Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство освіти науки України

Одеський національний політехнічний університет

Інститут електромеханіки і енергоменеджмента

Кафедра електропостачання

Курсовий проект

з дисципліни: "Електричні системи та мережі"

на тему: "Проектування районної та розподільчої мережі"

Виконав

Студент гр. ЕС - 021 ІЕЕ Крюков О.А.

Керівник Шабовта М.Ю.

Одеса 2005

Курсова робота містить: 74 аркушів ,11 рисунків ,29 таблиць , графічна частина - 2 аркуші.

В курсовій роботі розроблена система районного електропостачання, вибрані трансформатори підстанцій, перерізи ЛЕП, потужності пристроїв компенсації реактивної потужності, розраховані робочі режими мережі та обрані закони регулювання напруги на трансформаторах з РПН та ПБВ.

Підстанція, мережа, трансформатор, лінія електропередач, компенсація, максимальний режим, мінімальний режим, навантаження, джерело живлення, потужність, опір, втрати потужності.

ЗМІСТ

електропостачання трансформатор потужність напруга

Вступ

1. Вихідні данні

2. Схема з'єднань підстанцій

3. Визначення потокорозподілу потужностей

4. Вибір номінальної напруги мережі по формулі Іларіонова

5. Вибір перетину ділянки мережі

6. Розрахунок наведених витрат

7. Вибір трансформаторів вузлових підстанцій

8. Розрахунок перетину лінії, що підживлює ГПП

9. Розрахунок економічного ефекту

10. Вибір пристроїв що компенсують реактивну потужність ГПП

11. Розрахунок робочого режиму

12. Розрахунок балансу активної й реактивної потужностей

13. Розрахунок робочих режимів максимальних та мінімальних навантажень для ділянки мережі ЛЕП, що живить ГПП та трансформатор ГПП

14. Розрахунок діапазону регулювання напруги на трансформаторах ГПП

15. Проектування розподільчої мережі 10 кВ

16. Вибір відгалужень на трансформаторах з ПБВ

Висновок

Література

ВСТУП

У курсовій роботі розробляється система електропостачання (СЕП) району на напрузі від 35 до 330 кВ, а також системи розподільної мережі на 10 кВ, що живиться від ГПП підприємства. Ця система призначена для забезпечення електричною енергією споживачів промислових підприємств, непромислових споживачів, сільськогосподарчих підприємств, населення. Система електропостачання району, що проектується, складається з вузлової підстанції, що є джерелом живлення для інших підстанцій району, п'яти підстанцій (ПС), однієї ГПП підприємства, що живиться від підстанції, ліній, які розподіляють електричну енергію, та трансформаторних підстанцій (ТП). При розробці СЕП необхідно вибрати стандартні елементи із тих, що виготовляються на даний момент промисловістю, які відповідають вимогам завдання, з'єднати ці елементи і розробити схему електропостачання району. Після цього треба розглянути роботу системи в максимальному та мінімальному режимах. Важливо розробити систему, яка буде забезпечувати високий рівень надійності роботи; необхідну безпеку та зручність експлуатації; якість електроенергії, яка задовольнить користувача; економічність передачі та розподілу електроенергії; можливість подальшого розвитку та при цьому буде характеризуватися економічністю як при її побудові, так і в процесі експлуатації. Для того, щоб система змогла відповідати цим вимогам необхідно вірно потужність трансформаторів підстанцій, перерізи повітряних і кабельних ліній електропередач (ЛЕП), число та потужність трансформаторів ТП, потужність компенсуючих пристроїв та ін.

1. ВИХІДНІ ДАНІ

Табл. 1- Вихідні дані.

Схема	Мірило км/мм	Р1/cosц1	Р2/cosц2	Р3/cosц3	Р4/cosц4	Р5/cosц5	РГПП/cosцГПП	Регіон по ожеледі
К	3	13/0,75	18/0,85	26/0,81	44/0,85	51/0,77	17/0,82	I

Табл. 2 - Розташування підстанцій.

Координати (X/Y) підстанцій, мм
П	1	2	3	4	5
30/30	44/35	55/25	65/20	55/15	40/25

2. СХЕМА З`ЄДНАНЬ ПІДСТАНЦІЙ

Рис 2.1- Схема 1 (кільцева)

Рис 2.2 - Схема 2 (розімкнута)



Рис 2.3 - Схема 3 (змішена)

Рис 2.4 - Схема 4 (змішена)

3. ВИЗНАЧЕНЯ ПОТОКОРОЗПОДІЛУ ПОТУЖНОСТЕЙ

Визначаємо реактивну потужність у вузлах по формулі

, Мвар (3.1)

де P_i- активна потужність в i-ом вузлі (МВт).

tgц_i- тангенс кута зрушення фаз в i-ом вузлі.

Для вузла навантаження 1.

