Проектирование районной сети

 

ВВЕДЕНИЕ


Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние связи, динамику развития, параметры и надёжность работы системы в целом и её отдельных элементов.

При различном составе и объёме задач, решаемых на отдельных этапах проектирования электрических сетей, работы имеют следующее примерное содержание:

анализ электрических нагрузок потребителей и составление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам;

электрические расчёты различных режимов работы сети и обоснование схемы построения сети на рассматриваемые расчётные уровни;

составление баланса реактивной мощности и выявление условий регулирования напряжения в сети, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств, их типа и мощности;

сводные данные по намеченному объёму развития электрической сети, натуральные и стоимостные показатели;

и др.


1.ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТОВ


1.1Характеристика потребителей


В отношении обеспечения надёжности электроснабжения ПУЭ разделяют все электроприёмники на ряд категорий.

К электроприёмникам 1-ой категории относят такие, перерыв в электроснабжении которых повлечёт за собой:

опасность для жизни людей;

значительный ущерб народному хозяйству;

нарушение функционирования особо важных элементов народного хозяйства.

Электроприёмники 2-ой категории - приёмники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих и механизмов, нарушению нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей.

К потребителям 3-ей категории относятся все остальные электроприёмники.


1.2 Данные по потребительским узлам


Пункт А: активная мощность коэффициент мощности годовое число использования максимума нагрузки потребители: I категория II категория III категория РА=14,3 Соs?А=0,89 ТmaxА=3625 ч 50% 20% 30%Пункт Б: активная мощность коэффициент мощности годовое число использования максимума нагрузки потребители: I категория II категория III категория РБ=41,5 МВт Соs?Б=0,9 ТmaxБ=5830 ч 30% 30% 40%Пункт В: активная мощность коэффициент мощности годовое число использования максимума нагрузки потребители: I категория II категория III категория РВ=42 МВт Соs?В=0,88 ТmaxВ=3300 ч 20% 20% 60%Пункт Г: активная мощность коэффициент мощности годовое число использования максимума нагрузки потребители: I категория II категория III категория РГ=17,2 МВт Соs?Г=0,91 ТmaxГ=4240 ч 15% 45% 40%Пункт Д: активная мощность коэффициент мощности годовое число использования максимума нагрузки потребители: I категория II категория III категория РД=46,2 МВт Соs?Д=0,91 ТmaxД=4632 ч 40% 30% 30%

Географическое расположение: Новосибирская область;

безлесная местность.

Район по гололёду: II

Район по ветру: II

Реактивная нагрузка потребителей:


, (1.1)

где tg?i - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному соs?i.

Полная нагрузка потребителей:


, (1.2)


Пример расчёта для пункта А по (1.1) и (1.2):


МВАр,

=16.05 МВА.


Для остальных потребителей расчёт производим аналогично. Результат расчёта сводим в таблицу 1.1.


Таблица 1.1.

Исходные данные.

№ПотребительР, МВтсоs?, о. еtg?, о.еQ, МВАрS, МВАTmax, ч1.Пункт А14,30,890,517,2916,0536252.Пункт Б41,50,90,4819,946,0338303.Пункт В42,00,870,5422,6847,733004.Пункт Г17,20,910,467,9119,142405.Пункт Д46,20,890,5123,5651,94632

2. СОСТАВЛЕНИЕ ВОЗМОЖНЫХ СХЕМ СЕТИ И ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ


.1.Составление возможных схем сети


Топология электрических сетей развивается в соответствии с географическими условиями, распределением нагрузок и размещением энергоисточников. Многообразие и несхожесть этих условий приводят к большому количеству конфигураций и схем электрической сети, обладающих разными свойствами и технико-экономическими показателями. Оптимальное решение может быть найдено путём технико-экономического сравнения вариантов.

Составление наиболее целесообразных вариантов схемы является достаточно сложной задачей, так как при большом количестве пунктов питания и узлов нагрузок количество возможных вариантов получается очень большим. В данном курсовом проекте, ввиду небольшого количества пунктов питания и узлов нагрузок, составим 3 равнонадёжных варианта конфигурации схемы районной электросети, руководствуясь следующим:

1.Передача мощности от питающих пунктов к узлам нагрузок должна осуществляться по наиболее коротким трассам;

2.Разработку вариантов следует начинать с наиболее простых схем - радиальных и магистрально-радиальных.

Хотя такие схемы характеризуются, как правило, наибольшей суммарной длиной линий (в одноцепном исполнении), но при этом имеют менее сложные схемы подстанций, меньшую стоимость потерь электроэнергии, большие возможности развития нагрузок в заданных пунктах. Сокращение длины линий возможно при переходе от двухцепных радиальных линий к одноцепным, соединяемым в виде кольца.Кольцевые схемы требуют использования на потребительских подстанциях более сложных схем на стороне высшего напряжения (ВН), характеризуются недопустимо большими потерями напряжения в послеаварийных режимах. Этого недостатка можно избежать путём расчленения кольца на два-три взаимно связанных контура


Схема №1 Схема №2

Схема №3

Рис.2.1. Варианты схемы районной электросети.


2.2 Выбор номинального напряжения


Наивыгоднейшее напряжение Uэк может быть ориентировочно определено по формуле:

, (2.1)


где L - длина линии, км;

Р - передаваемая мощность, МВт.

Определим потокораспределение мощности в намеченных вариантах.


2.2.1 Выбор номинального напряжения в 1-ом варианте


Рис.2.2. Потокораспределение мощности в сети 1-го варианта.


Распределение мощности по «головным» участкам кольца, при предположении, что все участки сети выполнены проводом одного сечения, определим по формулам:


, (2.2)

, (2.3)


где Рj,Qj - мощности, передаваемые по j-му «головному» участку;

Рi,Qi - мощности в i-том узле сети;

Li - длина противоположного плеча;

L? - суммарная длина плеч.


На остальных участках «кольца»:


РАБ = РЦПА - РА = 59,5 - 14,3 = 45,2 МВт

QАБ = QЦПА-QА = 31,47 - 7,29 = 24,18 МВАр

РБГ = РЦПА - РА - РБ = 59,5 - 14,3 - 41,5 = 3,7 МВт

QБГ = QЦПА - QА - QБ = 31,47 - 7,29 - 19,9 = 4,16 МВАр

РВД = РЦПВ - РВ = 101,7 - 42 = 59,7 МВт

QВД = QЦПВ - QВ = 49.87 - 22.68 = 26.31 МВАр

PДГЦПВ - РВ - РД = 101,7 - 42 - 46,2 = 13,5 МВт

QДГ=QЦПВ - QВ - QД = 49.87 - 22.68 - 23.56 = 18.4 МВАр


2.2.2Выбор номинального напряжения во 2-ом варианте.


