Методы анализа режимов работы электроэнергетического и электротехнического оборудования и систем

Режимы
работы электроэнергетических систем

Режимом
электроэнергетической системы (ЭЭС)
называется её состояние, определяемое
загрузками электростанций (и отдельных
энергоблоков) по активной и реактивной
мощности, напряжениями узлов, загрузкой
сетевых элементов и другими переменными
величинами, называемыми параметрами
режима (режимными параметрами),
характеризующими процесс производства,
передачи, распределения и потребления
электроэнергии. Иногда понятие «режим»
используется в более широком смысле,
т.е. рассматривают как
переменную
также и топологию сети. Различают
энергетические, гидроэнергетические
и электрические режимы.

Энергетические
режимы
(ЭнР). Планирование
ЭнР состоит в определении состава и
загрузки по активной мощности (загрузка
по реактивной мощности относится к
электрическим режимам) электростанций
различных типов (с учётом импорта из
других энергосистем) для покрытия
нагрузки ЭЭС и выполнения экспортных
поставок в любой момент времени (обычно
на каждый час), а также резервов мощности.

Энергетический
режим является нормальным, если обеспечен
баланс активных мощностей ЭЭС в любой
момент времени при значениях частоты,
соответствующих стандарту. Мерой
нарушения баланса активных мощностей
может служить отклонение частоты

от номинального значения или непосредственно
небаланс мощности
,
где

– отклонение частоты от номинального
значения (допустимые отклонения частоты
регламентируются ГОСТ);

– частотный статический коэффициент
ЭЭС, МВт/Гц.

Оптимизация
энергетического режима – покрытие
нагрузки при минимальных затратах с
соблюдением всех ограничений. В качестве
исходной информации используются:

— прогнозы
суточных графиков нагрузки ЭЭС в целом
и отдельных её частей, а также графики
внешних поставок электроэнергии;

— графики
загрузки АЭС и других блок-станций;

— диапазоны
загрузок конденсационных агрегатов,
использующих различные виды топлива;

— режимы
загрузки ТЭЦ по тепловому графику;

— энергетические
характеристики (характеристики
относительных приростов) отдельных
агрегатов или их групп на ТЭС;

— расходы
топлива на пуск агрегатов после остановов
разной продолжительности;

— суточная
выработка ГЭС и ГАЭС;

— модель
электрической сети с учётом планируемых
ремонтов сетевых элементов, а также
значения допустимых перетоков активной
мощности в контролируемых сечениях ЭЭС
при указанных ремонтах.

В результате
оптимизации энергетического режима
получают суточные графики загрузки по
активной мощности всех электростанций
и как производные графики сальдо
отдельных ЭЭС и энергообъединений, а
также графики загрузки контролируемых
межсистемных связей.

Различают
долгосрочное (год, квартал, месяц) и
краткосрочное (неделя, день) планирование
ЭнР. При долгосрочном планировании
гораздо больше неопределенностей,
связанных с погодой, аварийными ремонтами
генерирующего и сетевого оборудования,
поэтому ориентируются на среднюю
температуру окружающей среды, нормальную
схему сети, а резервы мощности принимают
тем больше, чем больше планируемый
период. При краткосрочном планировании
прогноз потребления составляется с
учётом прогноза погоды, учитываются
ограничения пропускной способности
сетей, связанные с планами ремонтов
сетевого оборудования и (или) устройств
противоаварийной автоматики, а при
оперативном планировании (на предстоящий
час) – также аварийные ремонты и
погрешности прогноза потребления.

В крупных
энергообъединениях планирование ЭнР
осуществляется по иерархическому
принципу. При этом от областных
энергосистем в ОДУ, а от ОДУ в ЦДУ
поступает информация о прогнозах
потребления (включая внешние обмены
электроэнергией), о постоянной и
регулируемой частях генерации и расходные
характеристики по каждому виду
электростанций.

При
планировании ЭнР в том или ином виде
используются разработки гидроэнергетических
и электрических режимов (как правило,
в виде ограничений). Это допустимые
пределы загрузки отдельных электростанций
и суточная выработка, допустимые перетоки
активной мощности в контролируемых
сечениях (между различными регионами)
в полной и ремонтных схемах, получаемые
на
основе предварительных исследований
устойчивости ЭЭС, а также для учёта
изменения потерь
в
электрической сети – чувствительности
суммарных потерь в сетях к изменению
генерации (или нагрузки) в каждом из
узлов схемы.

К
трудностям планирования ЭнР можно
отнести преодоление неравномерности
суточного (недельного с учётом выходных
дней) графика нагрузки.

АЭС в ЕЭС России
работают в базовом режиме с высоким
числом часов использования, определяемым
остановами для перезагрузки топлива и
ремонтов.

Технический
минимум угольных энергоблоков 150–500
МВт составляет от 50 до 80%, в среднем по
ЕЭС – примерно 70% и определен для каждого
конкретного энергоблока с учётом его
состояния, применения «подсветки»
мазутом или газом. Газомазутные
энергоблоки 300 МВт разгружаются, как
правило,
40%
(некоторые до 30), более крупные блоки –
800–1200 МВт
могут разгружаться до 50–60%.

Малоэкономичные
газотурбинные установки
используются
1–4 ч в сутки и до 1000 ч в год.
Весьма
эффективны для преодоления неравномерности
суточного графика ГАЭС (в ЕЭС России
работает Загорская ГАЭС мощностью 6×200
МВт),
несмотря на
их достаточно низкий КПД – около
70%. При
этом замыкающие затраты^{^}
меняются
в течение
суток в 3 раза и более, поскольку позволяют
выровнять не только пики, но и провалы
графика. ГАЭС используются в генераторном
режиме 4–6 ч в сутки и до 8 ч в насосном
режиме с одним-двумя циклами заполнения
и сработки водохранилища в сутки.

Весьма
эффективно применение зонных (по времени
суток) тарифов для выравнивания графика
потребления. Уменьшение тарифа в ночные
часы суток и
его
увеличение в дневные и пиковые часы
побуждают потребителей к соответствующей
организации их
деятельности
и приводят к снижению неравномерности
суммарного графика нагрузки ЭЭС.

Решающее
значение в покрытии суточных графиков
нагрузки ЭЭС, и в частности их
резкопеременных частей, имеют ГЭС,
поэтому паводковый период, когда ГЭС
вынужденно работают в базе графика
нагрузки для предотвращения потерь
энергоресурсов, является наиболее
тяжелым для ЕЭС. Их доля в европейской
части ЕЭС составляет порядка 14% (для
сравнения, в ОЭС Сибири это 60%), и работают
они, как правило, в течение суток в
резко-переменном режиме при годовом
числе часов использования 3000–4000. При
этом скорость изменения загрузки
составляет примерно 3%/с во всем диапазоне,
минимальная загрузка составляет примерно
10–15% и вытекает из требований экологии
и всей совокупности водопользователей.

Гидроэнергетические
режимы
(ГЭР). Задача
планирования ГЭР состоит в прогнозировании
годовой, квартальной и месячной выработки
электроэнергии на каждой ГЭС для
долгосрочного планирования и в определении
суточной (иногда недельной) выработки
для краткосрочного планирования ЭнР.
Исходной информацией для планирования
ГЭР служат данные многолетних наблюдений
после
их статистической обработки, результаты
гидрологических и метеорологических
прогнозов разной перспективности и
достоверности. Для разных периодов
прогнозирования делаются оценки
приточности, расходов, в том числе
другими пользователями, естественных
потерь; учитываются данные прямых
измерений напора и рекомендации по
сработке водохранилища, при которых
максимизировалась бы выработка
электроэнергии на ГЭС. Важное значение
имеет подготовка водохранилища к паводку
для предотвращения холостых сбросов,
имея в виду его случайный характер, и
сохранения в любой момент регулировочного
диапазона ГЭС.

При оптимизации
ЭнР задача состоит в замещении выработкой
на ГЭС самых дорогих (обычно мазутных)
тепловых энергоблоков.

Электрические
режимы
(ЭлР). Планирование
электрических режимов состоит в
определении состава устройств компенсации
реактивной мощности и загрузки генераторов
по реактивной мощности, а также состава
и настройки устройств противоаварийной
автоматики (ПА), обеспечивающих реализацию
заданного ЭнР (как указано выше,
планирование ЭнР, в свою очередь,
осуществляется с учётом ограничений,
вытекающих из разработок ЭлР). Оптимизация
ЭлР состоит в определении состава и
загрузки устройств компенсации реактивной
мощности, коэффициентов трансформации
регулируемых трансформаторов и загрузки
по реактивной мощности генераторов при
заданной генерации активной мощности,
активной и реактивной нагрузки каждого
узла и задаваемых допустимых уровней
напряжения узлов, соответствующих
минимуму потерь активной мощности в
энергосистеме.

Другой
основной задачей планирования ЭлР
является определение областей допустимых
режимов, необходимого состава и настройки
устройств ПА в различных схемно-режимных
ситуациях, в том числе перспективных,
необходимых для планирования ЭнР, а
также для оперативного ведения режимов
с учётом возможной потери в любой момент
сетевого элемента или (и) энергоблока.
Данная задача решается путем вычисления
предельных перетоков мощности в различных
сечениях энергосистемы (слабых или
потенциально слабых), математического
моделирования переходных режимов,
вызываемых нормативными возмущениями,
с учётом действия ПА.

Различают следующие
основные электрические режимы (особые
режимы, такие как неполно-фазные,
колебательные и др., не рассматриваются):

Нормальный
режим
– это установившийся режим (не считая
нерегулярных колебаний, медленных и
(или) незначительных флуктуаций
параметров, в том числе обусловленных
работой устройств регулирования частоты,
напряжения и т.п.),
характеризующийся
длительно допустимыми значениями
частоты, токов и напряжений, нормативными
запасами устойчивости в данной схеме
сети, устойчивым переходом к любым
послеаварийным режимам, которые могут
возникнуть в результате нормативных
возмущений, и установившимся послеаварийным
режимом, обладающим не менее чем
нормативными запасами устойчивости.

Нормальный
режим характеризуется допустимыми
областями режимных параметров. На
практике используют максимально
допустимые перетоки активной мощности
в контролируемых сечениях в качестве
обобщенной характеристики нормальных
режимов, которые исходя из приведённой
дефиниции (определения) определяются
следующими условиями:

1) коэффициент
запаса по активной мощности в любом
сечении для данной схемы сети должен
составлять не менее 20%:

где

–
предельный по апериодической статической
устойчивости переток активной мощности
в рассматриваемом сечении в данной
схеме (нормальной, ремонтной);

–
текущее (или планируемое) значение
перетока мощности;
img l9gsV3
– амплитуда
нерегулярных колебаний мощности в
сечении сети;
,

–
соответственно, суммарная нагрузка,
МВт, каждой из подсистем по разные
стороны от сечения;

– соответственно при автоматическом
или ручном регулировании (ограничении)
перетока в сечении. Предельный переток
практически всегда зависит от ряда
факторов, среди которых одни влияют
незначительно, другие оказывают на его
значение существенное влияние. Поэтому
он представляется в общем случае в виде
функции учитываемых, существенно
влияющих параметров
.
Остальные, неучитываемые параметры,
принимаются по самому пессимистическому
варианту;

2) коэффициент
запаса по напряжению во всех узлах
энергосистемы должен быть не менее 15%,
т.е.
,
где

– напряжение (текущее) в узле в этом
режиме;

– критическое напряжение в этом узле.

Это
условие означает, в частности, что при
исчерпании других возможностей
регулирования напряжения необходимый
запас по напряжению обеспечивается за
счёт снижения перетока мощности в
сечении:

где

– переток активной мощности, при котором
напряжение на промежуточных подстанциях
имеет 15%-ный запас по отношению к
критическому напряжению;

3) нагрузка
любого элемента электрической сети не
должна превышать допустимых значений
(с учётом разрешенных перегрузок);

4) переток
мощности в любом сечении в рассматриваемом
режиме не должен превышать предельный
по динамической устойчивости переток
в том же сечении при всех нормативных
возмущениях:

где

– наименьший предел динамической
устойчивости с учётом действия автоматики
предотвращения нарушения устойчивости
(АПНУ) при каждом из нормативных возмущений
для данной схемы;

5) коэффициент
запаса по активной мощности в любом из
установившихся послеаварийных режимов,
возникших в результате нормативных
возмущений, должен быть не менее 8%, т.е.

где

–
предельный по апериодической статической
устойчивости переток активной мощности
в рассматриваемом сечении в данной
послеаварийной схеме с учётом управляющих
воздействий ПА, направленных на изменение
пассивных параметров сети, например,
отключение шунтирующих реакторов; в
частности, он может совпасть с пределом
в исходной схеме при возмущении в виде
аварийного небаланса мощности;

–
наброс мощности в сечении, обусловленный
аварийным небалансом
;

– суммарные нагрузки и частотные
статические коэффициенты подсистем по
разные стороны сечения;

– приращение перетока в сечении за счёт
управляющих воздействий АПНУ;

6) в
каждом узле и в каждом из нормативных
послеаварийных режимов коэффициент
запаса по напряжению должен быть не
менее 10%, т.е. по аналогии с п. 2

где

– напряжение в послеаварийном
установившемся режиме, в том числе после
действия устройств ПА, в узле схемы с
наименьшим напряжением, откуда
.

Зависимость
перетока в исходном режиме от наименьшего
напряжения в установившемся послеаварийном
режиме строится на основе численного
моделирования
нормативных возмущений
и действия
ПА при различных исходных перетоках
мощности в рассматриваемом сечении;

7) нагрузка
любого элемента электрической сети в
любом нормативном послеаварийном режиме
её
должна
превышать значений, допустимых в течение
20 мин.

Принято,
что диспетчерский персонал в течение
указанных 20 мин должен так скорректировать
установившийся послеаварийный режим
с пониженными запасами устойчивости и
(или) перегрузами оборудования (пп. 5–7),
чтобы обеспечить выполнение условий
пп. 1–3. Для этого в соответствующих
инструкциях для диспетчера приводятся
максимально допустимые значения
перетоков мощности в контролируемых
(критических) сечениях в полной и
ремонтных схемах и другие необходимые
указания.

Не все
перечисленные ограничения являются
определяющими.
В частности, токовые перегрузки
в ЕЭС
России возникают исключительно редко,
так как
из-за
протяженности сетей условия обеспечения
статической устойчивости
вызывают больше ограничений. С динамической
устойчивостью на межсистемных (т.е., как
правило, слабых) связях возникают
проблемы гораздо реже, чем на связях
отдельных крупных электростанций или
энергоузлов
в ЭЭС. Ограничения
по напряжению чаще возникает на более
низких уровнях иерархии управления и
совсем редко на уровне ЦДУ. На практике
допустимый
переток
в сечении чаще всего определяется
одним-двумя из перечисленных выше семи
условий.

Вынужденный
режим
– режим, не отвечающий хотя бы одному
из перечисленных условий (пп. 1–7).
Вынужденный режим не допускается в
сечениях, примыкающих к АЭС. В остальных
случаях работа с пониженными запасами
устойчивости должна оформляться
отдельным решением.

Послеаварийные
режимы
– режимы, возникающие в результате
аварийного возмущения. Иногда также
различают следующие послеаварийные
режимы:

— нормативный
послеаварийный режим (аварийно допустимый
переток), характеризующийся запасами
устойчивости, не меньшими, чем по пп.
5–7. Если эти запасы не соответствуют
условиям нормального режима (пп. 1–4),
то диспетчерский персонал должен их
обеспечить за 20 мин;

— установившийся
послеаварийный режим с меньшими, чем
по пп. 5–7, запасами. Такой режим может
возникнуть, если предшествующий режим
не соответствовал нормальному режиму
или (и) возмущение было
тяжелее
нормативного. При этом диспетчерский
персонал также должен повышать запасы
устойчивости до нормальных
(регламентируемых);

— асинхронный
режим – неустойчивый послеаварийный
режим.

К наиболее тяжелым
аварийным возмущениям относятся:

в
нормальной схеме:

— отключение
элемента сети после многофазного КЗ и
неуспешного действия АПВ;

— отключение
элемента сети после однофазного КЗ и
отказа одного выключателя и действия
устройства резервирования отказа
выключателя;

— одновременное
отключение двух цепей двухцепной линии
на общих опорах или двух линий,
расположенных в общем коридоре более
чем на половине длины более короткой
линии;

— возникновение
аварийного небаланса мощности вследствие
отключения генератора или блока
генераторов с общим выключателем на
стороне высшего напряжения, крупной
подстанции или крупного потребителя,
передачи постоянного тока или ее элемента
и др. При этом значение аварийного
небаланса мощности не должно превышать
50% мощности наиболее крупной электростанции
исследуемого района; или аварийного
отключения нагрузки той же мощности;

в
ремонтной схеме:

— отключение
элемента сети с многофазным КЗ и
неуспешным действием АПВ;

— возникновение
аварийного небаланса мощности, значение
которого не превышает мощности самого
крупного энергоблока или двух генераторов
одной реакторной установки АЭС, или
аварийная потеря нагрузки той же
мощности.

Резервы
генерирующей мощности при управлении
режимами ЭЭС

Планирование
энергетических режимов включает в себя
также определение резервов мощности,
поскольку для существования режима
необходим баланс мощностей в любой
момент времени (тем более что при
параллельной работе ЭЭС различных
государств нарушение баланса в одной
из них приводит к отклонениям от плана
обменных мощностей и отклонению частоты,
которая является общим параметром) и
на этот баланс влияют различные случайные
факторы: погрешности прогноза потребления,
аварийные и (или) вынужденные отключения
энергоблоков (с учётом продолжительности
этих отключений).

Различают первичное
и вторичное регулирование частоты и
мощности, а также третичное регулирование
мощности ЭЭС и соответственно резерв
первичного регулирования (первичный
резерв), резерв вторичного регулирования
(вторичный резерв) и третичный резерв.

Первичное
регулирование
(ПР) состоит в том, что при отклонении
частоты, вызванном случайным нарушением
баланса активных мощностей, участвующие
в ПР энергоблоки меняют свою генерацию
под действием первичных регуляторов,
обеспечивая быстрое восстановление
баланса и соответственно частоты. ПР,
будучи по своему характеру пропорциональным,
регулирует частоту со статизмом, причём
участие каждого энергоблока определяется
его резервом и его настраиваемым
статизмом
,
где

– соответственно номинальная частота
и её отклонение, номинальная мощность
блока и её отклонение под действием ПР.
Первичный резерв энергоблока – это
часть диапазона регулирования от текущей
до максимальной мощности (учитывая
ограничитель). Различают также резерв
на снижение мощности – от текущей до
минимальной мощности блока.

Суммарный
первичный резерв энергообъединения
согласовывается и распределяется между
партнерами пропорционально суммарной
мощности вращающихся генераторов и
соответствует такому небалансу активной
мощности (в частности, максимальному
нормативному), при котором отклонение
частоты в квазиустановившемся
послеаварийном режиме не превышает
заданного согласованного значения. При
этом нормируется также время ввода
первичного резерва при максимальном
небалансе мощности (десятки секунд).
Указанное равносильно требованию иметь
кажущийся (обобщенный) статизм каждой
из ЭЭС (зон регулирования) объединения,
исходя из предположения её изолированной
работы, не менее заданного
,
где

– частота
ЭЭС перед возмущением, квазистационарное
отклонение частоты, аварийный небаланс
мощности, суммарная генерация мощности
ЭЭС перед возмущением. Кажущийся статизм
ЭЭС определяется также регулирующим
эффектом нагрузки по частоте.

Вторичное
регулирование
(ВР) частоты и мощности или регулирование
сальдо ЭЭС с коррекцией по частоте
воздействует на изменение генерации
аварийной ЭЭС (зоны регулирования) так,
чтобы её системный параметр регулирования
вернулся к нулю, т.е.
,
где

– отклонение сальдо мощности ЭЭС от
планового в результате возмущения;

– коэффициент частотной статической
характеристики ЭЭС;

– отклонение частоты в объединении. ВР
осуществляется пропорционально-интегральным
центральным регулятором ЭЭС, но может
выполняться и вручную, для чего достаточно
обеспечить вычисление в темпе процесса
отклонения регулирования. Из выражения
для отклонения регулирования видно,
что в случае изолированно работающей
ЭЭС ВР сводится к астатическому
регулированию частоты. Подчеркивается,
что при правильном определении

в неаварийных ЭЭС значение отклонения
регулирования останется равным нулю,
так как мощность первичного регулирования
(первый член) равна по величине частотной
коррекции (второй член) и противоположно
по знаку.

Резерв
вторичного регулирования необходим
для компенсации потери самого крупного
энергоблока и случайных, нерегулярных
отклонений нагрузки, поэтому на крутых
участках графика потребления он должен
быть больше, чем на пологих. Существует
ряд рекомендаций по определению
вторичного резерва. В ЕЭС России в
настоящее время он не нормирован.
Вторичный резерв должен вводиться в
течение 5–15 мин, поэтому он может быть
расположен на вращающихся агрегатах,
на готовых к пуску или переводу в активный
режим агрегатах ГЭС, ГАЭС, на ГТУ, а также
может быть куплен (продан) у соседних
ЭЭС. Для случаев возможных аварийных
избытков мощности необходимо предусмотреть
вторичный резерв на снижение, что может
представлять трудности в часы провала
суточного графика нагрузки.