Інші значення реактивних потужностей запишемо в таблицю 3.1

Табл. 3.1. Розрахункові значення реактивних потужностей.

Вузол	1	2	3	4	5	ГПП
Qi, Мвар	11,466	11,16	18,72	27,28	42,33	11,866

Визначаємо активні еквівалентні й реактивні потужності

Визначаємо відстані між вузлами навантаження

;

;

;

;

;

;

;

;

Визначаємо довжину лінії.

Розрахунок потокорозподілу потужності

1. Для схеми 1

Рис 3.1 - Схема розподілу потужностей

Виконуємо перевірку.

Визначаємо потужність потокорозподілу у вузлах по першому законі Кірхгофа.

Розрахунок припиняється тому що отримано негативне значення потужності, проведемо розрахунок зі зворотної сторони системи:

3.2 Для схеми 2

3.3 Для схеми 3

Рис 3.2 - Схема розподілу потужностей

Виконуємо перевірку.

Визначаємо потужність потокорозподілу у вузлах по першому закону Кірхгофа.

Розрахунок припиняється тому що отримано негативне значення потужності, проведемо розрахунок зі зворотної сторони системи:

3.4 Для схеми 4

Рис 3.3 - Схема розподілу потужностей

Виконуємо перевірку.

Визначаємо потужність потокорозподіл у вузлах по першому законі Кірхгофа.



Розрахунок припиняється тому що отримано негативне значення потужності, проведемо розрахунок зі зворотної сторони системи:

4. ВИБІР НОМІНАЛЬНОЇ НАПРУГИ МЕРЕЖІ ПО ФОРМУЛІ ІЛАРІОНОВА

, кВ (4.1)

де l_i- довжина ділянки лінії (км).

Р_i- передана потужність по даній ділянці (МВт).

4.1 Для схеми 1

На ділянці П-1:

Інші значення напруги запишемо в таблицю 4.1.

Табл. 4.1- Номінальні значення напруги для схеми 1

Ділянка	П-1	1-2	2-3	3-4	4-5	П-5
l, км	44.58	44.58	33.54	33.54	54.09	33.54
Р, МВт	63.89	50.89	32.89	6.89	54.1	105.1
U, кВ	140.9	128.7	104.87	51.45	134.3	160.76
UH, кВ	110	110	110	110	110	220

Номінальне значення напруги мережі для даної схеми 220кВ.

4.2 Для схеми 2

На ділянці П-1:

Інші значення напруги запишемо в таблицю 4.2.

Табл. 4.2 - Номінальні значення напруги для схеми 2

Ділянка	П-1	1-2	2-3	4-5	П-5
l, км	44.58	44.58	33.54	54.09	33.54
Р, МВт	57	44	26	61	112
U, кВ	134.7	121	94.9	141	163.9
UH, кВ	110	110	110	110	220

Номінальне значення напруги мережі для даної схеми 220кВ.

4.3 Для схеми 3

На ділянці П-1:



Інші значення напруги запишемо в таблицю 4.3.

Табл. 4.3 - Номінальні значення напруги для схеми 3

Ділянка	П-1	1-2	2-3	2-4	4-5	П-5
l, км	44.58	44.58	33.54	30	54.09	33.54
Р, МВт	69.35	56.35	26	12	49	99.65
U, кВ	145.5	134.1	94.89	66.7	128.8	158.1
UH, кВ	110	110	110	110	110	220

.

Номінальне значення напруги мережі для даної схеми 220кВ.

4.4 Для схеми 4

На ділянці П-1:

Інші значення напруги запишемо в таблицю 4.4.

Табл. 4.4 - Номінальні значення напруги для схеми 4

Ділянка	П-1	1-2	2-3	2-5	4-5	П-5
l, км	44.58	44.58	33.54	45	54.09	33.54
Р, МВт	52. 551	39. 551	26	4. 449	61	116.449
U, кВ	130. 423	115.89	94.89	41. 774	141. 101	165.803
UH, кВ	110	110	110	35	110	220

Номінальне значення напруги мережі для даної схеми 220кВ.

5. ВИБІР ПЕРЕТИНУ ДІЛЯНКИ МЕРЕЖІ

5.1 Розрахунок струмів для схеми 1

, кА (5.1)

де Р и Q - активна й реактивна потужність ділянки мережі (Мвт, Мвар).

U_Н - номінальної напруги мережі (кВ).

Розрахунок струмів при нормальному режимі роботи мережі, для ділянки П-1:

Інші значення струмів запишемо в таблицю 5.1.

Розрахунок струмів після аварійному режимі роботи мережі, для ділянки П-1:

Для визначення струмів нам необхідно зробити розрив у ділянці П-1 і заново перерахувати потокорозподіл потужності.

