Проектирование электрической сети

Аннотация

       В данном дипломном проекте проведено проектирование электрической сети. Из пяти возможных вариантов, выбраны два наиболее надежных и экономичных. В базисном узле в качестве питающей подстанции выступает электрическая станция ГРЭС 1800 МВт. 
     Проведено исследование метода диагностики оборудования  подстанции и ЛЭП при помощи приборов ультрафиолетового спектра.
     Рассмотрены меры безопасности при выполнении работ в цепях РЗА и измерений.



















Содержание

Введение	6
1 Проектирование сети	8
1.1 Разработка схем развития сети	8
1.2 Расчет потокораспределения в сети	12
1.3 Выбор номинального напряжения сети	19
1.4 Расчёт токораспределения сети	22
1.5 Выбор сечений ЛЭП	25
1.6 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях	31
1.7 Выбор схем подстанций	33
1.8 Экономическое сопоставление вариантов	36
1.9 Расчёт установившихся режимов сети максимальных нагрузок	44
1.10 Вывод по разделу	66
2 Проектирование ГРЭС	67
2.1   Составление двух вариантов структурных схем	67
2.2  Выбор основного оборудования	69
2.3   Расчет количества линий на всех напряжениях	80
2.4 Выбор схем распределительных устройств	83
2.5  Технико-экономическое сравнение двух вариантов	89
2.6 Разработка схем собственных нужд	95
2.7 Расчет токов короткого замыкания	99
2.8 Выбор выключателей и разъединителей	125
2.9 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения	131
2.10 Выбор токоведущих частей	141
2.11 Описание распределительного устройства	149
2.12 Вывод по разделу	152
3 Диагностика оборудования подстанции и ЛЭП при помощи приборов ультрафиолетового спектра	153
3.1 Применение метода ультрафиолетового (УФ) контроля ВЛ	153
3.2 Применение метода УФ контроля для оборудования подстанций	154
3.3 Альтернативные области применения УФ контроля в энергетике	158
3.4 Обучение персонала	161
3.5 Вывод по разделу	162
4 Электробезопасность	164
4.1 Общие требования	164
4.2 Требования перед началом работ	164
4.3 Требования при выполнении работы	165
4.4 Требования в аварийных ситуациях	166
4.5 Требования по окончанию работ	167
Заключение	168
Список литературы	169
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
Введение

     Электроэнергетика является наиболее важной отраслью энергетики, что объясняется такими преимуществами электроэнергии перед энергией других видов, как относительная лёгкость передачи на большие расстояния, распределения между потребителями, а также преобразования в другие виды энергии (механическую, тепловую, химическую, световую и др.).
     Для того, чтобы обеспечить надежное снабжение потребителей электроэнергией актуальным в наше время является умение проектировать электростанции с установкой на них современного оборудования, делать расчеты установившихся режимов электрической сети с использованием современных программ на ЭВМ по расчету режимов электрической сети, которые способны произвести расчет сети, включающий более 1000 узлов.
      Известно, что в последние годы многие города сталкиваются с проблемой ограниченной пропускной способности ЛЭП. Для удовлетворения всё более растущих потребностей электросетевые компании вынуждены постоянно модифицировать существующие сети, применяя методы строительства дополнительных ЛЭП, замены проводов на большие сечения и повышения напряжения. Но, как правило, эти методы имеют существенные недостатки, так как в лучшем случае ограничиваются заменой опор, либо строительством новой ЛЭП.
     За последние несколько лет в корне изменились экологические требования к строящимся объектам, цены на временный и постоянный землеотвод также сильно возросли. Практически невозможно строительство новых ЛЭП за пределами старых коридоров в крупных городах, природоохранных зонах, лесах первой категории и т.д. Не последнее место стали занимать и вопросы эстетики (в особенности при строительстве в городской черте). 
     Поэтому в последние годы является актуальной замена обычных проводов ВЛ на провода повышенной пропускной способности при том же сечении.
     Целью данного дипломного проекта является проектирование электрической сети, которое сводится к разработке рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надежное  и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Проектируется ГРЭС 1800 МВт с использованием современного технологического оборудования, а также рассматривается вариант применения метода ультрафиолетового контроля для ВЛ и оборудования подстанции. Требуется рассмотреть вопросы обеспечения безопасности при выполнении работ в цепях релейной защиты автоматики и измерений.
    
    
    
























    1 Проектирование сети

     1.1 Разработка схем развития сети
     
     Схемы электрических сетей должны обеспечить надлежащею надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего расширения сети и подключения новых потребителей различных категорий. В проектной практике для создания рационального строения сети принимают повариантный метод. Необходимо руководствоваться следующими основаниям при составлении вариантов схемы электрической сети:
       Передача электроэнергии от источника питания к потребителям должна осуществляться по самому кратчайшему пути.
       Разработку вариантов начинать с наиболее простых схем, в которых будет наименьшее количество оборудования подстанции и линий электропередач. К таким вариантам относятся схемы линий магистрального и замкнутого типов.
       Вместе с наиболее простыми вариантами необходимо рассмотреть и варианты схем с большими капиталовложениями на сооружение линий и подстанций, за счет этого можно достичь  большую надежность электроснабжения или повышенную эксплуатационную гибкость. К таким вариантам относятся смешанные магистрально-радиальные схемы со сложнозамкнутыми контурами.
       К применению наиболее дорогих и сложных схем сетей следует переходить лишь тогда, когда более простые схемы не подходят по техническим требованиям и критериям (например, при завышенных сечениях проводов, необходимых по допустимому нагреву; при неприемлемых потерях напряжения и т.п.).
       В итоге из всех вариантов разумно выбрать схемы сети выполненные по двум различным принципам:
     а) в виде схемы с односторонним питанием;
     б) в виде схемы замкнутого (кольцевого) типа.
     В соответствии с ПУЭ потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).
     На основании приведенных выше соображений в проекте решается вопрос о требуемом количестве ЛЭП для каждого потребителя. При этом замкнутая схема приравнивается по надежности к системе электроснабжения по двум одноцепным линиям. Количество присоединяемых к ЛЭП потребителей не ограничивается. 
     При составлении схемы подстанций руководствуются следующими соображениями. Для каждого потребителя I и II категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне. 
     При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рисунки 1.1, 1.2, 1.3, 1.4, 1.5), учтено наличие двух существующих линий 115 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.
     Схема электрическая для варианта 1 изображена на рисунке 1.1.
     

Рисунок 1.1 – Вариант 1
     Схема электрическая для варианта 2 изображена на рисунке 1.2.
      

Рисунок 1.2 – Вариант 2
      
     Схема электрическая для варианта 3 изображена на рисунке 1.3.
      

Рисунок 1.3 – Вариант 3
      
     Схема электрическая для варианта 4 изображена на рисунке 1.4.
      

Рисунок 1.4 – Вариант 4
      
     Схема электрическая для варианта 5 изображена на рисунке 1.5.
      

Рисунок 1.5 – Вариант 5
      
      
      
      
      
      
      
     1.2 Расчет потокораспределения в сети
      
     В сетях с односторонним питанием потокораспределение рассчитываем следующим образом. Начиная от самых дальних потребителей, последовательно складываем мощности узлов, встречающихся при приближении к источнику. Исходя из этого, получаем перетоки мощности на всех радиальных участках сети.
     В сети замкнутого типа, перетоки рассчитываем пользуясь правилом «моментов», представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием. При этом мощность каждого источника такой сети определяется по формулам:
     

;
 
      

,
 
      
     где ,  - соответственно, определяемые активная и реактивная мощности источников; 
     ,  - активная и реактивная составляющие в узлах потребителей; 
      - расстояние противоположенного источника до данного потребителя; 
      - общее расстояние между источниками.
     На остальных участках мощность определяется по закону Кирхгофа.
     Если в кольце имеются участки с двумя и более параллельными цепями, то необходимо эти участки привести к эквивалентным длинам по формуле:
      

,

 
     где  - длина линии, км;  - число параллельных ветвей.
     
     
     1.2.1 Расчет потокораспределения варианта №1
     В варианте №1 рассмотрим кольцевую схему соединения ПС, которая представлена на рисунке 1.6.
      