Третичное
регулирование
мощности – это распределение мощности
между энергоблоками и (или) электростанциями,
участвующими во вторичном регулировании,
с целью обеспечения своевременного и
достаточного объёма вторичного резерва
и оптимального его размещения.

Третичный
резерв необходим для восстановления
вторичного резерва, и он должен вводиться
по мере уменьшения последнего, т.е. за
те же 15 мин. Однако третичное регулирование
может продолжаться после этого с целью
оптимизации размещения вторичного
резерва. Третичный резерв, как и вторичный,
может покупаться и продаваться, часть
резерва может быть организована
несколькими соседними ЭЭС для последующего
совместного использования. Так как
вероятность одновременных аварий
невелика, часть его может быть организована
путём заключения соответствующего
контракта со специфическими потребителями,
часть нагрузки которых может быть
отключена на несколько дней взамен на
снижение тарифа в течение года.

Существенной
особенностью ВР в ЕЭС России, представляющей
собой протяженную структуру с относительно
слабыми связями между регионами, является
функция ограничения перетоков мощности
в контролируемых сечениях в составе
ЦКС АРЧМ (центральной координирующей
системы автоматического регулирования
частоты и перетоков мощности), расположенной
в ЦДУ ЕЭС России.

Размещение
вторичного резерва в интересах ЕЭС как
целого осуществляется также с учётом
ограничения пропускной способности
сетей. Эти ограничения вынуждают иметь
вторичный резерв в каждой ОЭС.


Замыкающие затраты –
переменные затраты на производство
последнего киловатт часа, необходимого
для покрытия нагрузки. Больше нагрузка
– менее экономичен последний энергоблок,
привлекаемый к покрытию нагрузки и
наоборот. Более того, подъем провальной
части графика улучшает экономические
показатели разгруженных блоков.

Источник

Расчет и анализ основных режимов электрической сети 110 кВ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

Филиал
федерального государственного бюджетного

образовательного
учреждения высшего профессионального образования

«Национальный
Исследовательский Университет МЭИ»

в
г. Смоленске

Кафедра
электроэнергетических систем

Дипломный
проект

Расчетно-пояснительная
записка

Тема

«Расчет
и анализ основных режимов электрической сети 110кВ»

Студент Ефременков Н.М.

Руководитель старший преподаватель Певцова Л. С.

Зав. кафедрой д.т.н., профессор Кавченков В.П.

Смоленск

УДК 621.311.1

Е92

Ефременков Н.М. Расчет и анализ основных режимов электрической сети 110кВ
сети. Расчетно-пояснительная записка к дипломному проекту — Смоленск: Филиал
Федерального Государственного Бюджетного Образовательного Учреждения Высшего
Профессионального Образования «Национальный Исследовательский Университет МЭИ»,
2013 г. — с ил., табл., прил., библ..

В дипломном проекте рассмотрено развитие районной электрической сети в
связи с ростом нагрузок и подключением новых потребителей электроэнергии.

Произведен расчет и анализ основных режимов работы сети, так же кроме
этих режимов рассмотрен режим наибольших нагрузок с отключенными КУ; c включенными КУ с изменением
напряжения на источнике питания от 101% до 105% от номинального напряжения;
включение в одну из линий УПК.

Выполнено регулирование напряжения у потребителя в спроектированной
электрической сети.

Введение

В данном дипломном проекте будет рассматриваться выбор схемы развития
электрической сети в связи с ростом нагрузок и подключением новых потребителей
электроэнергии, расчет и анализ основных режимов сети.

Для обеспечения электроснабжения потребителей необходимо задействовать
второй источник питания (предполагается, что первый источник питания не может
покрыть рост нагрузки). В качестве второго источника выступает узловая
подстанция энергосистемы.

Исходными данными являются: конфигурация и параметры существующей сети
(мощности и тип трансформаторов, схемы подстанций, напряжения и сечения
проводов линий), географическое расположение новых пунктов, данные о
потребителях электроэнергии (графики нагрузок, коэффициенты мощности,
номинальные напряжения, состав потребителей по категориям надёжности), а также
данные об источниках питания (тип, напряжение на шинах в различных режимах, коэффициент
мощности генераторов). Исходя из этого, необходимо будет охарактеризовать
электрифицируемый район, новых потребителей и источник питания, определить
потребную району активную мощность и энергию, составить баланс реактивной
мощности в проектируемой сети. После этого необходимо составить не менее двух
вариантов схем развития сети, для каждого из которых определяются параметры
новых ПС и ВЛ и проверяется по техническим ограничениям ранее установленное
оборудование, оказавшееся в более тяжёлых условиях в связи с ростом
потребления. Затем для рассмотренных вариантов производится
технико-экономическое сравнение, по результатам которого выбирается наиболее
экономически выгодный вариант схемы развития сети.

Для выбранного варианта будет произведен расчёт и анализ основных режимов
работы с помощью ЭВМ в программе RastrWin. Завершающим расчетным этапом проекта является регулирование напряжения
у потребителей. Большое внимание в дипломном проекте уделено потерям
электроэнергии и мероприятиям по снижению технических и коммерческих потерь
электроэнергии. Также будут рассмотрены вопросы по технике безопасности и видам
приспособлений для защиты от поражения электрическим током.

1. ПОТЕРИ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ИХ СНИЖЕНИЮ

.1 Структура
фактических потерь электроэнергии

Потери электроэнергии в электрических сетях — важнейший показатель
экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета
электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих
организаций.

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям:
характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам
элементов, производственным подразделениям и т. п. Для целей анализа и
нормирования потерь целесообразно использовать укрупненную структуру, в которой
потери разделены на составляющие исходя из их физической природы и специфики
методов определения их количественных значений.

На основе такого подхода фактические потери могут быть разделены на
четыре составляющие:

) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими
процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и
выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей.
Измерить технические потери на реальном сетевом объекте нельзя. Их значение
можно получить только расчетным путем на основе известных законов
электротехники;

) расход электроэнергии на СН подстанций, необходимый для обеспечения
работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности
обслуживающего персонала. Этот расход регистрируется счетчиками, установленными
на трансформаторах СН подстанций;

) потери электроэнергии, обусловленные погрешностями ее измерения
(недоучет электроэнергии, метрологические потери). Эти потери получают
расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах
работы приборов, используемых для измерения энергии (ТТ, ТН и самих
электросчетчиков). В расчет метрологических потерь включают все приборы учета
отпуска электроэнергии из сети, в том числе и приборы учета расхода
электроэнергии на СН подстанций;

) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии,
несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии бытовыми
потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением
энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания
и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют
как разницу между фактическими потерями и суммой первых трех составляющих.

Три первые составляющие укрупненной структуры потерь обусловлены
технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и
инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих
хорошо описывается термином технологические потери. Четвертая составляющая —
коммерческие потери — представляет собой воздействие «человеческого фактора» и
включает в себя все проявления такого воздействия: сознательные хищения
электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков,
потребление энергии помимо счетчиков, неуплату или неполную оплату показаний
счетчиков, определение поступления и отпуска электроэнергии по некоторым точкам
учета расчетным путем (при несовпадении границ балансовой принадлежности сетей
и мест установки приборов учета) и т.п.

Структура потерь, в которой укрупненные составляющие потерь сгруппированы
по различным критериям, приведена на рис. 1.1.

Каждая составляющая потерь имеет свою более детальную структуру.
Нагрузочные потери включают в себя потери: в проводах линий передачи; силовых
трансформаторах и автотрансформаторах; токоограничивающих реакторах;
заградителях высокочастотной связи; трансформаторах тока; соединительных
проводах и шинах распределительных устройств (РУ) подстанций.

Рис. 1.1. Структура фактических потерь электроэнергии.

Потери холостого хода включают в себя постоянные (не зависящие от
нагрузки) потери: в силовых трансформаторах (автотрансформаторах);
компенсирующих устройствах (синхронных и тиристорных компенсаторах, батареях
конденсаторов и шунтирующих реакторах); оборудовании системы учета
электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах); вентильных
разрядниках и ограничителях перенапряжения; устройствах присоединения
высокочастотной связи (ВЧ-связи); изоляции кабелей.

Потери, обусловленные погодными условиями (климатические потери) включают
в себя три составляющие: потери на корону в воздушных линиях электропередачи
(ВЛ) 110 кВ и выше; потери от токов утечки по изоляторам ВЛ; расход
электроэнергии на плавку гололеда.

Расход электроэнергии на СН подстанций обусловлен режимами работы
различных (до 23) типов электроприемников.

Погрешности учета электроэнергии включают составляющие, обусловленные
погрешностями измерительных ТТ, ТН и электрических счетчиков.

В таблице 1.1. приведена величина фактических потерь электроэнергии в
разрезе филиалов ОАО «МРСК Центра» за 2010 и 2011 гг.

Фактические потери электрической энергии в электрических сетях ОАО «МРСК
Центра» составили 6 247,2 млн. кВт*ч, или 9,93 % от отпуска в сеть. По
сравнению с 2010 годом снижение потерь электрической энергии составило 20,2
млн. кВт*ч, или 0,08 %, по отношению к отпуску электроэнергии в сеть (эффект
рассчитывается как отнесение процента снижения потерь к фактическому отпуску в
сеть 2011 года).

В 2011 году в процентном отношении выросла доля полезного отпуска из
сетей высокого напряжения, которые, в силу технологических особенностей,
предполагают более низкий уровень потерь электроэнергии. Также в 2011 году
Компанией был выполнен значительный объем работы по выявлению и предъявлению к
оплате безучетного и бездоговорного потребления. Снижение потерь электроэнергии
реализуется в Компании посредством выполнения комплекса мероприятий.

1.2
Структура коммерческих потерь электроэнергии

В идеальном случае коммерческие потери электроэнергии в электрической
сети, определяемые расчетным путем, должны быть равны нулю. В реальных условиях
отпуск в сеть, полезный отпуск и технические потери определяются с
погрешностями. Их разности фактически и являются структурными составляющими
коммерческих потерь. Они должны быть по возможности сведены к минимуму за счет
выполнения соответствующих мероприятий по их снижению.

В общем случае составляющие коммерческих потерь электроэнергии можно объединить
в три группы:

обусловленные погрешностями измерений отпущенной в сеть и полезно
отпущенной электроэнергии потребителям;

обусловленные занижением полезного отпуска из-за недостатков
энергосбытовой деятельности и хищений электроэнергии;

обусловленные задолженностью по оплате за электроэнергию.

1. Коммерческие потери электроэнергии, обусловленные
погрешностями измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии
потребителям.

Погрешность измерений электроэнергии может быть разбита на более чем 30
составляющих. К основным наиболее значимым составляющим погрешностей
измерительных комплексов, в которые могут входить трансформатор тока,
трансформатор напряжения, счетчик электроэнергии, линия присоединения счетчика
электроэнергии к трансформатору напряжения, относятся:

) погрешности измерений электроэнергии в нормальных условиях работы
измерительного комплекса, определяемые классами точности трансформатора тока,
трансформатора напряжения и счетчика электроэнергии (допустимые метрологические
потери электроэнергии);

) дополнительные погрешности измерений электроэнергии в реальных
ненормированных условиях эксплуатации измерительных комплексов, обусловленные:

заниженным против нормативного коэффициентом мощности нагрузки
(дополнительной угловой погрешностью);

влиянием на счетчик электроэнергии магнитных и электромагнитных полей
различной частоты;

недогрузкой и перегрузкой трансформатора тока, трансформатора напряжения
и счетчика электроэнергии;

несимметрией и уровнем подведенного к измерительному комплексу
напряжения;

работой счетчика электроэнергии в неотапливаемых помещениях с недопустимо
низкой температурой;

недостаточной чувствительностью счетчиков электроэнергии при их малых
нагрузках, особенно в ночные часы;

) систематические погрешности, обусловленные сверхнормативными сроками
службы измерительного комплекса;

) погрешности, связанные с неправильными схемами подключения
электросчетчиков, трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, в
частности, нарушениями фазировки подключения счетчиков;

) погрешности, обусловленные неисправными приборами учета электроэнергии;

) погрешности снятия показаний электросчетчиков из-за:

ошибок или умышленных искажений записей показаний;

неодновременности или невыполнения установленных сроков снятия показаний
счетчиков, нарушения графиков обхода счетчиков;

ошибок в определении коэффициентов пересчета показаний счетчиков в
электроэнергию.

2. Коммерческие потери, обусловленные занижением полезного
отпуска из-за недостатков энергосбытовой деятельности.

Эти потери включают несколько составляющих:

потери при выставлении счетов;

несоответствие дат снятия показаний расчетных счетчиков с расчетным
периодом;

расчеты потребленной электроэнергии абонентом на основе договоров
безучетного электропотребления;

наличие бесхозных потребителей;

потери от хищений электроэнергии.

3. Коммерческие потери, обусловленные задолженностью по
оплате за электроэнергию — финансовые потери.

Данная составляющая обусловлена задержками в оплате позже установленной
даты (в том числе неодновременностью оплаты за электроэнергию бытовыми
потребителями — так называемой «сезонной составляющей»).

Следует обратить внимание на четыре дополнительные составляющие
коммерческих потерь.

Первая из них попадает одновременно в две группы: в группу коммерческих
потерь, обусловленных занижением полезного отпуска электроэнергии, и в группу
долговременных или безнадежных долгов. Это — потери, обусловленные умышленным
занижением сумм платежей со стороны потребителей — физических лиц. Появление
таких потерь наиболее вероятно там, где прибор учета находится на территории
собственника — физического лица и доступ к нему для контролирующего персонала
энергосбытового предприятия затруднен по юридическим причинам, а потребитель
при этом не намерен такой доступ предоставлять. Физическое лицо, самостоятельно
заполняя квитанцию на оплату, может умышленно занижать показания прибора учета,
даже если платеж осуществляется им вовремя. Как правило, это первый шаг к
образованию долговременного или безнадежного к востребованию долга.

Вторая составляющая связана с затратами энергоснабжающего предприятия на
выполнение мероприятий по истребованию долгов и выявлению фактов хищения
электроэнергии (судебные, транспортные расходы и др.).

Рис. 1.2. Структура коммерческих потерь электроэнергии.

Третья составляющая может быть вызвана действиями диспетчерского
персонала энергосетевой компании (оптового поставщика электроэнергии) и связана
с введением режима ограничения потребляемой мощности для энергоснабжающего
предприятия.

Четвертая составляющая коммерческих потерь может быть вызвана нарушением
качества электроэнергии и законным отказом потребителя от полной оплаты
некачественной электроэнергии или дополнительными затратами энергоснабжающей
организации на ликвидацию последствий нарушения качества электроэнергии (ремонт
электрооборудования, проведение мероприятий по локализации и ликвидации причин
нарушения качества электроэнергии и др.).

Существующая законодательная база в РФ (Федеральный закон «О защите прав
потребителей», Гражданский кодекс (ГК) РФ) позволяет потребителю доказывать
размер ущерба, нанесенного ему из-за нарушения качества электроэнергии, и
взыскивать его с энергоснабжающей организации. Однако, если потребитель все же
использовал электроэнергию ненадлежащего качества, он должен оплатить ее, но по
соразмерно уменьшенной цене.

Обобщенная структура коммерческих потерь электроэнергии в
распределительных сетях может быть представлена в виде, показанном на рис.1.2.

1.3
Нормирование и экономически обоснованный уровень потерь

Впервые о нормировании потерь электроэнергии в электрических сетях
всерьез заговорили в 1980-х годах, когда стало ясно, что планирование потерь
электроэнергии Госпланом СССР по принципу «от достигнутого» зашло в тупик. В
кризисные 1990-е, когда Госплан СССР прекратил свою работу, нормирование потерь
в большинстве энергосистем было приостановлено. Новый качественный этап в
возобновлении и активизации работы по расчету и обоснованию нормативов потерь
наступил в 1998 — 1999 годах по инициативе Федеральной энергетической комиссии
России.

Сейчас нормативы технологических потерь устанавливаются уполномоченным
федеральным органом исполнительной власти в соответствии с Постановлением
Правительства РФ от 27 декабря 2004 года № 861 и методикой расчета нормативных
технологических потерь электроэнергии в электрических сетях. Цель нормирования
— снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до технико-экономически
обоснованного уровня и поддержание потерь на этом уровне. В разных странах они
различны. К примеру, в Германии и Японии потери электроэнергии в сетях
находятся на уровне 4,5 %, в Италии — 6,9 %, США- 7,2 %, во Франции — 7,8 %, в
Канаде — 9,8 %, в Норвегии — 10%, в Новой Зеландии — 11 %. Различие вызвано
структурой потребления, соотношением промышленных и бытовых потребителей. Проще
говоря, если в стране развита инфраструктура, используются новые технологии и
износ сетей минимален, а протяженность сетей невелика,- снижается и уровень
потерь.

Взаимное расположение электростанций и потребителей в каждой стране
уникально, попытки найти «похожие» сети практически бессмысленны. Поэтому сама
по себе информация о фактических потерях электроэнергии в сетях разных стран
может быть любопытной, но надо понимать, что конструктивных выводов для
российских условий из этой информации сделать нельзя. Экономически обоснованный
уровень технических потерь в сетях России может быть определен только на
основании расчетов для конкретных схем и нагрузок сетей.

Более полезной была бы информация о коммерческих потерях в сетях
различных стран. Однако если информация о фактических потерях электроэнергии
появляется в отчетах международных энергетических организаций, то о
коммерческих потерях ее нет.

С другой стороны, причины высоких коммерческих потерь понятны и без
сопоставления уровней потерь в различных странах. Там, где уровень жизни низок,
потери большие. Низкий уровень жизни — следствие невысокого уровня развития
экономики и, соответственно, отсутствия средств, необходимых для наведения
порядка. В Калмыкии, например, потери превышают 30 %. В Индии — 26 %.

В таблице 1.2. приведены нормативы технологических потерь по филиалам ОАО
«МРСК Центра» на 2012 год.

1.4 Мероприятия по снижению потерь
электрической энергии в распределительных сетях

Для объективного технически и экономически обоснованного выбора
мероприятий по снижению потерь электрической энергии, а также для определения
объемов финансирования сроков реализации должны разрабатываться и утверждаться
схемы развития электрических сетей на расчетный период.

При разработке схем развития рассматриваются следующие вопросы и
принимаются по ним решения.

• Оптимизация схемных режимов

Проводится анализ существующих схем в части построения городских
электрических сетей: двухлучевая; петлевая; смешанная с выполнением электрических
расчетов и с оценкой двух режимов электрических сетей — для условий годового
максимума и минимума нагрузок с учетом определившихся за период эксплуатации
точек токораздела в нормальном и в послеаварийном режимах. Рассчитываются
потери электроэнергии в элементах сети, в линиях электропередачи, в
трансформаторах. Определяется баланс активной и реактивной мощностей в узлах
распределения потоков. Дается оценка эффективности работы сети по потерям
электроэнергии, ее качеству у потребителя, загрузке сети реактивной мощностью и
ее дефициту, надежности электроснабжения.

С учетом данных о росте нагрузок, существующих потребителей на расчетный
период, данных о новых заявленных потребителях, планов городской застройки и
перспективного развития формируется, дорабатывается схема развития на расчетный
период, а так же ее принципы построения, уточняются точки токоразделов. Вновь
выполняются электрические расчеты с оценкой двух режимов электрической сети —
для условий годового максимума и минимума нагрузки с составлением нового
баланса активной и реактивной мощностей в нормальном и послеаварийном режимах.
По результатам электрических расчетов и данных полученных техническим аудитом,
характеризующих физическое состояние электротехнического оборудования сетей,
определяются объемы работ по его замене, по реконструкции и развитию
электрических распределительных сетей, необходимых для приведения их к
состоянию, при котором обеспечиваются оптимальные электрические потери, а также
адаптация сетей к растущим электрическим нагрузкам.

• Перевод электрической сети (участков сети) на более
высокий класс напряжения

С появлением в жилищном секторе современных многоэтажных зданий, удельное
потребление на квартиру в которых превышает 20кВт, необходимо рассматривать
вопрос электроснабжения этих зданий по схеме глубокого ввода, сводя тем самым к
минимуму появление новых кабельных линий напряжением 0,38 кВ.

При выполнении электрических расчетов с учетом роста нагрузок необходимо
рассматривать возможность перевода участков сети на более высокий класс
напряжения. Особенно это касается зон комплексной массовой застройки. Перевод
сети на более высокий класс напряжения должен рассматриваться одновременно с
режимами работы нейтрали (глухозаземленная или эффективно заземленная через
резистор), с такими режимами работы нейтрали имеют меньшие потери
электроэнергии за счет отсутствия дополнительного оборудования, необходимого
для компенсации больших емкостных токов.