Тепер робимо розрив у ділянці П-5, і заново перераховуємо потокорозподіл потужності.

Вибираємо максимальні значення потужності на ділянках:

Визначаємо струми на ділянці П-1:

Інші значення струмів запишемо в таблицю 5.1.

Вибір перетину проведення ділянки по економічній щільності струму для схеми 1. На ділянці П-1:

 , мм² (5.1. 3)

де I - струм при нормальному режимі роботи мережі (A).

j _e - економічна щільність струму, .

При виборі перетину також необхідно враховувати що за умовою коронирование для U=110 кВ (F>95мм²), U=220 кВ (F>240мм²).

Інші значення перетину запишемо в таблицю 5.1.

Табл. 5.1 - Перетин і марка проводів

Ділянка	П-1	1-2	2-3	3-4	4-5	П-5
I, А	206	161	105	21	169	342
Imax, A	548	503	448	363	375	548
Fe, мм2	206	161	105	21	169	342
F, мм2	240	240	240	240	240	400
Марка проводу	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32	АС-400/51
Iдоп., А	610	610	610	610	610	835

5.2 Розрахунок струмів для схеми 2

5.2.1 Розрахунок струмів при нормальному режимі роботи мережі, для ділянки П-1:

Повну потужність ділимо навпіл через те, що ділянки складаються з 2-х паралельних проводах.

Інші значення струмів запишемо в таблицю 5.2.

5.2.2 Розрахунок струмів після аварійному режимі роботи мережі, для ділянки П-1:

Для визначення струмів нам необхідно отриманий струм, при нормальному режимі роботи мережі, помножити на 2.

Інші значення струмів запишемо в таблицю 5.2.

5.2.3 Вибір перетину проведення ділянки по економічній щільності струму для схеми 2. На ділянці П-1:

Інші значення перетину запишемо в таблицю 5.2.

Табл. 5.2 - Перетин і марка проводів

Ділянка	П-1	1-2	2-3	4-5	П-5
I, А	93	70	42	95	181,5
Imax, A	186	140	84	190	363
Fe, мм2	93	70	42	95	181
F, мм2	240	240	240	240	240
Марка проводу	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32
Iдоп., А	610	610	610	610	610

5.3 Розрахунок струмів для схеми 3

Розрахунок струмів при нормальному режимі роботи мережі, для ділянки П-1:



Інші значення струмів запишемо в таблицю 5.3.

Розрахунок струмів після аварійному режимі роботи мережі, для ділянки П-1:

Для визначення струмів нам необхідно зробити розрив у ділянці П-1 і заново перерахувати потокорозподіл потужності.

Тепер робимо розрив у ділянці П-5, і заново перераховуємо потокорозподіл потужності.

Вибираємо максимальні значення потужності на ділянках:



Визначаємо струми на ділянці П-1:

Інші значення струмів запишемо в таблицю 5.3.

Вибір перетину проведення ділянки по економічній щільності струму для схеми 3. На ділянці П-1:

Інші значення перетину запишемо в таблицю 5.3.

Табл. 5.3 - Перетин і марка проводів

Ділянка	П-1	1-2	2-3	2-4	4-5	П-5
I, А	224	178	42	39	152	325
Imax, A	548	503	84	364	375	548
Fe, мм2	224	178	42	39	115	325
F, мм2	240	240	240	240	240	330
Марка проводу	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32	AC-240/32	АС-240/32	АС-330/43
Iдоп., А	610	610	610	610	610	730

5.4 Розрахунок струмів для схеми 4

5.4.1 Розрахунок струмів при нормальному режимі роботи мережі, для ділянки П-1:

Інші значення струмів запишемо в таблицю 5.4.

5.4.2 Розрахунок струмів після аварійному режимі роботи мережі, для ділянки П-1:

Для визначення струмів нам необхідно зробити розрив у ділянці П-1 і заново перерахувати потокорозподіл потужності.

Тепер робимо розрив у ділянці П-5, і заново перераховуємо потокорозподіл потужності.

Вибираємо максимальні значення потужності на ділянках:

Визначаємо струми на ділянці П-1:

Інші значення струмів запишемо в таблицю 5.3.

Вибір перетину проведення ділянки по економічній щільності струму для схеми 4. На ділянці П-1:

Інші значення перетину запишемо в таблицю 5.4.

Табл. 5.4 - Перетин і марка проводів

Ділянка	П-1	1-2	2-3	2-5	4-5	П-5
I, А	171	126	42	14	95	377
Imax, A	548	503	84	364	190	548
Fe, мм2	171	126	42	14	95	377
F, мм2	240	240	240	240	240	400
Марка проводу	АС-240/32	АС-240/32	АС-240/32	AC-240/32	АС-240/32	АС-240/32
Iдоп., А	610	510	610	610	610	835

6. РОЗРАХУНОК НАВЕДЕНИХ ВИТРАТ

6.1 Для схеми 1

(6.1)

де, к_о-вартість спорудження 1км лінії.

l- довжина ділянки лінії.

Е_Н - коефіцієнт економічного капіталовкладення в спорудженні лінії, Е_Н=0,25 1/рік.

Р_Н - норма амортизаційних відрахувань, Р_Н=0,028 1/рік.

ф- час максимальних втрат, обумовлене по формулі Кезевича.

де Т_М=5600 ч, З - вартість електроенергії, 0,2 грн/кВт• ч., R - опір ділянки лінії (Ом), I - струм, що протікає через дану ділянку (А).

ч

Для ділянки П-1: Для даної ділянки к_о=129 грн., R=5,26 Ом.

Інші значення витрат запишемо в таблицю 6.1.

Табл. 6.1 - Значення наведених витрат

Ділянка	П-1	1-2	2-3	3-4	4-5	П-5
ко, тис. грн/км	129	129	129	129	129	166
ro, Ом/км	0,118	0,188	0,188	0,188	0,188	0,073
l, км	44,58	44,58	33,54	33,54	54,09	33,54
R, Ом	5,26	5,26	3,96	3,96	6,38	2,45
I, А	206	161	105	21	169	342
З, тыс.гр/ рік	2148	1934	1310	1207	2388	2252
З?, тис. грн/рік	11239

6.2 Для схеми 2

Для розімкнутої схеми витрати ми множимо на 2 тому, що в даній схемі на ділянках по двох паралельних проводів.

Для ділянки П-1: Для даної ділянки к_о=129 грн., R=5,26 Ом.

Інші значення витрат запишемо в таблицю 6.2.

Табл. 6.2 - Значення наведених витрат

Ділянка	П-1	1-2	2-3	4-5	П-5
ко, тис. грн/км	129	129	129	129	129
ro, Ом/км	0,118	0,118	0,118	0,118	0,18
l, км	44,58	44,58	33,54	54,09	33,54
R, Ом	5,26	5,26	3,96	6,38	3,96
I, А	93	70	42	95	181,5
З, тис. грн/рік	3421	3324	2440	4163	3047
З?, тис. грн/рік	16395

6.3 Для схеми 3

У змішаній схемі перебувають як і кільцева так і розімкнута, тому в кільцевій ділянці витрати визначаю також як й у кільцевій схемі, а на ділянці де є розімкнута мережа, витрати визначаю також як і для розімкнутої мережі.

Для даної ділянки к_о=129 грн., R=5,26 Ом.

Інші значення витрат запишемо в таблицю 6.1.

Табл. 6.3 - Значення наведених витрат

Ділянка	П-1	1-2	2-3	2-4	4-5	П-5
ко, тис. грн/км	129	129	129	129	129	146
ro, Ом/км	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,087
l, км	44,58	44,58	33,54	30	54,09	33,54
R, Ом	5,26	5,26	3,96	3.54	6,38	2.92
I, А	224	178	42	39	152	325
З, тис. грн/рік	2248	2009	2440	1089	2302	2119
З?, тис. грн/рік	12207

6.4 Для схеми 4

Для даної ділянки к_о=129 грн., R=5,26 Ом.

Інші значення витрат запишемо в таблицю 6.4.

Табл. 6.4 - Значення наведених витрат

Ділянка	П-1	1-2	2-3	2-5	4-5	П-5
до, тис. грн/км	129	129	129	129	129	166
ro, Ом/км	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,073
l, км	44,58	44,58	33,54	45	54,09	33,54
R, Ом	5,26	5,26	3,96	5.31	6,38	2.45
I, А	171	126	42	14	95	377
З, тис. грн/рік	1977	1804	2440	1616	4163	2403
З?, тис. грн/рік	14404

Більше економічною схемою є кільцева. Подальший розрахунок будемо проводити тільки для цієї схеми.

7. ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ ВУЗЛОВИХ ПІДСТАНЦІЙ

(7.1)

де 1,4 - коефіцієнт враховуюче перевантаження трансформатора.

S_i - потужність у вузлі (МВ• А).

Визначаю повну потужність у вузлах.

(7.2)

де P_i й Q_i - активні й реактивні потужності у вузлі (МВт, Мвар).

Інші значення потужностей запишемо в таблицю 7.1.

Визначаємо необхідну потужність трансформатора.



Інші значення потужностей запишемо в таблицю 7.1.

Табл. 7.1 - Потужності трансформаторів

Вузол	1	2	3	4	5
Si, МВ• А	17,33	21,2	32	72,8	66,3
STi, МВ• А	12,4	15,1	22,9	52	47,4

У вузлах, вибираємо трехобмоточні автотрансформатор. Потужність трансформатора вибирається більше чим розрахункове. Необхідно взяти до уваги те, що:

Для автотрансформаторів:

(7.3)

де n - кількість тр-рів, - коефіцієнт загруження тр-ра, б- 0,5, тому, що

Табл. 7.2 - Параметри трансформаторів

Вузол	Тип трансформатора	Каталожні дані
		UH, кв	Uк, %	?Pк, квт	?Pхх, квт	Iхх %
		ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н	З	В-Н	С-Н
1	АТДТН-32000/220/110	230	121	11	11	34	21	-	145	-	32	0,6
2	АТДТН-32000/220/110	230	121	11	11	34	21	-	145	-	32	0,6
3	АТДТН-63000/220/110	230	121	11	11	35	22	-	215	-	45	0,5
4	АТДЦТН-100000/220/110	230	121	11	11	31	19	-	260	-	75	0,5
5	АТДЦТН-100000/220/110	230	121	11	11	31	19	-	260	-	75	0,5

8. РОЗРАХУНОК ПЕРЕТИНУ ЛІНІЇ ЩО ПІДЖИВЛЮЄ ГПП

(8.1)

де - номінальна потужність тр-ра що живить ГПП (МВ• А).

U_H - номінальна напруга (кВ).

Визначаю номінальної напруги по формулі Іларіонова (4.1).

Зі шкали стандартних напруг вибираємо 110 кВ.

Визначаємо повну потужність ГПП по формулі (7.2).

По даній потужності вибираю 3-х фазний 2-х обмотувальний трансформатор по формулі (7.3), його параметри запищимо в таблицю 8.1.

Табл. 8.1 - Двухобмоточний трансформатор

Тип трансформатора	Каталожні дані
	UH, кв	Uк, %	?Pк, квт	?Pхх, квт	Iхх %
	ВН	НН	В-Н	В-Н	С-Н
ТДН-16000/110	115	10,5	10,5	120	29	0,8
ТДН-16000/110	115	10,5	10,5	120	29	0,8

Визначаємо струм що протікає через лінію ГПП по формулі (8.1).

Визначаю перетину проведення по формулі (5.1.3).

При виборі перетину проведення необхідно враховувати втрати на корону (U=110 кВ, F>70 мм²). Зі стандартних перетинів вибираємо: F=95 мм² ; F₁=70 мм² ; F₂=120 мм².

Беремо 8 значень струму, з межі 0,25I_гпп< I <1,4I_гпп, і визначаємо сумарні втрати для трьох значень перетину проведення.

Втрати електроенергії за рік визначаємо по формулі:

(8.2)

де I - один з восьми значень струму ГПП.

R_ГПП - опору лінії ГПП.

ф-час максимальних втрат 4098 ч.

Сумарні витрати визначаємо по формулі:

 (8.3)

де Ц_вх=19,9 коп. /кВтч

Капітальні витрати визначаємо по формулі:

(8.4)

Сумарний витрат визначаємо по формулі:

(8.5)

Розрахунки й графік наведені в додатку А. Як видно із графіка найбильш економічним є перетин АС-120/19.

9. РОЗРАХУНОК ЕКОНОМІЧНОГО ЕФЕКТУ

При проектуванні електричної мережі задаємося умовою, що навантаження з кожним роком збільшується на два відсотка.

Еквівалентний

де Pi - потужність активного вузла МВт.

Si - повна потужність вузла МВА.



Табл. 9.1 - Данні про навантаження

Сумарна потужність навантаження	МВт	209
Відсоток збільшення навантаження на рік	%	2%
Час викон. макс. навантаження	час	5600
cosц		0,81

Еквівалентний опір лінії

Табл. 9.2 - Данні про ЛЕП

Сумарна довжина ЛЕП з перетином F1 LF1	км	210,33
Питома вартість спорудження ЛЭП с F1 koF1	тис грн/км	129
Сумарна довжина ЛЭП ЛЕП з перетином F2 LF2	км	33,54
Питома вартість спорудження ЛЕП з F2 koF2	тис грн/км	166
Сумарна вартість спорудження ЛЕП	тис грн	11239
Напруженість	кВ	220
Еквівалентний опір лінії RЕЛ	Ом	2,897

Табл. 9.3 - Данні про ПС

Вартість спорудження ПС с з тр-ром потужність Sном тр1	тис грн	1007
Кількість ПС з Sном тр1		2
ДPxx тр1	кВт	32
Вартість спорудження ПС з тр-ром потужність Sном тр2	тис грн	2040,5
Кількість С с Sном тр2		1
ДPxx тр2	кВт	45
Вартість спорудження ПС з тр-ром потужність Sном тр3	тис грн	2279
Кількість ПС с Sном тр3		2
ДPxx тр3	кВт	75
Cуммарная вартість спорудження	тис грн	8612,5
Сумарні втрати ХХ ДPxx	кВт	259
Еківалентное опір тр-рів RЭТ	Ом	0,226

Табл 9.4 - Економічні данні

Цвход	грн/кВтч	0,199
Цвых	грн/кВтч	0,216
Норма відрахувань на реновацію	%	2,00%
Норма відрахувань на реновацію ПС, ар	%	3,80%
Норма дисконту Е		10,00%

Розрахункові данні

Розрахунковий період 0/21 рік

Сумарна потужність по рокам

Сумарний відпуск електроенергії по рокам

Сумарні втрати потужності по рокам для ЛЕП, МВт

Сумарні втрати потужності в ЛЕП,МВт

Втрати потужності в трансформаторах, МВт

Сумарні втрати енергії в трансформаторах

Сумарні втрати енергії

Грошові потоки

Сумарний річний прибуток

Сумарний дисконтований прибуток

Витрати на втрати електроенергії

Витрати на експлуатацію ЛЕП і ТП

Сумарні витрати на експлуатацію і втрати

Сумарні дисконтовані витрати

Чистий прибуток

Податок на прибуток

де 0.3 - податок на прибуток 30%

Податок на прибуток дисконтований

Текучий річний прибуток

Чистий річний прибуток дисконтований

Текучий річний чистий прибуток з наростаючим результатом

Ліквідна вартість для ЛЕП і ПС

Рентабельність із прибутку

де - капітальні внесення в рік

- ліквідна вартість

- втрати на експлуатацію мережі

- податок на прибуток

- оплата процентів за кредит

- вартість втрат електроенергії

Внутрішня норма прибутку

де - чистий грошевий поток

Розрахунок проводиться на ЕОМ за допомогою програми EXEL. Результати розрахунку приведені в додатку Б. Також у цьому додатку приведенно графік залежності текучого річного чистого прибутку з наростаючим результатом від річного періода.

10. ВИБІР ПРИСТРОЇВ ЩО КОМПЕНСУЮТЬ РЕАКТИВНУ ПОТУЖНІСТЬ ГПП

Потужність устроїв

де - активна потужність навантаження

Розрахунок потужності устрою для ТП - 1

Подальший розрахунок проводиться аналогічно результати приведені в таблиці 10.1

Таблиця 10.1 - Данні розрахунку пристроїв що компенсують реактивну потужність ГПП

№ ТП	Типономінал	P, кВт	Q, квар	Qку, квар	cos	tg
1	УКРП 0.4-220-20УЗ	430	322.5	215	0.8	0.75
2	УКРП 0.4-360-40УЗ	690	517.5	345	0.8	0,75
3	УКРП 0.4-150-10УЗ	140	186.2	151.3	0.6	1.33
4	УКРП 0.4-70-10УЗ	140	63	70	0.8	0.75
5	УКРП 0.4-600-50УЗ	730	744.6	562.1	0.7	1.02

11. РОЗРАХУНОК РОБОЧОГО РЕЖИМУ

Розрахунок параметрів схеми заміщення ЛЕП на ділянці 1-2:

Розрахунок активного опору

(11.1)

де F - перетин ЛЕП

l - довжина ділянці ЛЕП

Розрахунок реактивного опору

(11.2)

де x_O - погонний реактивний опір (для F=240; x_O=0.449 Щ/км)

l - довжина ділянці ЛЕП

Розрахунок реактивної провідності ЛЕП

(11.3)

де b_O - погоне реактивна провідність (для F=240; b_O=2.523•10^-6 См/км)

l - довжина ділянці ЛЕП

Подальший розрахунок проводиться аналогічно, результати приведені в таблиці 11.1.

Розрахунок параметрів схеми заміщення автотрансформатора АТ1 на ділянці 2-7:

Розрахунок активних опорів.

(11.4)

де - втрати активної потужності в тр-рі при КЗ (кВт)

- номінальна напруга тр-ра (кВ)

- номінальна потужність тр-ра (кВ•А)

Розрахунок реактивних опорів.

(11.5)

де - напруга КЗ тр-ра (%)

Розрахунок активної провідності.

 (11.6)

де - втрати активної потужності в тр-рі при ХХ (кВт)

Розрахунок реактивної провідності.

(11.7)

де - струм ХХ тр-ра (%)

Подальший розрахунок проводиться аналогічно як для ЛЕП так й до тр-рів, результати приведені в таблиці 11.1

Табл. 11.1 - Результати розрахунку параметрів схеми заміщення

Ділянка
1 - 2 , 2-3	5,35	20	112,5
3 - 4 , 4-5	3,958	15,045	84,63
5 - 6	6,383	24,263	136,5
6 - 1	2,448	14,509	87,88
2 - 7 , 2 - 8 , 3-9 , 3-10	7,491	562,063	3,629	0,605
4-11 , 4-12	2,866	293,889	5,955	0,851
6-17 , 6-18	1,375	163,99	9,452	1,418
5-19 , 5-20	1,375		9,452	1,418
19-13 , 20-15		58,19
19-14 , 20-16		163,99

Розрахунок робочого режиму проводимо за допомогою програми RASTR результати розрахунку приведені у додатку В.