Рисунок 1.6 – Потокораспределение варианта №1
      
     Для нахождения потоков мощности в кольце, представим его в виде сети с двухсторонним питанием. Необходимо учитывать, что на участках 1 – 2, 1 – 3 две параллельные линии, которые нужно привести к одной эквивалентной путем деления длины участка на количество линий. 
     Найдем активную мощность по формуле (1):
      
      Р_(1-2)=(30?(29+58.5+30+29+17.5)+25?(58.5+30+29+17.5))/(14+29+58.5+30+29+17.5)+
+(20?(30+29+17.5)+10?(29+17.5)+25?17.5)/(14+29+58.5+30+29+17.5)=60.267 МВт;
      
      Р_(1-3)=(25?(29+58.5+30+29+14)+10?(58.5+30+29+14))/(14+29+58.5+30+29+17.5)+
      +(20?(58.5+29+14)+25?(29+14)+30?14)/(14+29+58.5+30+29+17.5)=49.733 МВт;

Р_(2-6)=(25?(58.5+30+29+17.5)+20?(30+29+17.5))/(14+29+58.5+30+29+17.5)+
+(20?(30+29+17.5)+10?(29+17.5)+25?17.5-30?14)/(14+29+58.5+30+29+17.5)=30.267 МВт;

      Р_(3-8)=(10?(58.5+30+29+14)+20?(58.5+29+14)+)/(14+29+58.5+30+29+17.5)+
      +(25?(29+14)+30?14-25?17.5)/(14+29+58.5+30+29+17.5)=24.733 МВт;
      
Р_(6-12)=(20?(30+29+17.5)+10?(29+17.5))/(14+29+58.5+30+29+17.5)+
+(25?17.5-25?(29+14)-30?14)/(14+29+58.5+30+29+17.5)=5.267 МВт;

      Р_(8-12)=(30?(58.5+29+14)+25?(29+14)+)/(14+29+58.5+30+29+17.5)+
      +(30?14-10?(29+17.5)-25?17.5)/(14+29+58.5+30+29+17.5)=14.733 МВт.

      На основании расчетов можно сделать вывод, что узел 12 – точка потокораздела.
      

Рисунок 1.7 – Потокораспределение преобразованной схемы варианта 1
      
      
     1.2.2 Расчет потокораспределения варианта №2
     В варианте №2 рассмотрим  схему сети со смешанным соединением узлов. Поток мощности на участке  8 - 12 определяется как для сети с односторонним питанием, а на остальных участках для определения потоков мощности необходимо рассмотреть кольцо 1-2-6-8-3-1.
      

Рисунок 1.8 – Потокораспределение варианта №2

      Для нахождения потоков мощности в кольце, представим его в виде сети с двухсторонним питанием. Необходимо учитывать, что на участках 1 – 2 и 1 – 3 две параллельные линии, которые нужно привести к одной эквивалентной путем деления длины участка на количество линий.
      Р_(1-2)=(30?(29+37.5+29+17.5)+25?(37.5+29+17.5))/(14+29+37.5+29+17.5)+
+(30?(29+17.5)+25?17.5)/(14+29+37.5+29+17.5)=57.657 МВт;

      Р_(1-3)=(25?(29+37.5+29+14)+30?(37.5+29+14))/(14+29+37.5+29+17.5)+
+(25?(29+14)+30?14)/(14+29+37.5+29+17.5)=52.343 МВт;

      Р_(2-6)=(25?(37.5+29+17.5)+30?(29+17.5))/(14+29+37.5+29+17.5)+
+(25?17.5-30?14)/(14+29+37.5+29+17.5)=27.657 МВт;

      Р_(3-8)=(30?(37.5+29+14)+25?(29+14))/(14+29+37.5+29+17.5)+
+(30?14-25?17.5)/(14+29+37.5+29+17.5)=27.343 МВт;

      Р_(6-8)=(30?(29+17.5)+25?17.5)/(14+29+37.5+29+17.5)-
-(30?14-25?(29+14))/(14+29+37.5+29+17.5)=2.657 МВт.
      
      

Рисунок 1.9 – Потокораспределение преобразованной схемы варианта №2
      
      
      
      
     1.2.3 Расчет потокораспределения варианта №3
     В варианте №3 рассматривается схема сети с односторонним питанием, поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным мощностям нагрузок, начиная с конечных участков.
      