• Компенсация реактивной мощности

При разработке схем развития сетей на стадии определения баланса активной
и реактивной мощностей в узлах распределения потоков на расчетный период
определяется дефицит реактивной мощности. На основании расчетных данных в схеме
решаются вопросы необходимого количества устройств компенсации реактивной
мощности, а также места их размещения. Приоритетным является размещение
компенсирующих устройств непосредственно у потребителя, так как это коренным
образом влияет на потери электроэнергии в сети и на ее качество у потребителя.
Батарея статистических конденсаторов в данном варианте установки является
одновременно и элементом регулирования напряжения.

Рис .1.3. Батарея статических конденсаторов.

• Регулирование напряжения в линиях электропередачи

Регулирование напряжения на центрах питания должно осуществляется по
принципу встречного регулирования. На протяженных фидерах — в целях снижения
потерь электроэнергии и обеспечения надлежащего уровня напряжения, в качестве
регуляторов напряжения необходимо устанавливать конденсаторные батареи с
автоматическим регулированием или вольтодобавочные трансформаторы, также с
автоматическим регулированием напряжения.

• Применение современного электротехнического оборудования,
отвечающего требованиям энергосбережения

Необходимо заменять силовые трансформаторы и трансформаторы собственных
нужд в случае, если они обладают большими потерями электроэнергии на
перемагничивание сердечников, на трансформаторы с меньшими потерями, а также
токоограничивающие реакторы на современные с большими индуктивными
сопротивлением к токам К3 и меньшими потерями в нормальном режиме.

При разработке рабочих проектов на реконструкцию и техническое
перевооружение должно закладываться оборудование, отвечающее требованиям
энергосбережения. Применение трансформаторов с сердечниками из аморфной стали,
также позволит снизить потери.

Применение измерительных трансформаторов тока и напряжения с высоким
классом точности и замена индукционных счетчиков на электронные позволит
получать более объективную информацию о потерях в электрических
распределительных сетях, снижая тем самым величину коммерческих потерь
электроэнергии.

Применение вольтодобавочных трансформаторов как линейных регуляторов
напряжения позволяет не только снижать потери электроэнергии в сетях, но также
решает вопрос адаптации линий электропередачи к изменению электрических
нагрузок в строну их роста — обеспечит нормированный уровень напряжения у
потребителя.

• Снижение расхода электроэнергии на «собственные нужды»
электроустановок

Применение для электрообогрева зданий и сооружений подстанций,
распределительных пунктов трансформаторных подстанций и т.д. нагревательных
элементов с аккумуляторами тепла, позволяющих использовать электроэнергию на
обогрев в ночной не пиковый период графика нагрузок позволит частично сократить
потребление на собственные нужды на электросетевых объектах.

Применение для освещения зданий и территорий люминесцентных светильников
с максимальным использованием так называемого режима «дежурного света».

• Внедрение автоматизации и дистанционного управления
электрическими распределительными сетями напряжением 6-20 кВ

Обеспечивает своевременное выявление неблагоприятных режимов работы сети
и оперативное устранение этих режимов в неблагоприятных ситуациях графиков
нагрузок, позволяет избегать аварийных ситуаций массового отключения
потребителей. Недопущение развития неблагоприятных режимов в электрических
сетях в значительной мере влияет и на потери электроэнергии в сетях.

Коммутационные аппараты выключатели, выключатели нагрузки должны
применяться на базе вакуумных выключателей с программируемым микропроцессорным
управлением, обеспечивающим функции АПВ, АВР, фиксацию изменения потоков
мощности.

• Применение автоматизированных систем коммерческого учета
электроэнергии

Преимущества организации учета при помощи автоматизированных систем
общеизвестны и такие системы долгие годы применяются как за рубежом, так и в
России на средних и крупных промышленных предприятиях. Кроме функций учета, они
также осуществляют контроль и управление электропотреблением на этих
предприятиях. Основной экономический эффект для потребителя от применения этих
систем состоит в уменьшении платежей за используемую энергию и мощность, а для
энергокомпаний — в снижении максимумов потребления и уменьшении
капиталовложений на наращивание пиковых генерирующих мощностей, а также в
определении истинной величины потерь в распределительных сетях и настоящей
эффективности работы энергосбытовой компании.

Рис.1.4 Доли мероприятий в суммарном эффекте

Рис.1.5 Эффект от реализации мероприятий по снижению потерь
электроэнергии.

1.5 АСКУЭ бытовых потребителей в
России

Во многих странах с развитой рыночной экономикой внедряются АСКУЭ у
бытовых потребителей (АСКУЭ БП).

В мировой практике подобные системы имеют обозначение «AMR systems»
(Automatic Meter Reading — система автоматического считывания показаний
счетчиков).

В настоящее время наиболее общепринятой техникой связи AMR во всем мире
является радиосвязь, а за ней следует технология связи PLC (Power Line
Communication — связь по низковольтной сети).

В России имеется около 10 отечественных разработок систем АСКУЭ БП с
использованием PLC-технологии. Наиболее известные из них производятся на
Московском заводе электроизмерительных приборов (МЗЭП) и в ИАЦ НТИ «Континиум»
(Москва).

АСКУЭ бытовых потребителей МЗЭП («ЭМОС-МЗЭП») и фирмы «Континиум»
(«АСКУЭР «Континиум») имеют общую функциональную схему (рис. 1.5). Они
представляют собой измерительно-вычислительные комплексы для удаленного сбора
импульсов с телеметрических выходов счетчиков электроэнергии, холодной и
горячей воды, газа, преобразования собранной информации в цифровую форму
(поименованную величину) для ее хранения, привязки к астрономическому времени и
передачи по цифровым каналам связи. Это может быть электросеть 0,4 кВ, как в
вышеупомянутом случае, или телефонная, или какая-либо другая линия.

Рис. 1.5. Обобщенная функциональная схема по автоматизированному
дистанционному снятию показаний счетчиков электроэнергии.

ТМ — телефонный модем.

В таблице 1.3. представлены организационные мероприятия по снижению
потерь, проводимые в ОАО «МРСК Центра» в 2011 году, и эффект этих мероприятий.

Таблица 1.3.

Организационные мероприятия по снижения потерь в ОАО «МРСК Центра».

Выводы: в данной главе была рассмотрена структура фактических потерь
электроэнергии, коммерческих потерь электроэнергии. Был рассмотрен вопрос
нормирования потерь. Также рассмотрены мероприятия по снижению потерь.
Рассмотрено внедрение системы АСКУЭ в России.

2.
АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ БАЛАНСЫ МОЩНОСТЕЙ

2.1 Анализ
исходных данных

Развитие сети происходит в Смоленской области. По ПУЭ данному региону
соответствует II район по ветровому давлению (650
Па), III район по гололеду (нормативная
толщина стенки гололеда 15 мм). По карте среднегодовой продолжительности гроз
Смоленская область относится к району, где среднегодовая продолжительность гроз
составляет от 60 до 80 часов. По пляске проводов — I степень, т.е. Смоленская область — район с умеренной пляской
проводов (повторяемость пляски реже 1 раза в 10 лет).

Большая часть территории — низменность. Климат умеренно-континентальный.
Местность преобладает равнинная, дерново-подзолистые почвы.

В регионе развиты такие отрасли промышленности как
машиностроение, металлообработка, легкая, химическая, пищевая промышленность.

Районная электрическая сеть состоит из 5 пунктов потребителей
электроэнергии. Характеристика потребителей, ВЛ и ПС представлена в таблице
2.1.1 и таблице 2.1.2 .Исходная схема сети представлена на рис. 2.1

Рис. 2.1 Исходная конфигурация сети

Характеристика потребителей и ПС
Таблица 2.1.1

Данные/пункт	1	2	3	4	5
Наибольшая Зимняя нагрузка,тыс.кВт	8	25	19/27	17	16/22
Коэф-т мощности	0,88	0,9	0,89	0,89	0,9
Состав Потреби- телей	I к.	10	25	20	30	20
	II к.	20	25	20	20	50
	III к.	70	50	60	50	30
Номинальное напряжение вторичной сети	10	10	10	10	10
Мощность трансформаторов,МВА	ТМН- 6300/35	ТДН- 16000/110	ТДН- 16000/110	ТДН- 16000/110	ТДН- 10000/110
Схема ПС	35-4Н	110-4Н	110-4Н	110-4Н	110-4Н

Характеристика ВЛ Таблица 2.1.2

№ линии	ИП1-1	2-4	ИП1-2	ИП1-3	3-5
L,км	49,5	33	41,25	36,3	33
U,кВ	35	110	110	110	110
F,мм²	95	70	150	120	70

Предполагается развитие сети, т.к появляются новые пункты нагрузки 6 и 7,
нагрузка в них составляет 18 и 9 МВт, соответственно. Возросла нагрузка в
пунктах 3 и 5 , что свидетельствует о появлении там крупных потребителей
электроэнергии, наращивании мощности уже существующих предприятий, а также
увеличении бытового потребления электроэнергии. Нагрузка в пункте 3 составляет
27 МВт , а в пункте 5 — 22 МВт. Пункт 6 и 7содержит потребителей I, II и III
категории. Номинальное напряжение вторичной сети составляет 10 кВ. Коэффициент
мощности нагрузки в пунктах распределительной сети не изменился, и находится в
пределах 0,88 — 0,90. Нагрузка в остальных пунктах не изменилась.

Источником питания ИП1 районной сети является подстанция. В качестве
источника питания ИП2 появляется новая мощная узловая подстанция 330/110/10 кВ.
Развивающаяся электрическая сеть планирует получать питание от напряжения 110
кВ. Напряжение на шинах источника питания при наибольших нагрузках составляет
104 % от номинального, при наименьших нагрузках — 100 % от номинального, при
тяжелых авариях питающей сети — 104%. Средний номинальный cos 0.9

2.2 Потребление
активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

.2.1 Определение
потребной району активной мощности и энергии

Определение перспективной потребности в электроэнергии производиться с
целью составления балансов электроэнергии по энергосистеме и выявления
необходимости ввода новых энергоисточников. Определение электрических нагрузок
сети любого уровня напряжения необходимо для решения большинства задач,
возникающих при проектировании развития энергосистемы, в том числе выбора
объема и структуры генерирующих мощностей, напряжения и схем электрической
сети, основного оборудования, расчетов режимов работы сетей.

Для зимнего графика нагрузки найдем максимальную суммарную активную
мощность нагрузки, графически просуммировав графики нагрузки всех пунктов, а
также найдём активные мощности источников питания без учёта потерь:

Суммирование графиков
нагрузки каждого пункта для зимы

Таблица 2.2.1

	t, час	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
До развития		3,2	4,8	8	8	6,4	3,2
		5	10	25	20	15	5
		7,6	11,4	15,2	15,2	19	7,6
		6,8	10,2	17	17	13,6	6,8
		3,2	6,4	16	12,8	9,6	3,2
		25,8	42,8	81,2	59	63,6	25,8
После развития сети		3,2	4,8	8	8	6,4	3,2
		5	10	25	20	15	5
		10,8	16,2	21,6	21,6	27	10,8
		6,8	10,2	17	17	13,6	6,8
		4,4	8,8	22	17,6	13,2	4,4
		3,6	7,2	18	14,4	10,8	3,6
		3,6	5,4	7,2	7,2	9	3,6
		37,4	62,6	118,8	105,8	95	37,4
		25,8	81,2	59	63,6	25,8
		11,6	19,8	37,6	46,8	31,4	11,6

Суммарный максимум зимней нагрузки пунктов

На первом этапе рассчета принимаем потери равные 5% от :

Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и
летнего потребления с учётом числа дней:

Расчет годового потребления электроэнергии

Таким же образом произведем расчет потребления электроэнергии и для
остальных пунктов. Полученные
результаты сведем в таблицу 2.2.2

Таблица №2.2.2

№ пункта	№1	№2	№3	№4	№5	№6	№7
W_зим, МВт	108,8	320	432	285,6	281,6	230,4	144
W_лет, МВт	54,4	160	216	142,8	140,8	115,2	72
W_год, МВт	30736	90400	122040	80682	79552	65008	40680

2.2.2
Составление баланса реактивной мощности.

Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной
максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерь
реактивной мощности в трансформаторе, за вычетом зарядной мощности линий.

Найдем потери реактивной мощности в трансформаторе, которые составляют
10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Максимальная полная
мощность протекает в период с 12 до 16 часов:

Найдём реактивную мощность в первом пункте:

Аналогично графикам нагрузки активной мощности построим и графики
нагрузки реактивной мощности.

Суточные графики реактивной мощности пунктов для зимы

Таблица №2.2.3

t, час	0 — 4	4 — 8	8 — 12	12 — 16	16 — 20	20 — 24
Q₁, Мвар	1,2	2,59	4,32	4,32	3,46	1,2
Q₂, Мвар	2,4	4,8	9,6	9,6	7,2	2,4
Q₃, Мвар	5,51	8,26	11,02	11,02	13,77	5,51
Q₄, Мвар	3,47	5,2	8,67	8,67	6,94	3,47
Q₅, Мвар	2,24	4,49	11,22	8,98	6,73	2,24
Q₆, Мвар	1,73	3,46	8,64	6,91	5,18	1,73
Q₇, Мвар	1,94	2,92	3,89	3,89	4,86	1,94
Q_∑, Мвар	20,11	31,72	59,76	53,39	48,14	20,11

Тогда получим:

Мощность источника питания

Так как , необходимо применение на подстанциях пунктов нагрузки
компенсирующих устройств мощностью .

Мощность компенсируюшего устройства:

На всех пунктах устанавливаем компенсирующее устройство БСК.

Для j-го пункта потребления необходимая
мощность КУ определяется по формуле:

, где

Составим таблицу значений для расчёта желаемой реактивной мощности КУ:

Расчётные значения для расчёта КУ. Таблица 2.2.4

№ пункта	№1	№2	№3	№4	№5	№6	№7
	0.54	0,484	0,51	0,51	0,51	0,484	0,54
	8	25	27	17	22	18	9

Расчет значений желаемой реактивной мощности компенсирующего устройства
для каждого пункта сведем в таблицу 2.2.5:

Значения желаемой реактивной мощности КУ Таблица 2.2.5

№ пункта	1	2	3	4	5	6	7
,МВАр	1,12	2,1	2,97	1,87	2,42	1,51	1,26

Подберём необходимое число компенсирующих устройств для каждого пункта.
Количество батарей должно быть кратным двум, лучше четырём.

Новое значение реактивной мощности и cos:

Расчет значений Q, cos Таблица 2.2.6

*№ пункта*	№1	№2	№3	№4	№5	№6	№7
*, МВАр*	1,12	2,11	2,97	1,87	2,42	1,51	1,26
*Тип КУ до рекон*.	4×УКЛ 56-10,5- 300	4×УКЛ 56-10,5- 600	2×УКЛ 56-10,5- 600 2×УКЛ 56-10,5- 450	4×УКЛ 56-10,5- 450	4×УКЛ 56-10,5- 450	—	—
*Тип КУ после рекон.*	4×УКЛ 56-10,5- 300	4×УКЛ 56-10,5- 600	2×УКЛ 56-10,5- 600 4×УКЛ 56-10,5- 450	4×УКЛ 56-10,5- 450	6×УКЛ 56-10,5- 450	2×УКЛ 56-10,5- 75 2×УКЛ 56-10,5- 750	2×УКЛ 56-10,5- 75 2×УКЛ 56-10,5- 600
*Qку, МВАр*	1,2	2,4	3,0	1,8	2,7	1,65	1,35
*Q, МВАр*	4,32	9,6	13,77	8,67	11,22	8,64	4,86
*Q`, МВАр*	3,12	7,2	10,77	6,87	8,52	6,99	3,51
*сos(φ`)***	0,932	0,932	0,928	0,928	0,932	0,932	0,932
tg(φ`)	0,39	0,39	0,4	0,4	0,39	0,39	0,39

Вывод по главе 2.2: в данной главе была определена потребная мощность сети,
годовое потребление энергии для каждого пункта; составлен баланс реактивной
мощности, выбраны тип и мощность батарей конденсаторов для каждого пункта и
рассчитан новый коэффициент мощности с учетом компенсации.

2.3 Конфигурация,
номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного
электрооборудования сети

2.3.1
Составление рациональных вариантов схем развития сети

Составим несколько вариантов исполнения схем развития сети, для каждого
из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий.

Схема должна обеспечивать необходимую надежность, под которой понимается
способность выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели в
условиях, оговорённых в нормативных документах.

Схема сети должна быть достаточно гибкой, приспособленной к разным
режимам распределения мощности, возникающим в результате небольших изменений
нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях отдельных
элементов сети.

Схема сети должна строиться с максимальным охватом территории для
комплексного электроснабжения всех расположенных здесь потребителей вне
зависимости от их ведомственной принадлежности.

Схема должна обеспечивать оптимальный уровень токов КЗ.

Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны
окружающей среды, что при выборе схемы выражается в уменьшении площади
отчуждаемой для электросетевого строительства земли путём применения двуцепных
ВЛ, следующего класса напряжений, более простых схем подстанций.

Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является
возможность её построения из унифицированных элементов — линий и подстанций.
Применение экономически обоснованного минимума таких элементов позволяет
существенно снизить затраты на реализацию схемы. Необходимо также при
составлении вариантов схем учитывать требование по минимальной реконструкции
уже существующей сети.

Исходя из этих требований, составим три варианта схем:

Исходя из перечисленных выше требований, будем рассматривать варианты №1
и №2

.3.2 Выбор
напряжения

Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все
линии должны быть двух цепные (N = 2).

Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий.

где — мощность на одну цепь [МВт], — длина [км]

Если по формуле Илларионова Г.А. U_ВЛ ³ 50 кВ, то рекомендуется принимать U_НОМ
110 кВ.

Если U_ВЛ < 50 кВ, то принимаем U_НОМ = 35 кВ.

Произведем выбор напряжения линий для варианта схемы сети №1

Прежде, чем определять напряжения, найдём перетоки активных мощностей по
линиям (без учёта потерь мощности) для обоих вариантов сети.

Так как в обоих вариантах нагрузка в пунктах 1,2 и 4 не изменилась, то и
перетоки мощности по линиям ИП1-1, ИП1-2 и 2-4 не изменились, и напряжения
остались прежними, поэтому вновь производить выбор напряжений на этих линиях
нецелесообразно.

Таблица 2.3.2.1

Выбор напряжений для схемы №1

ВЛ	L, км	Р, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24	U_расч, кВ	U_ном,кВ
ИП1-3	36,3	Р_ИП1	25,8	42,8	81,2	59	63,6	25,8	52,75	110
		Р₂	5	10	25	20	15	5
		Р₄	6,8	10,2	17	17	13,6	6,8
		Р₁	4,8	9,6	19,2	24	14,4	4,8
		Р₇	3,6	5,4	7,2	7,2	9	3,6
		*Р_ип1-3*	*5,6*	*7,6*	*12,8*	*-9,2*	*11,6*	*5,6*
ИП1-7	33	*Р_ИП1-7*	*3,6*	*5,4*	*7,2*	*7,2*	*3,6*	37,53	35
3-5	33	*Р_ИП2*	11,6	19,8	37,6	46,8	31,4	11,6	73,5	110
		Р₅	4,4	8,8	22	17,6	13,2	4,4
		*Р_3-5*	*7,2*	11	*15,6*	*29,2*	*18,2*	*7,2*
3-6	24,75	Р₆	*3,6*	*7,2*	18	*14,4*	*10,8*	*3,6*	58,44	110
5-ИП2	24,75	*Р_ип2*	*11,6*	*19,8*	*37,6*	*46,8*	*31,4*	*11,6*	90,56	110

Таблица 2.3.2.2

Выбор напряжений для схемы №1

ВЛ	L, км	Р, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24	U_расч, кВ	U_ном,кВ
ИП1-3	36,3	Р_ИП1	25,8	42,8	81,2	59	63,6	25,8	52,75	110
		Р₂	5	10	25	20	15	5
		Р₄	6,8	10,2	17	17	13,6	6,8
		Р₁	4,8	9,6	19,2	24	14,4	4,8
		Р₇	3,6	5,4	7,2	7,2	9	3,6
		*Р_ип1-3*	*5,6*	*7,6*	*12,8*	*-9,2*	*11,6*	*5,6*
ИП1-7	33	*Р_ИП1-7*	*3,6*	*5,4*	*7,2*	*7,2*	9	*3,6*	37,53	35
3-5	33	*Р_ИП2*	11,6	19,8	37,6	46,8	31,4	11,6	53,24	110
		Р₅	4,4	8,8	22	17,6	13,2	4,4
		Р₆	3,6	7,2	18	14,4	10,8	3,6
		*Р_3-5*	*3,6*	*3,8*	*-2,4*	*14,8*	*7,4*	*3,6*
5-6	33	Р₆	*3,6*	*7,2*	18	*14,4*	*10,8*	*3,6*	58,44	110
5-ИП2	24,75	*Р_ип2*	*11,6*	*19,8*	*37,6*	*46,8*	*31,4*	*11,6*	90,56	110

2.3.3
Выбор сечений проводов

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ выбор сечения проводов
производится по нормированным обобщённым показателям. В качестве таких
показателей используются нормированные значения экономической плотности тока.
При этом необходимо учесть, что эти значения относятся только к проектируемым
линиям и не являются критерием экономической нагрузки существующих линий. На
таких линиях по сравнению с прокладкой дополнительных цепей или заменой
проводов проводами больших сечений допускается превышение (вплоть до
двукратного) нормативных величин плотности тока. [1]

Будем рассматривать только новые линии и те существующие линии, перетоки
мощности по которым изменяются в связи с развитием сети.

