие системы и электрические сети». Кафедра ЭЭС.-Смоленск: филиал ГОУ ВПО «МЭИ (ТУ)», 2011 г.– 38с., 34 табл., 10 рис., 1 прил.

Проектируется сеть напряжением 500/220 кВ.

Выбираются параметры сети. По программе «RastrWin» на персональном компьютере рассчитываются ряд характерных режимов. Приводятся технико-экономические расчёты для сравнения вариантов схем электроснабжения. Составляется спецификация оборудования.

Содержание

ГЛАВА 1. Анализ исходных данных

1.1 Характеристика района строительства сети

1.2 Характеристика потребителей

1.3 Характеристика источников питания

ГЛАВА 2. Выбор основных параметров сети

2.1 Графики электрических нагрузок

2.2 Предварительная наметка конфигурации линии

2.3 Выбор параметров воздушных линий

2.4 Выбор трансформаторов и автотрансформатора

2.5 Схемы электрических соединений элементов сети

ГЛАВА 3. Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариантов сети

3.1 Капитальные вложения

3.2 Издержки

3.3 Потери электроэнергии

3.4 Затраты

3.5 Сравнение затрат

ГЛАВА 4. Математическое моделирование элементов сети

4.1 Математическое моделирование воздушных линий

4.2 Математическое моделирование трансформаторов

ГЛАВА 5. Расчёты и анализ характерных режимов

5.1 Режим наибольших нагрузок

5.2 Режим наименьших нагрузок

5.3 Режим послеаварийный

ГЛАВА 6. Технико-экономические показатели

6.1 Спецификация основного оборудования и материалы

Список используемой литературы

Приложение

ГЛАВА 1. Анализ исходных данных

В данной главе анализируется район, в котором сооружается сеть, потребители и источники электроэнергии.

1.1 Характеристика района строительства сети

Электроэнергетическая сеть сооружается в районе Калуги, относящейся по ([1], рис.2.5.5) к III району по толщине стенки гололёда. По скоростному напору ветра местность относится к II району; по пляске проводов – с умеренной пляской проводов. Среднегодовая продолжительность гроз – от 40 до 60 ч. Эквивалентная температура охлаждающего воздуха([2], табл.1.37): годовая + 9,4°С, зимняя -8,9 °С, летняя +17,3°С.

1.2 Характеристика потребителей

В районе строительства существует пять пунктов потребления электроэнергии, наибольшие зимние нагрузки которых равны соответственно П1- 450, П2- 20, П3-120, П4-230, П5-30 МВт. В пунктах 1, 3, 5 потребители по надёжности электроснабжения Iи II категории , в пунктах 2 и 4 потребители только II категории.

1.3 Характеристика источников питания

Потребители получают электроэнергию от двух источников – гидроэлектростанции (ГЭС) и энергосистемы (С). Располагаемая мощность ГЭС-800 МВт-зимой и 600 МВт летом; резерв системы составляет300 МВт. Диапазон изменения от –0,2 до +0,2.

Вывод : Получена характеристика района, где сооружается электрическая сеть, характеристика потребителей, для питания которых она необходима, и характеристика источников питания.

ГЛАВА 2. Выбор основных параметров сети

В данной главе рассматривается схема электрических соединений основных элементов электрической сети, и принимаются решения о выборе основных ее параметров для двух выбранных вариантов.

2.1 Графики электрических нагрузок

На основании заданных в относительных единицах зимних суточных графиков нагрузок составим графики нагрузок потребителей для зимы и лета, результаты расчетов сведем в табл.1.

Графики электрических нагрузок потребителей и потоки мощности от ГЭС и системы.

Таблица 1

Из приведенной таблицы видно, что режим наибольшей нагрузки имеет место зимой с 20 до 24 часов (потребляемая мощность – 772/702 МВт), а режим наименьшей нагрузки – летом с 12 до 16 часов (потребляемая мощность 250,6/368,1 МВт).

Годовое потребление электроэнергии:

МВт×ч;

МВт×ч;

МВт×ч.

Число часов использования наибольшей нагрузки:

ч, где - максимальная мощность потребителей, МВт.

2.2 Предварительная наметка конфигурации линии

На базе данных о географическом расположении пунктов потребления электроэнергии и их нагрузках намечаем две схемы распределения мощностей. Схема сети СВН в первом варианте состоит из двухцепных линий от С и ГЭС. В данном варианте схемы одноцепные линии не применяются, а во втором варианте сеть изменена и представлена в виде кольца на напряжение 220 кВпо линиям к потребителям, состоящего из одноцепных линий. Передача мощности от ГЭС и С осуществляется к ПС1 по двухцепной линии на 500 кВ, к оставшимся потребителям передача мощности осуществляется по линиям на напряжение500 220 и 110 кВ исходя из кратчайших расстояний. Напряжения на линиях в обеих схемах представлены нарис.1.

