I. Решение задачи в условиях неопределенности.

1.1. Для каждого заданного уровня дефицита мощности Р_д системы Сз выбрать стратегию (вариант) развития энергосистемы (определить параметры межсистемных электропередач 13, 23 и приемной подстанции: номинальное напряжение, число цепей и исполнение линий, площадь сечения проводов линий, схему подстанции, число и мощность трансформаторов, мощность компенсирующих устройств).

На первом этапе выполнения курсовой работы необходимо выбрать тир стратегии развития энергосистемы, каждая из которых должна соответствовать заданному уровню дефицита мощности в системе С₃. Для этого следует определить приближённые потоки мощности (без учёта потерь мощности) по линиям 13 и 23, после чего в них наметить число цепей и исполнение линий.

Выберем три стратегии развития энергосистемы.

Стратегия 1:

;

.

Определим потоки мощности по линиям:

Стратегия 2:

;

.

Стратегия 3:

;

.

Выберем номинальное напряжение линий, используя эмпирическую формулу (формула Илларионова):

где - мощность, приходящаяся на одну цепь, МВт;

- длина линии, км.

Стратегия 1:

Принимаем номинальное напряжение .

Принимаем номинальное напряжение .

Стратегия 2:

Принимаем номинальное напряжение .

Принимаем номинальное напряжение .

Стратегия 3:

Принимаем номинальное напряжение .

Принимаем номинальное напряжение .

Выбор сечения фаз проводов произведем по экономическим соображениям, используя метод экономических интервалов нагрузки. Также проверим сечение провода по условию образования короны и пропускной способности провода по нагреву в послеаварийных ситуациях.

Для выбора сечений по методу экономических интервалов необходимо определить ток в линиях на одну фазу в режиме наибольших нагрузок:

где - мощность передаваемая по линии, МВт;

N – число цепей линии;

Cosφ=0,9 – коэффициент мощности нагрузки.

Стратегия 1:

Выбираем провод – АС-300/39 [3, стр280, табл. 7.8].

Выбираем провод – АС-240/32.

Стратегия 2:

Выбираем провод – АС-240/32.

Выбираем провод – АС-240/32.

Стратегия 3:

Выбираем провод – АС-240/32.

Выбираем провод – АС-240/32.

Проверим выбранные сечения проводов по допустимому току нагрева в послеаварийных режимах, т.к. в послеаварийных и ремонтных режимах вся мощность Р_д может быть передана из любой системы (С₁ или С₂), по одной из линий.

Стратегия 1:

Для провода – АС-300/39:

, следовательно выбранное сечение удовлетворяет условиям нагрева.

Для провода – АС-240/32:

, следовательно выбранное сечение удовлетворяет условиям нагрева.

Стратегия 2:

, следовательно выбранное сечение удовлетворяет условиям нагрева.

Стратегия 3:

, следовательно выбранное сечение удовлетворяет условиям нагрева.

Проверяем, по условиям возникновения короны (U_кр > U_ном), выбор сечения проводов. Определим критическое напряжение образования короны:

(1.4)

где m₀ – коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода; для однопроволочных проводов m₀=0,93÷0,98; для новых многопроволочных проводов с двумя и более повивами m₀=0,83÷0,87; для проводов, бывших в эксплуатации, m₀=0,8÷0,85:

m_n – коэффициент, учитывающий состояние погоды; при сухой и ясной погоде m_n=1, при тумане, дожде, инее, мокром снеге и гололёде m_n=0,8;

δ – коэффициент, зависящий от температуры и давления воздуха;

R_эк – эквивалентный радиус расщепленной фазы, см;

(1.5)

d – радиус и диаметр провода, см;

а_ср – среднегеометрическое расстояние между проводами фазы, см;

D – среднегеометрическое расстояние между осями проводов (D = 700 см);

Необходимое условие U_ном < U_кр соблюдается (220 < 957).

Результаты расчётов представим в форме таблицы, каталожные данные по проводам линий взяты по [2].

Таблица 1.1 – Результаты выбора номинальных напряжений и проводов

Характеристика линии	Стратегии
	1	2	3
1	2	3	4
Потоки мощности, МВт
Линия 13	109,2	156	202,8
Линия 23	72,8	104	135,2
Длина, км
Линия 13	130	130	130
Линия 23	75	75	75
Число цепей
Линия 13	1	2	2
Линия 23	1	2	2
Исполнение
Линия 13	одноцепные, железобетонные	двухцепные, железобетонные	двухцепные, железобетонные
Линия 23	одноцепные, железобетонные	двухцепные, железобетонные	двухцепные, железобетонные
Номинальное напряжение, кВ
Линия 13	220	220	220
Линия 23	220	220	220
Марки проводов
Линия 13	АС-300/39	АС-240/32	АС-240/32
Линия 23	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32
Сопротивление и зарядная мощность
Линия 13

Продолжение таблицы 1.1

1	2	3	4
, Ом/км	0,098	0,061	0,061
, Ом/км	0,429	0,218	0,218
, Мвар/км	0,141	0,278	0,278
Линия 23
, Ом/км	0,121	0,061	0,061
, Ом/км	0,435	0,218	0,218
, Мвар/км	0,139	0,278	0,278

Определим мощности трансформаторов на подстанции системы С₃.