Район по гололеду: № IIЧисло
цепей: N = 2

Тип опор: ВЛ-110 кВ — железобетонные (Ж/Б) двухцепные.

ВЛ-35 кВ — железобетонные (Ж/Б) одноцепные

Так мощность и напряжение для пунктов 1,2 и 4 для выбранных вариантов
схемы остались неизменными(как и до развития сети),то замену проводов
производить нецелесообразно. Таким образом для вариантов схем будем иметь:

ИП1-1-АС-95/16

ИП1-2-АС-150/24

-4-АС-70/11

Схема №1

Линия ВЛ_ИП1-3

Найдем расчетную токовую нагрузку:

Провод на этой линии до развития был с сечением

Выбранное сечение провода необходимо проверить по нагреву:

Раз провод проходит по нагреву, то такой провод не перевешиваем.

Таким же образом произведем выбор сечений проводов для остальных линий
данного варианта. Результаты выбора сведем в таблицу 2.3.3.1 и 2.3.3.2:

Выбор и проверка сечений проводов для
схемы №1Таблица 2.3.3.1

ВЛ	ИП1-3	ИП1-7	3-6	3-5	5-ИП2
P_Σ,МВт	12,8	9	18	29,2	46,8
U_НОМ_,кВ	110	35	110	110	110
S_ВЛ_, МВА	13,76	9,68	19,35	31,4	50,32
I_P,A	34,68	74,32	50,84	82,5	132,2
W_ГОД,МВТ· ч		40680	65008		79552
T_max_,ч		4520	3612		2724
J_H_,А/мм²		0,9	0,9		0,8
F_P,мм²		82,58	56,48		165,3
Марка провода	АС-120/19	АС-95/16	АС-70/11	АС-70/11	АС-150/24
I_ДОП_,A	390	330	265	265	450
k_Т I_ДОП_,A	503,1	425,7	341,85	341,85	580,5
I_РАБ=2·I_P,A	69,36	148,64	101,68	165	264,4
Условие	выполняется	выполняется	выполняется	выполняется	выполняется
Проверка по короне
F_МИН_,мм²		—	70		70
F_,мм²		—	70		150
Условие		—	выполняется		выполняется
Проверка по механической прочности
F_,мм²	120	95	70	70	150
	Подвеска цепей на одной опоре	Подвеска цепей на двух опорах	Подвеска цепей на двух опорах	Подвеска цепей на двух опорах	Подвеска цепей на одной опоре
Действия	Провода не перевешиваются АС-120/19	Провода не перевешиваются АС-95/16	Выбираем АС-70/11	Провода не перевешиваются АС-70/11	Выбираем АС-150/24

Выбор и проверка сечений проводов для схемы №2 Таблица 2.3.3.2

ВЛ	ИП1-3	ИП1-7	5-6	3-5	5-ИП2
P_Σ,МВт	12,8	9	18	14,8	46,8
U_НОМ_,кВ	110	35	110	110	110
S_ВЛ_, МВА	13,76	9,68	19,35	15,91	50,32
I_P,A	34,68	74,32	50,84	41,81	132,2	40680	65008	79552
T_max,ч		4520	3612		2724
J_H,А/мм²		0,9	0,9		0,8
F_P,мм²		82,58	56,48		165,3
Марка провода	АС-120/19	АС-95/16	АС-70/11	АС-70/11	АС-150/24
I_ДОП_,A	390	330	265	265	450
k_Т I_ДОП_,A	503,1	425,7	341,85	341,85	580,5
I_РАБ=2·I_P,A	69,36	148,64	101,68	83,62	264,4
Условие	выполняется	выполняется	выполняется	выполняется	выполняется
Проверка по короне
F_МИН_,мм²		—	70		70
F_,мм²		—	70		150
Условие	выполняется	—	выполняется	выполняется	выполняется
Проверка по механической прочности
F_,мм²	120	95	70	70	150
	Подвеска цепей на одной опоре	Подвеска цепей на двух опорах	Подвеска цепей на двух опорах	Подвеска цепей на двух опорах	Подвеска цепей на одной опоре
Действия	Провода не перевешиваются АС-120/19	Провода не перевешиваются АС-95/16	Выбираем АС-70/11	Провода не перевешиваются АС-70/11	Выбираем АС-150/24

2.3.4 Выбор трансформаторов у
потребителей

Выбор трансформаторов у потребителей сводится к выбору числа, типа и
мощности трансформаторов. Все подстанции двухтрансформаторные, так как в каждом
пункте есть потребители I категории. Будем брать трансформаторы только с РПН
(регулирование под нагрузкой).

Выбор мощности трансформаторов двухтрансформаторных подстанций
определяется аварийным режимом трансформатора. Мощность трансформатора
необходимо выбрать такой, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся
трансформатор, с допустимой аварийной перегрузкой, мог обеспечить нормальное
электроснабжение потребителей.

Поскольку нагрузка изменилась только в пунктах 3 и 5 то произведём выбор
трансформаторов только в этих пунктах и двух добавившихся пунктах 6 и 7, причём
для обоих рассматриваемых схем вариантов развития трансформаторы будут
одинаковыми.

Построим суточные графики полной мощности пунктов для зимы (таблица.
2.3.4.1)

Суточные графики нагрузки полной
мощности пунктов Таблица 2.3.4.1

S, МВА Δt, ч	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
S₃	11,6	17,42	23,2	23,2	29,03	11,6
S₅	4,73	9,46	23,65	18,92	14,19	4,73
S₆	3,87	7,74	19,35	15,48	11,6	3,87
S₇	3,87	5,81	7,74	7,74	9,68	3,87

Пункт №3.

Найдем полную максимальную мощность, протекающую через обмотку ВН
трансформатора:

S_НГ.3_MAX= S₃=29,03 МВА

В нормальном режиме должно выполняться следующее условие:

S_{МАХТ1(Т2)}^НР ≤ 2·S_{НОМТ1(Т2)}

S_{МАХТ1(Т2)}^НР = 29,03 МВА

Проверим возможность работы при данной нагрузке в пункте 3
трансформаторов ТДН-16000/110

,03 МВА < 2·16 = 32 МВА — условие выполняется

При аварийном отключении одного из трансформаторов связи через оставшийся
в работе трансформатор протекает мощность, определяемая графиком нагрузки
нормального режима.

Наибольшая мощность, протекающая через трансформатор составляет 29,03
МВА. Таким образом, установленный трансформатор ТДН-16000/110 в этом режиме
перегружается. Проверим его на допустимость аварийных перегрузок.

Определяем коэффициент начальной нагрузки, принимая S_ном.тр=16 МВА:

Коэффициент максимальной нагрузки эквивалентного графика.

Так
как K^/₂<0.9·K_max , то
принимаем K₂= 0,9K_max =1,63 .

Для
трансформатора по табл.9 [2] определяем при K₁=0,725 и K₂=1,63, длительностью
допустимой нагрузки не более h=16.

K_доп=1,5<K₂

Следовательно,
необходима замена двух ТДН-16000/110 трансформаторами мощностью на ступень выше
(ТPДН-25000/110).

Выбор
трансформаторов остальных пунктов аналогичен.

Пункт
№5.

Трансформатор	S_макс	К₁		0,9К_МАХ	K_2ДОП
ТДН-16000/110	23,65	0.57	1.34	1,33	1,6

Так
как K^/₂>0.9·K_max , то
принимаем K^/₂= K₂ =1,34 .

Для
трансформатора по табл.9 [2] определяем при K₁=0,57 и K₂=1,34 ,

K_2ДОП> K₂, длительность нагрузки h=8 ч,.
Следовательно, выбираем трансформаторы ТДН-16000/110.

Пункт
№6.

ТрансформаторS_максК₁0,9К_МАХK_2ДОП
ТДН-10000/110	19,35	0.55	1.58	1,74	1,5

Так
как K^/₂<0.9·K_max , то
принимаем K^/₂= 0,9K_max =1,74 .

Для
трансформатора по табл.9 [2] определяем при K₁=0,55 и K₂=1,74 ,

K_2ДОП< K₂, длительность нагрузки h=12 ч,.
Следовательно, выбираем трансформаторы ТДН-16000/110.

Пункт
№7.

ТрансформаторS_максК₁0,9К_МАХK_2ДОП
ТМН-6300/35	9,68	0,73	1,34	1,38	1,5

Так
как K^/₂<0.9·K_max , то
принимаем K^/₂=0,9 K_max =1,38 .

Для
трансформатора по табл.9 [2] определяем при K₁=0,73 и K₂=1,38 ,

K_2ДОП< K₂, длительность нагрузки h=12 ч,.
Следовательно, выбираем трансформаторы ТМН-6300/35.

2.4 Технико-экономическое обоснование
наиболее рационального варианта

При этом будем рассматривать только отличающиеся части вариантов схем.
Экономически целесообразным принимается вариант, характеризуемый наименьшими
приведенными затратами при условии, что затраты на другой вариант превышают
наименьшие более чем на 5%.

При выполнении технико-экономических расчётов используются укрупнённые
показатели стоимости элементов электрических сетей.

З = Е_Н ·К_Σ + И_Σ + З_ПОТ_Σ_К

Минимум приведенных затрат:

Е_Н = 0,12 — нормативный коэффициент сравнительной
эффективности капиталовложения (срок окупаемости 8 лет).

У = 0 — ущерб (так как есть потребители I — категории Þ все линии двухцепные, все
трансформаторные подстанции двухтрансформаторные, а двойные аварии мы не
рассматриваем Þ ущерб
принимается равным нулю)

К_Σ — суммарные капиталовложения в подстанции и линии

К_Σ = К_Л + К_ПС

В расчёте будем сравнивать только отличающиеся части схем. Таковыми
являются:

Вариант №1 Вариант
№2

3-6 5-6

Капиталовложения в ПС-3 и ПС-5 из-за разного количества выключателей для
двух вариантов схем.

Стоимость работ по демонтажу ВЛ 35 — 330 кВ включает в себя затраты по
демонтажу опор ВЛ (железобетонных и стальных), а также проводов и грозозащитных
тросов. Они тоже будут одинаковы для обоих вариантов табл.7.34 [11] (провод ВЛ
110 кВ сечением до 240 мм² — 3,36 тыс.руб., один грозозащитный трос
ВЛ 35-330 кВ — 1,47 тыс.руб.), поэтому их не учитываем.

Вариант №1

Рассчитаем стоимость строительства ВЛ 110 кВ с проводом АС — 70/11 (с
учетом территориального коэффициента (К_тер = 1,0 для Европейской
части России табл. 7.2 [11]):

. Стоимость по базисным показателям табл. 7.4:

К_бп = К_L · L · К_тер = 2 · 850·24,75 · 1,0 = 42075 тыс.
руб.

. Вырубка просеки (10% от длины линии L_п = 2,475 км) табл. 7.8:

К_п = К_п· L_п · К_тер = 95· 2,475 · 1,0 =
235,12 тыс. руб.

3. Устройство лежневых дорог (L_лд = 5 км) табл. 7.8:

К_лд = К_лд· L_лд · К_тер = 370· 5 · 1.0 = 1 850
тыс. руб.

. Установка выключателей по концам электропередачи табл. 7.19:

К_выкл = n · K_выкл · К_тер = 2 · 7300 · 1,0 = 14 600 тыс. руб.

. Противоаварийная автоматика не учитывается, так как линия 110 кВ.

. Стоимость строительства ВЛ с учетом прочих затрат (составляют 12,9%)

К_пз= 0,129·(К_бп+К_п+К_лд+К_вык_л) = 0,129·(42075+235,12+1 850+14 600) =

= 7580 тыс. руб.

. Стоимость постоянного отвода земельного участка табл. 7.7:

К_зем = L · n_1км · К_зем = 24,75 · 40 · 40 = 39600 тыс.руб.

. Суммарная стоимость строительства ВЛ:

К_∑ВЛ= К_бп + К_п + К_лд
+ К_выкл + К_пз + К_зем = 42075 +235,12 + 1 850 + 14
600+ 7580 + 39600 = 105940,12 тыс.руб.

Найдём капиталовложения в ПС 5 .

В случае ПС-5. Выберем схему ОРУ ВН 110 — 4Н «Схема с неавтоматической
перемычкой со стороны линий», количество присоединений равно 6 (2 двухцепные
линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Найдем
капиталовложения в подстанцию №5

К_ПС5 = К_ОРУ + К_Т + К_ПЧ·α_ПЧ+ K_{ОТВ.ЗЕМ}

Где α_ПЧ-коэффициент учитывающий постоянную часть затрат в соответствии с
затратами на схему ПС после реконструкции в процентах

К_ОРУ = К_ОРУВН

Найдем капиталовложения в ОРУ ВН — 110 кВ подстанции №5.

К_ОРУ =15200 тыс.руб

Найдем капиталовложения в трансформаторы ТДН — 16000/110

К_Т = 4300 тыс.руб для одного трансформатора

Для двухтрансформаторной подстанции К_Т = 2·4300 = 8600 тыс.руб

К_ПЧ = 9000∙0,5=4500 тыс. руб

К_ПС5=15200 + 8600 + 4500+200= 28500 тыс.руб

Два источника питания могут быть связаны обязательно через сборные шины в
каком либо из пунктов. В данном случае это ПС-3.

Выберем схему ОРУ ВН 110 — 9 «Одна рабочая, секционированная
выключателем, система шин», для ПС-3 количество присоединений равно 8 (3
двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Число ячеек: N_ЯЧ = 8 + 1 = 9 (8 присоединений + 1 ячейка
секционного выключателя)

Стоимость ОРУ ВН: К_{ОРУ ВН} =9 × 7300 = 65700 тыс.руб., где 7300 тыс.
руб. — стоимость ячейки комплекта с элегазовым выключателем 110 кВ (таблица
7.19 [1]).

К_{ОРУ ВН} = К_{ОРУ ПС-3} = 65700 тыс.руб.

Найдем капиталовложения в трансформаторы ТРДН — 25000/110

К_Т = 5500 тыс.руб для одного трансформатора

Для двухтрансформаторной подстанции К_Т = 2·5500 = 11000
тыс.руб

К_ПЧ = 12250∙0,5=6275 тыс. руб

К_ПС3=65700 + 11000 + 6275+200=80775 тыс.руб

Суммарные капиталовложения:

К_Σ = К_ВЛ + К_{ОРУ ВН} = 105940,12 +
28500+80775 = 215215,12 тыс. руб.

Найдем суммарные издержки

Суммарные издержки складываются из издержек на обслуживание и ремонт и
издержек на потерю электроэнергии.

И_Σ = И_ВЛ + И_ПС

И_ВЛ = А_ВЛ× К_ВЛ

И_ПС = А_ПС× К_ПС

А — ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий и подстанций, в
относительных единицах от капиталовложений.

Суммарные издержки Таблица 2.4.1

А_ВЛ	А_ПС	И_ВЛ	И_ПС	И_СУМ
0,008	0,059	847,5	6447,22	7294,72

Найдем потери электроэнергии в линиях.

Расчет будем вести в форме таблицы.

Расчет потерь электроэнергии в линиях Таблица 2.4.2

ВЛ	Провод	U, кВ	Длина, км	r₀, Ом/км	DЭ¢,МВт ч (в сутки)	DЭ¢¢,МВт ч (в год)	DЭ_ВЛ МВт ч (в год)
3-6	АС-70/11	110	24,75	0,422	10,324	2491	3638
3-5	АС-70/11	110	33	0,422	6,09	1147

В остальных линиях потери электроэнергии для обоих вариантов одинаковы.

В трансформаторах потери электроэнергии для обоих вариантов одинаковы.

Расчет затрат на возмещение потерь электроэнергии Таблица 2.4.3

DЭ_{ВСЕЙ СЕТИ}, МВт	Ц, МВт тыс.руб	З_{ПОТ.СУМ}, тыс руб
3638	0,069	251,02

Ц = 6,9 коп. / кВт·ч. — Стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии

Найдем суммарные приведенные затраты для варианта №1:

З = Е_Н
·К_Σ + И_Σ + З_ПОТ_Σ_К = 0,12 ·215215,12 +7294,72+ 251,02 =33371,55 тыс.руб

Аналогично произведем технико-экономическое обоснование для второго
варианта.

Вариант №2

Рассчитаем стоимость строительства ВЛ 110 кВ с проводом АС — 70/11 (5-6)
с учетом территориального коэффициента (К_тер = 1,0 для Европейской
части России табл. 7.2 [11]):

. Стоимость по базисным показателям табл. 7.4:

К_бп = К_L · L · К_тер = 2 ·850· 33 · 1,0 = 56100 тыс. руб.

. Вырубка просеки (10% от длины линии L_п = 3,3 км) табл. 7.8:

К_п = К_п· L_п · К_тер = 95· 3,3 · 1,0 = 313,5
тыс. руб.

. Устройство лежневых дорог (L_лд = 5 км) табл. 7.8:

К_лд = К_лд· L_лд · К_тер = 370· 5 · 1.0 = 1 850
тыс. руб.

. Установка выключателей по концам электропередачи табл. 7.19:

К_выкл = n · K_выкл · К_тер = 2 · 7300 · 1,0 = 14 600 тыс. руб.

. Противоаварийная автоматика не учитывается, так как линия 110 кВ.

. Стоимость строительства ВЛ с учетом прочих затрат (составляют 12,9%)

К_пз= 0,129·(К_бп+К_п+К_лд+К_вык_л) = 0,129·(56100+313,5+1 850+14 600) =

= 9399,4 тыс. руб.

. Стоимость постоянного отвода земельного участка табл. 7.7:

К_зем = L · n_1км · К_зем = 33 · 40 · 40 = 52800 тыс.руб.

8. Суммарная стоимость строительства ВЛ:

К_{∑ВЛ 5-6} = К_бп + К_п +
К_лд + К_выкл + К_пз + К_зем = 56100 + 313,5 + 1 850 + 14
600+ 9399,4 + 52800 = 135062,9 тыс.руб

Найдём капиталовложения в ПС.

В настоящем случае это капиталовложения в ОРУ ВН ПС-5.

Два источника питания могут быть связаны обязательно через сборные шины в
каком либо из пунктов. В данном случае это ПС-5.

Выберем схему ОРУ ВН 110 — 9 «Одна рабочая, секционированная
выключателем, система шин», для ПС-5 количество присоединений равно 8 (3
двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Число ячеек: N_ЯЧ = 8 + 1 = 9 (8 присоединений + 1 ячейка
секционного выключателя)

К_{ОРУ ВН} = К_{ОРУ ПС-5} = 65700 тыс.руб.

Найдем капиталовложения в трансформаторы ТДН — 16000/110

К_Т = 4300 тыс.руб для одного трансформатора

Для двухтрансформаторной подстанции К_Т = 2·4300 = 8600 тыс.руб

К_ПС5=65700 + 8600 + 6275+200= 80775 тыс.руб

В случае ПС-3. Выберем схему ОРУ ВН 110 — 4Н «Схема с неавтоматической
перемычкой со стороны линий», количество присоединений равно 6 (2 двухцепные
линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Найдем
капиталовложения в подстанцию №5

К_ПС2 = К_ОРУ + К_Т + К_ПЧ·α_ПЧ+ K_{ОТВ.ЗЕМ}

Где α_ПЧ-коэффициент учитывающий постоянную часть затрат в соответсвии с затратами
на схему ПС после реконструкции в процентах

К_ОРУ = К_ОРУВН

Найдем капиталовложения в ОРУ ВН — 110 кВ подстанции №3.

К_ОРУ =15200 тыс.руб

Найдем капиталовложения в трансформаторы ТРДН — 25000/110

К_Т = 5500 тыс.руб для одного трансформатора

Для двухтрансформаторной подстанции К_Т = 2·5500 = 11000
тыс.руб

К_ПЧ = 9000∙0,5=4500 тыс. руб

К_ПС2=15200 + 11000 + 4500+200= 30900 тыс.руб

Суммарные капиталовложения:

К_Σ = К_ВЛ + К_{ОРУ ВН}
= 135062,9 + 80775+30900= 246737,9 тыс. руб.

Найдем суммарные издержки

Суммарные издержки складываются из издержек на обслуживание и ремонт и
издержек на потерю электроэнергии.

И_Σ = И_ВЛ + И_ПС

И_ВЛ = А_ВЛ× К_ВЛ

И_ПС = А_ПС× К_ПС

Суммарные издержки

Таблица 2.4.4.

А_ВЛ	А_ПС	И_ВЛ	И_ПС	И_СУМ
0,008	0,059	1080	6588,82	7668,82

Найдем потери электроэнергии в линиях.