Рис.1 Два варианта конфигурации линий

2.3 Выбор параметров ВЛ

Выбор номинальных напряжений и числа цепей линий проектируемой сети тесно связан и в общем случае представляет сложную технико-экономическую задачу, при решении которой требуется учитывать множество факторов: надежность электроснабжения потребителей, обеспечение нормируемого качества электроэнергии на зажимах электроприемников, перспективу развития сети и т.д. В данном случае выбор номинального напряжения осуществляется по формуле:

Выполним расчёт экономического напряжения UЭК для 1-го варианта схемы (участок ГЭС - ПС1):

Результаты расчетов для всех участков схем сведены в таблицы 4 и 5. По полученным экономическим значениям напряжений принимаем номинальные напряжения линий. Полученные значения для удобства так же представлены в таблицах 4 и 5.

После определения номинальных напряжений, устанавливается количество цепей ВЛ –исходя из условий надёжности питания потребителей I и II категорий ([1], п.1.2.17-1.2.19) (принимаем, что ремонт ВЛ или замена трансформатора менее, чем за сутки невозможны).

Все ЛЭП, кроме ПС4-ПС2,ПС5-ПС4, ПС3-ПС5, ПС2-ПС3 (входят в кольцо) выполняются двухцепными в варианте II, а в варианте I – все ЛЭП -двухцепные линии. Максимальные потоки по ЛЭП для схемы 1 представлены в таблице 2, а 2-й схемы – в таблице 3.

Расчёт максимальных перетоков мощности в кольце выполнен с учетом всех возможных случаев обрывов ВЛ кольца.

Максимально возможные потоки мощностей дляЛЭП схемы 1

Таблица 2

Максимально возможные потоки мощностей дляЛЭП схемы 2.

Таблица 3

Выбор сечения линии производится по следующим условиям ГЭС-ПC1:

1. По короне: По ([2], табл.3.7) минимальное сечение провода 500 кВ по условиям короны 3хАС300/66 или 2хАС 700/86. Для напряжения 220 кВ минимальное сечение(марка) АС 240/39.Для напряжения 110кВ минимальное сечение(марка) АС 70/11.

2. По допустимым потерям и отклонениям напряжения ВЛ35 кВ и выше проверке не подлежат ([3], с.160).

3. По экономической плотности тока.

4. По допустимой токовой нагрузке по нагреву:

Расчётная токовая нагрузка участка ГЭС-ПС1 схемы 1и 2:

А,

где - максимальная мощность, протекающая по линии, – заданный коэффициент мощности.

По ([3], табл.7.12) максимально допустимый ток для одного провода АС 600/72составляет1050 А ( А, что превышает расчётное значение), однако по условию короны возможно применение провода марки 3хАС 300/66

( А на три провода, что превышает расчётный ток) и проводов с большими сечениями.

По экономической плотности рекомендуемое сечение:

Следовательно, принимаем ближайшее сечение - провод марки 3хАС 300/66.

Выбор сечений проводов остальных ВЛ производится аналогично и представлен в таблицах4, 5. Для удобства в данных таблицах представлены результаты выбора напряжений ЛЭП.

Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 1

Таблица 4

Линия	Длина, км	, МВт	, кВ	, кВ	Сечение	, А	, А в ПАР
ГЭС-ПС1	450,7	772	479,6	500	3*АС300/66	2040	938,4
ПС1-ПС4	79,1	382	278,8	500	3*АС300/66	2040	464,3
ПС4-ПС3	111,8	152	210,4	220	АС400/51	825	419,9
ПС3-ПС2	79,1	20	87,3	110	АС120/19	390	110,5
ПС3-ПС5	103,1	30	106,5	110	АС150/24	450	165,8
ГЭС-С	510	448	390,4	500	3*АС 300/66	2040	544,5

Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 2

Таблица 5

Линия	Длина, км	, МВт	, кВ	, кВ	Сечение	, А	, А в ПАР
ГЭС-ПС1	450,7	772	479,6	500	3*АС 300/66	2040	938,4
ПС1-ПС4	79,1	382	278,8	500	3*АС 300/66	2040	464,3
ПС4-ПС2	127,5	152	221,6	220	АС 400/51	825	419,9
ПС4-ПС5	75	152	207,9	220	АС 400/51	825	419,9
ПС5-ПС3	103,1	128	202,5	220	АС 400/51	825	353,6
ПС2-ПС3	79,1	144	205,5	220	АС 400/51	825	397,8
ГЭС-С	510	448	390,4	500	3*АС 300/66	2040	544,5

2.4 Выбор трансформаторов и автотрансформаторов

Выбор трансформаторов связи между двумя сетями зависит от многих факторов:

- номинальных напряжений объединяемых сетей;

-нагрузок на сторонах высокого, среднего и низкого напряжений подстанций;

- требования к надёжности электроснабжения потребителей;

- требований к регулированию напряжений;

- окружающей среды и т.д.

Потоки мощности через автотрансформаторы для схем 1,2 представлены в таблице 6.

Потоки мощности через трансформаторы (автотрансформаторы)

Таблица 6

По условиям надёжности электроснабжения потребителей I и II категорий у всех потребителей устанавливаемдвухтрансформаторные ПС.

Выбор номинальной мощности трансформаторов (автотрансформаторов) производится по следующей зависимости:

Для автотрансформаторов подстанции ПС1:

, где

– заданный коэффициент мощности.

- максимальный поток мощности через трансформатор, МВА (МВт);

1,4 – коэффициент, учитывающий аварийную перегрузку трансформатора.

Выбор марок трансформаторов осуществлялся по табл.5.18-5.25 [2]. Результаты выбора сведены в таблицы 7 и 8.

Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 1.

Таблица 7

Подстанция	Тип Т (АТ)	Напряжение, кВ			, МВА	, МВА
		ВН	СН	НН
ПС1	ТДЦ-400000/500	500	-	13,8	400	400
ПС2	ТДН-16000/110	115	-	11	16	16
ПС3	АТДЦТН-125000/220/110	230	121	10,5	125	62,5
ПС4	3хАОДЦТН-167000/500/220	500	230	11	501	250
ПС5	ТРДН-25000/110	115	-	10,5	25	25

Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 2

Таблица 8

Подстанция	Тип Т (АТ)	Напряжение, кВ			, МВА	, МВА
		ВН	СН	НН
ПС1	ТДЦ-400000/500	500	-	13,8	400	400
ПС2	ТРДН-40000/220	220	-	11	25	40
ПС3	ТРДЦН-100000/220	230	-	11	100	100
ПС4	3хАОДЦТН-167000/500/220	500	230	11	500	250
ПС5	ТРДН-40000/220	220	-	11	25	40

2.5 Схемы электрических соединений элементов

Выбор схем распределительных устройств на подстанциях электрической сети для варианта схемы 1 приведен в таблице 9. Для схемы 2 выбор схем РУ приведен в таблице 10.

Выбор схем распределительных устройств на подстанциях схемы 1.

Таблица 9

Выбор схем распределительных устройств на подстанциях схемы 2

Таблица 10

Вывод: Выбраны две наиболее рациональные в первом приближении схемы сети. Для них определены напряжения линий электропередачи, сечения проводов, число цепей, количество, тип и номинальные мощности трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанциях, схемы электрических соединений подстанций. Эти данные необходимы для технико-экономического сравнения вариантов.

Вывод по пункту: Намечены две схемы электрических соединений элементов для дальнейших расчётов. Выбрано напряжение и сечение проводов ВЛ, типы и мощности трансформаторов потребителей, схемы РУ.

Рис.3 Схемы электрических соединений элементов варианта 2

Рис.4 Схемы электрических соединений элементов варианта 1

ГЛАВА 3. Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариант ов сети

В этой главе на основе технико-экономического анализа из двух ранее намеченных схем электрической сети определяется оптимальная с точки зрения приведенных затрат. Цены приведены по справочнику И.М. Шапиро, С.С. Рокотяна( т.е. на 1985 г.)

Приведенные затраты на проектируемую сеть:

,

где ЕН = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений; К - суммарные капитальные вложения, тыс. руб.; И - суммарные издержки, тыс. руб.; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.

В данном проекте У = 0. Во всех пунктах применяются двухцепные ВЛ и двухтрансформаторные ПС, параметр потока отказов которых мал.

В соответствии с ([3], с.314) одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются. Повторяющимися элементами сети являются линии ГЭС-С, ГЭС-ПС1, ПС1-ПС4.

3.1 Капитальные вложения

,

где- капитальные вложения в линии, тыс. руб.; - капитальные вложения в подстанции, тыс. руб.

Линии:

,

где- удельная стоимость сооружения линии, тыс. руб./км, L –длина линии, км.

Для линии ГЭС-С (для обоих вариантов):UH = 500 кВ, L = 510 км, провод 3хАС-300/66 (табл.3.15, [2]),тогда:тыс.руб./км. ([3] табл.9.7), тыс.руб.

Для остальных линий расчет аналогичен, расчетные данные по остальным линиям приведены в табл.11,12.

Расчетные данные затрат на линии для схемы 1

Таблица 11

Расчетные данные затрат на линии для схемы 2

Таблица 12

Капитальные вложения в линии для схем:

Одинаковые элементы сети в сравнении вариантов не учитываются.

тыс.руб.

тыс.руб.

Подстанции:

,

где - стоимость открытого распределительного устройства подстанции, тыс. руб.; - стоимость трансформаторов, тыс. руб.; - постоянная часть затрат, тыс. руб.

Для обоих вариантов ПС-1:

ПС-1: Сторона ВН ПС-1: 500кВ «Полуторная схема», тогда по ([3] табл. 9.15,с.334) тыс.руб.

тыс.руб.