Рисунок 1.10 – Потокораспределение варианта №3
      
      
     1.2.4 Расчет потокораспределения варианта №4
     В варианте №4 выбираем радиально-магистральную (смешанную) схему. Как и в третьем варианте, необходимо последовательно, начиная от самых отдаленных потребителей сложить мощности узлов, встречающихся при приближении к источнику.

Рисунок 1.11 – Потокораспределение варианта №4
      
      
     1.2.5 Расчет потокораспределения варианта №5
     В пятом варианте выбираем радиально-магистральную (смешанную) схему, как и в предыдущих двух вариантах, необходимо последовательно, начиная от самых отдаленных потребителей сложить мощности узлов, встречающихся при приближении к источнику.
      
      

Рисунок 1.12 – Потокораспределение варианта №5
     1.3 Выбор номинального напряжения сети
      
     Напряжение зависит от нескольких факторов:
      мощности потребителей;
      удаленности их от источника питания;
      района сооружения сети и класса номинального напряжения существующей сети.
     Выбор напряжения определяется экономическими факторами, при увеличении номинального напряжения возрастают капиталовложения в строительство сети, но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.
     При проектировании для выбора рационального напряжения используются кривые, данные по пропускной способности и дальности линий электропередачи или эмпирические формулы, в частности, формула Г.А.Илларионова формула (4), дающая удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ.
      

,

 
     где  - длина линии на рассматриваемом участке;  - переток мощности на рассматриваемом участке.
     Вычисленные напряжения занесем в таблицы 1.1, 1.2, 1.3, 1.4, 1.5 для каждого варианта соответствено:
      
      
      
      
      
Т а б л и ц а  1.1 - Вариант №1
      
Т а б л и ц а  1.2 - Вариант №2
      
Т а б л и ц а 1.3 - Вариант №3
      
Т а б л и ц а 1.4 - Вариант №4
      
      
Т а б л и ц а 1.5 - Вариант №5
      
     Учитывая существующую ЛЭП 110 кВ, перетоки мощности по участкам  и длины линий  для всех рассматриваемых вариантов выбираем номинальное напряжения 110 кВ.
      
      
     1.4 Расчёт токораспределения сети
      
     Нагрузочные токи сети определяются по соотношению
      

,
 
      
     где   - передаваемая по участку мощность.
     
     1.4.1 Определим токи в узлах по формуле (5):
     





      
      
      1.4.2 Определение токов на участках цепи 
      Вариант 1:
      






      
      
      
      
      
      Вариант 2:
      

      
      Вариант 3:

      
      
      
      
      
      
      Вариант 4:
      

      
      Вариант 5:
      

      
      
     1.5 Выбор сечений ЛЭП
      
     Экономические интервалы для различных стандартных сечений определенного класса напряжения получены при построении зависимости приведенных затрат в сооружение 1 км линии от тока. Вид зависимостей показан на рисунке 1.13.
     Сечение  - стандартные сечения для класса номинального напряжения . Экономические  интервалы  однозначно  определяют  сечение  воздушной  линии в зависимости от тока максимального нормального режима . Если ток в линии лежит в интервале от 0 до  - наиболее экономично сечение , при токе от  до  - сечение  и т.д. Здесь под  понимается ток в одной цепи линии. 
      

Рисунок 1.13 - Экономические интервалы сечений для одноцепных линий
      I I район по гололеду

Рисунок 1.14 - Экономические интервалы сечений для двухцепных линий
I I район по гололеду
      
     На рисунке 1.14 кривая  соответствует сталеалюминиевому проводу  АС-70/11, кривая - сталеалюминиевому проводу  АС-120/19, кривая -сталеалюминиевому проводу  АС-240/39.
     Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи выполним по экономическим интервалам. Экономические интервалы сечений приведены в [1, табл. 1.12].
     Вариант №1 развития сети.
     Для выбора воспользуемся экономическими интервалами токов для ОЭС Сибири. Учитывая что проектирование ведется на Урале (район по гололеду ??) выбраны стальные опоры для линии 110 кВ.
     Участок 1-3:
     
 А.
     
     Выбираем провод марки АС сечением АС-120;
     Участок 2-6:
     
 А.

     Выбираем провод АС-120;
     Участок 6-12:
     
 А.

     Выбираем провод АС-70;
     Участок 8-12:
     
 А.

     Выбираем провод АС-120;
     Участок 3-8: 
     
.

     Выбираем провод АС-120.      
     Проверка сечений по аварийным режимам:
     Участок 1-2. Существующая линия 1-2 сечением 2АС-240 проверяется по допустимому току из условий максимального длительного режима (обрыв одной из параллельных цепей). Допустимый ток для сечения 610 А.
     Максимальный ток по сечению возникает при обрыве одной цепи  А, то есть , результаты проверки удовлетворительны.
     Кольцо 1-2-6-12-8-3-1. Проверка из условий аварийных режимов выполняется отдельно для каждой линии при обрыве линии 1-3, для участков 1-2, 2-6, 6-12. Также при обрыве линии 1-2, для участков 1-3, 3-8, 8-12.

      
     Провода, выбранные по экономическим интервалам токовых нагрузок для сталеалюминевых проводов, не удовлетворяют проверке при аварийном режиме работы.
      Расчет токов и выбор сечений по вариантам 2, 3, 4, 5 выполнены аналогично, результаты приведены соответственно в таблицах  1.6, 1.7, 1.8, 1.9, 1.10 соответственно.
      
Т а б л и ц а  1.6 - Выбор сечений проводников вариант №1
      




Т а б л и ц а  1.7 - Выбор сечений проводников вариант №2

      
Т а б л и ц а  1.8 - Выбор сечений проводников вариант №3
      
      
      
      
      
      
      
Т а б л и ц а  1.9 - Выбор сечений проводников вариант №4

Т а б л и ц а  1.10 - Выбор сечений проводников вариант №5
      
      
     1.6 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
      
     Условия выбора трансформатора приведены в формулах:
     

;

 

;

 

.

 
     Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов) зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей и является технико-экономической задачей.
     При проектировании на подстанциях всех категорий предусматривается установка двух трансформаторов (автотрансформаторов). Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
     Мощности, выбранного трансформатора, в нормальных условиях должно быть достаточно для обеспечения питания электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечение энергией потребителей I и II категорий в случае аварии с одним из трансформаторов и его отключения. Поэтому, если подстанция питает потребителей таких категорий, на ней должны быть установлены трансформаторы такой мощности, при которой обеспечивалось бы питание одним трансформатором потребителей I и II категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. Так же необходимо учесть, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории. По указанному режиму работы трансформаторов его мощность может быть определена ориентировочно по выражению:
     

,
 
     где  - наибольшая нагрузка подстанции,  - коэффициент
допустимой перегрузки, п - число трансформаторов на подстанции.
      Типы, мощности и число понижающих трансформаторов на подстанциях во всех вариантах одинаковы, так как не зависят от схемы сети 110 кВ [1, табл. 1.30]. Выбор трансформаторов показан в таблице 1.11.

Таблица 1.11 - Выбор понижающих трансформаторов
      
      
     1.7 Выбор схем подстанций
     
     Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций выполняется на стороне высшего напряжения подстанций, а схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети.
     Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек [1, рис. 1.3, табл. 1.45].
     Название схем выбранных распределительных устройств 110 кВ и число ячеек вариантов (№1…№5) для каждого узла приведены в таблицах 1.12, 1.13, 1.14, 1.15, 1.16, соответственно.
     
Таблица 1.12-Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)
     
Т а б л и ц а 1.13- Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)
Таблица 1.14-Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)
     
Т а б л и ц а 1.15-Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)
Таблица 1.16-Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)
      
      
     1.8 Экономическое сопоставление вариантов
      
     Вариант 1
     
     
     1.8.1 Подвариант а  
     Капитальные вложения в линии:
     

,
 
     
     где С - стоимость 1 км линии;  - длина линии; п - число параллельных линий.
     Для АС-240 [1, табл. 2.23] при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду (в ценах 1985 г.) С = 18,8 тыс.руб./км,  км, п = 1. Тогда капитальные вложения в линию вычислим по формуле (10):
     
     K_л=С?l?n=545.2 тыс.руб.
      
     Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и распредустройства (РУ) высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна из-за малой стоимости выключателей 10 кВ относительно выключателей ВН. Расчетная стоимость трансформатора ТДН-10000/110 [1, табл. 2.6] составляет 54 тыс.руб., стоимость ячейки выключателя 110 кВ - 35 тыс.руб. [1, табл. 2.3], тогда:
     
К_п=54?n_т+35?n_яч=248 тыс.руб;

К_сумм=К_л+К_п=793.2 тыс.руб.

     Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [1, табл. 2.1] для линий составляют 2,8%, для подстанций 110 кВ - 9,4%, соответственно , .
     Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети. Расчетное сопротивление сталеалюминиевого провода  [1, табл. 1.9]:
     
     R_0=0.12 Ом/км.
      
     Тогда сопротивление линии:
     
R_л=R_0?l/n=0.12?29/1=3.48 Ом.
     
     Сопротивление для трехфазного двухобмоточного трансформатора   110 кВ [1, табл. 1.30]:
     
     R_т=7.95 Ом.

     Сопротивление подстанции:
     
     R_п=R_т/n_т =7.95/2=3.975 Ом.
      
     Суммарное сопротивление:
     
     R_сумм=R_л+R_п=7.455 Ом
     
     
     
     Суммарные потери холостого хода трансформаторов:
     
     ?DP?_хх=0.014 МВт,
      
      ?DP?_ххn=?DP?_хх?n_т=0.028 МВт.
      
     Потери мощности в максимальном режиме, ток определен при выборе сечений, I_nn=I_(3-8)=0.144 кА, тогда:
     
     ?DP?_max=3?I_nn^2?R_сумм=0.466 МВт.
     
     Число часов максимальных потерь:
     
       ч.
     
     Удельная стоимость потерь электроэнергии ? составляет 1,5 коп./кВт?ч [1, рис. 2.1], тыс.руб./МВт?ч.
     Издержки:
     
     И_издержки=??(t??DP?_max+8760??DP?_xxn )=23.87 тыс.руб.
     
     Таким образом, приведенные затраты в подвариант а присоединения узла 8 составляют:
     
     З_а=Е_н?К_сумм+?_л?К_л+?_п?К_п+И_издержки=157.631 тыс.руб.
      
      
     1.8.2 Подвариант б
     Капиталовложения в линии:
      
      K_л=С?l?n=545.2 тыс.руб.
      
     Капиталовложения в подстанцию:
      
К_п=54?n_т+35?n_яч=124 тыс.руб;

К_сумм=К_л+К_п=669.2 тыс.руб.
      
     Сопротивление линии:

R_л=R_0?l/n=0.12?29/1=3.48 Ом.
     
     Сопротивление для трехфазного двухобмоточного трансформатора   110 кВ [1, табл. 1.30]:
     
     R_т=4.38 Ом.

     Сопротивление подстанции:
     
     R_п=R_т/n_т =4.38/1=4.38 Ом.
      
     Суммарное сопротивление:
     
     R_сумм=R_л+R_п=3.48+4.38=7.86 Ом.
     
     Суммарные потери холостого хода трансформаторов:
     
     ?DP?_хх=0.014 МВт;
      
      ?DP?_ххn=?DP?_хх?n_т=0.014?1=0.014 МВт.
      
     Потери мощности в максимальном режиме, ток определен при выборе сечений, I_nn=I_(3-8)=0.144 кА, тогда:
     
     ?DP?_max=3?I_nn^2?R_сумм=3??0.144?^2?7.86=0.492 МВт.
     
     Издержки
     
И_издержки=??(t??DP?_max+8760??DP?_xxn )=23.127 тыс.руб.
     
     Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания:
      

,
 
      
     где  тыс.руб./кВт =  тыс.руб./МВт - удельный ущерб       [1, рис. 2.2];
      МВт - максимальная потребляемая мощность;
     При его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2), при полном отключении .
     Параметры потока отказов линии  отказ/год на 100 км, трансформатора  отказ/год [1, табл. 2.32]. Среднее время восстановления [1, таб. 2.33] для линии  лет/отказ, трансформатора лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора и  лет/отказ при его отсутствии.
     Найдем количество затрат от ущерба, связанный с перерывом питания, по формуле (11):
      
       тыс.руб.
      
     Приведенные затраты для подварианта б:
      
      З_а=Е_н?К_сумм+?_л?К_л+?_п?К_п+И_издержки=130.353 тыс.руб.
      
     После сопоставления затрат выяснялось, что подвариант «б» экономичнее подварианта «а» на 17%. Поэтому предпочтение отдаем подварианту «б»: с установкой одного трансформатора ТДН – 16000/110
     Прежде чем переходить к анализу экономических характеристик по всем сравниваемым вариантам следует учесть, что во всех вариантах в узлах стоят одинаковые трансформаторы и поэтому нужно учесть только разное число выключателей. Число выключателей, которые следует учесть при сопоставлении вариантов развития сети, показано в таблице 1.17.
     
Т а б л и ц а 1.17 – Число ячеек выключателей по вариантам
      
     При расчетах приведенных затрат следует учесть, что линия 1-2 существующая и поэтому капиталовложения на ее строительство и амортизационные отчисления во всех пяти вариантах не учитываем. Расчет экономических показателей линий варианта 1 сведен в таблицу 1.18.
      
Таблица 1.18 - Расчет экономических показателей линий (вариант №1)
     Издержки на компенсацию потерь энергии в варианте №1 составляют:
      
       тыс.руб.
      
     Так как в варианте №1 используется самое меньшее количество выключателей, значит следует не учитывать капиталовложения на них:
     
 тыс.руб.

     Тогда суммарные капиталовложения в вариант №1:
     
 тыс.руб.

     Теперь затраты по варианту 1 определяем как:
     
  тыс.руб.
      
     Результаты расчета составляющих затрат и сопоставление вариантов приведены в таблице 1.19.
     
Таблица 1.19- Экономическое сопоставление вариантов развития сети
      Из анализа результатов видно, что наиболее экономичным, из сопоставленных вариантов распределительной сети, является вариант №1 (кольцевая схема), следующий по экономичности после него вариант №2 (смешанная кольцевая-радиальная схема). Именно эти варианты выбираем для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии.
      
      
     1.9 Расчёт установившихся режимов сети максимальных нагрузок
      
     1.9.1 Расчёт установившихся режимов сети максимальных нагрузок варианта №1
     а) Составление схемы замещения, определение ее параметров:
     Для расчета подготовлена схема замещения сети, параметры схемы замещения приведены в таблице 1.20 (по узлам схемы) и в таблице 1.21 (по ветвям схемы).
     Так как в данном варианте (рисунок 1.15) схема сети имеет кольцевой участок, то для расчета необходимо представить кольцо в виде сети с двухсторонним питанием, то есть разорвать кольцо в узле 1 и определить точку потокораздела кольцевого участка (узел 12).
     

Рисунок 1.15 - Схема режима максимальных нагрузок варианта №1
Таблица 1.20 - Параметры узлов сети
      

Таблица 1.21 - Параметры ветвей сети (вариант №1)
      
    Для начала необходимо определить ёмкости линий по формуле:
    

;

 

,
 
    
    где  определяется из [2, таблица 1.9].
     б) Определение емкостей линий, потерь в элементах сети и потоков мощности во всей сети:
     1) Найдем емкости каждой линии по формуле (12):
      
Мвар;

Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар.
      
     2) Расчет  приведенной мощности в узлах:
      
МВт;

 Мвар;
МВА;

МВт;

Мвар;

 МВА.

МВт;

Мвар;

 МВА;

МВт;

Мвар;

 МВА;

МВт;

Мвар;
 МВА.
      
     Расчет кольца 1 - 2 – 6 - 12 – 8 - 3 - 1:
     1) Найдем эквивалентные нагрузки в узлах:
     

МВА;


МВА;


МВА;


 МВА;


 МВА.

      2) Определим точку потокораздела:
      

      
Рисунок 1.16 - Перетоки мощности в кольце без учета потерь

 МВА.
      
     Аналогично получаем:


     Проверка:
      
;

 МВА;


 МВА.
      
     3) Перетоки мощности в кольце с учетом потерь:
     Участок 12-6-2-1:
     
МВт;
Мвар;

МВА;

МВА;

МВт;

Мвар;

 МВА;

 МВА; 

МВт;

Мвар;

МВА.
      
     Участок 12-8-3-1:
      
МВт;
Мвар;

МВА;

 МВА;

МВт;

Мвар;


МВА;

МВт;

Мвар;

 МВА.
      
     в) Определение напряжений в узлах схемы на высокой стороне:
      
кВ;

кВ;
кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

 кВ.

      
      
      
     г) Определение напряжений в узлах схемы на низкой стороне
      


кВ;



кВ;



кВ;



кВ;
      
      
      
      кВ.
      
     д) Выбор средств регулирования напряжения
     В соответствии с ГОСТом напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 0,95 до 1,05. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.
     Потребители могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения или быть удалены от них, поэтому на шинах подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанций до шин потребителя.
      
     Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 21
     
,

     где цена одной отпайки равна 2,047 кВ (на высокой стороне) или 0,1863кВ (на низкой стороне). Тогда
      
      .
      
     Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке (X=-1):
     
      кВ.
     Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесены в таблицу 1.22.
     
Т а б л и ц а 1.22 - Выбор отпаек на трансформаторах
     
     Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.
     1.9.2  Расчёт установившихся режимов сети максимальных нагрузок варианта №2
     а) Составление схемы замещения и определение ее параметров
     Для расчета подготовлена схема замещения сети (рисунок 1.17), параметры схемы замещения приведены в таблице 1.20 (по узлам схемы) и в таблице 1.23 (по ветвям схемы).
      
      
      
      
      

Рисунок 1.17 - Схема режима максимальных нагрузок варианта 2
     
Таблица 1.23 - Параметры ветвей сети (вариант № 2)
      
     б) Определение емкостей линий, потерь в элементах сети и потоков мощности во всей сети:
     1) Емкости линий определяются по формуле (12):
     
Мвар;
Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

Мвар;

 Мвар.
      
      2) Расчет  приведенной мощности в узлах:
      
МВт;

 Мвар;

МВА;

МВт;

Мвар;

 МВА;
МВт;

Мвар;

 МВА;

МВт;

Мвар;

 МВА;

МВт;

Мвар;

 МВА.
      
      3) Найдем эквивалентные нагрузки в узлах:

МВА;


МВА;

 МВА;


 МВА;


МВА.
      
     4) Определим точку потокораздела:
      

Рисунок 1.18 - Перетоки мощности в кольце без учета потерь
      

 МВА.

     Аналогично получаем:
      
      
      
     Проверка:
      
      ;
      
       МВА;
      
      
       МВА.
     
     Участок 8-3-1:
      
МВт;

Мвар;

МВА;

МВА;

МВт;

Мвар;

 МВА.

     Участок 8-6-2-1:
      
МВт;

Мвар;

;

МВА;

МВт;

Мвар;

;

МВА;
МВт;

Мвар;

МВА.
     
     в) Определение напряжений в узлах схемы на высокой стороне:
      
кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

;

кВ;

кВ.
      
     г) Определение напряжений в узлах схемы на низкой стороне:
     


кВ;



кВ;



кВ;



кВ;



кВ.
      
     д) Выбор средств регулирования напряжения
     Расчеты производим аналогично пункту 1.9.1 пункт (д) и полученные данные заносим в таблицу 1.24.

Т а б л и ц а 1.24 - Выбор отпаек на трансформаторах
      
     Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.
      
      
     1.10 Вывод по разделу
     
     В данном разделе дипломного проекта было разработано пять вариантов сети, также выбрано напряжение сети 110 кВ. Выбрано по 2 трансформатора на четырех подстанциях и на одной, от которой питаются потребители третьей категории, один трансформатор. 
     При выборе схем подстанций на высоком напряжении было применено 5 типовых видов схем.
     Из пяти схем путем технико-экономического сравнения для дальнейшего рассмотрения приняты две схемы.
     Также были рассчитаны установившиеся режимы максимальных нагрузок, для двух выбранных вариантов. В ходе чего было выявлено, что для обоих вариантов развития сети нет необходимости устанавливать дополнительные компенсирующие устройства.
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
    2 Проектирование ГРЭС
     
     2.1   Составление двух вариантов структурных схем
     
     Вариант №1
     Для выдачи 1800 МВт мощности с электростанции, на шины 110 кВ устанавливаем четыре блока генератор-трансформатор с мощностью генераторов 220 МВт, а на шинах 220 кВ – два блока генератор-трансформатор с мощностью генераторов 500 МВт. Распределительные устройства связаны между собой автотрансформатором связи, как это показано на рисунке 2.1. 
     

Рисунок 2.1 - Структурная схема проектной стадии (Вариант№1)
     
     Вариа.......................