Расчет будем вести в форме таблицы.

Расчет потерь электроэнергии в линиях Таблица 2.4.5

ВЛ	Провод	U, кВ	Длина, км	r₀, Ом/км	DЭ¢,МВт ч (в сутки)	DЭ¢¢,МВт ч (в год)	DЭ_ВЛ МВт ч (в год)
5-6	АС-70/11	110	33	0,422	4,055	978	1198,3
3-5	АС-70/11	110	33	0,422	1,17	220,3

остальных линиях потери электроэнергии для обоих вариантов одинаковы.

В трансформаторах потери электроэнергии для обоих вариантов одинаковы.

Расчет затрат на возмещение потерь
электроэнергии Таблица 2.4.6

DЭ_{ВСЕЙ СЕТИ}, МВт	Ц, МВт тыс.руб	З_{ПОТ.СУМ}, тыс руб
1198,3	0,069	82,68

Ц = 6,9 коп. / кВт·ч. — Стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии

Найдем суммарные приведенные затраты для варианта №1:

З = Е_Н
·К_Σ + И_Σ + З_ПОТ_Σ_К = 0,12 · 246737,9 + 7668,82+ 82,68 = 37360,04
тыс.руб.

Сопоставим эти две схемы:

Итак в результате технико-экономического расчета были получены значения
затрат для каждого варианта.

Разница в затратах двух вариантов составляет более 5%.

Выбираем вариант
№1. Этот вариант наиболее экономически выгоден.

Вывод: В данной главе были рассмотрены два варианта схем. Для этих
вариантов были выбраны (для
новых) и проверены (для существующих) напряжения линий, сечения проводов, тип
опор. В соответствии с графиками нагрузки были рассчитаны мощности и выбраны
(проверины) типы трансформаторов в пунктах питания. На основании
технико-экономического анализа, был найден наиболее рациональный вариант
развития сети (вариант № 1 на 10% экономически выгоднее, чем вариант №2).

Рис. 3.7. Выбранный вариант развития сети

Параметры выбранного варианта сетиТаблица 3.12

Линии	Длина, км	Напряжение, кВ	Марка провода	Пункты	Тип трансформатора	Схема ОРУ
ИП1-1	49,5	35	АС-95/16	1	ТМН 6 300/35	35-4Н
ИП1-2	41,25	110	АС-150/24	2	ТДН 16 000/110	110-4Н
ИП1-3	36,3	110	АС-120/19	3	ТРДН 25 000/110	110-9
2-4	33	110	АС-70/11	4	ТДН 16 000/110	110-4Н
3-5	33	110	АС-70/11	5	ТДН 16 000/110	110-4Н
3-6	24,75	110	АС-70/11	6	ТДН 16 000/110	110-4Н
ИП1-7	33	35	АС-95/16	7	ТМН 6 300/35	35-4Н
5-ИП2	24,75	110	АС-150/24

2.5 Расчёт
и анализ основных режимов работы электрической сети. Регулирование напряжения

2.5.1
Характеристика основных режимов работы электрической сети

Расчет режимов электрической сети производится с помощью ЭВМ программой RastrWin. Расчёт режимов электрических сетей
производится для определения:

) Загрузки элементов сети, соответствующие пропускной способности
сети ожидаемой потоком мощности;

) Сечений проводов и кабелей, мощностей трансформаторов и
автотрансформаторов;

) Уровня напряжения в узлах и элементах сети и мероприятий
обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах;

) Потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы
сети и эффективности способа снижения потерь.

Обычно рассматриваются 4 режима: нормальные режимы работы : наибольших
нагрузок и наименьших нагрузок, а также наиболее тяжёлые послеаварийные
режимы(отключение одной цепи наиболее загруженной линии, отключение одного
самого мощного трансформатора в режиме наибольших нагрузок). В дипломном проекте
кроме этих режимов рассмотрим режим наибольших нагрузок с отключенными КУ; c включенными КУ с изменением
напряжения на источнике питания от 101% до 105% от номинального напряжения;
включение в одну из линий УПК.

Составим схему замещения сети:

Рис 2.5.1 Схема замещения электрической сети

Найдем параметры схемы замещения.

Так как все линии двухцепные N = 2:

— активное сопротивление линии, Ом

— реактивное сопротивление линии, Ом

— реактивная проводимость линии, мкСм

— удельное активное сопротивление линии, Ом/км

x₀ — удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км

b₀ — удельная реактивная проводимость линии, мкСм/км

L — длина линии, км

Параметры линий сведём в таблицу:

Параметры линий Таблица 2.5.1

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	ИП1-7	3-5	3-6	2-4	5-ИП2
U_НОМ, кВ	35	110	110	35	110	110	110	110
Марка провода	АС-95/16	АС-150/24	АС-120/19	АС-95/16	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11	АС-150/24
Длина, км	49,5	41,25	36,3	33	33	24,75	33	24,75
r₀, Ом/км	0,301	0,204	0,301	0,301	0,422	0,422	0,422	0,204
x₀, Ом/км	0,421	0,42	0,421	0,421	0,444	0,444	0,444	0,42
b₀, мкСм/км	—	2,707	2,611	—	2,547	2,547	2,547	2,707
R_Л, Ом	7,45	4,21	5,46	4,97	6,96	5,22	6,96	2,52
X_Л, Ом	10,42	8,66	7,64	6,95	7,33	5,49	7,33	5,19
B_Л, мкСм	—	223,23	189,55	—	168,1	126,1	168,1	134

Параметры
схемы замещения для трансформаторов:

R_Т — активное сопротивление
трансформатора, Ом (таблица 4.2)

X_Т — индуктивное сопротивление
трансформатора, Ом (таблица 4.2)

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивления в схеме
замещения необходимо уменьшить в 2 раза, а проводимости увеличить в 2 раза.
Параметры трансформаторов сведём в таблицы:

Параметры трансформаторов. Таблица 2.5.2

№ пункта	2,4,5,6	3	1,7
Трансформатор	ТДН — 16000/110	ТРДН 25000/110	ТМН 6300/35
S_НОМ, МВА	16	25	6,3
U_{НОМ ВН}, кВ	115	115	35
U_{НОМ НН}, кВ	11	11	11
К_T	0,09565	0,09565	0,31428
ΔU_РЕГ,%	± 9 × 1,78 %	± 9 × 1,78 %	± 6 × 1,5 %
R_T/2, Ом	2,19	1,27	0,7
X_T/2, Ом	43,35	27,95	7,3
2DP_Х_X, МВт	0,038	0,054	0,018
2DQ_Х_X, МВт	0.224	0.35	0.113

2.4.2
Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок с отключенными КУ

Для расчёта режима наибольших нагрузок берём максимальную мощность в
системе зимой (таблица 2. 4.3), когда возникают потоки мощности, связанные с
наибольшим потреблением электроэнергии и наиболее полным использованием
мощности электростанций. Напряжение на источнике питания 104% от номинального.

Таблица 2.5.3

Нагрузка в пунктах в режиме наибольших нагрузок

№ пункта	1	2	3	4	5	6	7
Р, МВт	8	25	21,6	17	22	18	7,2
Q, МВАр	4,32	12	11,02	8,67	11,22	8,64	3,89

Исходные данные и результаты расчета режима наибольших нагрузок приведены
в приложении 1.

Значения напряжения у потребителей и потери мощности представлены в табл.
2.4.4 и 2.4.5

Таблица 2.5.4

Режим наибольших нагрузок с отключенными КУ

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	10,05	10,4	10,06	10,3	10,18	10,26

Таблица2.5.5

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок с отключенными
КУ.

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
∆Р, МВт	0,65	0,89	0,40	0,22	0,16	0,18	0,32	0,33
∆Q, МВАр	0,91	1,62	0,56	0,23	0,16	0,19	0,44	0,68

Таблица 2.5.6

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок с
отключенными КУ.

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
∆Р, МВт	0,06	0,12	0,06	0,07	0,12	0,08	0,04
∆Q, МВАр	0,63	3,02	1,39	1,43	2,28	1,52	0,46

Потери мощности во всей сети составляют:

Получили во всех пунктах напряжение у потребителей несколько ниже
требуемого ПУЭ U≥ 10,5кВ. Следовательно, необходимо
производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН
трансформаторов.

.4.3
Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок с включенными КУ и изменением
напряжения на источнике питания

Для расчёта режима наибольших нагрузок берём максимальную мощность в
системе зимой (таблица 2.4.3), когда возникают потоки мощности, связанные с
наибольшим потреблением электроэнергии и наиболее полным использованием
мощности электростанций.

В результате расчёта получили следующие данные по работе сети в режиме
наибольших нагрузок.

напряжение на ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 111,1 кВ

Таблица 2.5.7

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 111,1кВ

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	9,58	9,96	10,17	9,86	10,09	9,94	10,1

Таблица 2.5.8

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на
источнике 111,1кВ

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
∆Р, МВт	0,6	0,73	0,37	0,21	0,16	0,18	0,34	0,33
∆Q, МВАр	0,83	1,51	0,52	0,22	0,17	0,19	0,48	0,68

Таблица 2.5.9

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при
напряжении на источнике 111,1кВ

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
∆Р, МВт	0,06	0,14	0,06	0,07	0,11	0,08	0,04
∆Q, МВАр	0,58	2,70	1,31	1,37	2,17	1,50	0,41

Потери мощности во всей сети составляют:

напряжение ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 112,2 кВ

Таблица 2.5.10

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 112,2 кВ

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	9,7	10,8	10,28	9,97	10,2	10,06	10,22

Таблица 2.5.11

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на
источнике 112,2 кВ

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
∆Р, МВт	0,58	0,72	0,36	0,21	0,16	0,17	0,28	0,32
∆Q, МВАр	0,81	1,48	0,50	0,22	0,17	0,18	0,39	0,66

Таблица 2.5.12

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при
напряжении на источнике 112,2 кВ

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
∆Р, МВт	0,05	0,13	0,06	0,07	0,11	0,07	0,04
∆Q, МВАр	0,56	2,64	1,28	1,34	2,12	1,46	0,40

Потери мощности во всей сети составляют:

напряжение ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 113,3 кВ

Таблица 2.5.13

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 113,3 кВ

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	9,83	10,19	10,39	10,09	10,32	10,17	10,34

Таблица 2.5.14

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на
источнике 113,3 кВ

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
∆Р, МВт	0,57	0,70	0,35	0,20	0,15	0,17	0,27	0,31
∆Q, МВАр	0,79	1,44	0,49	0,21	0,16	0,18	0,38	0,65

Таблица 2.5.15

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при
напряжении на источнике 113,3 кВ

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
∆Р, МВт	0,05	0,13	0,06	0,07	0,10	0,07	0,04
∆Q, МВАр	0,55	2,58	1,26	1,31	2,07	1,43	0,39

Потери мощности во всей сети составляют:

напряжение ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 114,4 кВ

Таблица 2.5.16

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 114,4 кВ

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	9,96	10,31	10,5	10,2	10,43	10,29	10,46

Таблица 2.5.17

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на
источнике 114,4 кВ

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
∆Р, МВт	0,55	0,68	0,34	0,20	0,15	0,16	0,26	0,31
∆Q, МВАр	0,77	1,41	0,48	0,21	0,16	0,17	0,37	0,63

Таблица 2.5.18

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при
напряжении на источнике 114,4 кВ

Трансформатор	1	3	4	5	6	7
∆Р, МВт	0,05	0,13	0,06	0,06	0,10	0,07	0,04
∆Q, МВАр	0,54	2,53	1,23	1,28	2,03	1,40	0,38

Потери мощности во всей сети составляют:

Как мы видим, только в пункте 2 напряжение у потребителей соответствует
ПУЭ, в остальных пунктах напряжение у потребителей несколько ниже требуемого
ПУЭ U≥ 10,5кВ. Следовательно, необходимо
производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН
трансформаторов. Следует отметить, что потери мощности во всей сети в данном
режиме несколько ниже, нежели в аналогичном режиме без включенных
компенсирующих устройств.

напряжение ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 115,5 кВ

Таблица 2.5.19

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 105% от
номинального

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	10,09	10,42	10,61	10,32	10,54	10,40	10,58

Таблица 2.5.20

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на
источнике 115,5 кВ

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
∆Р, МВт	0,54	0,67	0,34	0,19	0,14	0,16	0,26	0,3
∆Q, МВАр	0,75	1,38	0,47	0,20	0,15	0,17	0,36	0,61

Таблица 2.5.21

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при
напряжении на источнике 115,5 кВ

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
∆Р, МВт	0,05	0,12	0,05	0,06	0,10	0,07	0,04
∆Q, МВАр	0,52	2,47	1,20	1,25	1,99	1,37	0,45

Потери мощности во всей сети составляют:

Получили в нескольких пунктах напряжение у потребителей несколько ниже
требуемого ПУЭ U≥ 10,5кВ. Следовательно, необходимо
производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН
трансформаторов.

2.4.4
Расчёт и анализ режима наименьших нагрузок

Для режима наименьших нагрузок необходимо брать минимальную нагрузку в
системе в летний период. Считаем, что в летний период все компенсирующие
устройства отключены.

Напряжение ИП в режиме наименьших нагрузок составляет 100% от
номинального, т.е. 110 кВ

Активную мощность ИП1 считаем ограниченной:

P_ИП1 = 13,1 МВт.

Т.к компенсирующие устройства в режиме наименьших нагрузок отключены, то
пересчет реактивной мощности сведём в таблицу 2.4.22

Таблица 2.5.22

Нагрузка в пунктах в режиме наименьших нагрузок

№ пункта	1	2	3	4	5	6	7
Р, МВт	1,6	2,5	5,4	3,4	2,2	1,8	1,8
Q, МВАр	0,6	1,2	2,8	1,7	1,1	0,9	1,0

Исходные данные и результаты расчета режима наименьших нагрузок приведены
в приложении 1.

Полученные результаты расчёта параметров работы сети приведены в таблице
4.23

Таблица 2.5.23

Режим наименьших нагрузок

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	10,61	10,45	10,42	10,4	10,47	10,45	10,6

Потери мощности в элементах сети в этом режиме малы, проанализировать
режим при помощи расчета в программе RastrWin не удастся.

Согласно ПУЭ в период наименьших нагрузок напряжение должно быть не выше
100% от номинального. Получили напряжение у потребителей выше требуемого.
Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с
использованием РПН трансформаторов. Если сравнивать максимальный и минимальный
режим можно отметить, что потери мощности и напряжения значительно меньше в
режиме наименьших нагрузок, т.е именно в этом режиме сеть наиболее экономичная.

2.4.5
Расчёт и анализ послеаварийного режима при отключении одной цепи на наиболее
загруженной линии ИП2-5

При этом режиме оба трансформатора подстанции №5 остаются в работе, т.к
линии используются 2х цепные, следовательно, изменятся только параметры линии
ИП2-5: сопротивление этой линии увеличивается в 2 раза, а проводимость
уменьшается в 2 раза. Для аварийного режима рассматриваем максимальную нагрузку
в системе в зимний период, учитывая включенные компенсирующие устройства.

Таблица 2.5.24

Максимальная нагрузка в системе зимой

№ пункта	1	2	3	4	5	6	7
Р, МВт	8	25	21,3	17	22	18	7,2
Q, МВАр	3,12	7,2	8,02	6,87	8,52	6,99	2,54

Исходные данные и результаты расчета послеаварийного режима (откл. W3) приведены в приложении 1.

Значения напряжения у потребителей и потери мощности представлены в табл.
2.4.25 и 2.4.5

Таблица 2.5.25

Напряжения у потребителей в послеаварийном режиме (откл. ИП2-5)

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	10,56	10,67	10,52	10,57	10,53	10,61	10,62

Таблица 2.5.26

Потери мощности в линиях в послеаварийном режиме (откл. ИП2-5)

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
∆Р, МВт	0,55	0,68	0,44	0,20	0,17	0,17	0,26	0,6
∆Q, МВАр	0,77	1,41	0,61	0,21	0,18	0,17	0,37	1,23

Таблица 2.5.27

Потери мощности в трансформаторах в послеаварийном режиме (откл. ИП2-5)

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
∆Р, МВт	0,05	0,13	0,06	0,06	0,10	0,07	0,04
∆Q, МВАр	0,54	2,53	1,24	1,28	2,06	1,41	0,38

Потери мощности во всей сети составляют:

При отключении одной цепи наиболее загруженной линии ИП2-5 мы получили во
все пунктах напряжение соответствующее требованию U>10 кВ, следовательно, производить регулировку напряжения нет
необходимости.

Таким образом, при выходе из работы одной цепи линии, вторая цепь
позволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества
электроснабжения (хотя и при падении надёжности). Однако потери возрастают,
поэтому по возможности следует отключать цепь линии в режиме наименьших
нагрузок, когда потери в сети минимальны.

2.4.5
Расчёт и анализ послеаварийного режима при отключении самого мощного
трансформатора

Допустим произошло отключение одного самого мощного трансформатора ПС (Т2
на ПС3) в режиме наибольших нагрузок. А значит все линии остаются в работе,
следовательно, изменятся только параметры схемы замещения для трансформаторов:
сопротивление трансформатора увеличить в 2 раза, а проводимость уменьшить в 2
раза. Для аварийного режима рассматриваем максимальную нагрузку в системе в
зимний период, учитывая включенные компенсирующие устройства.

Исходные данные и результаты расчета послеаварийного режима (откл. Т2)
приведены в приложении 1.

Полученные данные расчёта параметров работы сети приведены в таблицах
4.28, 4.29, 4.30

Таблица 2.5.28

Напряжения у потребителей в послеаварийном режиме (откл. Т2)

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	10,56	10,67	10,22	10,57	10,61	10,65	10,62

Таблица 2.4.29

Потери мощности в линиях при послеаварийном режиме (откл. Т2)

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
∆Р, МВт	0,55	0,68	0,36	0,20	0,15	0,16	0,26	0,31
∆Q, МВАр	0,77	1,41	0,50	0,21	0,16	0,17	0,37	0,64

Таблица 2.5.30

Потери мощности в трансформаторах при послеаварийном режиме (откл. Т2)

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
∆Р, МВт	0,05	0,13	0,26	0,06	0,10	0,07	0,04
∆Q, МВАр	0,54	2,53	2,63	1,28	2,03	1,40	0,38

Потери мощности во всей сети составляют:

Напряжения во все пунктах соответствуют требованию U>10 кВ, производить регулировку не
нужно.

Если сравнивать два аварийных режима, можно сделать вывод, что характере
аварии влияет на отклонение напряжения и потери мощности по-разному. Так при
отключении одной цепи наиболее загруженной линии потери во всей сети больше,
чем при отключении одного из наиболее мощного трансформатора.

2.4.6
Расчёт и анализ режима с включенным в линию УПК, при отключении одной цепи
наиболее загруженной линии ИП2-5

Устройства продольной компенсации (УПК) применяются для увеличения
пропускной способности воздушных линий и представляют собой батареи
конденсаторов, включаемые последовательно в линии электропередачи для
компенсации части продольного индуктивного сопротивления.

Преимущества УПК:

Увеличение передаваемой мощности

Уменьшение падений напряжения, вызываемых перегрузками

Сокращение необходимости в строительстве дополнительных ВЛ и

развития дополнительных генерирующих мощностей в отдельных регионах

Устройство продольной компенсации будем включать в линию ИП2-5,в
аварийном режиме при отключении одной цепи. Потери напряжения в линии не должны
превышать 2,5 %.

Параметры линии:

R_Л=5,04(Ом);

X_Л=10,38(Ом);

S_нг=46,8+j18,72 МВА;

АС-150/24;

L= 24.75 км

Параметры УПК:

КС2А-0,66-40; U=0.66 кВ; Q_ном=40 кВар.

) Определим потери напряжения в линии без учета конденсаторов:

∆ == 3,9 кВ

) Дополнительные потери напряжения(по условиям задания)

∆=*110=2,75 кВ

) Определим сопротивление конденсаторов, снижающих потери
напряжения в линии до 2,75 кВ

,75=, откуда

(Ом).

4) Определим ток в линии

=100,36 А

) Определим номинальный ток конденсаторов:

) Определим число конденсаторов, включенных параллельно в одну
фазу линии

=1,66

) Сопротивление конденсатора КС2А-0,66-40

Ом

Определим число конденсаторов,
включенных последовательно

= 1,23

) Общее число конденсаторов в линии

=2*2*3=12

) Установленная мощность, ном. напряжение и ток батареи
конденсаторов

=0,48 мВар

=0,66*2=1,32 кВ

=121,2 А

) Действительное сопротивление конденсатора равно:

= 7,3 Ом

) Потери напряжения в линии равны:

∆ == 2,6 кВ,

отсюда результирующие сопротивление линии :

(Ом)

Исходные данные и результаты расчета режима приведены в приложении 1.