Учтём стоимость устанавливаемых трансформаторов:

Для обоих вариантов:

ПС-1: UВН-Т = 500 кВ, UНН-Т = 13,8 кВ, SТ=400 МВА, тыс.руб. ([3] табл.9.22): тыс.руб.;

Постоянная часть затрат:

Для обоих вариантов:

Для ВН ПС-1: 500 кВ, «Полуторная» по ([3] табл.9.35) тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

Результаты расчётов капитальных вложений в подстанции схемы 1, 2 представлены в таблицах13, 14.

Капитальные вложения в подстанции схемы 1

Таблица 13

Подстанция	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб
ГЭС	3420	-	4100	7520
ПС1	3420	836	4100	8356
ПС2	114	96	210	420
ПС3	520+399	400	760+620	2699
ПС4	1520+520	1236	2400+620	6296
ПС5	114	132	210	456
∑	25747

Капитальные вложения в подстанции схемы 2

Таблица 14

Подстанция	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб	, тыс. руб
ГЭС	3420	-	4100	7520
ПС1	3420	836	4100	8356
ПС2	390	260	350	1000
ПС3	390	440	350	1180
ПС4	1520+390	1236	2400+350	5896
ПС5	390	260	350	1000
∑	24952

Суммарные капитальные вложения:

Одинаковые элементы не учитываем.

Вариант 1:

тыс.руб.

Вариант 2:

тыс.руб.

3.2 Издержки

Суммарные издержки , где - издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП и ПС, тыс. руб.; - издержки на стоимость потерянной в сети электроэнергии, тыс. руб.

Линии:

.

,

где - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП в процентах от капитальных затрат; - стоимость сооружения линии, тыс. руб.

Для варианта 1:

По ([3], табл.8.2,с. 315) %, тыс.руб.

Для варианта 2:

По ([3], табл.8.2,с. 315) %, тыс.руб.

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП схемы 1 и 2:

Таблица15

Вариант	, тыс. руб.	, %	, тыс. руб.
1	7815,4	2,8	219
2	7694	2,8	215,4

Подстанции:

;

,

где - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС в процентах от капитальных затрат; - стоимость сооружения ПС, тыс. руб.

;

Для ПС-1 (оба варианта):

По ([3], табл.8.2) , тыс.руб.

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС схемы 1 и 2

Таблица 16

Вариант	Номер подстанции	, тыс. руб.	, %	, тыс. руб.
1	ГЭС	7520	7,8	586,6
2	ГЭС	7520	7,8	586,6
1	ПС1	8356	8,4	702
2	ПС1	8356	8,4	702
1	ПС2	420	8,4	35,3
2	ПС2	1000	8,4	84
1	ПС3	2699	8,4	226,8
2	ПС3	1180	8,4	99,2
1	ПС4	6296	8,4	528,9
2	ПС4	5896	8,4	495,3
1	ПС5	456	8,4	38,3
2	ПС5	1000	8,4	84
∑				В1:2117,9; В2:2051,1

Одинаковые элементы не учитываем.

тыс.руб.

тыс.руб.

3.3 Потери электроэнергии

Издержки на стоимость потерянной в электроэнергии:

, тыс. руб., где коп/кВт×ч – стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии.

Число часов использования наибольшей нагрузки и время потерь определяются на основании графиков электрических нагрузок табл.1.

Зимний, летний и годовой потоки электроэнергии через С-ГЭС схем 1 и 2:

МВт×ч;

МВт×ч;

МВт×ч.

Число часов использования наибольшей нагрузки:

ч, где - максимальная активная мощность, протекающая через линию, МВт.

Число часов наибольших потерь:

где – активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; – длительность появления мощности в году, ч.ч

Годовые потери электроэнергии в линии С-ГЭС:

МВт ч,

где =70МВт ч/км –средне годовые потери на корону (для ВЛ 500 кВ ), ([3], табл.7.7); n – число цепей линии; L – длина линии, км;

=0,102 ([3], табл.7.1)

МВт – потери активной мощности в линии; - поправочный температурный коэффициент.(среднегодовая температура выше +5 ° С).

Результаты расчётов для остальных ВЛ схемы 1 и 2 приведены в таблицах17 и 18 :

Стоимость потерянной в линиях схемы1 электроэнергии

Таблица 17

Линия	, МВт	, ч	,ч/год	, кВ	,МВт	, МВт ч	, тыс.руб.
С-ГЭС	448	3405	1855	500	7,7	85684	856,8
ГЭС-ПС1	772	6170	5736	500	20,3	179538	1795,4
ПС1-ПС4	382	5614	4968	500	0,9	15545	155,5
ПС4-ПС3	152	6088	5521	220	2,2	15500	155,0
ПС3-ПС2	20	4958	3752	110	0,4	1501	15,0
ПС3-ПС5	30	6300	5241	110	0,8	4193	41,9
∑	3018,7

Стоимость потерянной в линиях схемы 2 электроэнергии

Таблица 18

Линия	, МВт	, ч	,ч/год	, кВ	,МВт	, МВт ч	, тыс.руб.
С-ГЭС	448	3405	1855	500	7,7	85684	856,8
ГЭС-ПС1	772	6170	5736	500	20,3	179538	1795,4
ПС1-ПС4	382	5614	4968	500	0,9	15545	155,5
ПС4-ПС2	152	6088	5521	220	2,5	17628	176,3
ПС4-ПС5	152	6100	5521	220	1,5	10532	105,3
ПС5-ПС3	128	5576	5233	220	1,5	10943	109,4
ПС2-ПС3	144	5751	5018	220	1,4	9398	94,0
∑	3292,7

Рассмотрим определение стоимости потерь электроэнергии для автотрансформаторов подстанции ПС4 для схемы 1.

Зимний, летний и годовой потоки мощности через обмотки автотрансформаторов определяются на основании графиков потоков мощности (см. таблицу 6).

Для обмотки ВН трансформатора АТ4 подстанции ПС4:

= (314+309+180+210+379+287)∙4 = 6716МВт∙ч;

= (217,6+213,9+129,2+147,35+261+201,65)∙4 = 4682,8МВт∙ч;

= 215∙6716+ 150∙4682,8 = 2146360МВт∙ч.

Число часов использования наибольшей нагрузки

,

где - максимальная активная мощность, перетекающая через автотрансформаторы подстанции, МВт.

= 5619 ч.

Число часов наибольших потерь

, где

- активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; - длительность появления мощность в году, ч.

= 4968 ч.

Для остальных обмоток автотрансформатора расчёт производится аналогично и представлен в таблице 19.

Потоки мощности через обмотки автотрансформатора АТ4, число часов максимальной нагрузки и число часов наибольших потерь

Таблица 19

Параметр	Ступень напряжения автотрансформатора
	ВН	СН	НН
АТ4	, МВт∙ч	6716	2852	3864
	, МВт∙ч	4682,8	2093,8	2589
	, МВт∙ч	2146360	927250	1219110
	, ч	5619	6088	5300
	, ч	4968	5521	4643
АТ3 (вар. 1)	, МВт∙ч	2852	836	2016
	, МВт∙ч	2093,8	722,8	1371
	, МВт∙ч	927250	288160	639090
	, ч	6100	6861	5326
	, ч	5521	6147	4643

Годовые потери электроэнергии в автотрансформаторах подстанции ПС4 определяются по следующей формуле [4]:

,

где n – число автотрансформаторов на подстанции;

- потери холостого хода автотрансформатора, МВт;

, , - потери короткого замыкания в обмотках ВН, СН и НН, МВт;

, , - число часов наибольших потерь на сторонах ВН, СН и НН автотрансформаторов, ч;

, , - максимальный поток мощности через обмотки ВН, СН и НН автотрансформаторов, МВА;

- номинальная мощность, автотрансформаторов, МВА.

=7329,5 МВт∙ч.

= 73,3 тыс. руб.

Для автотрансформаторов подстанции ПС4 схемы варианта 2 расчёт проводится аналогично. Результаты расчёта потерь электроэнергии в автотрансформаторах схемы 1 представлены в таблице 20.

трансформатор электрический сеть

Расчёт потерь электроэнергии в автотрансформаторах для схемы 1 и схемы 2

Таблица 20

Трансформаторы	схема	, МВт∙ч	, тыс. руб
ТДЦ-400000/500 (ПС1)	1и 2	9072,2	90,7
3хАОДЦТН-167000/500/220(ПС4)	1 и 2	7329,5	73,3
АТДЦТН-125000/220/110 (ПС3)	1	3358,6	33,6
ТРДЦН-100000/220(ПС3)	2	3348,2	33,5
ТДН-16000/110 (ПС2)	1	609,0	6,1
ТРДН-40000/220 (ПС2)	2	964,4	9,6
ТРДН-25000/110 (ПС5)	1	974,8	9,7
ТРДН-40000/220 (ПС5)	2	1153,7	11,5
∑(без учета одинаковых элементов)	1	49,4
	2	54,6

Суммарные потери электроэнергии в линиях и трансформаторах для схем 1 и 2:

тыс.руб.

тыс.руб.

Суммарные издержки для каждого варианта схем (учитываются издержки на подстанции).

тыс.руб.

тыс.руб.

Суммарные издержки для каждого варианта схем (учитываются издержки на подстанции).

3.4 Затраты

тыс.руб.

тыс.руб.

3.5 Сравнение затрат

Вывод по пункту : В результате проведенного технико-экономического расчёта получили два примерно одинаковых по экономическим затратам варианта. Второй вариант с кольцевым исполнением системы (см.рис.2) оказался на 2,9% дороже первого варианта, однако он обеспечивает большие возможности по расширению и дальнейшему развитию электрической сети, кроме того кольцо выполнено на напряжение 220 кВ, в то время как в первом варианте используется 2 ступени 220 и 110 кВ. Таким образом принимаем в качестве наиболее рационального, второй вариант исполнения электрической сети.

ГЛАВА 4. Математическое моделирование элементов сети

В данной главе рассматривается моделирование всех элементов электрической сети: воздушных линий, трансформаторов, реакторов, нагрузок и источников.

4.1 Воздушные линии

Линии 220 кВ выполняются на одноцепных свободностоящих железобетонных опорах ПБ220-4 ([5], табл.4-4-10, рис.4-16д) рис. 5.

Линии 500 кВ выполняются на одноцепных свободностоящих опорах железобетонных опорах ПВС-500Ц-2 ([5], табл.4-4-12, рис.4-18в) рис. 6.

Рис.5 Опора 220 Рис.6 Опора 500 кВ

По ([5], табл.2.10.57, [5], 2.3.6.) для линий напряжением 500 кВ необходима гирлянда из 24 изоляторов ПС160-Б (ПС16-Б) высотой , где H = 170 мм – высота одного изолятора. Аналогично рассчитываются параметры ВЛ 220, 110 кВ. Конструктивные параметры воздушных линий электропередачи [5] приведены в таблице 21.

Таблица 21 Конструктивные параметры воздушных линий электропередачи

Параметр			ВЛ 500 кВ	ВЛ 220 кВ
Тип опоры			ПВС-500Ц-2	ПБ220-4
Материал опоры			Железобетон	Железобетон
Количество цепей			2,1	2
Количество и тип изоляторов			24xПС-16Б	12xПС-16Б
Высота гирлянды , м			4,08	2,04
Число фаз (1 цепь)			3	3
Число тросов (1 цепь)			2	1
Высота подвески фаз, м		А	18,92	19,46
		В	18,92	13,96
		С	18,92	13,96
Высота подвески тросов, м			27,5	24
Провод фазы			3xАС300/66	АС400/51
Удельное активное сопротивление фазы, Ом/км			0,034	0,075
Провод троса			АС70/72	АС70/72
Удельное активное сопротивление троса, Ом/км			0,428	0,428
Расстояние между фазами, м	АВ		11,0	5,85
	ВС		11,0	7,6
	АС		22,0	7,85
Диаметр провода, мм			24,5	21,6
Сечение провода,			354,3	274,6
Диаметр троса, мм			15,4	15,4
Шаг расщепления фазы , мм			400	---
Габаритная высота , м			8	7
Стрела провеса проводов, м			10,92	6,96

При расчёте режима сети для прямой последовательности ВЛ представляются многополюсниками, параметры которых определяются на основании расчётных данных ВЛ ([3], табл.7.5,c.277).

Таблица 22 Параметры ВЛ

Параметры (на одну цепь)	ГЭС-ПС1	С-ГЭС	ПС1-ПС4	ПС4-ПС2	ПС4-ПС5	ПС2-ПС3	ПС5-ПС3
Провод	3х АС 300/66	3х АС 300/66	3х АС 300/66	АС 400/51	АС 400/51	АС400/51	АС 400/51
, Ом/км	0,034	0,034	0,034	0,075	0,075	0,075	0,075
, Ом/км	0,31	0,31	0,31	0,42	0,42	0,42	0,42
, См/км	3,97×10-6	3,97×10-6	3,97×10-6	2,70×10-6	2,70×10-6	2,70×10-6	2,70×10-6
Длина L, км	450,7	510	79,1	127,5	75	79,1	103,1
R, Ом	15,32	17,34	2,69	9,56	5,63	5,93	7,73
Х, Ом	139,7	158,1	24,52	53,6	31,5	33,2	43,3
В, См	1,79×10-3	2,02×10-3	0,31×10-3	0,34×10-3	0,20×10-3	0,21×10-3	0,28×10-3

Для воздушных линий электропередачи принимаю П-образную схему замещения [1], представленную на рис. 8.

Рис. 8 Схема замещения воздушной линии электропередачи

Заданными считаются продольные сопротивления Z12 и поперечные сопротивления Z10 и Z20. Численные значения указанных параметров рассчитываются по данным табл.28:

Ом; -для одной цепи;

Таблица 23 Параметры схем замещения ВЛ для прямой последовательности

Расчёт параметров схемы замещения на примере воздушной линии ГЭС-С.

Удельная активная проводимость линии, См/км

, где

- номинальное напряжение воздушной линии электропередачи, кВ;

- сечение провода фазы, .

= 2,95∙ См/км.

Удельное комплексное сопротивление линии электропередачи

Ом/км.

Удельная комплексная проводимость линии электропередачи

См/км.

Так как длина линии электропередачи составляет 510 км, то учитываю коэффициент распределённости параметров:

;

Продольное сопротивление схемы замещения

Ом.

Поперечная проводимость схемы замещения

См.

Поперечное сопротивление схемы замещения

Ом.

Параметры схем замещения для остальных линий электропередачи определяются аналогично. Результаты расчёта параметров схем замещения для линий электропередачи электрической сети представлены в таблице 24.