12. РОЗРАХУНОК БАЛАНСУ АКТИВНИХ І РЕАКТИВНИХ ПОТУЖНОСТЕЙ

Баланс активних потужностей

де - активна потужність генеруємо джерелом живлення, МВт;

- сумарна активна потужність навантаження споживачів, МВт;

- сумарні втрати активної потужності в лініях, МВт;

- сумарні втрати активної потужності в трансформаторах, МВт.

Баланс реактивних потужностей

де - реактивна потужність, генеруємо, джерелом живлення, Мвар;

- сумарна потужність навантаження споживачів, Мвар;

- сумарні втрати реактивної потужності в лініях і трансформаторах, Мвар;

- сумарна зарядна потужність ліній мереж, Мвар;

- сумарна потужність конпенсуючих пристроїв, Мвар;

- розрахунок балансу потужностей в максимальному режимі, Мвар;

Розрахунок балансу потужностей у мінімальному режимі

Розрахунок балансу активної потужності

Розрахунок балансу реактивної потужності

Розрахунок балансу потужностей у максимальному режимі

Розрахунок балансу активної потужності

Розрахунок балансу реактивної потужності

13. РОЗРАХУНОК РОБОЧИХ РЕЖИМІВ МАКСИМАЛЬНИХ ТА МІНІМАЛЬНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ДЛЯ ДІЛЯНКИ МЕРЕЖІ ЛЕП, ЩО ЖИВИТЬ ГПП ТА ТРАНСФОРМАТОР ГПП

Рисунок 13.1 - Схем заміщення ЛЕП та трансформатор ГПП

Данні:

АС - 120/19

Rл = 9, 31 Ом

ТДН - 16000/110

Розрахунок максимального робочого режиму

Індуктивний опір ЛЕП



Реактивна провідність ЛЕП

Реактивна потужність гінерируєма ЛЕП

Активна провідність трансформатора

Реактивна провідність трансформатора

Потужність навантаження

Втрати потужності в трансформаторі на нульовому кроці

Потужність обмотки ВН трансформатора на нульовому кроці

Реактивна потужність генеруємо ЛЕП в кінці лінії

Повна потужність в кінці ЛЕП на нульовому кроці

Втрати потужності в ЛЕП на нульовому кроці

Повна потужність на початку ЛЕП на нульовому кроці

Потужність генеруєма лінією на початку

Потужність джерела

Втраті потужності в ЛЕП на першому кроці

Повна потужність в кінці ЛЕП

Напруга в кінці ЛЕП

Реактивна потужність генеруєма ЛЕП на першому кроці

Повна потужність на обмотці ВН трансформатора на першому кроці

Втраті потужності в трансформаторі на першому кроці

Втрати напруги в трансформаторі

Коефіцієнт трансформації

Напруга на обмотці НН трансформатора

Розрахунок робочого режиму мінімальних навантажень

Потужність навантаження

Втрати потужності в трансформаторі на нульовому кроці

Потужність обмотки ВН трансформатора на нульовому кроці

Реактивна потужність генеруєма ЛЕП в кінці лінії на нульовому кроці

Повна потужність в кінці ЛЕП на нульовому кроці

Втрати в потужності в ЛЕП на нульовому кроці

Повна потужність на початку ЛЕП

Реактивна пружність генеруєма ЛЕП на початку лінії

Повна потужність джерела

Втрати потужності в ЛЕП на першому кроці

Пружність в кінці ЛЕП на першому кроці

Напруга в кінці ЛЕП

Реактивна потужність генеруєма ЛЕП в кінці лінії

Повна потужність обмотки ВН трансформатора на першому кроці

Втрати потужності в трансформаторі на першому кроці

Втрати напруг в трансформаторі

Напруга на обмотці НН трансформатора

14. РОЗРАХУНОК ДІАПАЗОНУ РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ НА ТРАНСФОРМАТОРАХ ГПП

На трансформаторах ГПП з регулюванням під навантаження діапазон регулювання становить

Вибір відгалуження для максимального режиму

(14.1)

де - напруга на стороні ВН тр-ра у максимальному режимі

- втрати напруги в тр-рі у максимальному режимі

, - номінальні напруги тр-ра.

- ступінь регулювання напруги тр-ра

Напруга обмотки НН в максимальному режимі

Втрати напруги в трансформаторі становлять 5.147 кВ

Приймається nст = -3

Перевірка



Розрахунок відгалужень для мінімального режиму

Втрати напруги в трансформаторі дорівнюють - 0.919 кВ

Приймається nст = -3

Перевірка

15. ПРОЕКТУВАННЯ РОЗПОДІЛЬЧОЇ МЕРЕЖІ 10 кВ

Розрахунок повних потужностей ТП

Розрахунок повної потужності для ТП 1

Подальший розрахунок проводиться аналогічно, результаті розрахунку приведені в таблиці 15.1

Складається схема розподільчої мережі

Рис 15.1 - Схема розподільчої мережі 10 кВ

Розрахунок реактивних потужностей ТП

Розрахунок реактивної потужності для ТП №1

Подальший розрахунок проводиться аналогічно, результати розрахунку приведені в таблиці 15.1

Табл 15.1 - Данні ТП 10 кВ

№	Р,кВт	Q,квар	S,кВА
ТП 1	430	321.67	537.5	0.8	1.3
ТП 2	690	517.5	862.5	0.8	1.3
ТП 3	140	186.6	233.3	0.6	1.2
ТП 4	140	105	175	0.8	1.3
ТП 5	730	744.75	1042.86	0.7	0.8

Вибір трансформаторів

(15.1)

де - коефіцієнт завантаження

Табл 15.2 - Паспортні дані трансформаторів

Потокорозподіл розподільчої мережі

Розрахунок перерізів кабелів

(15.2)

де j - економічна густина струму (j = 1.2 )

Розрахунок перерізу кабелю для W1

Подальший розрахунок проводиться аналогічно, результати розрахунку приведені в таблиці 15.3

Для кабельної ЛЕП обирається кабель типу ААШв10

Розрахунок опору кабельних ліній

Розрахунок опору для W1



Подальший розрахунок проводиться аналогічно, результати приведені в таблиці 15.3

Табл 15.3 - Дані кабельних ЛЕП розподільчої мережі

Розрахунок напруг в вузлах

Розрахунок напруг в вузлах в режимі максимальних навантажень

Розрахунок напруг в вузлах в режимі мінімальних навантажень

Розрахунок навантажень у мінімальному режимі

16. ВИБІР ВІДГАЛУЖЕНЬ НА ТРАНСФОРМАТОРАХ З ПБВ

Розрахунок ведеться за формулою

(16.1)

де - відхилення наруги на стороні ВН трансформатора

для макс. режиму та для міні. режиму відхилення напруги на стороні НН трансформатора

Перевірка

Максимальний режим

Розрахунок для ТП1

Обирається відгалуження n=4

Перевірка

Подальший розрахунок проводиться аналогічно, результаті розрахунку приведені в таблиці 16.1

Табл. 16.1 - Результати розрахунку відгалужень на трансформаторах з ПБВ

№ ТП					n
1	-0.1	0.367	3.673	8.773	4	3.727
2	2.01	0.591	5.913	8.903	4	3.597
3	1.015	0.421	4.213	8.198	4	4.302
4	0.14	0.359	3.591	8.451	4	4.049
5	0.32	0.444	4.44	9.12	4	3.38

Мінімальний режим

Розрахунок для ТП1

Обирається відгалуження n=3

Подальший розрахунок проводиться аналогічно, результаті розрахунку приведені в таблиці 16.2

Табл. 16.2 - Результати розрахунку відгалужень на трансформаторах з ПБВ

№ ТП					n
1	0.18	0.096	0.96	-0.839	3	0.839
2	2.38	0.155	1.549	-0.831	3	0.831
3	3.09	0.215	2.153	-0.937	3	0.937
4	1.99	0.0939	0.939	-1.051	3	1.051
5	1.9	0.1665	1.165	-0.735	3	0.735

ВИСНОВОК

В цьому курсовому проекті більш економічною схемою електричної мережі є кільцева, економічні втрати для неї є най мінімальні. Найбільше економічно вигідним перетином для лінії ГПП є перетин 120 мм² при напрузі 110 кВ. Також провели розрахунок економічного ефекту і отримали що цей проект є рентабельним, окупаємость мережі буде через 4.5 рік. Також результат отриманого в розрахунку економічного ефекту був проведений для вартості вхідної електроенергії у 19.9 коп./кВт^.ч та вихідної 21.6 коп./кВт^.ч.

При виконанні курсового проекту з'ясувалося, що доцільною напругою живлення розглянутого варіанта мережі є напруга 110 кВ, для лінії ГПП і для розподільної мережі 10 кВ.

ЛІТЕРАТУРА

1 Методичні вказівки до курсового проекту з дисципліни "Електричні системи та мережі" для студентів фаху 7.090603 /Укл. В.Л.Біляєв. - Одеса: ОДПУ, 2000. - 30с.

2 Петренко Л.И. Электрические сети и системы: Сб. задач. - К.: Вища шк., 1985. - 270с.

3 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

Размещено на Allbest.ru