Полученные данные расчёта параметров работы сети приведены в таблицах
4.31, 4.32, 4.33

Таблица 2.5.31

Напряжения у потребителей

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	10,56	10,67	10,53	10,57	10,55	10,62	10,62

Таблица 2.5.32

Потери мощности в линиях

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
∆Р, МВт	0,55	0,68	0,42	0,20	0,17	0,17	0,26	0,59
∆Q, МВАр	0,77	1,41	0,58	0,21	0,17	0,17	0,37	0,37

Таблица 2.5.33

Потери мощности в трансформаторах

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
∆Р, МВт	0,05	0,13	0,06	0,06	0,10	0,07	0,04
∆Q, МВАр	0,54	2,53	1,24	1,28	2,05	1,40	0,38

Потери мощности во всей сети составляют:

В данном режиме мы получили во все пунктах напряжение соответствующее
требованию U>10 кВ, следовательно, производить
регулировку напряжения нет необходимости.

Таким образом, можно сказать, что установка в линии УПК несколько снижает
потери активной и реактивной мощности в сети, тем самым снижаются общие потери
во всей сети, нежели в аналогичном режиме без УПК.

Вывод: в данной главе была составлена схема замещения сети и были определены
её параметры. Затем были рассчитаны и проанализированы следующие режимы работы
сети: режим наибольших нагрузок, режим наименьших нагрузок, 2 послеаварийных
режима, режим наибольших нагрузок с включенным в линию УПК.

2.5.7
Регулирование напряжения в электрических сетях

Для того чтобы выдержать необходимые отклонения напряжения на приёмниках,
ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым
присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок это
напряжение должно быть не ниже 105% от номинального, в период наименьших — не
выше 100% от номинального, а в послеаварийном — не ниже 100% от номинального.
Трансформаторы выполняются двух типов: с переключением регулировочных
ответвлений без возбуждения, т.е. с отключением от сети (трансформаторы с ПБВ);
с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (трансформаторы с
РПН). Мы будем использовать трансформаторы второй группы, они снабжены
специальным переключательным устройством, позволяющим осуществлять переключения
по мере необходимости без отключения потребителей. Такие трансформаторы имеют
большее число регулировочных ответвлений и больший диапазон регулирования
напряжения. Коэффициент трансформации, используемый при оптимизации, является
промежуточной расчетной величиной. В технологических задачах используют номер
положения отпайки РПН или ВДТ, называемый анцапфой. В программе RastrWin3 в
исходных данных вместо коэффициента трансформации будем задавать тип
регулируемого трансформатора и номер анцапфы. Задание и расчет анцапф
выполняется следующим образом:

В таблице Анцапфы задаем информацию для каждого типа регулируемого
трансформатора.

Рис.2. 4.2 База данных анцапф для расчетной схемы.

При изменении номера анцапфы происходит автоматическая коррекция
коэффициента трансформации.

Таблица Анцапфы хранится в отдельном файле соответствующего типа. В
таблице Анцапфы размещена следующая информация:бд — номер типа регулирования
трансформатора в базе данных; И — единицы измерения шага отпаек (%).

«+ -» — порядок нумерации анцапф: «+» — анцапфы нумеруются, начиная от
максимальной положительной добавки, «-» — от максимальной отрицательной;

Тип — тип регулирования.

Кнейтр — число анцапф в нейтральном положении (с нулевой добавкой); (нр)
— напряжение нерегулируемой ступени; (рег) — напряжение регулируемой ступени; —
число анцапф с шагом, заданным в следующей колонке;

Шаг — величина шага (%).

Таким образом, максимальной положительной отпайке (+9) (+6 для ТМН
6300/35) будет соответствовать число 1, нейтральной (+0) будет соответствовать
число 10 (7), а максимальной отрицательной отпайке (-9) (-6) будет соответствовать
число 19 (13).

Ниже указаны напряжения у потребителя до и после регулировки. Исходные
данные находятся в приложении 1.

Режим наибольших нагрузок с отключенными КУ

Таблица 2.5.1

Результаты регулировки напряжения у потребителя

	Напряжение у потребителя,кВ
Пункты	1	2	3	4	5	6	7
До	9,72	10,05	10,4	10,06	10,3	10,18	10,26
После	10,59	10,59	10,63	10,6	10,67	10,55	10,57

Во всех пунктах напряжение у потребителей соответствует требуемому ПУЭ U≥ 10,5кВ. Необходимости устанавливать
дополнительные средства регулирования нет.

-Режим наибольших нагрузок с включенными КУ

Таблица 2.5.2

Результаты регулировки напряжения у потребителя

		Напряжение у потребителей, кВ
	Пункты	1	2	3	4	5	6	7
101%	До	9,58	9,96	10,17	9,86	10,09	9,94	10,1
	После	10,44	10,67	10,57	10,56	10,63	10,65	10,56
102%	До	9,7	10,08	10,28	9,97	10,2	10,06	10,22
	После	10,58	10,62	10,51	10,5	10,57	10,6	10,53
103%	До	9,83	10,19	10,39	10,09	10,32	10,17	10,34
	После	10,57	10,56	10,62	10,63	10,5	10,53	10,65
104%	До	9,96	10,31	10,5	10,2	10,43	10,29	10,46
	После	10,56	10,67	10,56	10,57	10,61	10,65	10,62
105%	До	10,09	10,42	10,61	10,32	10,54	10,40	10,58
	После	10,54	10,61	10,67	10,68	10,54	10,58	10,58

-Режим наименьших нагрузок

Таблица 2.5.3

Результаты регулировки напряжения у потребителя

	Напряжение у потребителя, кВ
Пункты	1	2	3	4	5	6	7
До	10,61	10,45	10,42	10,4	10,47	10,45	10,6
После	9,97	9,89	9,95	9,85	9,91	9,89	9,97

Согласно ПУЭ в период наименьших нагрузок напряжение должно быть не выше
100% от номинального. Во всех пунктах напряжение соответствует требуемому.

Вывод: в данной главе для выдерживания необходимых напряжений на приёмниках,
согласно требованиям, было отрегулировано напряжение на шинах 10 кВ подстанций,
к которым присоединены распределительные сети.

3. СПОСОБЫ
ЗАЩИТЫ ОТ ПОРАЖЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ ТОКОМ. ЭЛЕКТРОЗАЩИТНЫЕ СРЕДСТВА И
ПРИСПОСОБЛЕНИЯ

3.1 Основные
причины электротравм и действие электрического тока на организм человека

При эксплуатации и ремонте электрического оборудования и сетей человек
может оказаться в сфере действия электрического поля или непосредственном
соприкосновении с находящимися под напряжением проводками электрического тока.
В результате прохождения тока через человека может произойти нарушение его
жизнедеятельных функций.

Опасность поражения электрическим током усугубляется тем, что, во первых,
ток не имеет внешних признаков и как правило человек без специальных приборов
не может заблаговременно обнаружить грозящую ему опасность; во вторых,
воздействия тока на человека в большинстве случаев приводит к серьезным
нарушениям наиболее важных жизнедеятельных систем, таких как центральная
нервная, сердечно-сосудистая и дыхательная, что увеличивает тяжесть поражения;
в третьих, переменный ток способен вызвать интенсивные судороги мышц,
приводящие к не отпускающему эффекту, при котором человек самостоятельно не
может освободиться от воздействия тока; в четвертых, воздействие тока вызывает
у человека резкую реакцию отдергивания, а в ряде случаев и потерю сознания, что
при работе на высоте может привести к травмированию в результате падения.

Основными причинами поражения людей электрическим током являются:

· Прикосновение к неизолированным токоведущим частям
электропотребителей или распределительных устройств при эксплуатации или тех.
обслуживании под напряжением (случайное прикосновение из-за невнимательности,
усталости, нарушении правил техники безопасности; использование для работы
инструмента с токопроводящими рукоятками и др.)

· Ошибочная подача напряжения на оборудование или
электроприборы при тех. обслуживании и ремонте по халатности, невнимательности,
технической неграмотности или из-за отсутствия на включающем устройстве
предупреждающих знаков и плакатов безопасности;

· Прикосновение к находящимся под напряжением электрическим
проводам с нарушенной изоляцией;

· Прикосновение к металлическим частям оборудования,
электроприемников, а также сооружений, случайно оказавшимся под напряжением в
результате пробоя изоляции или соприкосновения с проводами линии
электропередачи, оголенными жилами сети (кабеля) электропитания;

· Воздействие шагового напряжения при передвижении человека в
непосредственной близости от упавшего на землю и находящегося под напряжением
провода линии электропередачи или контактного провода электротранспорта.

Электрический ток, проходя через тело человека, может оказывать
биологическое, тепловое, механическое и химическое действия. Биологическое
действие заключается в способности электрического тока раздражать и возбуждать
живые ткани организма, тепловое — в способности вызывать ожоги тела,
механическое — приводить к разрыву тканей, а химическое — к электролизу крови.
Условно электротравмы делят на местные и общие. При местных электротравмах
возникает местное повреждение организма, выражающиеся в появлении электрических
ожогов, электрических знаков, в металлизации кожи, механических повреждениях и
электроофтальмии (воспаление наружных оболочек глаз). Общие электротравмы, или
электрические удары, приводят к поражению всего организма, выражающемуся в
нарушении или полном прекращении деятельности наиболее жизненно важных органов
и систем — легких (дыхания), сердца (кровообращения).

Оценивать опасность воздействия электрического тока на человека можно по
ответным реакциям организма. С увеличением тока четко проявляются три
качественно отличные ответные реакции. Это прежде всего ощущение, более
судорожное сокращение мышц (неотпускание для переменного тока и болевой эффект
постоянного) и, наконец, фибрилляция сердца. Электрические токи, вызывающие
соответствующую ответную реакцию, подразделяют на :

·
неощущаемые (0,6
— 1,6мА);

·
ощущаемые (3мА);

·
отпускающие
(6мА);

·
неотпускающие
(10-15мА);

·
удушающие
(25-50мА);

·
фибрилляционные
(100-200мА);

·
тепловые
воздействия (5А и выше).

Таблица 3.1

Воздействие электрического тока на организм человека

Значение	Характер воздействия
тока, мА	Переменный ток 50 Гц	Постоянный ток
0,6-1,6	Начало ощущения — слабый зуд, пощипывание кожи под электродами	Не ощущается
5-7	Болевые ощущения усиливаются во всей кисти руки, сопровождаются судорогами; Руки, как правило, можно оторвать от электродов	Начало ощущения. Впечатление нагрева кожи под электродом
8-10	Сильные боли и судороги во всей руке, включая предплечье. Руки трудно оторвать от электродов	Усиление ощущения нагрева
20-25	Руки парализуются мгновенно, оторваться от электродов невозможно. Сильные боли, дыхание затруднено	возникновение ощущения внутреннего нагрева. Незначительные сокращения мышц рук
25-50	Очень сильная боль в руках и груди. Дыхание крайне затруднено. При длительном токе может наступить паралич дыхания или ослабление деятельности сердца с потерей сознания	Ощущение сильного нагрева, боли и судороги в руках. При отрыве рук от электродов возникают едва переносимые боли в результате судорожного сокращения мышц
100	Фибрилляция сердца через 2-3 с; еще через несколько секунд — паралич сердца	Паралич дыхания при длительном протекании тока
300	То же действие за меньшее время	Фибрилляция сердца через 2-3 с; еще через несколько секунд — паралич дыхания
более 5000	Дыхание парализуется немедленно — через доли секунды. Фибрилляция сердца, как правило, не наступает; возможна временная остановка сердца в период протекания тока. При длительном протекании тока (несколько секунд) тяжелые ожоги, разрушения тканей

3.2
Способы защиты от поражения электрическим током

Для обеспечения электробезопасности при монтаже и эксплуатации
электроустановок применяют различные способы и средства защиты, выбор которого
зависят от ряда факторов, в том числе и от способа электроснабжения. Для
обеспечения защиты от поражения электрическим током в электроустановках должны
применяться технические способы и средства защиты.

Выбор того или иного способа или средства защиты (или их сочетаний) в
конкретной электроустановке и эффективность его применения зависят от целого
ряда факторов, в том числе от:

· номинального напряжения;

· рода, формы и частоты тока электроустановки;

· способа электроснабжения (от стационарной сети, от
автономного источника питания электроэнергией);

· режима нейтрали источника трехфазного тока (средней точки
источника постоянного тока) — изолированная нейтраль, заземленная нейтраль;

· вида исполнения (стационарные, передвижные, переносные);

· условий внешней среды;

· схемы возможного включения человека в цепь протекания тока
(прямое однофазное, прямое двухфазное прикосновение; включение под напряжение
шага);

· вида работ (монтаж, наладка, испытания) и др.

Кроме того, по принципу действия, все технические способы защиты
разделяются на:

· ограничивающие время воздействия тока на человека;

· предотвращающих прямое прикосновение к токоведущим частям.

Классификация технических способов и средств защиты от поражения
электрическим током в электроустановках приведена в рис. 3.1

Рис. 3.1 Технические способы защиты от поражения электрическим током.

.3 Современные средства и
приспособления электрозащиты

.3.1
Сигнализатор напряжения «ИВА-Н»

Рис.3.2 Применение сигнализатора «ИВА-Н»

Сигнализатор (СН) позволяет с земли или с опоры определять наличие
напряжения на воздушных линиях электропередачи 6-35 кВ.

С помощью СН «ИВА-Н» можно также:

контролировать исправность защитного заземления у включенного
электрооборудования;

определять наличие напряжения на проводе;

устанавливать расположение скрытой проводки, находящейся под напряжением
220 В;

находить обрыв фазного провода скрытой проводки, находящегося под
напряжением;

проверять правильность монтажа выключателей электроосвещения.

Сигнализатор напряжения «ИВА-Н» оснащен системами световой и
звуковой сигнализации, а также устройством контроля работоспособности.

Особенности применения на ВЛ 6-35 кВ

. Сигнализатор напряжения «ИВА-Н» на расстоянии предупреждает
работающего о наличии напряжения на токоведущих частях (реагирует на
электрическую составляющую электромагнитного поля).

. СН «ИВА-Н» предназначен для работы в электроустановках
частотой 50 Гц.

. При определении с земли наличия напряжения на проводах воздушной линии
с помощью СН «ИВА-Н» следует располагаться на участках, где
расстояние от проводов до земли близки к наименьшим допускаемым. Прибор должен
находиться в руке выше головы.

4. При работе вне помещения в солнечную погоду наличие напряжения
контролируется по звуковой сигнализации и светодиоду в нижнем торце корпуса СН.

. Так как вблизи заземленных опор ВЛ, заземленных конструкций, экранов
напряженность электрического поля близка к нулю, использовать СН
«ИВА-Н» следует от них на расстоянии не менее 10 метров.

Контроль исправности защитного заземления

При приближении переднего торца СН к незаземленному корпусу включенной
электроустановки «ИВА-Н» должен сработать. Если же заземление исправно, то на
расстоянии 10-15 мм от корпуса СН будет оставаться в дежурном режиме.

3.3.2 Сигнализатор напряжения индивидуальный
касочный «Радиус»

Рис.3.3.Расположение индивидуального
сигнализатора внутри каски

Сигнализатор напряжения индивидуальный
касочный (СНК) «Радиус» предназначен для предупреждения персонала,
обслуживающего воздушные линии электропередачи (ВЛ), о приближении на опасное
расстояние к токоведущим частям, находящимся под напряжением 6-10 кВ.

Сигнализатор напряжения «Радиус» оснащен
устройством автоматического включения (установленный датчик движения
срабатывает при любом перемещении каски) и отключения (при покое каски), что
повышает его надёжность, снижает энергопотребление, даёт возможность
стационарно устанавливать сигнализатор «Радиус» в каску на длительный срок.

Рис. 3.4 Особенности применения и
конструкции

1. Сигнализатор напряжения “Радиус” 2
расположен внутри защитной каски 1. Он осуществляет контроль напряженности
электрического поля. При превышении ее установленного уровня, срабатывает
звуковая индикация внутрь защитной каски.

2. Сигнализатор представляет собой
гибкую вставку, фиксируемую враспор внутри каски (между куполом и оголовьем) с
помощью вилок 5. На вставке закреплены батарейный отсек 4 и кнопка 3 (проверка
исправности сигнализатора).

. По сравнению с традиционно
применяемым креплением СНК снаружи каски (на козырьке или сбоку) установка СНК
«Радиус» внутри дает следующие преимущества:

. — исключена возможность зацепов и
срыва сигнализатора с каски;

. — сигнализатор защищен
поверхностью каски от внешнего воздействия атмосферных осадков;

. — длинная антенна, проходящая по
всему ребру жесткости каски, обеспечивает широкую зону контроля электрического
поля.

. — звуковой сигнал направлен
внутрь каски, что позволяет значительно снизить требуемую для надёжного
восприятия мощность сигнала.

8. Сигнализатор «Радиус» имеет режим
повышенной чувствительности, что позволяет с его помощью производить
предварительную проверку с земли наличия напряжения на проводах ВЛ.

9. Предусмотрен самоконтроль
сигнализатора при помощи кнопки 3 (убран дежурный режим периодической подачи
звукового сигнала, который «напрягает» при выполнении работ).

. В случае разряда элемента питания
СНК непрерывным звуковым сигналом известит о необходимости его замены.

Существуют преимущества размещения
сигнализатора внутри каски: при всех достоинствах ручных сигнализаторов есть ряд
моментов, на которые следует обратить внимание .Так, наличие у работника
сигнализатора напряжения еще не гарантирует того, что прибор будет правильно
использоваться. Бывают случаи, когда электромонтер не использует сигнализатор
по разным причинам. В таких случаях задачу предупреждения работника решает
касочный сигнализатор напряжения.

1. Существующие касочные
сигнализаторы напряжения крепятся различными способами на наружной поверхности
каски, либо на козырьке, либо на боковой поверхности. Исследования и расчеты
электрических полей с учетом тела человека, проведенные группой ученых НПЦ
«Электробезопасность» Вятского Государственного Университета, показали, что
правильней было бы располагать чувствительный элемент (антенну) сигнализатора
напряжения на «макушке» каски.

2. Расположенный в других местах
каски сигнализатор может не сработать в опасной близости от токоведущих частей.
Например, при подъеме монтера на опору, когда его голова находится на
расстоянии не более 20 см. от опоры. Кроме того, закрепленный на поверхности
каски сигнализатор может быть легко оторван или поврежден в результате
соприкосновения с проводом, элементом опоры или др.

. Правильнее было бы располагать
сигнализатор напряжения внутри каски в верхнем ребре жесткости. Учитывая все
это, специалистами группы «Электробезопасность» был разработан новый касочный
сигнализатор напряжения «Радиус».

3.3.3
Указатель напряжения УВН-90М-35 СЗ ИП

Рис 3.4. Указатель напряжения УВН-90М-35
СЗ ИП

УКАЗАТЕЛЬ НАПРЯЖЕНИЯ — прибор,
предназначенный для проверки наличия или отсутствия напряжения на токоведущих
частях. Такая проверка необходима, например, при работе непосредственно на
отключенных токоведущих частях, при контроле исправности электроустановок,
проверке электрической схемы, при отыскании повреждений в электроустановке и т.
п. В конструкции многих указателей напряжения предусмотрен световой сигнал о
наличии напряжения на проверяемой части или между проверяемыми частями.

Указатели напряжения предназначенные для
электроустановок до 1000 В, делятся на двухполюсные и однополюсные. Используя
двухполюсный, нужно прикоснуться к 2 частям электроустановки, чтобы
определить наличие или отсутствие напряжения между ними. Двухполюсные можно
применять в установках как переменного, так и постоянного тока. Однако при
переменном токе металлические части указателя напряжения (цоколь лампы, провод,
контакт-наконечник) могут создать емкость относительно земли или др. фаз
электроустановки, при которой емкостный ток будет достаточным для того, чтобы
при касании к фазе лишь одного контакта-наконечника неоновая лампа светилась.
Поэтому схему дополняют резистором, шунтирующим неоновую лампу.

Используя однополюсный указатель
напряжения, нужно прикоснуться лишь к испытуемой токоведущей части. Связь с
землей обеспечивается через тело человека, который пальцем руки создает контакт
с цепью указателя напряжения. Эта связь обусловлена в основном емкостью
«человек-земля». Однополюсный указатель можно применять только в
установках переменного тока, поскольку при постоянном токе его лампа не горит
(даже если есть напряжение). Рекомендуется использовать при проверке схем
вторичной коммутации, для определения фазного провода в электросчетчиках,
ламповых патронах, выключателях, предохранителях и т. п. Работать с У. н. до
1000 В можно без дополнительных электрозащитных средств

Указатели напряжения. для электроустановок
напряжением выше 1000 В, называемые также указателями высокого напряжения
(УВН), действуют по принципу свечения неоновой лампы при протекании через нее
емкостного тока, т. е. зарядного тока конденсатора, включенного последовательно
с лампой. Эти указатели пригодны лишь для установок переменного тока, и
приближать их надо только к 1 фазе. При пользовании УВН необходимо надевать
диэлектрические перчатки.

Основные части УВН:

· рабочая часть (состоит из
конденсаторной трубки, сигнальной неоновой лампы, контакта-наконечника и пр.);

· изолирующая часть
(обеспечивает изоляцию оператора от токоведущих частей, представляет собой
трубку из изоляционного материала);

· рукоятка (предназначена
для удержания указателя рукой, обычно является продолжением изолирующей части).