Таблица 24 Параметры схем замещения воздушных линий электропередачи

Параметр	ВЛ 500 кВ ГЭС-ПС1	ВЛ 500 кВ С-ГЭС	ВЛ 500 кВ ПС1-ПС4
, м	0,125
, м	13,86
, Ом/км
, См/км
, Cм×10-4	0,045-j9,3	0,066-j10.7	0-j1,57
, Ом	14,0+j133,9	15,6+j142,5	2,69+j24,52
, Cм×10-4	0,045-j9,3	0,066-j10.7	0-j1,57

4.2 Моделирование трансформаторов

Для двухобмоточных трансформаторов принята Г-образная схема замещения, а для автотрансформаторов – Y-образная, которые составляются на основе каталожных данных:

к1
А)	Б)

Рис.9 Схемы замещения трансформаторов: а) Г-образная; б) Y-образная

Таблица 25 Каталожные данные автотрансформаторов

Параметры		АТ4	Т1	Т2	Т3	Т5
Тип		3хАОДЦТН 167000/500/220	ТДЦ 400000/500	ТРДН 40000/220	ТРДЦН 100000/220	ТРДН 40000/220
Номинальная мощность SН, МВА		3*167	400	40	100	40
Номинальное напряжение, кВ	UВН		525	230	230	230
	UСН		-	-	-	-
	UНН	11	13,8	11	11	11
Потери холостого хода DPХ, кВт		125	350	50	115	50
Ток холостого хода IХ, %		0,4	0,4	0,9	0,7	0,9
Потери КЗ, кВт	DPКВС	325	-	-	-	-
	DPКВН	-	800	170	360	170
	DPКСН	-	-	-	-	-
Напряжение КЗ, %	UКВС	11,5	-	-	-	-
	UКВН	35	13	12	12	12
	UКСН	21,5	-	-	-	-
Активное сопротивление обмоток, Ом	RВН	0,65	1,4	5,6	1,9	5,6
	RСН	0,32	-	-	-	-
	RНН	2,8	-	-	-	-
Реактивное сопротивление обмоток, Ом	XВН	61	89,5	158,7	63,5	158,7
	XСН	0	-	-	-	-
	XНН	113,5	-	-	-	-
Диапазон РПН, %		±6х2,1	±2х2,5	±8х1,5	±8х1,5	±8х1,5

Расчёт поперечного сопротивления схемы замещения на примере автотрансформатора АТДЦТН-167000/500/220 подстанции ПС4.

Полная мощность холостого хода, МВА (расчет для трех трансформаторов):

, где

- потери холостого хода в автотрансформаторе, МВт;

- ток холостого хода, в %;

- номинальная (проходная) мощность автотрансформатора, МВА.

= 0,375 + j2,004 МВА;

Поперечная проводимость

, где

- сопряжённый комплекс полной мощности холостого хода, МВА;

- номинальное напряжение обмотки ВН автотрансформатора, кВ.

См;

Поперечные сопротивления для схем замещения остальных трансформаторов и автотрансформаторов определяются аналогично. Результаты расчёта представлены в таблице 26.

Таблица 26 Параметры Y-образной схемы замещения автотрансформатора

Таблица 27 Параметры Г-образной схемы замещения трансформатора

ГЛАВА 5. Расчеты и анализ характерных режимов

В этой главе проводится расчёт характерных режимов сети, анализ результатов и, при необходимости, корректировка параметров сети и повторный расчёт.

5.1 Режим наибольших нагрузок

Имеет место зимой с 20 до 24 ч, когда потребляемая мощность составляет 772МВт. ГЭС вырабатывает 800 МВт, остальная мощность отдается в систему.

Примеры справочного и рабочего файлов приведены в приложении.

В результате расчета режима было видно, что значения напряжений узлах схемы не выходили за рамки допустимых («+/-»5% от номинальных значений), это было достигнуто применением компенсирующих устройств на стороне высокого и низкого напряжений, для чего была проведена оптимизация Q. Для нормального функционирования системы необходимо в узел (1) добавить 11*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (2)5*УРТД-180000/500, в узел (3) 2*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (5) 3*РОМБСМ-60000/500У1 в узел (12) 5*БСК-10МВАр-10,5кВ. Значение напряжения у потребителей приведены в приложении.

Таким образом, после установки компенсирующих устройств режим удовлетворителен по напряжению и количеству выдаваемой потребителям мощности.

5.2 Режим наименьших нагрузок

Имеет место летом c12 до 16 ч, когда потребляемая мощность составляет 250,6 МВт. ГЭС вырабатывает 600 МВт, 349,4 МВт уходит в систему.

Примеры справочного и рабочего файлов приведены в приложении.

В результате расчета режима было видно, что значения напряжений узлах схемы не выходили за рамки допустимых («+/-»5% от номинальных значений), это было достигнуто применением компенсирующих устройств. При данных параметрах сети система являлась неустойчивой. Для нормального функционирования системы необходимо в узел (1) добавить 8*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (2)17*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (3)10*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (4)2*БСК-10МВАр-10,5кВв узел (12) 5*БСК-10МВАр-10,5 кВ. Значение напряжения у потребителей приведены в приложении. Таким образом, после установки компенсирующих устройств режим удовлетворителен по напряжению и количеству выдаваемой потребителям мощности.