Так как нам не известна категория потребителей, то предположим, что от подстанции системы питаются потребители всех категорий. Для питания потребителей используем трехфазные автотрансформаторы. Предположим, что вся нагрузка передаётся через распределительное устройство среднего напряжения (РУ-110 кВ). Для того, чтобы, на подстанции обеспечивалось надёжное электроснабжение, необходимо установить не менее двух трансформаторов, мощность которых рассчитаем исходя из условия допустимой 40% перегрузки в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов.

Мощность трансформаторов подстанции определим по формуле:

где - коэффициент мощности нагрузки подстанции в режиме наибольших нагрузок;

- активная мощность нагрузки подстанции;

- количество трансформаторов.

Определим расчётную мощность трансформаторов и округлим её до ближайшего стандартного значения в большую сторону. Каталожные данные по трансформаторам возьмём по [2].

Стратегия 1:

Выбираем 2 трансформатора – АТДЦТН-200000/220/110.

Стратегия 2:

Выбираем 2 трансформатора – АТДЦТН-250000/220/110.

Стратегия 3:

Выбираем 3 трансформатора – АТДЦТН-200000/220/110.

Результаты расчётов занесём в таблицу 1.2.

В соответствии с условием задания курсовой работы необходимая мощность компенсирующих устройств Q_К, устанавливаемых на приёмной подстанции системы С₃, и их вид могут быть найдены на основе составления баланса реактивной мощности в виде:

(1.7)

где - потери реактивной мощности в линии 13 и 23 соответственно, Мвар;

- потери реактивной мощности в трансформаторах, Мвар;

- зарядная мощность линии 13 и 23 соответственно, Мвар;

- мощность компенсирующего устройства, Мвар.

Если из уравнения окажется мощность компенсирующего устройства , то необходимо выбрать компенсирующее устройство, генерирующее реактивную мощность, т.е. батареи статических конденсаторов (БСК). Если окажется, что , то компенсирующее устройство должно потреблять реактивную мощность – шунтирующие реакторы (ШР).

Потери реактивной мощности в линиях определяются по формуле:

(1.8)

где – активная и реактивная мощности протекающие по линии;

- сопротивление линии.

Зарядная мощность линии определяется по формуле:

(1.9)

где – удельная зарядная мощность линии;

L – длина линии.

Потери реактивной мощности в трансформаторах складываются из нагрузочных потерь и потерь холостого хода:

(1.10)

(1.11)

(1.12)

где – количество трансформаторов на подстанции;

- потери холостого хода трансформатора;

- реактивное сопротивление трансформатора.

Произведём выбор компенсирующих устройств для стратегии 1:

Найдём зарядную мощность линий:

Найдём потери реактивной мощности в линиях:

Найдём нагрузочные потери реактивной мощности в трансформаторах:

Найдём потери холостого хода в трансформаторах:

Найдём общие потери реактивной мощности в трансформаторах:

Найдём необходимую мощность компенсирующего устройства:

Т.к. , то необходимо выбрать компенсирующее устройство, которое выдаёт реактивную мощность, т.е. батареи статических конденсаторов (БСК).

Аналогичные расчёты произведём для остальных стратегий развития энергосистемы. Результаты принятия решений по подстанции системы С₃ представим в виде таблицы 1.2.

Схему распределительных устройств 110-220 кВ выберем исходя из количества присоединения. Согласно [4] на одну линию напряжением 110 кВ приходиться 30 МВт.

Количество отходящих линий определяется как:

Общее количество ячеек для РУ – 110 кВ определяется по формуле:

(1.14)

где - количество ячеек трансформаторов на подстанции.

Стратегия 1:

Количество отходящих линий:

Общее количество ячеек для РУ – 110 кВ:

Стратегия 2:

Количество отходящих линий:

Общее количество ячеек для РУ – 110 кВ:

Стратегия 3:

Количество отходящих линий:

Общее количество ячеек для РУ – 110 кВ:

Для РУ-220 кВ выбираем схему – две несекционированные системы шин с обходной.

Для РУ-110 кВ при числе присоединений до 13 выбираем схему с двумя несекционированными системами шин с обходной системой шин, при большем числе присоединений – схему с двумя секционированными системами шин с обходной.

Результаты выбора оборудования и схем подстанций приведём в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Характеристика подстанции	Стратегии
	1	2	3
Количество	2	2	3
Характеристика трансформаторов
Тип	АТДЦТН-200000/220	АТДЦТН-250000/220	АТДЦТН-200000/220
Sном, МВА	200	250	200
Rт, Ом	0,3/0,3/0,6	0,2/0,2/0,4	0,3/0,3/0,6
Xт, Ом	30,4/0/54,2	25,5/0/45,1	30,4/0/54,2
ΔPх, кВт	125	145	125
ΔQх, квар	1000	1250	1000
Номинальное напряжение, кВ
ВН	230	230	230
СН	121	121	121
НН	10,5	10,5	10,5
Схема распределительного устройства со стороны
ВН(220 кВ)	Две несекционированные системы шин с обходной	Две несекционированные системы шин с обходной	Две несекционированные системы шин с обходной
СН(110 кВ)	Две несекционированные системы шин с обходной	Две несекционированные системы шин с обходной	Две несекционированные системы шин с обходной
НН(10 кВ)	-	-	-
Компенсирующие устройства
Тип	Конденсаторные батареи	Шунтирующие реакторы	Конденсаторные батареи
Мощность, Мвар	13	16,7	13