· У. н. запрещается
заземлять, т. к. можно случайно прикоснуться заземляющим проводом к токоведущим
частям, что станет причиной несчастного случая. Лишь когда емкость У. н.
относительно земли и заземленных предметов оказывается весьма малой (напр., при
работах высоко над землей и вдали от заземленных частей, в т. ч. на деревянных опорах воздушных ЛЭП), указатель
должен быть заземлен, иначе его лампа может не светиться и при наличии
напряжения.

Указатель напряжения УВН-90М-35 СЗ ИП

Контактного типа. Для определения наличия или
отсутствия напряжени 35кВ на ВЛ и РУ переменного тока. Индикация светозвуковая.
Возможность самопроверки работоспособности.

Указатель высокого напряжения УВН-90М-35СЗ ИП
предназначен для проверки наличия или отсутствия напряжения на воздушных линиях
электропередачи и других электроустановках переменного тока напряжением 35 кВ,
частотой 50 и 60 Гц, при температуре от — 45°С до +40°С и относительной
влажности воздуха не выше 80% (при температуре +25°С). Указатель УВН-90М-35СЗ
ИП относится к основным электрозащитным средствам. Принцип действия указателя
основан на преобразовании электрических сигналов в светозвуковые. Элементы
светозвуковой индикации указателя располагаются внутри затенителя, конструкция
которого позволяет усилить светозвуковой сигнал за счет его направленного
распространения. Указатель обладает возможностью самопроверки. Надежная работа
достигается использованием в электрической схеме указателя микросхем и
комплектующих элементов ведущих мировых производителей (Моtorola, SANYO,
Pansonic), а также литиевым источником питания марки СR-123 Panasonic,
напряжением ЗВ ,емкостью 1500 мА/ч. Низкая величина рабочего тока — 7 мА в
режиме сигнализации, позволяет использовать указатель без замены элемента
питания в течении всего срока эксплуатации — 10 лет.

Минимальное напряжения, при котором срабатывает
индикация указателя, не более, кВ 8,7 Максимальное рабочее напряжение, кВ 35
Рабочий диапазон температуры окружающей среды, °С от — 45°С до +40°С

Методы измерения: контактный Виды индикации: световая:
импульсная, красная звуковая: прерывистая

Напряжение питания, В 3,0 Источник питания указателя
один элемент CR-123 фирмы Panasonic, напряжением 3В, емкостью 1500 мА/ч

Величина рабочего тока, мА 7,0

Габаритные размеры

в разобранном положении, мм 72 x 970

в рабочем положении, мм 72 x 970

Масса указателя, кг не более 0,6

3.3.4 Дугостойкие костюмы и комплекты для защиты от электрической дуги

Рис 3.5 Дугостойкий костюм

Электрическая дуга обладает огромной
мощностью и в весьма короткий промежуток времени (секунды и доли секунды)
выделяет в окружающее пространство большое количество энергии: световой,
лучистой (ультрафиолетовые и инфракрасные лучи) и тепловой (температура газа в
канале дугового разряда достигает 5-6 тыс. °С), а также сопровождается
выделением озона и угарного газа. Риск возникновения электродуги на
оборудовании зависит от нескольких факторов:

насколько часто работники выполняют задачи
с участием подключенного в сеть оборудования;

уровня сложности поставленной задачи,
необходимость вмешательства, доступное пространство, пределы безопасности, тип
участка;

подготовки, навыков, скоординированности
работы с помощником;

используемых инструментов;

состояния оборудования;

степени перегрузки по току защитного
оборудования.

Основными факторами, представляющими
угрозу для жизни и здоровья работника при аварии, связанной с действием
электрической дуги и возможными последствиями электрической дуги, являются
следующие:

эффект внезапности и незаметности, в связи
с чем персонал не имеет возможности оперативно покинуть место аварии;

эффект концентрации энергии: выделение
большого количества энергии в короткий срок в ограниченном объеме приводит к
появлению локальных смертельно опасных концентраций энергии и может привести к
временной или постоянной потере зрения;

сверхвысокие температуры: под их
воздействием человек получает тяжелейшие ожоги и травмы;

ударная волна, в результате которой
человек может получить травмы при падении и ударе о предметы, находящиеся у
него за спиной; взрывная волна может разбросать работников по всему помещению и
столкнуть их с лестниц, возможны временная или постоянна потеря слуха,
повреждение нервов и остановка сердца; дуга разбрызгивает капли расплавленного
металла с высокой скоростью, брызги расплавленного металла могут отлетать от
источника дуги на расстояние нескольких метров; осколки взрыва могут проникнуть
в тело человека;

возгорание одежды рабочего: одежда может
воспламеняться на расстоянии нескольких метров (участки кожи под одеждой могут
получить более серьезные ожоги, чем открытые участки кожи, ожоги третьей
степени);

плавление синтетических деталей одежды и
экипировки работника и попадание расплавленных веществ на кожу человека,
приводящее к ожогам;

выделение озона и угарного газа приводит к
удушью, головокружению, тошноте, рвоте и даже смерти. Средством индивидуальной
защиты работников от воздействия электрической дуги является защитный комплект,
который состоит из защитного костюма, нательного белья, термостойких перчаток,
каски и обуви.

Основным показателем защитных свойств
дугостойких костюмов является способность ослаблять тепловое воздействие
электрической дуги на кожу человека до уровня, который не сможет вызвать
тяжелые ожоговые травмы. Этот показатель устанавливается экспериментально на
основании результатов испытаний, проходящих в соответствии с требованиями
методики ГОСТ Р 12.4.234-2007 в аккредитованных лабораториях на специальной
установке (см. рис 3.6).

Рис 3.6 Установка для проверки костюма на стойкость к
электрической дуге.

В основе методики лежат подтвержденные мировым научным сообществом
экспериментальные данные (эталонная кривая Столл), которые определяют предел
физиологических способностей кожи человека противостоять воздействию теплового
излучения до возникновения ожогов II степени. Кривая задает предельные значения
скорости изменения температуры на поверхности кожи человека, которые не
приведут к возникновению ожогов.

Процедура электродугового испытания пакета текстильных материалов
защитного дугостойкого костюма использует показания калориметрических датчиков,
одни из которых (незащищенные) фиксируют изменение температуры над поверхностью
материала, а другие (защищенные) — под поверхностью. Сопоставляя показания
датчиков, можно судить о способности материала ослаблять создаваемый
электрической дугой тепловой поток, и установить предельный для данного материала
уровень защиты от теплового излучения дуги. Соответствующие характеристики
материала определяются методом статистической обработки результатов испытаний
не менее 20 образцов.

Ниже показан процесс испытания и внешний вид костюма до и после
воздействия электрической дуги:

Рис 3.7 Испытание защитного костюма на стойкость к электрической дуге

Рис 3.7.1 Испытание защитного костюма на стойкость к электрической дуге
(продолж.)

Так же жесткий отбор проходят диэлектрические и термостойкие перчатки,
каски, подшлемники и обувь. Тщательный анализ результатов испытаний позволяет
определить пороговые значения энергии теплового потока, который может быть
нейтрализован комплектами для защиты от электрической дуги.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте в теоретической части был рассмотрен вопрос о потерях
электроэнергии в электрических сетях и мероприятиях по их снижению. Был
рассмотрен вопрос о фактических потерях электроэнергии, о нормировании фактических
потерь, о структуре коммерческих потерь, а так же способах их снижения.
Рассмотрен вопрос об автоматизированных системах контроля и учета
электроэнергии производимых в России.

В расчетной части выпускной работы были проанализированы исходные данные электрифицируемого
района, составлены балансы активной и реактивной мощности протекающей в сети,
выбраны устройства компенсации реактивной мощности типа БСК на каждой из
подстанций потребителей. Затем, были спроектированы два варианта схем развития
района по выданному заданию. Для каждой из
схем были выбраны основные параметры: напряжения, сечения проводов ВЛ, мощности
трансформаторов на подстанциях. Так как во всех пунктах потребления
присутствуют потребители I
категории, то в вариантах были учтены возможности резервирования питания
потребителей, как проектированием двухцепных линий, так и установкой двух
трансформаторов на подстанциях. Было произведено технико-экономическое
сравнение вариантов схем развития электрической сети, по его результатам выбран
вариант 1,как наиболее экономически выгодный. Для него был произведен расчет и
анализ основных режимов работы сети(режим наибольших нагрузок, режим наименьших
нагрузок, аварийный режим при отключении одной из цепей наиболее загруженной
линии, аварийный режим при отключении одного самого мощного трансформатора на
подстанции), и дополнительных режимов(режим наибольших нагрузок с отключенными
КУ; c включенными КУ с изменением
напряжения на источнике питания от 101% до 105% от номинального напряжения;
включение в одну из линий УПК). Анализируя режимы можно сделать вывод, что
компенсирующие устройства, устанавливаемые в линии, снижают потери активной
мощности P и потери напряжения у потребителя, и могут быть использованы
как средство регулирования и снижения потерь в электрических сетях. Так,
суммарные потери мощности во всей сети в послеаварийном режиме при отключении
одной цепи наиболее загруженной линии составляют 3,0%, а в аналогичном режиме с
включенным в линии УПК 2,7%. Так же одним из способов уменьшения потерь
является увеличение напряжения на источнике питания: при напряжении на ИП 101%
от номинального потери во всей сети составляют 2,8%, а при напряжении 105% от
номинального — 2,6% . Если сравнивать два аварийных режима, послеаварийный
режим при отключении одной цепи наиболее загруженной линии без УПК и
послеаварийный режим при раздельной работе трансформаторов, можно сделать
вывод, что характере аварии влияет на отклонение напряжения и потери мощности
по-разному. Так при отключении одной цепи наиболее загруженной линии потери во
всей сети больше, чем при отключении одного из наиболее мощного трансформатора.
При расчете режимов работы сети напряжения в некоторых пунктах нагрузки не
соответствовали требованиям ПУЭ, поэтому была произведена регулировка с
использование РПН трансформатора, путем указания номера анцапфы (номер
положения отпайки РПН) в программном комплексе RastrWin. Таким образом, схема является
выгодной как по экономическим показателям, так и по надежности электроснабжения
потребителей в рассмотренных режимах работы сети.

В разделе техника безопасности и охрана труда рассмотрен вопрос о
способах и современных средствах защиты от поражения электрическим током.

ПРИЛОЖЕНИЕ

. Режим наибольших нагрузок с отключенными КУ

-Параметры до регулировки напряжений у потребителей:

Таблица П1.1

Результаты расчёта режима

Параметры после регулировки

Таблица П1.2

Результаты расчёта режима

.Режим наибольших нагрузок с включенными КУ

2.1 Напряжение на ИП 111,1 кВ

Параметры до регулировки напряжений:

Результаты расчёта режима Таблица
П1.3

Параметры после регулировки

Результаты расчёта режима Таблица П1.4

.2 Напряжение на ИП 112,2 кВ

Параметры до регулировки

Параметры и полученные напряжения узлов

Результат расчета режима Таблица П1.5

электроэнергия мощность сеть конденсатор батарея

-Параметры после регулировки

Результаты расчёта режима Таблица П1.6

.3 Напряжение на ИП 113,3 кВ

Параметры до регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.7

Параметры после регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.8

.4 Напряжение на ИП 114,4 кВ

Параметры до регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.9

Параметры после регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.10

.5 Напряжение на ИП 115,5 кВ

Параметры до регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.11

Параметры после регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.12

3. Режим наименьших нагрузок

-Параметры до регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.13

-Параметры после регулировки напряжения

Результат расчета режима Таблица П1.14

4. Послеаварийный режим при отключении одной цепи на наиболее
загруженной линии ИП2-5

Результат расчета режима Таблица П1.15

. Послеаварийный режим при отключении самого мощного
трансформатора.

Результат расчета режима Таблица П1.16

6. Послеаварийный режим при отключении одной цепи на наиболее
загруженной линии ИП2-5 с включением в линию УПК.

Результат расчета режима Таблица П1.16

7. Схема принципиальная электрическая

. Графическая схема сети

Рис П1.Графическая схема сети

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ
СПИСОК

1. Справочник
по проектированию электрических сетей / Под редакцией Д.Л. Файбисовича. — 3-е
изд., перераб. и доп. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2009. — 392 с.: ил.

. Методические
указания к курсовому проекту «Развитие районной электрической сети» по учебной
дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» / Сост.: Т.И. Дубровская,
Л.С. Певцова, Л.В. Старощук. — Смоленск: ГОУВПО СФ МЭИ (ТУ), 2002

. Схемы
принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 — 750
кВ. Типовые решения. М.: «Энергосетьпроект»,2007.

. Правила
устройства электроустановок — 7-е издание.- М.: ЗАО «Энергосервис», 2003.

5. <http://www.news.elteh.ru/>

6. <http://www.energocontract.ru>

. http://www.info380.ru

Источник

Расчеты и анализ режимов работы сетей. Под. ред. Веникова В.А.

17 января 2020 г. в 09:57
668

Поделиться
Пожаловаться

Расчеты и анализ режимов работы сетей. Под. ред. Веникова В.А.

Предисловие

Настоящее учебное пособие предназначено для студентов электроэнергетических и электротехнических вузов, получающих подготовку по специальностям 0301, 0302, 0303, 0304, 0314 и 0650, а также инженеров, аспирантов и научных работников, занятых в области сетей электрических систем. Одной из основных задач учебного пособия является развитие у учащихся вузов творческого подхода к теоретическому материалу, физическим трактовкам явлений и процессов, происходящих в сетях электрических систем, которые излагаются в ряде специальных курсов. Это в основном курсы «Электрические сети и системы», «Передача энергии переменным током», «Применение методов теории вероятностей к задачам электроэнергетики» и др.

Авторы книги стремились отразить в ней наиболее типичные задачи, возникающие при расчетах, анализе работы и проектировании сетей электрических систем. Это в первую очередь определение параметров элементов электрических сетей, методы расчета установившихся нормальных режимов и их регулирование, элементы проектирования. Стохастический подход к анализу режимов электрических сетей требует большого внимания и задачам, решение которых целесообразно проводить на основе теории вероятностей и математической статистики, вот почему этим задачам отведено в книге довольно много места.

Таким образом, набор задач, имеющихся в данном учебном пособии, существенно отличается от задач, имеющихся в других изданиях этого типа, в том числе и написанных коллективом кафедры «Электрические системы» МЭИ, касающихся примеров расчета режимов электропередач и переходных процессов в электрических сигналах. Разумеется, что полностью отразить все многогранные проблемы расчета и анализа электрических сетей в книге не удалось. Так задачи, связанные с проектированием и технико-экономическим анализом, несомненно должны были бы быть расширены и по объему, и по количеству.

…

Скачать Расчеты и анализ работы сетей

Смотрите также

Электрические системы. Режимы работы электрических систем и сетей. Под ред. Веникова В.А.
Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов. Под ред. Веникова В.А.
Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях
Электрические системы. Электрические сети. Под ред. Веникова В.А.
Электрические системы. Автоматические системы управления режимами энергосистем. Под ред. Веникова В.А.

Новости по теме

Источник

Оглавление диссертации кандидат технических наук Васильев, Павел Александрович

ВВЕДЕНИЕ.

1. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ И МЕТОДЫ РАСЧЕТА РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ.

1.1. Математические модели для расчета нормальных установившихся режимов электрических сетей.

1.2. Методы расчета нормальных установившихся режимов электрических сетей энергосистем.

1.3. Математическая модель для расчета аварийных режимов с множественной продольно-поперечной несимметрией.

1.4. Выводы.

2. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ И ВЫЯВЛЕНИЕ СЛАБЫХ МЕСТ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.

2.1. Предельная мощность узла нагрузки с заданной активной и реактивной мощностью.

2.2. Предельная мощность узлов с заданным модулем напряжения.

2.3. Предельная мощность генерирующего источника.

2.4. Узловые модели электрической сети.

2.5. Выявление «слабых» узлов электрической сети по критерию минимума предельной «квазимощности» узла.

2.6. Определение «влияющих» ветвей.

2.7. Выводы.

3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ РАСЧЕТА НОРМАЛЬНЫХ

РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.

3.1. Расчет режима электрической сети по круговым диаграммам напряжений

3.2. Методика контроля качества и отбора решений уравнений узловых напряжений.

3.3. Расчет нормальных режимов электрических сетей с глобальной сходимостью к одному решению методом взвешенных наименьших квадратов.

3.4. Расчет нормальных режимов электрических сетей с глобальной сходимостью к одному решению методом Ньютона с модификацией правых частей по «внешнему дополнению».

3.5. Выбор функции «внешнего дополнения».

3.6. Выводы.

4. ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДЛЯ РАСЧЕТА НОРМАЛЬНЫХ И АВАРИЙНЫХ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ

СЕТИ.

4.1. Программа RTKZ для расчета нормальных и аварийных режимов электрической сети с множественной одновременной продольно-поперечной несимметрией.

4.2. Расчет нормальных режимов.

4.3. Расчет аварийных режимов.

4.4. Расчет и анализ статической устойчивости.

4.5. Методика построения зон остаточного напряжения для анализа динамической надежности электрической сети при аварийном понижении напряжения.

4.6. Расчет и анализ асинхронных режимов в электроэнергетических системах.

4.7. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов и алгоритмов расчета и анализа установившихся режимов электрических сетей энергосистем»

Расчеты установившихся нормальных и аварийных режимов (УР) электрических сетей электроэнергетических систем (ЭЭС) являются наиболее массовыми и часто выполняемыми электротехническими расчетами в практике проектирования и эксплуатации ЭЭС практически на всех территориальных и временных уровнях управления. Эти расчеты также выполняются как подзадачи при решении оптимизационных задач, расчете и анализе устойчивости ЭЭС, разработке мероприятий по противоаварийному управлению, выборе уставок релейной защиты и автоматики (РЗиА) и т.д.

В связи с большой размерностью решаемой задачи расчеты установившихся режимов выполняются на ЭВМ.

Проблеме расчета установившихся режимов посвящено большое количество журнальных статей и монографий, в которых рассматриваются математические модели установившихся режимов, методы формирования и решения уравнений состояния электрической сети, вопросы сходимости итерационных процессов, существования и единственности решения нелинейных уравнений состоянии электрической сети.

Можно отметить существенный вклад в решении данной проблемы таких научно-технических организаций как ИЭД АН УССР, ВНИИЭ-ВЦ ГТУ, СЭИ, СибНИИЭ, ИЭК МАН МССР, ОДУ Урала, а также вузовской науки в лице МЭИ, ЛПИ, УПИ, ИПИ и др.

Вклад в исследование и разработку методов, алгоритмов и программных средств моделирования и расчета режимов электрических сетей внесли известные ученые: Д.А. Арзамасцев, П.И. Бартоломей, В.А. Веников, А.З. Гамм, О.Т. Гераскин, В.М. Горнштейн, JI.A. Жуков, В.И. Идельчик, В.А. Крылов, JI.A. Крумм, С.Б. Лосев, Н.А. Мельников, B.C. Молодцов, И.П. Стратан, В.А. Строев, В.И. Тарасов, Х.Ф. Фазылов, Л.В. Цукерник, А.Б. Чернин, О.В. Щербачев и другие.

К настоящему времени разработан и апробирован на практике в течение длительного времени ряд методов, алгоритмов расчета и программ для ЭВМ, однако работа по их совершенствованию непрерывно продолжается.

Расчеты выполняются применительно к схемам замещения электрической сети, основой для описания топологии схем замещения является теория графов.

Формирование схем замещения и расчет параметров их элементов осуществляются с использованием известных упрощений и допущений. Трехфазные схемы приводятся, как правило, к эквивалентной однолинейной схеме.

Элементы электрической сети (воздушные линии электропередачи, трансформаторы, реакторы и т.п.) рассматриваются как линейные и симметричные. Асимметричные схемы, соответствующие вращающимся машинам и повреждениям элементов симметричной сети, описываются, как правило, с использованием симметричных схем прямой, обратной и нулевой последовательности. В последнее время возрос интерес к выполнению расчетов в фазных координатах трехфазных электрических цепей [44].

При расчете нормальных УР в качестве математического описания наиболее часто используются различные формы уравнений узловых напряжений (УУН). С 60-х годов 20 века наибольшее распространение получили УУН в форме баланса мощностей, записанные в полярной или прямоугольной системе координат. Решение УУН осуществляется итерационными методами. УУН могут иметь множество решений либо не иметь ни одного. Итерационный процесс может либо сходиться к любому из решений, либо иметь расходящийся характер даже при наличии хотя бы одного решения, т.е. при решении нелинейных УУН имеет место проблема сходимости итерационного процесса, существования и единственности решения. В классической постановке задачи расчета установившихся нормальных режимов решить данную проблему нельзя. В связи с этим большое значение имеет разработка новых подходов как к постановке задачи расчета УР, так и методов решения УУН, обладающих свойствами глобальной сходимости (т.е. почти из любых начальных приближений) к одному решению, адекватному реальному режиму электрической сети.