По (2.2) и (2.3) определим:



На остальных участках «кольца»:


РАБ = РЦПА - РА = 43 - 14,3 = 28,7 МВт

QАБ = QЦПА - QА = 21.47 - 7.29 МВАр

РВБ = РЦПВ - РВ = 53,56 - 42 = 11,56 МВт

QВБ = QЦПВ - QВ = 28.48 - 22.68 = 5.8 МВАр


На радиальных участках цепи:


РДГ = РГ = 17,2 МВт

QДГ = QГ = 7, 91 МВАр

РЦПД = РДГ + РД = 17,2 + 46,2 = 63,4 МВт

QЦПД = QДГ + QД = 7.91 + 23.56 = 31.47 МВАр


2.2.3Выбор номинального напряжения в 3-ем варианте.


рис. 3.4. Потокораспределение мощности в сети 3-его варианта


По (2.2) и (2.3):



На остальных участках «колец»:


РАБ = РЦПА - РА = 33 - 14,3 = 18,7 МВт

QАБ = QЦПА - QА =16.21 - 7.29 = 8.92 МВАр

РВГ = РЦПВ - РВ = 51,8 - 42 = 9,8 МВт

QВГ = QЦПВ - QВ = 26,98 - 22,68 = 4,3 МВАр

РДГ = РЦПД - РД = 53,6 - 46,2 = 7,4 МВт

РДГ = РЦПД - РД = 27,19 - 23,56 = 3,63МВАр


Расчёт по (2.1) сводим в таблицу 2.1.


Таблица 2.1.

Определение наивыгоднейшего напряжения.

№ вариантаУчасток сетиПередаваемая на одну цепь мощность, Р, МВтДлина участка, L, кмНаивыгоднейшее напряжение, Uэк, кВСтандартное напряжение, U, кВ1ЦП - А А - Б Б - Г Г - Д Д - В В - ЦП59,5 45,2 3,7 13,5 59,7 101,728 70 128 49 18 3572 126,5 38,4 71,5 119,8 160,4110 110 110 110 110 2202ЦП - А А - Б Б - В В - ЦП ЦП - Д Д - Г43 28,7 11,56 53,56 63,4/2 17,2/228 70 102 35 36 49114,7 103 67,2 128,1 103,8 55,9110 110 110 110 110 1103ЦП - В В - Г Г - Д Д - ЦП ЦП - А А - Б Б - ЦП51,8 9,8 7,4 53,6 33 18,7 22,835 49 49 36 28 18,7 22,8126,4 61,4 53,41 128,5 103,35 84,3 93,4110 110 110 110 110 110 110

3. ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЙ


Главные схемы электрических соединений подстанций 35- 220 кВ должны отвечать следующим основным требованиям:

схема должна обеспечивать надёжное питание присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки по надёжности электроснабжения с учётом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

схема должна обеспечивать надёжность транзита мощности через ПС в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать возможность восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации средствами автоматики без вмешательства персонала;

схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырёх при повреждении трансформатора.

Одним из важнейших принципов построения сети, обеспечивающих требования надёжности и минимума приведенных затрат, является унификация конструктивных решений по ПС Наибольший эффект может быть достигнут при унификации ПС массового применения, являющихся элементами распределительной сети энергосистем. Необходимым условием для этого является типизация главных схем электрических соединений, определяющих технические решения при проектировании и сооружении ПС.

На основании вышеизложенного выбираем следующие типовые схемы ПС (таблица 3.1):


Таблица 3.1.

Выбор схем электрических соединений потребительских подстанций

вариантПункт АПункт БПункт ВПункт ГПункт Д1220-5Н220-5Н220-5Н220-5Н220-5Н2110-5Н110-5Н110-5Н110-5Н110-133110-5Н110-5Н110-5Н110-5Н110-5Н

Типовые схемы электрических соединений потребительских подстанций:


рис.3.1. Схема проходной подстанции 220-5Н.


рис.3.2. Схема узловой подстанции 110 - 13


4. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ


Выбор сечения проводов на каждом участке ВЛ напряжением 35-220 кВ с промежуточными отборами мощности производится по методу экономической плотности тока

Сечения проводов выбираем по таблице 2.6 [2,46-47] в зависимости от напряжения, расчётной активной мощности, материала и цепности опор, района территории России по толщине стенки гололёда. Результаты выбора заносим в таблицу 5.1.


Таблица 4.1.

Выбор сечений проводов.

№ в-та Участок сетиU, кВПередаваемая на одну цепь мощность, Р, МВтСечение, мм2Выбранный провод1ЦП - А А - Б Б - Г Г - Д Д - В В - ЦП110 110 110 110 110 22059,5 45,2 3,7 13,5 59,7 101,7185 185 120 120 185 240АС-185/29 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-120/19 (эк. сечение) АС-120/19 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-240/32 (усл. короны)2ЦП - А А - Б Б - В В - ЦП ЦП - Д Д - Г110 110 110 110 110 11043 28,7 11,56 53,56 63,4/2 17,2/2240 185 185 240 185 185АС-240/32 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-240/32 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение)3ЦП - В В - Г Г - Д Д - ЦП ЦП - А А - Б Б - ЦП110 110 110 110 110 110 11051,8 9,8 7,4 53,6 33 18,7 22,8240 185 185 240 240 185 240АС-240/32 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-240/32 (эк. сечение) АС-240/32 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-240/32 (эк. сечение)

5. ПРОВЕРКА СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ НА ПРОПУСКНУЮ СПОСОБНОСТЬ В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ


Выбранные ранее сечения проводов необходимо проверить на пропускную способность в аварийных режимах. За аварийный режим в радиально-магистральной сети принимаем обрыв одной из цепей двухцепных линий, в кольцевой сети - обрыв линии на каком-либо участке.


5.1 Проверка сечений проводов в сети 1-го варианта


Наибольший ток послеаварийного режима:


(5.1)


где Pij , Qij - активная и реактивная мощности, передаваемые по участку i-j, МВт и МВАр, соответственно;

Uном - номинальное напряжение сети, кВ.

Проверку сечений производим по условию:


Iдоп ? Iав.ij (5.2)


Результат проверки сводим в таблицу 5.1.

Рассмотрим различные аварийные режимы в сети 1-го варианта.

Расчет потокораспределения в аварийном режиме производим аналогично расчету п.3.2. Результат расчёта наносим на расчётные схемы (рис.5.1 - 5.2)

Обрыв линии на участке ЦП - А.

рис.5.1. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП - А


Обрыв линии на участке ЦП - В


рис.5.2. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-В


Результат проверки сечений по (5.1) и (5.2) сводим в таблицу 5.1.


Таблица 5.1

Проверка сечений проводов на пропускную способность в сети

-го варианта.

УчастокМаксимальная передаваемая мощность, МВААварийный режимUном, кВСечение мм2Iдоп, АIав, АЦП - А А - Б Б - Г Г - Д Д - В В - ЦП 161,2+j81.34 146.9+j74.05 105.4+j54.15 88.2+j46.24 119.2+j58.66 161.2+j81.34обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-А обрыв участка ЦП-А110 110 110 110 110 220185 185 120 120 185 240510 510 390 390 510 610949 864 623 523 700 474

Выбранные сечения не удовлетворяют требованию пропускной способности. Поднимаем напряжение сети до 220 кВ и выбираем провод АС-240/32 по условию некоронирования линии. Производим расчет по (5.1)

Результат сводим в таблицу 5.2


Таблица 5.2

Проверка сечений проводов на пропускную способность в сети

-го варианта после увеличения напряжения.

УчастокПередаваемая мощность, МВАПровод Uном, кВIдоп, АIав, АЦП - А А - Б Б - Г Г - Д Д - В В - ЦП161,2+j81.34 146.9+j74.05 105.4+j54.15 88.2+j46.24 119.2+j58.66 161.2+j81.34АС-240/32220610474 455 311 261 349 474

Выбранные сечения удовлетворяют требованию пропускной способности.


5.2 Проверка сечений проводов в сети 2-го варианта


Расчет потокораспределения в аварийном режиме производим аналогично расчету п.3.2. Результат наносим на расчётные схемы (рис.5.3 - 5.4)


рис.5.3. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-В

рис.5.4. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-А


При обрыве 1-й линии в радиальной схеме переток мощности происходит по одному проводу, который должен выдержать нагрузку.


Таблица 5.3

Проверка сечений проводов на пропускную способность в сети

-го варианта

УчастокМаксимальная передаваемая мощность, МВААварийный режимUном, кВСечение мм2Iдоп, АIав, АЦП - А А - Б Б - В ЦП - В ЦП - Д Д - Г 97,8+j49,89 83,5+j42,6 55,8+j27,21 97,8+j49,89 63,4+j31,47 17,2+j7,91обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-А обрыв участка ЦП-А обрыв участка ЦП-Д обрыв участка Г-Д 110240 185 185 240 185 185610 510 510 610 510 510576 492 326 576 333 90

Выбранные сечения удовлетворяют требованию пропускной способности.


5.3 Проверка сечений проводов в сети 3-го варианта


Расчет потокораспределения в аварийном режиме производим аналогично расчету п.3.2. Результат расчёта наносим на расчётные схемы (рис.5.4 - 5.8)

Обрыв линии на участке ЦП - А


рис.5.5. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-Д


Обрыв линии на участке ЦП - В

рис.5.6. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-В


Обрыв линии на участке ЦП - А


рис.5.7. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-А


Обрыв линии на участке ЦП - Б

рис.5.8. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-Б


Результат проверки сечений сводим в таблицу 5.4

Таблица 5.4

Проверка сечений проводов на пропускную способность в сети

-го варианта

УчастокМаксимальная передаваемая мощность, МВААварийный режимUном, кВСечение мм2Iдоп, АIав, АЦП - А А - Б ЦП - Б ЦП - В В - Г Г - Д ЦП - Д 55,8+j27,21 41,5+j19,92 55,8+j27,21 105,4+j54,15 63,4+j31,47 59,2+j30,59 105,4+j54,15обрыв участка ЦП-Б обрыв участка ЦП-Б обрыв участка ЦП-А обрыв участка ЦП-Д обрыв участка ЦП-Д обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-В110240 185 240 240 185 185 240610 510 610 610 510 510 610326 242 326 553 372 350 553

Выбранные сечения удовлетворяют требованию пропускной способности.

6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ


.1 Выбор трансформаторов на подстанциях


Ввиду отсутствия в задании резерва мощности по низкому напряжению в тех вариантах, где есть потребители 1 и 2 категорий, необходима установка не менее двух силовых трансформаторов. В таких случаях рекомендуется установка двух силовых трансформаторов одинаковой мощности. Большее количество силовых трансформаторов, как правило, экономически нецелесообразно.

Выбор мощности силовых трансформаторов производится с учетом аварийных и допустимых систематических перегрузок.

В аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузкой [3,215]:


Перегрузка по току, %30456070100200Длительность перегрузки, мин.120804520101,5

Аварийная нагрузка определяется из условия отказа одного из трансформаторов подстанции, при этом допускается отключение потребителей 3 категории.

Для полного использования изоляции продолжительность и значение перегрузок трансформаторов мощностью до 100 МВА, изготовленных в соответствии с ГОСТ 11677-85, находят по графикам нагрузочной способности (ГОСТ 14209-85) в зависимости от суточного графика нагрузки, эквивалентные температуры охлаждающей среды и постоянной времени трансформатора для эквивалентной температуры воздуха +20?С.[2,151-152]

(6.1)


где SmaxHH I,II - нагрузка потребителей I и II категории на шинах НН ПС, МВА (п.1.2);

кав - нагрузочный коэффициент, при отказе одного из трансформаторов принимаем равным 1,3 (не более 120 минут).

Допускается длительная перегрузка масляных трансформаторов по силе тока на 5%, если напряжение обмоток не выше номинального, при этом для обмоток с ответвлениями нагрузка не должна превышать более чем в 1,05 раза номинальный ток ответвления:


(6.2)


Действительное значение номинальной мощности трансформатора Sт.ном принимается по стандартной шкале номинальных мощностей силовых трансформаторов. Трансформаторы на понижающих подстанциях должны иметь устройства для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).[4,16]


Пункт А


Выбираем в первом варианте трансформаторы ТРДН-40000/220 с номинальной мощностью 40 МВА, во втором и третьем варианте трансформаторы ТДН-10000/110, с номинальной мощностью 10 МВА.

По 6.2:

Для первого варианта:

,


Для второго и третьего варианта:


.

Пункт Б


Выбираем в первом варианте трансформаторы ТРДН-40000/220 с номинальной мощностью 40 МВА, во втором и третьем варианте - трансформаторы ТРДН-25000/110 с номинальной мощностью 25 МВА

По 6.2:

Для первого варианта:


,


Для второго и третьего варианта:


.

Пункт В:


Выбираем в первом варианте трансформаторы ТРДН-40000/220 с номинальной мощностью 40 МВА, во втором и третьем варианте - трансформаторы ТРДН-25000/110 с номинальной мощностью 25 МВА

По 6.2:

Для первого варианта:

,


Для второго и третьего варианта:


.

Пункт Г:


Выбираем в первом варианте трансформаторы ТРДН-40000/220 с номинальной мощностью 40 МВА, во втором и третьем варианте трансформаторы ТДН-10000/110, с номинальной мощностью 10 МВА

По 6.2:

Для первого варианта:


,


Для второго и третьего варианта:


.

Пункт Д:


Выбираем в первом варианте трансформаторы ТРДН-40000/220 с номинальной мощностью 40 МВА, во втором и третьем варианте трансформаторы ТДН-40000/110, с номинальной мощностью 40 МВА

По 6.2:

Для первого варианта:

,

Для второго и третьего варианта:


.


Выбранные трансформаторы удовлетворяют требованию по перегрузке, как в нормальном, так и в послеаварийном режимах.

Технические данные трансформаторов заносим в таблицу 6.1.


Таблица 6.1.

Технические данные трансформаторов.

№ вар№ ПСТип тр-раSном, МВАUном, кВ?Рх, кВтRТР, ОмХТР, Ом?Qx, кВАрВННН1АТРДН-40000/2204023010,5505,6158,7360БТРДН-40000/2204023010,5505,6158,7360ВТРДН-40000/2204023010,5505,6158,7360ГТРДН-40000/2204023010,5505,6158,7360ДТРДН-40000/2204023010,5505,6158,73602АТДН-10000/1101011511147,9513970БТРДН-25000/1102511510,5272,5455,9175ВТРДН-25000/1102511510,5272,5455,9175ГТДН-10000/1101011511147,9513970ДТДН-40000/1104011510,5501,4738,42603АТДН-10000/1101011511147,9513970БТРДН-25000/1102511510,5272,5455,9175ВТРДН-25000/1102511510,5272,5455,9175ГТДН-10000/1101011511147,9513970ДТДН-40000/1104011510,5501,4738,4260

6.2 Расчёт потерь мощности в трансформаторах.


Потери активной ?Рт и реактивной ?Qт мощностей в n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах определяются по формулам:


(6.3)


где Рнагр - активная мощность нагрузки потребителя, МВт (таблица 1.1);

Qнагр - реактивная мощность нагрузки потребителя, МВАр

Uном - номинальное напряжение обмотки ВН трансформатора, кВ;

Rт, Хт - активное и реактивное сопротивления трансформатора, Ом;


6.2.1 Расчёт потерь мощности в трансформаторах первого варианта

По (6.3):

Пункт А


Пункт Б



Пункт В



Пункт Г



Пункт Д



Приведённая нагрузка на шинах ВН ПС:


(6.4)


где - полная нагрузка на шинах НН

- потери холостого хода трансформаторов, МВА (таблица 6.1).

Пункт А


МВА

Пункт Б


МВА


Пункт В


МВА


Пункт Г


МВА


Пункт Д

МВА


6.2.2 Расчёт потерь мощности в трансформаторах второго и третьего варианта

По (6.3):

Пункт А



Пункт Б


Пункт В



Пункт Г



Пункт Д



Приведённая нагрузка на шинах ВН ПС

По (6.4):

Пункт А


МВА


Пункт Б


МВА


Пункт В


МВА


Пункт Г


МВА


Пункт Д

МВА


Результаты расчёта сводим в таблицу 6.2.


Таблица 6.2.

Потери мощности в трансформаторах

№ в-таПунктПотери в обмоткахПотери х.х.Суммарные потери, , МВА?Рт?, МВт?Qт?,МВАр?Рт?,МВт?Qт?,МВАр1А0,030,840,050,360,08+j1.2Б0,2456,950,050,360.295+j7.31В0,2687,50,050,360.418+j7.86Г0,0411,170,050,360.091+j1.53Д0,3118,820,050,360.361+j9.182 А0,1552,7080,0140,070,169+j2.778Б0,4078,9570,0270,1750.434+j9.132В0,4689,630,0270,1750.494+j9.805Г0,2154,1170,0140,070.229+j4.24Д0,2697,030,050,1260.319+j7.1563А0,1552,7080,0140,070,169+j2.778Б0,4078,9570,0270,1750.434+j9.132В0,4689,630,0270,1750.494+j9.805Г0,2154,1170,0140,070.229+j4.24Д0,2697,030,050,1260.319+j7.156

7. РАСЧЁТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ МОЩНОСТИ В НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ СЕТИ


.1 Расчёт параметров схемы замещения линий электропередачи


Линии электропередачи сравнительно небольшой длины (до 400 км) в практических расчётах представляются П-образными схемами замещения, параметры которых определяются по выражениям:

Rл, Xл - активное и реактивное сопротивление линии, Ом.


(7.1)

(7.2)


где r0,x0 -удельное активное и реактивное сопротивления линии, Ом/км;

L - длина линии, км.

Qc - зарядная мощность линии, МВАр.


Qc = q0·L (7.3)


где q0 - погонная зарядная мощность линии, МВАр/км,


q0=b0·U2 (7.4)


где b0 - удельная зарядная мощность,


7.1.1 Расчёт параметров схемы замещения первого варианта

По (7.1) и (7.2):

Участок ЦП-А:

RЛЦПА = 0,118·28=3,304 Ом

ХЛЦПА = 0,435·28=12,18 Ом

QcЦПА = 0.126·28=3.529 МВАр

Участок А-Б:

RЛАБ = 0,118·70=8,26 Ом

ХЛАБ = 0,435·70=30,45 Ом

QcАБ = 0.126·70=8,822 МВАр

Участок Б-Г:

RЛБГ = 0,118·128=15,1 Ом

ХЛБГ = 0,435·128=55,68 Ом

QcБГ = 0.126·128=16,132 МВАр

Участок Г-Д:

RЛГД = 0,118·49=5,782 Ом

ХЛГД = 0,435·49=21,32 Ом

QcГД = 0.126·49=6,176 МВАр

Участок Д-В:

RЛДВ = 0,118·18=2,124 Ом

ХЛДВ = 0,435·18=7,83 Ом

QcДВ = 0.126·18=2,269 МВАр

Участок ЦП-В:

RЛЦПВ = 0,118·35=4,13 Ом

ХЛЦПВ = 0,435·35=15,23 Ом

QcЦПВ = 0.126·35=4,411 МВАр


7.1.2 Расчёт параметров схемы замещения второго варианта

Участок ЦП-А:


RЛЦПА = 0,118·28=3,304 Ом

ХЛЦПА = 0,405·28=11,34 Ом

QcЦПА = 0.034·28=0,951 МВАр

Участок А-Б:

RЛАБ = 0,159·70=11,13 Ом

ХЛАБ = 0,413·70=28,91 Ом

QcАБ = 0.0332·70=2,327 МВАр

Участок Б-В:

RЛБВ = 0,159·102=16,22 Ом

ХЛБВ = 0,413·102=42,13 Ом

QcБВ = 0.0332·102=3,386 МВАр

Участок ЦП-В:

RЛЦПВ = 0,118·35=4,13 Ом

ХЛЦПВ = 0,405·35=14,18 Ом

QcЦПВ = 0.034·35=1,19 МВАр


Учитываем, что в двухцепных линиях сопротивления участков уменьшаются в два раза, а зарядная мощность вдвое увеличивается.


Участок ЦП-Д:

RЛЦПД = 0,159/2·35=2,862 Ом

ХЛЦПД = 0,413/2·35=7,434 Ом

QcЦПД = 0.0332·2·35=2,390 МВАр

Участок Д-Г:

RЛДГ = 0,159/2·49=3,896 Ом

ХЛДГ = 0,413/2·49=10,19 Ом

QcДГ = 0.0332·2·49=3,254 МВАр


7.1.3 Расчёт параметров схемы замещения третьего варианта

Участок ЦП-В: RЛЦПВ = 0,118·35=4,13 Ом

ХЛЦПВ = 0,405·35=14,18 Ом

QcЦПВ = 0.034·35=1,19 МВАр


Участок В-Г:

RЛВГ = 0,159·49=7,791 Ом

ХЛВГ = 0,4413·49=20,24 Ом

QсВГ = 0.0332·49=1,19 МВАр

Участок Г-Д:

RЛГД = 0,159·49=7,791 Ом

ХЛГД = 0,4413·49=20,24 Ом

QсГД = 0.0332·49=1,19 МВАр

Участок ЦП-Д:

RЛЦПД = 0,118·36=4,248 Ом

ХЛЦПД = 0,405·36=14,58 Ом

QсЦПД = 0.034·36=1,224 МВАр

Участок ЦП-А:

RЛЦПА = 0,118·28=3,304 Ом

ХЛЦПА = 0,405·28=11,34 Ом

QсЦПА = 0.034·28=0,951 МВАр

Участок А-Б:

RЛАБ = 0,159·70=11,13 Ом

ХЛАБ = 0,413·70=28,91 Ом

QсАБ = 0.0332·70=2,327 МВАр

Участок ЦП-Б:

RЛЦПБ = 0,118·98=11,57 Ом

ХЛЦПБ = 0,405·98=39,69 Ом

QсЦПБ = 0.034·98=3,332 МВАр

Результаты расчетов сводим в таблицу 7.1.


Таблица 7.1

Параметры схем замещения линий.

№ в-таУчастокПроводДлина, L, кмr0 , Ом/кмх0 , Ом/кмq0 , МВАр/кмRЛ, ОмХЛ, ОмQc, МВАр1ЦП-ААС-240/32280,1180,4350,1263,30412,183,529А-БАС-240/32700,1180,4350,1268,2630,458,822Б-ГАС-240/321280,1180,4350,12615,155,6816,132Г-ДАС-240/32490,1180,4350,1265,78221,326,176Д-ВАС-240/32180,1180,4350,1262,1247,832,269ЦП-ВАС-240/32350,1180,4350,1264,1315,234,4112ЦП-ААС-240/32280,1180,4050,0343,30411,340,951А-БАС-185/29700,1590,4130,033211,1328,912,327Б-ВАС-185/291020,1590,4130,033216,2242,133,386ЦП-ВАС-240/32350,1180,4050,0344,1314,181,19ЦП-ДАС-185/29360,1590,4130,03322,8627,4342,390Д-ГАС-185/29490,1590,4130,03323,89610,193,2543ЦП-ВАС-240/32350,1180,4050,0344,1314,181,19В-ГАС-185/29490,1590,4130,03327,79120,241,627Г-ДАС-185/29490,1590,4130,03327,79120,241,627ЦП-ДАС-240/32360,1180,4050,0344,24814,581,224ЦП-ААС-240/32280,1180,4050,0343,30411,340,951А-БАС-185/29700,1590,4130,033211,1328,912,327ЦП-БАС-240/32980,1180,4050,03411,5739,693,332

7.2 Расчёт потокораспределения мощности


Выполняем потокораспределение с учётом потерь мощности на всех участках сети, при условии, что напряжения во всех узловых точках равны номинальному.


(7.5)


где Рнагр - активная мощность, передаваемая по линии с учётом потерь мощности в трансформаторах на приемном конце, МВт;

Qнагр - реактивная мощность, передаваемая по линии с учётом потерь мощности в трансформаторах на приемном конце, МВАр;

Uном - номинальное напряжение линии, кВ;

Rл, Xл - активное и реактивное сопротивление линии, Ом (табл.7.1)


7.2.1 Потокораспределение в сети первого варианта.

Разрываем «кольцо» в узле ЦП и производим расчёт.


рис. 7.1. Потокораспределение в сети первого варианта

Мощность в узлах расчётной схемы:


МВА

МВАМВА МВАМВА


Потокораспределение мощности по «головным» участкам кольца:


(7.6)


где - комплексная мощность нагрузки в i-том узле с учётом потерь в трансформаторах и зарядной мощности линий, МВА;

- сопряженный комплекс сопротивления участка линии i-2, Ом;

- сопряженный комплекс суммарного сопротивления участков линии, Ом.

Так как в данной схеме на всех участках установлен провод одного сечения, то (7.6) после преобразования преобретет вид:


(7.7)

По (7.6):

Распределение мощности по другим участкам кольца:


МВА

МВА

МВА

МВА


Точкой токораздела является пункт Г. Расчёт потерь мощности в линии начинаем с участков, прилегающих к узлу Г.


Участок Б-Г

МВА

МВА

МВА

Участок А-Б

МВА

МВА

МВА

Участок ЦП-А

МВА

МВА

МВА

Участок Д-Г

МВА

МВА

МВА

Участок В-Д

МВА

МВА

МВА

Участок ЦП-В

МВА

МВА

МВА

По (7.7):


Распределение мощности по другим участкам кольца:


МВА

МВА

МВА

МВА


7.2.2 Потокораспределение в сети второго варианта

Разрываем «кольцо» в узле ЦП и производим расчёт, аналогичный предыдущему.


рис. 7.2. Потокораспределение в сети второго варианта


Мощность в узлах расчётной схемы:

По (7.6):


Распределение мощности по другим участкам кольца:



Точкой токораздела является пункт Б. Расчёт потерь мощности в линии начинаем с участков, прилегающих к узлу Б.


Участок А-Б

Участок ЦП-А

Участок В-Б

Участок ЦП-В

Участок Г-Д

Участок ЦП-Д

Распределение мощности по радиальным участкам схемы:

7.2.3 Потокораспределение в сети третьего варианта

Разрываем «кольца» в узле ЦП и производим расчёт, аналогичный предыдущим.


рис. 7.3. Потокораспределение в сети третьего варианта


Мощность в узлах расчётной схемы:


По (7.6):

Распределение мощности по оставшемуся участку кольца кольца:



Точкой токораздела является пункт Б. Расчёт потерь мощности в линии начинаем с участков, прилегающих к узлу Б


Участок А-Б:

Участок ЦП-Б:

Участок ЦП-В:

По (7.6) определим потокораспределение мощности по «головным» участкам второго кольца:


Распределение мощности по другим участкам кольца:



Точкой токораздела является пункт Г. Расчёт потерь мощности в линии начинаем с участков, прилегающих к узлу Г.


Участок Б-Г

Участок А-Б

Участок ЦП-А

Участок Д-Г

Участок В-Д

Участок ЦП-В


Результат расчёта потерь мощности в линиях сводим в таблицу 7.2


Таблица 7.2

Потери мощности на участках линий.

№ в-таУчастокМощность в начале участка, МВАМощность в конце участка, МВАПотери мощности, МВА1ЦП-А А-Б Б-Г Г-Д Д-В ЦП-В60,561+j21.399 45,905+j18.821 3.706+j2.597 13.614-j4.25 60.359+j24.98 103.817+j57.2660.285+j20.379 45.501+j17.33 3.7+j2.62 13.59-j4.34 60.174+j24.3 102.677+j53.060.276+j1.02 0.404+j1.49 0.0063+j0.023 0.024+j0.09 0.185+j0.68 1.14+j4.22ЦП-А А-Б Б-В ЦП-В Д-Г ЦП-Д45,314+j32.274 30.057+j21.62 13.184+j7.43 57.209+j43.15 17.563+j12.444 46.988+j42.4344.526+j30.05 29.047+j18.76 12.887+j7.43 55.649+j38.395 17.429+j12.097 46.104+j40.1340.788+j2.704 1.01+j2.857 0.297+j0.77 1.56+j5.35 0.1337+j0.347 0.884+j2.2963ЦП-А А-Б ЦП-Б ЦП-В В-Г Г-Д ЦП-Д34,259+j22.775 19.354+j12.849 23.735+j16.449 53.806+j40.874 9.958+j5.05 7.603+j5.411 55.777+j39.4933.823+j21.279 18.9+j11.67 25.034+j14.06 52.423+j36.126 9.88+j4.85 7.548+j5.269 54.323+j34.50.435+j1.496 0.454+j1.179 0.195+j2.389 1.383+j4.75 0.078+j0.2 0.055+j0.142 1.454+j4.99

8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ СЕТИ


Экономическим критерием, по которому определяют целесообразный вариант, является минимум приведенных затрат.


Зi = Кi + Иi (8.1)


где Кi - единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты i-того варианта сети;

Иi - ежегодные эксплуатационные издержки i-того варианта сети;

Для упрощения расчётов составляющую ущерба в проекте не учитываем. Использование выражения (8.1) предполагает, что сооружение проектируемой сети производится в течение года.


8.1 Определение ежегодных капитальных вложений


Капитальные вложения определяем при обязательном условии исключения одних и тех же элементов сети, которые повторяются в трёх вариантах. Результат расчёта сводим в таблицу 8.1.


Таблица 8.1

Ежегодные капитальные вложения

№ в-таНаименование объектаСтоимость единицы, тыс.руб. Количество единиц, км, шт.Общая стоимость, тыс.руб.1 Одноцепная воздушная линия 220 кВ, на ж/б опорах, выполненная проводом: А-Б АС-240/32 Б-Г АС-240/32 Г-Д АС-240/32 Д-В АС-240/32 Итого по ВЛ ОРУ 220-5Н Трансформаторы: ТРДН-40000/220 Итого по ПС Итого по 1-му варианту 3240 3240 3240 3240 18600 24000х2 70 128 49 18 5 5 171000 296520 116720 58320 643200 93000 240000 333000 9756002 2Одноцепная воздушная линия 110 кВ, на ж/б опорах, выполненная проводом: А-Б АС-185/29 Б-В АС-185/29 Двухцепная воздушная линия 110 кВ, на ж/б опорах, выполненная проводом: ЦП-Д АС-185/29 Д-Г АС-185/29 Итого по ВЛ ОРУ 110-5Н ОРУ 110-13 Трансформаторы: ТДН-10000/110 (п. А, п. Г) ТРДН-25000/110 (п. Б, п. В) ТДН-40000/110 (п. Д) Итого по ПС Итого по 2-му варианту 2820 2820 3660 3660 14100 12000 8880х2 13320х2 17520х2 70 102 36 49 4 8 2 1 1 197400 287640 131400 179340 795780 56400 96000 35520 53280 35040 276240 11032703Одноцепная воздушная линия 110 кВ, на ж/б опорах, выполненная проводом: В-Г АС-185/29 Г-Д АС-185/29 ЦП-Д АС-240/32 А-Б АС-185/29 ЦП-Б АС-240/32 Итого по ВЛ ОРУ 110-5Н Трансформаторы: ТДН-10000/110 (п.А, п. Г) ТРДН-25000/110 (п.Б, п. В) ТДН-40000/110 (п.Д) Итого по ПС Итого по 3-му варианту 2820 2820 3060 2820 3060 14100 8880х2 13320х2 17520х2 49 49 36 70 98 5 2 2 1 138180 138180 101520 197400 276360 851400 1175 35520 53280 35040 194340 1045980

8.2 Определение ежегодных эксплуатационных расходов


И = Иао + Ипотф (8.2)


где Иао - ежегодные издержки на реновацию и обслуживание элементов сети, тыс.руб./год;

Ипот- затраты на компенсацию потерь электроэнергии в проектируемой сети за год эксплуатации, тыс.руб./год.

Иф - финансовые издержки, тыс.руб/год

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание


Иао= ?псКпс+?лКл (8.3)


где ?л, ?пс - общие нормы отчислений от капиталовложений соответственно для линий и подстанций;

?л = 0,008 для ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах,

?пс = 0,059 в РУ напряжением до 150 кВ, 0,049 в РУ напряжением 220 кВ.

Кл, Кпс - капиталовложения в сооружение линий и подстанций, соответст венно (таблица 11.1)


Иао1 = 0,049·333000 + 0,008·646600 = 21490 тыс.руб./год

Иао2 = 0,059·276240 + 0,008·795780 = 17804 тыс.руб./год

Иао3 = 0,059·194340 + 0,008·851640 = 18279 тыс.руб./год


Затраты на компенсацию потери электроэнергии


Ипот = И? + И? = (8.4)


где ?W?,?W?- условно-переменные (нагрузочные) и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети, кВт·ч/год;

- стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, тыс.руб./кВт·ч [1,c.39]

Условно-переменные потери электроэнергии в элементах сети


?W=??РВЛi·? i+??РТРi· ?i (8.5)


где ??РВЛ - суммарные потери активной мощности на участках линии, МВт (таблица 7.2)

??РТР - суммарные нагрузочные потери в трансформаторах,

МВт (таблица 6.2)

? - время максимальных потерь, ч.

Для сетевого района:


(8.6)

где Тmax - время использования максимальной нагрузки, ч.


(8.7)


где Рi - максимальная активная нагрузка i-го потребителя (таблица 1.1);

Тmax i - продолжительность использования максимальной нагрузки i-того потребителя ( таблица 1.1).


Схема 1


? = (0,124 + 4462·10-4)2·8760 = 2848 ч

??РВЛ = (0,276+0,404+0,0063+0,024+0,185+1,17) = 5882 МВт·ч/год

По (8.6) для каждой ПС:

?А = (0,124 + 3625·10-4)2·8760 = 2073 ч

?Б = (0,124 + 5850·10-4)2·8760 = 4403 ч

?В = (0,124 + 3300·10-4)2·8760 = 1806 ч

?Г = (0,124 + 4240·10-4)2·8760 = 2630 ч

? Д= (0,124 + 4632·10-4)2·8760 = 3020 ч

??РТР=0,03·2073+0,245·4403+0,268·1806+0,041·2630+0,311·3030=2675 МВт·ч/год

По (8.5):

?W=5882+2675=8667 МВт·ч/год

Условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети


?W = ??Ркор·8760 +?Рxx·8760 (8.8)


где ??Ркор - суммарные потери мощности на корону, кВт;

??Pxx - суммарные потери холостого хода в трансформаторах, кВт (таблица 6.2)


?W1=(23,52+58,8+107,5+41,16+15,12+29,4)·8760+

+(50·5)·8760·10-3=2719,3 МВт·ч/год

Ипот=2·8667+0,33·2719,3=18231,3 тыс.руб.


Иф= (8.9)


где К - капитальные затраты на оборудование, тыс.руб.

ТВЫПЛ - срок выплаты заемщика, лет.


Иф= тыс.руб./год


По (8.2):

И=28860+18230+65040=112130 тыс. руб./год


Схема 2

По (8.7):


ТmaxГ = 4632 ч

?АБВ= (0,124 + 4421·10-4)2·8760 = 2807 ч

?Д= (0,124 + 4326·10-4)2·8760 = 2713 ч

?Д= (0,124 + 4632·10-4)2·8760 = 2630 ч

??РВЛ = ((0,788+1,01+0,297+1,56)·2807+1,378·2713+0,156·2630) = =14408 МВт·ч/год

??РТР=0,438·2073+0,407·4403+0,155·1806+0,269·2630+0,215·3030=4162 МВт·ч/год

По (8.5):

?W=14408+4162=18571 МВт·ч/год

По (8.8):

?W2=(2,24+5,6+8,16+2,8+2,88+3,92)·8760+

+(14+27+27+50+14)·8760·10-3=1381 МВт·ч/год

Ипот=2·18571+0,33·1381=32692 тыс. руб.

По (8.9)

Иф= тыс. руб./год

По (8.2):

И=17804+37957+65772=120718 тыс.руб./год


Схема 3

По (8.7):



По (8.6):


?АБ=(0,124+5265·10-4)2·8760 = 3706 ч

?ВГД=(0,124+4037·10-4)2·8760 = 2439 ч


Рассчитываем нагрузочные потери для линий и трансформаторов:


??РВЛ = (0,436+0,454+0,695)·3706+(1,383+0,678+0,055+1,454) ·2439= =13188 МВт·ч/год

??РТР=0,438·1806+0,407·4403+0,269·2073+0,269·3020+0,215·2630

=4386 МВт·ч/год

По (8.5):

?W=13118+4386=17504 МВт·ч/год

По (8.8):

?W2=(2,8+3,92+3,92+2,88+2,24+5,6+7,84)·8760+

+(14+27+27+50+14)·8760·10-3=1412 МВт·ч/год

По (8.9)

Иф= тыс.руб./год

По (8.2):

И=18279+35473+69732=123484 тыс. руб./год


.3 Определение приведенных затрат


По (8.1):

З1 = 975600+112130=1087730 тыс. руб.

З2 = 986580+120718= 119398 тыс. руб.

З3 = 1045980+123484=1169464 тыс. руб.


Относительная разница в приведенных затратах:


Относительная разница в приведенных затратах составляет более, чем 5%, следовательно 1-ый вариант является наиболее целесообразным. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.2.


Таблица 8.2

Технико-экономическое сравнение вариантов

Наименование затрат1-ый вариант2-ый вариант3-ый вариантКапитальные затраты, К, тыс. руб. в том числе: на сооружение линий на сооружение подстанций975600 642600 3330001072020 795780 2762401045980 851640 194340Ежегодные эксплуатационные расходы, И, тыс.у.е./год в том числе: на реновацию и обслуживание на возмещение потерь электроэнергии финансовые издержки Приведенные затраты, З, тыс.у.е. 112130 21490 26898 65040 1087730 121964 17804 32692 71468 1193984 123484 18279 35473 69732 1169464

Наиболее выгодной является схема первого варианта, сеть, выполненная по первой схеме будет самой экономичной как при строительстве, так и при эксплуатации. Дальнейшие расчеты выполняем по этой схеме.

9. РАСЧЁТ НАПРЯЖЕНИЙ В УЗЛАХ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ


На последнем этапе расчёта определяем потери напряжения на участках сети и напряжения в узлах схемы замещения при последовательном переходе от узла к узлу.

Расчет потерь напряжения в трансформаторах:


(9.1)


где - продольная и поперечная составляющие падения напряжения в j-ом трансформаторе, кВ.


(9.2)


где - активная и реактивная мощности проходящие через j-й трансформатор, МВт и МВАр, соответственно (таблица 1.1);

- активное и реактивное сопротивление j-го трансформатора, (таблица 6.1);

Uj - напряжение в j-том узле (конце участка), кВ.

При расчёте по данным конца напряжение в i-том узле:


(9.3)

(9.4)


где - активная и реактивная мощности в конце участка, МВт и МВАр, соответственно (таблица 7.2);

- напряжение в j-том узле (конце участка), кВ.


Участок Б-Г

UГ= 230 кВ

Участок Б-А

Участок ЦП-А

Участок Г-Д

Участок Д-В

Участок ЦП-В

Потери напряжения в трансформаторах и напряжения на шинах НН определяем по (9.1), (9.2), учитывая, что Uном = UномВН трансформаторов.


Потери напряжения в п. В:


Действительные напряжения на шинах НН в п. В:


(9.5)


где kтр - коэффициент трансформации трансформаторов на основном регулировочном ответвлении.


(9.6)


Т.к. на всех П.С. установлены одинаковые трансформаторы, коэффициент трансформации на всех П.С. будет один, равный 21,9



Потери напряжения в п. Б:


Потери напряжения в п. Г:



Потери напряжения в п. Д:



Потери напряжения в п. Д:



Результаты расчёта сводим в таблицу 9.1.

Таблица 9.1

Напряжения в узлах схемы сети.

Напряжения на шинах ПС и ИПАБВГДЦПUi , кВ , кВ

Uнн , кВ234,8

,7

,49230,88

,36

,74231,39


,63230

,6

,2230

,9

9,54236,75

Во всех пунктах напряжение не соответствует требуемому напряжению на шинах НН. Необходимо выполнить регулирование напряжения на всех ПС.


10. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ


По ПУЭ на шинах 6-10 кВ подстанций должно осуществляться встречное регулирование напряжения, в соответствии с которым в режиме максимальных нагрузок напряжение на шинах должно превышать номинальное на 5-10%,т.е.


Uн жел = (1,05 ÷1,1)Uном =10,5 ÷ 11 кВ (10.1)


Желаемое напряжение ответвления при желаемом напряжении на вторичной стороне:


(10.2)


где - напряжение на шинах НН ПС, приведённое к стороне ВН (таблица 9.1)

Uн. ном - номинальное напряжение обмотки НН трансформатора.


А: ,

Б: ,

В: ,

Г: ,

Д: ;

Номер стандартного регулировочного ответвления:


(10.3)


где ? - изменение напряжения на регулировочное ответвление


, принимаем n= - 2

, принимаем n= - 6

, принимаем n= - 7

, принимаем n= - 3

, принимаем n= - 8


Стандартное напряжение ответвления


(10.4)

А: кВ

Б: кВ

В: кВ

Г: кВ

Д: кВ

схема районная электросеть напряжение

Действительное напряжение на шинах НН подстанций


(10.5)

А:

Б:

В:

Г:

Д:


ЗАКЛЮЧЕНИЕ


В результате проделанной работы было разработано следующее:

·на основе взаимного расположения источника питания и пунктов потребления и категорийности нагрузки по требуемой степени надёжности электроснабжения составлены 3 варианта конфигурации схемы районной электросети;

·на основе приближённой (без учёта потерь) оценки распределения в каждом из вариантов сети потоков мощности и измеренных длин линий осуществлён ориентировочный выбор напряжения на каждом участке;

·по методу «экономических интервалов» произведён выбор сечений проводов марки АС с последующей их проверкой на пропускную способность в аварийных режимах;

·произведен выбор числа и мощности трансформаторов на потребительских подстанциях и рассчитаны потери мощности в трансформаторах;

·определены потери мощности на участках линий;

·выбраны схемы электрических соединений потребительских подстанций;

·выполнена оценка технико-экономических показателей вариантов схемы районной электросети и выбор из них оптимального по минимуму приведенных затрат;

·в оптимальном варианте решён вопрос обеспечения потребителей качественной электроэнергией (осуществлено «встречное» регулирование напряжения).

Оптимальной является «кольцевая» схема 1-го варианта районной электрической сети.


СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


  1. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Электроэнергетические сети и системы». ЮСИЭПИ, Южно-Сахалинск, 2009. - 62с.
  2. Макаров Е.Ф. Обслуживание и ремонт электрооборудования электростанций и сетей. - М.: ИРПО: Издательский центр «Академия», 2003. - 448с.
  3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2003. - 336с.
  4. Правила устройства электроустановок. - 7-е изд. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2003. - 192с.
  5. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - 3-е изд. перераб. - М.: Энергия, 1987 - 600 с.
  6. Справочник по проектированию подстанций 35 - 500 кВ./Под ред. С.С.Рокотяна и Я.С. Самойлова. - М.: Энергоиздат, 1982. - 352 с.
  7. Справочник по проектированию электроэнергетических систем./Под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.
  8. Электротехнический справочник. Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г.Герасимова, П.Г.Грудинского, Л.А.Жукова и др.- 6-е изд. испр. и доп.- М.; Энергоиздат, 1982- 656 с., ил.
  9. Справочник по проектированию электроснабжения/ Под ред. В.И.Круповича, Ю.Г.Барыбина, М.Л.Самовера. - 3 - е изд., перераб. и доп. - М.: Энергия, 1980. - 456 с., ил.

ВВЕДЕНИЕ Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическом

Больше работ по теме:

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]

Скачать реферат © 2019 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