5.3 Послеаварийный режим

В качестве послеаварийного принят режим сети при одной отключенной ВЛГЭС-ПС1 (2-3) в режиме максимальных нагрузок.

В результате расчета режима было видно, что значения напряжений узлах схемы не выходили за рамки допустимых («+/-»5% от номинальных значений), это было достигнуто применением компенсирующих устройств. При данных параметрах сети система являлась неустойчивой. Для нормального функционирования системы необходимо в узел (1) добавить 9*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (2) 11*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (7) 6*БСК-10МВАр-10,5 кВ, в узел (4) 5*БСК-10МВАр-10,5кВ в узел (12) 5*БСК-10МВАр-10,5 кВ. Значение напряжения у потребителей приведены в приложении. Таким образом, после установки компенсирующих устройств режим удовлетворителен по напряжению и количеству выдаваемой потребителям мощности.

Рис.10. Схема сопротивлений.

ГЛАВА 6. Технико-экономические показатели

В данной главе определяются основные технико-экономические показатели: капитальные вложения, издержки на эксплуатацию сети, потери электроэнергии, тариф на услуги по передаче и распределению электроэнергии, спецификация основного оборудования и материалов.

Стоимость строительства :

Все показатели рассчитываются так же, как в ГЛ.3, поэтому результаты расчёта приводится в табличной форме.

Линии:

Таблица 28 Капитальные вложения в линии

Линия	, кВ	, км	, тыс. руб./км	Марка провода	, тыс. руб.
ГЭС-C	500	510	65,8	3*АС 300/66	67116
ГЭС-ПС1	500	450,7	65,8	3*АС 300/66	59312,2
ПС1-ПС4	500	79,1	65,8	3*АС 300/66	10409,6
ПС4-ПС2	220	127,5	20	АС 400/51	2550
ПС4-ПС5	220	75	20	АС 400/51	1500
ПС5-ПС3	220	103,1	20	АС 400/51	2062
ПС2-ПС3	220	79,1	20	АС 400/51	1582
∑	144531,8

тыс.руб.

Подстанции:

Таблица 29 Стоимость ОРУ ПС

Номер подстанции	, тыс. руб.
ГЭС	3420
ПС 1	3420
ПС 2	390
ПС 3	390
ПС 4	1520+390
ПС 5	390
∑	9920

тыс.руб.

Таблица 30 Стоимость трансформаторов

Номер подстанции	Тип трансформаторов	, тыс. руб.
ГЭС	-	-
ПС1	ТДЦ-400000/500	836
ПС2	ТРДН-40000/220	260
ПС3	ТРДЦН-100000/220	440
ПС4	3хАОДЦТН-167000/500/220	1236
ПС5	ТРДН-40000/220	260

тыс.руб.

Таблица 31 Постоянная часть затрат

Номер подстанции	, тыс. руб.
ГЭС	4100
ПС 1	4100
ПС 2	350
ПС 3	350
ПС 4	2400+350
ПС 5	350

тыс.руб.

тыс.руб.

Суммарные капитальные вложения:

тыс.руб.

Потери электроэнергии

Потери электроэнергии делятся на условно- постоянные и условно-переменные.

Условно-постоянные:

1. На холостой ход трансформаторов:

Таблица 32 Потери электроэнергии на холостой ход трансформаторов

Номер подстанции	DPХ, кВт	n	, МВт×ч
ПС 1	350	2	6132
ПС 2	50	2	876
ПС 3	115	2	2015
ПС 4	125х3	2	6570
ПС 5	50	2	876

2. На корону ВЛ:

Таблица 33 Потери электроэнергии на корону ВЛ

Линия	, кВ	, км	, МВт×ч
С-ГЭС	500	510	71400
ГЭС-ПС1	500	450,7	63098
ПС1-ПС4	500	79,1	11074
ПС4-ПС2	220	127,5	1913
ПС4-ПС5	220	75	1125
ПС5-ПС3	220	103,1	1547
ПС2-ПС3	220	79,1	1187
∑	151344

.

Годовые условно-постоянные потери электроэнергии

Условно-переменные:

Потери мощности в сети в режиме наибольшей нагрузки:

.

Годовые условно-переменные потери электроэнергии

Суммарные годовые потери

6.1 Спецификация основного оборудования и материалов

Таблица 34 Спецификация основного оборудования и материалов

Список использованной литератур ы

1. Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР. – 6-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 648 с.: ил.

2. 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.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с .

4. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. С.А. Бажанов, И.С. Батхон, И.А. Баумштейн и др.; Под ред. И.А. Баумштейна и М.В. Хомякова. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоиздат, 1981. – 656 с., ил