Расчеты аварийных УР наиболее часто выполняются для целей проектирования ЭЭС и выбора уставок РЗиА. Имеются промышленные программы расчета на ЭВМ периодических составляющих токов замыкания и неполнофазных режимов. Однако исторически сложилась практика, в соответствии с которой программы расчета аварийных УР либо вообще не предусматривают ввод информации об узлах схемы, либо требуют упрощенное описание нагрузок узлов. В связи с этим расчеты несимметричных режимов с продольной несимметрией (обрывы фаз), а также расчеты сложных повреждений с множественной одновременной продольно-поперечной несимметрией (замыкания и обрывы фаз) не могут быть выполнены или выполняются с дополнительной погрешностью и трудозатратами. Необходима смена поколения программ и наиболее целесообразный путь развития состоит в разработке интегрированных программных комплексов, совмещающих в себе модули для расчета как нормальных, так и аварийных режимов.

Важной является задача анализа свойств электрических сетей, предельных режимов их работы. Предельная мощность генерирующих узлов (источников) и статическая устойчивость узлов комплексной нагрузки хорошо исследованы, имеются качественные критерии, методы, алгоритмы и программные средства для их расчета. Однако применительно к узлам нагрузки вопрос об оценке предельной потребляемой мощности остается незавершенным. Решение этой задачи позволит выполнять исследование пропускной способности электрической сети, сопоставлять различные узлы сети с точки зрения способности потребить мощность от источника, тем самым выявлять «слабые» места и элементы сети, наиболее влияющие на энергопотребление. Такие данные полезны не только при решении задачи развития электрической сети, но и для анализа режимов работы в практике оперативного управления.

Решению указанных вопросов посвящена настоящая работа.

Она выполнена в рамках госбюджетных и хоздоговорных работ энергетического факультета Южно-Российского государственного технического университета (Новочеркасского политехнического института) — в дальнейшем ЮРГТУ(НПИ), проводимых в соответствии с планом развития научного направления университета «Рациональное использование топливно-энергетических ресурсов и повышение эффективности работы электроэнергетических систем», комплексной научно-технической программой Северо-Кавказского научного центра высшей школы «Улучшение экологии и повышение надёжности энергетики Ростовской области», грантом Минобразования РФ 36Гр-98 «Исследование нормальных, анормальных и аварийных режимов работы распределительных сетей электроэнергетических систем и разработка алгоритмов и устройств адаптивных защит дальнего резервирования воздушных линий с ответвлениями» и комплексной научно-технической программой Минобразования РФ «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники».

Объектом исследования являются электрические сети электроэнергетических систем, их режимы работы.

Целью диссертационной работы является совершенствование методов расчета и анализа установившихся нормальных и аварийных режимов электрических сетей для повышения точности, достоверности и надежности получения решения. Основными задачами, решаемыми в работе, являются:

— разработка методики анализа свойств электрических сетей энергосистем для выявления их «слабых» мест;

— совершенствование методов и создание алгоритмов расчета нормальных установившихся режимов электрической сети с глобальной сходимостью к одному решению, соответствующему физически и технически обоснованному, при наличии множества решений нелинейных уравнений состояния электрической сети;

— разработка методики контроля качества и отбора полученных решений нелинейных уравнений состояния электрической сети;

-разработка математических моделей, алгоритмов и программного обеспечение ЭВМ, позволяющих в рамках единой программной системы реализовать комплексный подход к решению электротехнических задач для планирования и управления нормальными и аварийными режимами электрических сетей.

Методы исследования. При решении различных задач в работе использовались методы математического моделирования, методы решения линейных и нелинейных систем алгебраических уравнений и оптимизации, вычислительные эксперименты.

Научная новизна состоит в развитии теории и практики расчета и анализа нормальных и аварийных режимов электрических сетей. Основными результатами являются:

1. Методика анализа предельных режимов и выявления «слабых» мест электрической сети с использованием понятия «квазимощности», представляющей собой алгебраическую сумму активной и реактивной мощности узла.

2. Применение кибернетического принципа «внешнего дополнения» к проблеме единственности решения нелинейных уравнений состояния электрических сетей, алгоритмы расчета установившихся режимов электрических сетей с глобальной сходимостью к одному решению.

3. Методика контроля качества и отбора полученных итерационными методами решений нелинейных уравнений состояния электрической сети.

Практическая ценность: Разработанные алгоритмы и программные модули расчета нормальных установившихся режимов с глобальной сходимостью к одному решению, методика проверки качества и отбора решений уравнений состояния повышают надежность и достоверность расчетов нормальных режимов электрических сетей, улучшают качество проектирования, планирования режимов и эксплуатации электрических сетей энергосистем.

Разработанная программа RTKZ позволяет выполнять расчеты как нормальных установившихся режимов сложных электрических сетей, так и квазиустановившихся аварийных режимов с множественной одновременной продольно-поперечной несимметрией с учетом нагрузки, а также может использоваться для выявления «слабых» мест электрической сети, построения зон остаточных напряжений для анализа динамической надежности, статической устойчивости комплексных узлов нагрузки, расчета асинхронных режимов энергосистем. Программа использовалась при выполнении научно-исследовательских работ, внедрена на производстве и в учебном процессе ЮРГТУ(НПИ), зарегистрирована в РОСПАТЕНТе.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на XVII,XIX сессиях научного семинара «Кибернетика электрических систем» по тематике «Электроснабжение промышленных предприятий» (г. Новочеркасск, 1995г., 1997г.), на XXII, XXIV, XXVIII сессиях семинара «Кибернетика электрических систем» по тематике «Диагностика электрооборудования» (г. Новочеркасск, 2000г.,2002г.,2006г.), на семинаре-совещании начальников служб РЗА АО-энерго, начальников электролабораторий электрических станций, ведущих специалистов РЗА ОЭС Северного Кавказа (г. Пятигорск, ЮЦПК РП ЮЭТН, 13-15.10.1999 г.), на международной научно-практической конференции «Современные системы и комплексы и управление ими» (г.Новочеркасск, 2003 г.), на научно-технических конференциях ЮРГТУ(НПИ), заседаниях кафедры АЭЭС ЮРГТУ(НПИ).

Результаты работы нашли свое отражение в монографии (Нагай В.И. Релейная защита ответвительных подстанций электрических сетей.- М.: Энергоатомиздат, 2002,- 312 с.(§2.7, С.97-107)).

Реализация результатов работы. Описанные в данной работе математические модели, методы, алгоритмы реализованы автором в программе РТКЗ, которая широко использовалась с 1995г. при выполнении госбюджетных и хоздоговорных научно-исследовательских работ, в учебном процессе энергетического факультета ЮРГТУ(НПИ).

Результаты диссертационной работы внедрены в ОАО «Ростовэнерго», ООО «Астраханьгазпром», широко используются в учебном процессе при подготовке инженеров-электриков на энергетическом факультете ЮРГТУ(НПИ).

Акты внедрения результатов диссертационной работы приведены в приложении.

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 12 работ. Материалы диссертации отражены в зарегистрированном во ВНТИЦ отчете о научно-исследовательских работах кафедры «Автоматизированные электроэнергетические системы» ЮРГТУ за 1996-2000 г. и ряде других публикаций.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, заключения, приложения и списка использованной литературы, включающего 78 наименования. Материалы изложены на 123 страницах машинописного текста, содержат 25 рисунков и 5 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Васильев, Павел Александрович

4.7. Выводы

Приведено описание программы расчета нормальных и аварийных при множественной одновременной продольно-поперечной несимметрии с учетом нагрузки режимов электрических сетей энергосистем, выявления слабых мест электрической сети, построения зон остаточных напряжений, анализа асинхронных режимов в энергосистемах, статической устойчивости нагрузки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработана методика анализа предельных режимов и выявления «слабых» элементов электрической сети на основе понятия «квазимощности», представляющей собой алгебраическую сумму активной и реактивной мощностей.

2. Предложен подход к решению задачи единственности решения нелинейных уравнений состояния электрической сети на основе кибернетического принципа «внешнего дополнения», разработаны алгоритмы для расчета нормальных режимов электрических сетей со свойством глобальной сходимости к одному решению.

3. Разработана методика контроля и отбора решений уравнений состояния электрической сети, позволяющая фиксировать сходимость к неприемлемым решениям уравнений состояния электрической сети в форме узловых напряжений.

4. Разработаны комплексные алгоритмы и программа для ЭВМ расчета нормальных и аварийных при множественной одновременной продольно-поперечной несимметрии с учетом нагрузки режимов электрических сетей энергосистем, выявления «слабых» мест электрических сетей, построения зон остаточных напряжений для анализа динамической надежности узлов нагрузки, исследования асинхронных режимов энергосистем.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Васильев, Павел Александрович, 2006 год

1. Автоматизация управления режимами и развитием электроэнергетических систем. Отчет о НИР/ НГТУ.- Новочеркасск, 1996. -88с.

2. Автоматизация управления энергообъединениями / Гончуков В.В., Горнштейн, В.М., Крумм Л.А. и др.; Под ред. С.А. Совалова. М.: Энергия, 1979.-432 с.

3. Автоматическое управление и противоаварийная автоматика в крупных энергообъединениях. Л.: Энергоатомиздат.- 1987.

4. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: Методы анализа и управления. -М.: Энергоатомиздат, 1990. 440 с.

5. Бернас С., Цек 3. Математические модели элементов электроэнергетических систем: Пер с польск. М.: Энергоиздат, 1982.- 312 с.

6. Бертсекас Д. Условная оптимизация и методы множителей Лагранжа: Пер. с англ. М.: Радио и связь, 1987.- 400 с.

7. Булатов В.П. Методы погружения в задачах оптимизации.-Новосибирск: Наука, 1977.- 161 с.

8. Васильев П.А. Предельная мощность узла электрической сети //Изв. вузов. Электромеханика.- 1996-№3-4. С.104-105.

9. Васильев П.А., Грабовсков С.Н., Нагай В.И. Расчет токов короткого замыкания для релейной защиты RTKZ //Персональный компьютер в службе релейной защиты, программное обеспечение: Справочник /ИДУ ЕЭС России. -М., 1996. С. 7.

10. Ю.Васильев П.А. Выявление слабых мест электрической сети по критерию минимума узловой квазимощности // Изв. вузов. Электромеханика. -1997.-№1-2.-С. 99-100.

11. И.Васильев П.А., Грабовсков С.Н., Нагай В.И. Программа расчета токов короткого замыкания с учетом нагрузочных режимов электрической сети // Изв. вузов. Электромеханика. 1997.- №1-2. С. 66-68.

12. Васильев П.А., Грабовсков С.Н., Нагай В.И. Программа расчета токов короткого замыкания //Изв. вузов. Электромеханика.- 1997.- №1-2. С. 124.

13. Васильев П.А., Грабовсков С.Н., Нагай В.И. Программа расчета на ЭВМ нормальных и аварийных режимов электрической сети с множественной продольно-поперечной несимметрией // Изв. вузов. Электромеханика.- 1999-№1.- С.98.

14. Васильев П. А. Улучшение сходимости методов расчета установившихся режимов электрической сети // Изв. вузов. Электромеханика.-2000.- №3.- С.81-82.

15. Расчет нормальных и аварийных с множественной продольно-поперечной несимметрией режимов электрических сетей. // Свид. об. офиц. регистр, программы для ЭВМ №2000611003. Зарегистр. в Реестре программ для ЭВМ 5.10.2000 г. /РОСПАТЕНТ.- М.

16. Васильев П.А. Метод расчета режимов электрической сети с глобальной сходимостью.// Изв. вузов. Электромеханика.- 2002.- №6.- С.73.

17. Васильев П.А. Метод контроля качества и отбора решений уравнений состояния при расчете нормальных режимов электрической сети //Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки.- 2006.- Приложение №15.-С.65-67.

18. Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. Учебник для электроэнергетич. специальностей вузов. Изд. 3-е, переработ, и доп. М.: «Высш. школа», 1978. 415 с.

19. Веников В.А., Строев В.А., Идельчик В.И., Тарасов В.И. Оценка статической устойчивости электрических систем на основе решения уравнений установившегося режима //Изв. АН СССР. Энергетика и трансп.- 1971.- №5.-С.8-23.

20. Гамм А.З., Голуб И.И. Обнаружение слабых мест в электроэнергетической системе //Изв. АН СССР. Энергетика. 1993.- №3. С.83-92.

21. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация: Пер. с англ.-М.: Мир, 1985.-509 с.

22. Грамм М.И. О принципе минимума потерь //Изв. вузов. Электромеханика-1989. №9.- С.21-25.

23. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчеты устойчивости и протиивоаварийной автоматики в энергосистемах.- М.: Энергоатомиздат, 1990.390 с.

24. Димо П. Модели РЕИ и параметры режима. Объединенные энергосистемы: Пер. с рум. М.: Энергоатомиздат, 1987. — 302 с.

25. Джордж А., Лю Дж. Численное решение больших разреженных систем уравнений: Пер. с англ.- М.:Мир, 1984.-ЗЗЗс.

26. Дэннис Дж.,мл., Шнабель Р. Численные методы безусловной оптимизации и решения нелинейных уравнений: Пер. с. англ. М.: Мир, 1988.440 с.

27. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем / Под ред. JI.A. Жукова. -М.: Энергия, 1979. 456 с.

28. Жуков Л.А., Стратан И.П. Установившиеся режимы сложных электрических сетей и систем: Методы расчетов. -М.: Энергия, 1979. 416 с.

29. Ивахненко А.Г. Самообучающиеся системы распознавания и автоматического управления.- Киев: Техника, 1969.- 392 с.

30. Идельчик В.И., Лазебник А.И. Аналитическое исследование существования и единственности решения уравнений установившегося режима электрической системы // Изв. АН СССР. Энергетика и трансп. 1972, №2, С. 5159.

31. Идельчик В.И. Расчеты установившихся режимов электрических систем.- М.: Энергия, 1977.- 192 с.

32. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем.- М: Энергоатомиздат, 1988.- 288 с.

33. Идельчик В.И. Электрические системы и сети.- М.: Энергоатомиздат, 1989.-506 с.

34. Икрамов Х.Д. Несимметричная проблема собственных значений. Численные методы-М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1991.- 240 с.

35. Кононов Ю.Г. Разработка методов моделирования режимов распределительных электрических сетей на базе современных информационных технологий: Автореф. д-ра техн. наук.- Ставрополь, 2002.43 с.

36. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике.- М.: Наука, 1977.- 832 с.

37. Липес А.В., Окуловский С.К. Расчеты установившихся режимов электрических систем на ЦВМ: Учебное пособие.- Свердловск: изд. УПИ им. С.М. Кирова, 1986.-88 с.

38. Лосев С.Б., Чернин А.Б. Вычисление электрических величин в несимметричных режимах электрических систем.- М.: Энергоатомиздат, 1983.- 528 с.

39. Лоусон Ч., Хенсон Р. Численное решение задач наименьших квадратов / Пер. с. англ. -М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1986,- 232 с.

40. Маркович И.М. Режимы энергетических систем.- М: Энергия, 1969.352 с.

41. Медов Р.В. Развитие методов и программного обеспечения исследований несимметричных режимов электроэнергетических систем. Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. нехн. наук.- Санкт-Петербург: СПбГТУ, 2002.- 18 с.

42. Мельников Н.А., Рокотян С.С., Шернцис А.Н. проектировние электрической части воздушных линий электропередач 330-500 кВ. Под общ. ред. С.С. Рокотяна. Изд. 2-е, перераб. и доп.- М.: Энергия, 1974.- 472 с.

43. Методы оптимизации и их приложения. Ч. 1. Математическое программирование /Анциферов Е.Г., Ащепков J1.T., Булатов В.П.Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1990.- 158 с.

44. Методы оптимизации режимов энергосистем / В.М. Горнштейн, Б.П. Мирошниченко, А.В. Пономарев и др.; Под ред. В.М. Горнштейна.- М.: Энергия, 1981.- 336 с.

45. Пенфилд П., Спенс Р., Дюинкер С. Энергетическая теория электрических цепей. Пер. с англ. Под ред. Проф. Говоркова.- М.: Энергия, 1974.- 152 с.

46. Писсанецки С. Технология разреженных матриц: Пер с англ.- М.: Мир, 1988.-410 с.

47. Полак Э. Численные методы оптимизации. Единый подход: Пер. с англ.- М.: Мир, 1974.- 376 с.

48. Применение вычислительных методов в энергетике/ Под. ред. В.А. Веникова и Ю.Ф. Архипцева.- М.: Энергоатомиздат, 1983.- 136 е.- (Энергетика за рубежом).

49. Применение вычислительных методов в энергетике: Обзор докладов VIII Международной конференции/ Под. ред. В.А. Веникова, Ю.Ф. Архипцева.- М.: Энергоатомиздат, 1987.- 176 е.- (Энергетика за рубежом).

50. Применение цифровых вычислительных машин в электроэнергетике: Учебное пособие для вузов / О.В. Щербачев, А.Н. Зейлингер, К.П. Кадомская и др.- Л.: Энергия. Ленингр. отд-ние, 1980.- 240 с.

51. Применениё вычислительных машин для анализа устойчивости и токов короткого замыкания в энергосистемах /Н.А. Качанова, Г.А. Клименко, В.П. Коваленко и др.- К: Наукова думка, 1968.- 180с.

52. Программы расчетов режимов электрических сетей и асинхронных двигателей. (Справочник.) /Отв. ред. член-корреспондент АН МССР Г.В. Чалый. Кишинев: Штиинца, 1980.- 264 с.

53. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 11. Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110-750 кВ.- М.: Энергия, 1979.- 152 с.

54. РД-153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования.

55. В.И.Свешников, Ф.А. Кушнарев. Надежность электроэнергетических систем при аварийном понижении частоты и напряжения.- М.: Энергоатомиздат, 1996.- 160 с.

56. Смирнов К.А. О числе решений установившегося режима электроэнергетической системы //Изв. АН СССР. Энергетика и трансп. 1983, №5, С. 75-83.

57. Совалов С.А. режимы Единой энергосистемы.- М.: Энергоатомиздат, 1983.-384 с.

58. Стратан И.П., Неретин В.И., Спивак B.J1. Расчет и анализ режимов электроэнергетических систем: КПИ, Кишинев, 1990.- 100 с.

59. Сенди К. Современные методы анализа электрических систем. Пер. с венгер, М: Энергия.- 1971.- 360 с.

60. Тарасов В.И. Нелинейные методы минимизации для расчета установившихся режимов электроэнергетических систем.- Новосибирск: Наука, 2001.-214 с.

61. Тарасов В.И. Методы минимизации ньютоновского типа для расчета установившихся режимов электроэнергетических систем.- Новосибирск: Наука, 2001.- 168 с.

62. Тарасов В.И. Теоретические основы анализа установившихся режимов электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука, 2002.- 344 с.

63. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах.- М.: Энергия, 1970.- 519 с.

64. Ульянов С.А. Сборник задач по электромагнитным переходным процессам.-М.: Энергия, 1968.

65. Фазылов Х.Ф., Насыров Т.Х. Линейные расчетные модели сетей электрических систем,- Ташкент, «Фан», 1982. 96 с.

66. Эстербю О., Златев 3. Прямые методы для разреженных матриц: Пер с англ.- М.: Мир, 1987.- 120 с.

67. Tarasov V.I., Antsiverov E.G., Slobodskov A.M. Criteria for the solution existence for steady flow electric systems //11-th Power Systems Computation Conf. (PSCC): Proc.- Avignon, 1993.

68. Klos A. Consistency of loadflow equations -Proc. of the 8th PSCC, Helsinki, 1984, p. 717-723.

69. Klos A. An approach to the analysis of the «right» load flow solution in electrical networks.- Proc IEEE International Symposium on Cercuit and Systems, Munich, 1976, April.

70. Laughton M.O. The structure of power network votage profiles.-Proceedings of the 7-th PSCC, Lausanne, 1981, p. 807-810.

71. Selvan M.P., Swrup K.S. «Developement of power flow software using Design Patterns.» IEEE Trans. Power Syst. vol. 21, no 2, pp. 611-618, May 2006.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.

Источник

Расчет и анализ основных режимов электрической сети 110 кВ

1.4 Мероприятия по снижению потерь электрической энергии в распределительных сетях

Найдем капиталовложения в подстанцию №5

Найдем капиталовложения в подстанцию №5

Параметры схемы замещения для трансформаторов:

Расчеты и анализ режимов работы сетей. Под. ред. Веникова В.А.

Расчеты и анализ режимов работы сетей. Под. ред. Веникова В.А.

Предисловие

Скачать Расчеты и анализ работы сетей

Оглавление диссертации кандидат технических наук Васильев, Павел Александрович

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Васильев, Павел Александрович

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Васильев, Павел Александрович, 2006 год

1.4 Мероприятия по снижению потерь
электрической энергии в распределительных сетях

Найдем
капиталовложения в подстанцию №5

Найдем
капиталовложения в подстанцию №5

Параметры
схемы замещения для трансформаторов: