Проектирование электрической подстанции для электроснабжения пунктов с различной структурой энергопотребления и режимом работы

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Электрическая подстанция-это установка, предназначенная для преобразования и распределения электрической энергии. Подстанции состоят из трансформаторов, сборных шин и коммутационных аппаратов, а также вспомогательного оборудования: устройств релейной защиты и автоматики, измерительныхприборов. Подстанции предназначены для связи генераторов и потребителей с линиями электропередачи, а также для связи отдельны частей электрической системы.

Современные энергетические системы состоят из сотен связанных между собой элементов, влияющих друг на друга. Проектирование должно проводиться с учетом основных условий совместной работы элементов, влияющую на данную проектируемую часть системы. Намеченные проектные варианты должны удовлетворять следующим требованиям: надежности, экономичности, удобства эксплуатации, качества энергии и возможности дальнейшего развития.

В ходе курсового проектирования приобретаются навыки пользования справочной литературой, ГОСТами, едиными нормами и укрупненными показателями, таблицами.

В задачу курсового проектирования водит изучение практически инженерных методов решения комплексны вопросов сооружения линий электропередач, подстанций и других элементов электрически сетей и систем, а также дальнейшее развитие расчетно-графически навыков необходимых для проектной работы. Особенность проектирования электрических систем и сетей заключается в тесной взаимосвязи технических и экономических расчетов. Выбор наиболее дачного варианта электрической подстанции производится не только путем теоретических расчетов, но и на основе различных соображений.



1. Исходные данные

- Масштаб: в 1 клетке - 8,5 км;

- Коэффициент мощности на подстанции "А", отн. ед.: ;

- Напряжение на шинах подстанции "А", кВ: , ;

- Число часов использования максимальной нагрузки: ;

- Максимальная активная нагрузка на подстанции, МВт:, , , , ;

- Продолжительность перегрузки силовых трансформаторов в течение суток: ;

- Коэффициенты реактивной мощности нагрузки на подстанциях имеют следующие значения: , , , , .

- В составе потребителей на всех ПС имеются нагрузки I и II категорий по надежности электроснабжения с преобладанием нагрузок II категории.

1.1 Географическое расположение источника питания «А» и 5 узлов нагрузки

1.2 Выбор конфигурации распределительной сети

Выбор рациональной конфигурации распределительной сети является одним из главных вопросов, решаемых на начальных этапах проектирования. Выбор схемы сети производится на основе технико-экономического сопоставления ряда её вариантов. Сопоставимые варианты должны отвечать условиям технической осуществимости каждого из них по параметрам основного электрооборудования (провода, трансформаторы и т.п.), а также быть равноценными по надежности электроснабжения потребителей, относящихся к первой категории по [3, 4, 6, 9].

Разработку вариантов нужно начинать на основе следующих принципов:

а) схема сети должна быть по возможности (обоснованно) простой и передача электроэнергии потребителям должна осуществляться по возможно кратчайшему пути, без обратных перетоков мощности, что обеспечивает снижение стоимости сооружения линий и уменьшение потерь мощности и электроэнергии;

б) схемы электрических соединений распределительных устройств понижающих подстанций также должны быть, возможно (обоснованно) простыми, что обеспечивает снижение их стоимости сооружения и эксплуатации, а также повышение надежности их работы;

в) следует стремиться осуществлять электрические сети с минимальным количеством трансформации напряжения, что снижает необходимую установленную мощность трансформаторов и автотрансформаторов, а также потери мощности и электроэнергии;

г) схемы электрических сетей должны обеспечивать надежность и необходимое качество электроснабжения потребителей, и не допускать перегрева и перегруза электрооборудования линий и подстанций (по токам в различных режимах сети, по механической прочности и т.п.)

Согласно ПУЭ при наличии потребителей I и II категорий на ПС электроснабжение от сетей энергосистемы должно выполняться не менее чем по двум линиям, подключенным к независимым источникам питания. С учетом выше изложенного и с учетом альтернативности качеств и показателей определенных типов схем сетей рекомендуется формирование в первую очередь вариантов схем сетей: радиального, радиально-магистрального, простейшего кольцевого типов.

Опираясь на изложенные условия, составим десять вариантов схем районной электрической сети (рис. 1.2.).

Схема№1 Схема№2

Схема№3 Схема№4

Схема№4 Схема№5

Схема№7 Схема№8

Рис.1.2. Варианты конфигурации схем электрической сети

Из составленных схем для дальнейших расчетов по комплексу показателей и характеристик выбираем два наиболее рациональных варианта (№1 и № 2).

Вариант I (схема №1) предполагает присоединение подстанций № 1, 2, 3, 4, 5 к узлу А посредством двухцепных радиальных линий (строительство одноцепных и двухцепных линий 110 кВ общей длиной 187 км).

Вариант II (схема №2) предполагает присоединение подстанций №3 и №2 в кольцо от узла А,присоединение подстанций №4 и №5 в кольцо от узла Априсоединение подстанции № 1 к узлу А посредством двухцепных радиальных линий (строительство одноцепных и двухцепных линий 110 кВ общей длиной 229,5 км).

Выбор номинального напряжения электрической сети

Вариант 1.

Для выбранной конфигурации (вариант 1) электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение по формуле (3.1). Для этого необходимо определить длины трасс линий по участкам с учетом заданного масштаба и соответствующие передаваемые мощности.

Длины трасс линий:

км; км; км; км; км;км; км.

Предварительно рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности, и используя вместо сопротивлений длины линий.

Расчет начинаем с замкнутого контура (кольца) А-5-4-А. Разрежем его по точке питания А, представим в виде линии с двухсторонним питанием, (рис.1.2) и определим соответствующие мощности. Задаем точку потокораздела и направления мощностей. Если при расчете получается отрицательное значение мощности, то надо изменить место точки потокораздела и направление мощностей.

Рис. 1.2. Точка потокораздела и направление мощностей контура А-5-4-А

По первому закону Кирхгофа определим мощность на участке 5-4:

Задаем точку потокораздела и направления мощностей для замкнутого контура(кольца)А-1-2-А. Если при расчете получается отрицательное значение мощности, то надо изменить место точки потокораздела и направление мощностей.

Рис. 1.3. Точка потокораздела и направление мощностей контура А-1-2-А

По первому закону Кирхгофа определим мощность на участке 1-2:

3) Рассмотрим участки сети А-3 - двухцепные линии (рис. 1.3).

Рис. 1.3. Направление мощностей участка сети А-2-1



Определим мощности, передаваемые по каждой цепи двухцепных линий:

Для цепи (1ц) линии А-3

Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:

Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжении

Вариант 2

Проведем расчеты для конфигурации районной электрической сети для схемы(транзитная). Для всех участков двухцепных линий определяем потоки мощности по каждой цепи:

Для первой цепи (1ц) линии А-1

Для первой цепи (1ц) линии А-2

Для первой цепи (1ц) линии А-3

Для первой цепи (1ц) линии А-4

Для первой цепи (1ц) линии А-5

Для вторых цепей (2ц) указанных линий значения мощностей будут такими же.

Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:

Исходя из полученныъ результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжении Unom=110кВ



2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой электрической сети

Согласно формуле (2.1) определим наибольшую суммарную активную мощность, потребляемую в проектируемой сети, зная что , :

Для дальнейших расчетов для каждого узла определим наибольшую реактивную нагрузку i-го узла [Мвар] и наибольшую полную нагрузку i-го узла [МВ·А]:

, (1)

, (2)

где Рнб,i - максимальная (наибольшая) активная нагрузка i- ого узла.

Для 1-ой подстанции наибольшая реактивная нагрузка:

Для 2-ой подстанции:

3-ей подстанции:

4-ой подстанций:

5-ой подстанции:

Для 1-ой подстанции наибольшая полная нагрузка:

для 2-ой:

для 3-ей:

для 4-ой:

для 5-ой:

Для оценки потерь реактивной мощности в трансформаторах воспользуемся формулой (2.4).Так как мы рассматриваем электрическую сеть с одной трансформацией напряжения 110/10 кВ, то примем равным 1 ( = 1):

Суммарную наибольшую реактивную мощность Qп.нб, потребляемую с шин электростанции или районной подстанции (А), являющихся источниками питания для проектируемой сети, определим по формуле (2.3). Для воздушных линий 110 кВ в первом приближении допускается принимать равными потери и генерации реактивной мощности в линиях, т.е. 0.

Отсюда:



3. Выбор типа, мощности и места установки компенсирующих устройств

Для выбора компенсирующих устройств необходимо ознакомиться с разделами2.3 и 2.4 методических указаний.

Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощностисравниваем со значением реактивной мощности Qc, которую экономически целесообразно получать из системы в проектируемую сеть

= Рп.нб ? (tgцс)(3)

где Рп.нб наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, определена выше, tgцА. , определяется по cosцА= 0,92(экономически целесообразному значению коэффициента мощности (cos ц) для получения реактивной мощности из системы указанному в задании на проект в т. «А»),

:

Qc = Рп.нб ? (tgцс)=143•0,426 = 60,9МВАр

Прив проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется по формуле (2.5).

Кроме того, определим мощность конденсаторных батарей по условию экономической целесообразности и условию минимизации приведенных затрат на передачу реактивной мощности, которые должны быть установлены на каждой подстанции по формулам (2.7) и (2.8).Количество конденсаторных установок на подстанции должно быть равным или кратным количеству секций (или обмоток низшего напряжения силовых трансформаторов). Данное условие необходимо выполнять для равномерной загрузки секций ПС (обмоток НН трансформаторов).

Так как проектируется сеть напряжением 110/10кВ, то базовый экономический коэффициент реактивной мощности , а :

Для первой подстанции:

для 2-ой, 3-ей, 4-ой, 5-ой подстанций

Для первой подстанции:

,

для 2-ой, 3-ей, 4-ой,5-ой подстанций

,

,

.

Окончательное решение о необходимости установки конденсаторных батарей на каждой из подстанций принимается по большей из величин, вычисленных по выражениям (2.7) и (2.8). В нашем случае по формуле (2.8). С помощью таблицы 4.1 выбирается тип и количество КУ, устанавливаемых на каждой подстанции.

Таблица 4.1. Тип и количество КУ в узлах

№ узла	Количество КУ	Тип КУ
1	4	КРМ - 10,5 - 2650 У3
2	4	КРМ - 10,5 - 2800 У3
3	4	КРМ- 10,5 - 3750 У3
4	4	КРМ- 10,5 - 2000 У3
5	5	УКРМ- 10,5 - 2200 У3

Для 1-го узла: ,

Для 2-го узла: ,

Для 3-го узла: ,

Для 4-го узла: ,

Для 5-го узла: .

Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:

, (4)

где Qk,i - мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар:

Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:

, (5)

где Qi - реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.



4. Выбор силовых трансформаторов понижающих подстанций

Для выбора трансформаторов необходимо ознакомиться с разделом 3.4 методических указаний.

Количество трансформаторов выбирается с учетом категорийности потребителей по степени надежности. Так как, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители I и II категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.

В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ и ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов» мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах. Расчетная мощность одного трансформатора на подстанции с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме определяется по формуле

Sрасч.тр. = Si/Кперегр.тр. ,

где Кперегр.тр. - допустимый коэффициент перегруза для трансформаторов при продолжительности перегрузки в течение суток равной согласно заданию tперег.сут. = 8час.,Si- мощность потребляемая в узлах (на подстанциях) из системы, т.е.с учетом компенсации реактивной мощности.

По [2] табл. П7 выбираем соответствующие типы трансформаторов:

Для ПС № 1: ,

Для ПС № 2: ,

Для ПС № 3: ,

Для ПС № 4: ,

Для ПС №5:

Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1. Результаты выбора трансформаторов

№ узла	Полная мощность в узле, МВ·А	Расчетная мощность одного трансформатора	Количество и тип трансформаторов
1	29,2	24,3
2	33,4	28
3	41,7	34,75
4	26	21,7
5	18,8	15,6

Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов с обмоткой низшего напряжения расщепленной на две напряжением 110 кВ приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2. Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов

Справочные данные
	25	40	63
Пределы регулирования на стороне ВН
	115	115	115
	10,5	10,5	10,5
Uк ВН-НН ,%	10,5	10,5	10,5
	120	170	260
	25	34	59
	0,45	0,55	0,6
	2,54	1,4	4,38
	55,9	34,7	86,7
	175	260	112



5. Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи

Для выбора сечений проводов ВЛ необходимо ознакомиться с разделом 3.4 методических указаний.

Вариант 1

Для проектируемой сети сначала определим распределение полных мощностей (S) без учета потерь в линиях по участкам сети.

Рассмотрим в начале «кольцо А-1-2-А» - линию с двухсторонним питанием (А-1-2-А) (рис. 1.4).

Рис. 1.4

Определим потоки полной мощности по упрощенным формулам по участкам А-1, А-2, 1-2:

По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :



Определим потоки полной мощности по участку А-3, по каждой цепи двухцепных линий:

Рассмотрим «кольцо А-4-5-А» - линию с двухсторонним питанием (А-4-5-А) (рис. 1.4).

По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :

Далее определим расчетную токовую нагрузку по каждой цепи двухцепных линий по формуле:

, (6)

где бi - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 - 220кВ принимается равным 1,05 [4] - коэффици 11) ент, учитывающий заданное число часов использования максимальной нагрузки линии Тмах. Выбирается по [4].

В нормальном режиме работы сети наибольший ток в одноцепной линии равен:

(7),

где S - полная мощность, передаваемая по линии.

В двухцепной линии ток по каждой цепи:

(8)

Расчетная токовая нагрузка линии А - 3 в нормальном режиме [4]:

В линии А - 4:



В линии 1 - 2:

В линии А - 2:

В линии А- 1:

В линии А-5 :

В линии 5-4:

По найденным значениям расчетных токов определяем расчетные сечения проводов ВЛ по условию экономической (нормированной) плотности тока для нормального режима

Определим расчетные сечения по участкам по условию экономической плотности тока для нормального режима:

,

,

Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки в нормальном режиме выбираются сечения сталеалюминевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминевого провода по механической прочности равно 120 мм2. Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2, согласно [4] экономически невыгодно и нецелесообразно. Таким образом, для линии выбираем:

Для А - 1: АС - 185/27;

ДляА - 2: АС - 185/27;

Для А - 3: АС - 120/19;

Для А - 4: АС - 150/24;

Для 1 - 2: АС - 120/19;

Для А - 5: АС-120/19;

Для 4 -5: 120/19;

Далее надо провести проверку выбранного сечения по условиям нагрева проводов ВЛ в послеаварийном режиме.

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:

(9)

где - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;

- допустимый ток по нагреву, А [4, табл. 7.12].

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме для «кольца» будет иметь место при отключении линий ближайших к источнику «А».

Рассмотрим кольцо (А-1-2-А):

- при обрыве линии А - 1 (наиболее нагруженной будет линия А - 2)

- обрыв линии А - 2:

- поток мощности на участке 1-2 или 2-1, принять тот который получится больше при обрыве линии А-1 или линии А-2:

Затем рассмотрим двухцепные линии А-3:

- обрыв одной цепи линии А - 3:

Рассмотрим кольцо (А-4-5-А):

- при обрыве линии А - 4 (наиболее нагруженной будет линия А - 5)

- обрыв линии А - 5:

- поток мощности на участке 4-5 или 5-4, принять тот который получится больше при обрыве линии А-4 или линии А-5:

По вычисленным расчетным токам по [4 табл. 7.12] определяем ближайшие большие или равные допустимые токи по нагреву и уже по ним выбираем допустимые сечения:

Для А - 4: 450 А> 144A;

Для А - 3: 390 А > 126A;

Для 4 - 5: 390 А> 15,6A;

Для А - 2: 540 А >198A ;

Для 2 - 1: 390 А> 8,9A;

Для А-1: 540A>189 А;

Для А-5: 390A> 129 A;

Окончательный выбор сечений проводов заключается в принятии большего сечения из двух выше перечисленных условий выбора. Все полученные результаты запишем в таблицу 6.1.



Таблица 6.1

Линия	А - 3	А - 4	А - 1	А - 2	2 - 1	А-5	4-5
	189	144	189	198	8,9	129	15,6
Марка провода	АС - 185/27	АС - 150/24	АС - 185/27	АС - 185/27	АС - 120/19	АС-120/19	АС-120/19
	377	271	377	377	202	271	158
	540	450	540	540	390	390	390

При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство (8.9) и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию по экономическим параметрам и допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

Вариант 2

Для проектируемой сети сначала определим распределение полных мощностей (S) без учета потерь в линиях по участкам сети.

Определим потоки полной мощности по участку А-1,A-2,A-3,A-4,A-5 по каждой цепи двухцепных линий:

Рис. 1.6

Определим потоки полной мощности по участку А-1,A-2,A-3,A-4,A-5 по каждой цепи двухцепных линий:

Далее определим расчетную токовую нагрузку по каждой цепи двухцепных линий по формуле:

, (6)

где бi - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 - 220кВ принимается равным 1,05 [4] - коэффициент, учитывающий заданное число часов использования максимальной нагрузки линии Тмах. Выбирается по [4].

В двухцепной линии ток по каждой цепи:

(8)

Расчетная токовая нагрузка линии А - 1 в нормальном режиме [4]:

В линии А- 2:

В линии А-3 :

В линии A-4:

В линии А-5:

По найденным значениям расчетных токов определяем расчетные сечения проводов ВЛ по условию экономической (нормированной) плотности тока для нормального режима

Определим расчетные сечения по участкам по условию экономической плотности тока для нормального режима:

,

Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки в нормальном режиме выбираются сечения сталеалюминевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминевого провода по механической прочности равно 120 мм2. Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2, согласно [4] экономически невыгодно и нецелесообразно. Таким образом, для линии выбираем:

Для А - 1: АС - 120/19;

ДляА - 2: АС - 120/19;

Для А - 3: АС - 120/19;

Для А - 4: АС - 120/19;

Для А - 5: АС-120/19;

Далее надо провести проверку выбранного сечения по условиям нагрева проводов ВЛ в послеаварийном режиме.

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:

(9)

где - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;

- допустимый ток по нагреву, А [4, табл. 7.12].

Рассмотрим двухцепные линии А-1,A-2,A-3,A-4,A-5:

- обрыв одной цепи линии А - 1:



- обрыв одной цепи линии А - 2:

- обрыв одной цепи линии А - 3:

- обрыв одной цепи линии А - 4:

- обрыв одной цепи линии А - 5:



По вычисленным расчетным токам по [4 табл. 7.12] определяем ближайшие большие или равные допустимые токи по нагреву и уже по ним выбираем допустимые сечения:

Для А - 1: 390 А>88,4A;

Для А - 2: 390 А >101,1A;

Для A - 3: 390 А>126,4A;

Для А - 4: 390 А >78,8A ;

Для А-5: 390A>56,9A;

Окончательный выбор сечений проводов заключается в принятии большего сечения из двух выше перечисленных условий выбора. Все полученные результаты запишем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1

Линия	А - 1	А - 2	А - 3	А - 4	A - 5
	88,4	101,1	126,4	78,8	56,9
Марка провода	АС - 120/19	АС - 120/19	АС - 120/19	АС - 120/19	АС - 120/19
	177	202,3	252,8	157,6	114
	390	390	390	390	390

При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство (8.9) и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию по экономическим параметрам и допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

6. Выбор схем электрических подстанций

Для выбора схем необходимо ознакомиться с разделом 3.3 методических указаний.

6.1 Применение схем распределительных устройств (РУ)на стороне ВН

Вариант 1

Для ПС№1,ПС№2,ПС№4,ПС№5 выбирают схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».

№5Н(проходная)

Рис. 1.12. Типовая схема № 5Н

Для ПС№3

Выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии»№4Н(тупиковая)

Рис. 1.11. Типовая схема № 4Н

Для центра питания А выбирают схему «одна рабочая секционированная выключателями» и « обходная система шин» 12

Рис. 1.13. Типовая схема № 12

Вариант 2

Применения схем с распределительным устройством на стороне ВН

Для ПС№1,ПС№2,ПС№3,ПС№4,ПС№5 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»№4Н(тупиковая)

Рис. 1.11. Типовая схема № 4Н

Для центра питания А выбирают схему «одна рабочая секционированная выключателями» 4 и «обходная система шин»12

7. Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети

Метод среднегодового необходимого дохода, применим для поиска и оценки вариантов электрических схем соединения подстанции нагрузок в единую распределительную электрическую сеть 110 кВ. данный метод применяется многими регулируемыми энерго-компаниями России и является достаточным критерием оценки экономической эффективности для выбора электрической сети.

Вариант 1

Определим капитальные вложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи по формуле (базисные показатели стоимости ВЛ приведены в ценах 2000г, коэффициент индексации цен ):

К полученным данным добавим затраты на благоустройство, временные здания и сооружения - 2,5%; проектно-изыскательские работы и авторский надзор - 10,0%; содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль - 1,5%; прочие работы и затраты - 5%.



.

Суммарные капиталовложения в воздушные линии:

Определим капитальные вложения в строительство ПС 110/10 кВ.Найдем стоимость трансформаторов по [4, табл. 7.20], данные сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1.

Мощность трансформатора, кВ·А	Стоимость 1 шт., тыс. руб. по [4, табл. 7.20]	Коэффициент индексации цен	Количество, шт.	Итого, тыс. руб.
16000	5900	5,9	2	69620
25000	7100	5,9	4	167560
40000	8600	5,9	4	202960
В сумме:

Определим стоимость компенсирующих устройств, данные запишем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2.

Марка	Стоимость, тыс.руб.	Количество	Итого, тыс.руб.
КРМ-10,5-2650У3	3461,6	4	13846
КРМ-10,5-2800У3	3657,5	4	14630
КРМ-10,5-3750У3	4898,4	4	19593
КРМ-10,5-2000У3	2612,5	4	10450
УКРМ-10,5-2200У3	2873	2	5747,5
Итого:



Стоимость РУ 110 кВ [4 табл.7.18, 7.19] с элегазовыми выключателями, стоимость постоянной части затрат по ПС 110/10 кВ [4, табл.7.30] отразим в таблице 2.3:

Таблица 2.3.

Наименование РУ	Стоимость, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, , тыс. руб.	Номер узла	Всего, тыс. руб.
РУ-110 кВ. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	14000	9000	3	23000
РУ-110 кВ. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	21000	11000	1,2,4,5	128000
РУ 110 кВ. Линейные ячейки с элегазовыми выключателями	154000	47500	А	201500
Итого:

К полученным данным добавим затраты на благоустройство, временные здания и сооружения - 2,5%; проектно-изыскательские работы и авторский надзор - 10,0%; содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль - 1,5%; прочие работы и затраты - 5%.

.

Суммарные капитальные вложения на сооружение подстанции составляют:



Итоговые капитальные затраты на строительство электрической сети:

Вариант №2

Проведём аналогичные расчёты для второго варианта конфигурации сети.

Определим капитальные вложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи по формуле (1.19). Принимаем к установке железобетонные свободностоящие опоры.

К полученным данным добавим затраты на благоустройство, временные здания и сооружения - 2,5%; проектно-изыскательские работы и авторский надзор - 10,0%; содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль - 1,5%; прочие работы и затраты - 5%.

.

Суммарные капиталовложения в воздушные линии:

Определим капитальные вложения в строительство ПС 110/10 кВ.Стоимость трансформаторов и компенсирующих устройств возьмем из расчетов первого варианта.

Стоимость РУ 110 кВ [4 табл.7.18, 7.19] с элегазовыми выключателями, стоимость постоянной части затрат по ПС 110/10 кВ [4, табл. 7.30] отразим в таблице 2.4:

Таблица 2.4.

Наименование РУ	Стоимость, тыс. руб	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Номер узла	Всего, тыс. руб.
РУ-110 кВ. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	14000	9000	1,2,3,4,5	115000
РУ 110 кВ. Линейные ячейки с элегазовыми выключателями	140000	47500	А	187500
Итого:

К полученным данным добавим затраты на благоустройство, временные здания и сооружения - 2,5%; проектно-изыскательские работы и авторский надзор - 10,0%; содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль - 1,5%; прочие работы и затраты - 5%.

.

Суммарные капитальные вложения на сооружение подстанции составляют:

Итоговые капитальные затраты на строительство электрической сети:

6.2 Расчет годовых эксплуатационных расходов РЭС

Годовые эксплуатационные расходы - ежегодные издержки, необходимые для эксплуатации сооружений и устройств системы передачи и распределения электроэнергии, состоят из следующих затрат [10]:

1) - отчисления на амортизацию объектов электрической сети;

2) . - расходы на эксплуатацию (текущий ремонт и обслуживание);

3) - стоимость потерянной электроэнергии в элементах сети.

Амортизационные отчисления предназначены для капитального ремонта оборудования и сооружений и для полной замены (реновации) основных фондов после их износа. Нормы амортизационных отчислений зависят от срока службы оборудования и сооружений, а также периодичности и стоимости капитального ремонта. Амортизационные отчисления определяются для каждого года по сумме капиталовложений предшествующих лет.

Издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание воздушных линий определяют по формуле:

, (2.6)

где ,

согласно [10, табл. 12.3],

- норма на амортизацию в долях от капитальных затрат;

- норма на текущий ремонт и обслуживание в долях от капитальных затрат.

Издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание электрооборудования и распределительных устройств определяют по формуле:

, (2.7)

согласно [10, табл. 12.3],

Для учета затрат на потери электрической энергии необходимо определить суммарные годовые потери энергии:

, (2.8)

где - тариф на электроэнергию генерирующей компании. На сегодняшний день стоимость 1 кВт/ч составляет 3,13руб/кВт•ч;

, - соответственно годовые потери энергии в линиях и трансформаторах.

Суммарные годовые потери электроэнергии по [11, §10.4] в трансформаторах определяются формулой:

(2.9)

где -время потерь (час), определяющееся как:

. (2.10)



Потери электрической энергии в линиях электропередач определяются как

(2.11)

где , - длина линии электропередачи.

Суммарные эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

(2.12)

Определим издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание воздушных линий для обоих вариантов по формуле (2.6):

Определим издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание электрооборудования и распределительных устройств для обоих вариантов по формуле (2.7):

Рассчитаем суммарные годовые потери электроэнергии в трансформаторах по выражениям (2.9), (2.10):



.

Суммарные потери в трансформаторах:

.

Определим потери электрической энергии в линиях электропередач для первого варианта схемы сети по выражению (2.11).

Суммарные потери в линиях для первого варианта:

Определим потери электрической энергии в линиях электропередач для второго варианта схемы сети.

Суммарные потери в линиях для второго варианта:

Суммарные годовые потери энергии:

Определим суммарные эксплуатационные расходы для обоих вариантов по формуле (2.12):

Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, приходим к выводу, что второй вариант экономически выгоднее, поэтому дальнейшие расчеты производим только для выбранного варианта районной сети.



6.3 Расчет себестоимости передачи электроэнергии проектируемой РЭС

В состав себестоимости электроэнергии включается следующее:

_ - заработная плата обслуживающего персонала;

_ стоимость затрат электроэнергии на собственные нужды;

_ налоговые отчисления.

Заработанная плата персонала рассчитывается по формуле:

(2.13),

где - численность эксплуатационного персонала;

- среднегодовая заработанная плата работника;

- коэффициент, учитывающий отчисления в фонды социального страхования,(3-5% от зарплаты за месяц);

- коэффициент, учитывающий дополнительную заработанную плату,(12% от заработанной платы за месяц).

Стоимость затрат на собственные нужды составляет 2ч3 % от объема передаваемой РЭС электроэнергии:

(2.14),

где - объем передаваемой РЭС электроэнергии;

- тариф на электроэнергию генерирующей компании.

(2.15)

где - суммарная активная мощность РЭС;

-число часов работы сети в нормальном режиме за год.

Основные налоговые отчисления от финансово-экономической деятельности производственной структуры приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5.

n/n	Наименование налога и отчислений	Ставка %	Составляющая, с которой взимается налог
1	НДС	20	От
		Реально, с учетом перечислений НДС за поставленные ресурсы НДС = (3ч4 %) от
2	Отчисления в пенсионный фонд	20	От фонда оплаты труда
3	Отчисления в фонд социального страхования	2,9	От фонда оплаты труда
4	Отчисления в фонд медицинского страхования	3,1	От фонда оплаты труда
5	Налог на имущество	2,2	От стоимости основных фондов и оборотных средств

Определим заработную плату персонала по выражению (2.13). Примем численность персонала 32 человека, а среднюю зарплату _ 30000 руб. в месяц.

Рассчитаем объем передаваемой РЭС электроэнергии:

Вычислим стоимость затрат на собственные нужды:



Необходимые средства для строительства РЭС обеспечиваются за счет привлечения заемных средств. Величина кредита по второму варианту сети будет равна суммарным капиталовложениям, т.е.

Рассчитаем налоги. НДС принимаем 3%:

Налог на имущество:

Налоговые отчисления в пенсионный фонд:

Налоговые отчисления в фонд медицинского страхования:

Налоговые отчисления в фонд социального страхования:

Налоговые отчисления составят:

Годовые эксплуатационные затраты для первого варианта РЭС составят:

Себестоимость передачи 1 квт/ч электроэнергии для первого варианта при этом составит:

6.4 Расчет прибыли и срока окупаемости капиталовложений в строительство РЭС

Поскольку в электроэнергетике используется метод ценообразования «Затраты плюс», то тариф за передачу электроэнергии РЭС составит:

, (2.16)

где: - норма прибыли к себестоимости передачи электроэнергии (0,4ч0,6).

Прибыль РЭС за транспортировку электроэнергии при этом составит:

,(2.17)

Учитывая, что в сложившейся практике сетевые энергокомпании, помимо оплаты за транзит электроэнергии, взимают разовую оплату с потребителей за подключение к энергоснабжению. Плата ()при этом составляет до 22 тыс. руб./кВт для юридических лиц. Т. к. РЭС проектируется с определенным запасом по мощности с учетом перспектив развития района, то 40-60 % присоединяемой мощности будет оплачено потребителями в первый год начала работы РЭС. Эта сумма ?К будет рассмотрена как разовая оплата, частично компенсирующая сумму капитальных вложений :

(2.18)

Произведем расчет срока окупаемости выбранной схемы сети. Рассчитаем тариф за передачу электроэнергии РЭС по выражению (2.16):

Вычислим прибыль РЭС за транспортировку электроэнергии по выражению (2.17):

Вычислим разовую оплату, частично компенсирующую сумму капитальных вложений

Сумма кредита при этом составит:



Расчет срока окупаемости осуществим методом составления графика платежей кредита. При этом ставку кредита можно принять в диапазоне 7-12%. Кредит берем под 10%. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.6.

Таблица 2.6.

Год	Ежегодная прибыль	Выплата процентов за кредит	Остаток долга
1	196196	748228,5+0,1*748228,5	626855,4
2	196196	626855,4+0,1*626855,4	493344,94
3	196196	493344,94+0,1*493344,94	346483,43
4	196196	346483,43+0,1*346483,43	184935,77
5	196196	184935,77+0,1*184935,77	7233,35
6	196196	7233,35+0,1*7233,35	-188239,3

Результаты проведенных исследований отражены в таблице 2.7.

Таблица 2.7.

n/n	Показатель	Значение
1	Затраты на строительство линий электропередачи - КЛЭП	879336 тыс. руб.
2	Затраты на строительство подстанций - КПС	960218,7.тыс. руб.
3	Итоговые капитальные затраты на строительство РЭС	2006628,5 тыс. руб
4	Себестоимость передачи электроэнергии	0,46руб./кВт*ч
5	Тариф передачи электроэнергии	0,74 руб./кВт*ч
6	Срок окупаемости проекта	6 лет

Срок окупаемости выбранного варианта проектируемой РЭС составляет6 лет. Полученный срок является приемлемым, т.к. соответствует нормативным значениям для данного типа сооружений.



7. Расчет режимов сети

Расчетными режимами работы электрической сети являются нормальный и послеаварийный установившиеся режимы, при которых нагрузки элементов сети имеют наибольшие и наименьшие значения, а рабочие напряжения на подстанциях - высшие и низшие значения.

Задачей данного раздела является уточненное определение потоков мощности по линиям выбранного варианта электрической сети и напряжений на шинах ВН и НН подстанций в основных нормальном и послеаварийном режимах работы, с учетом потерь мощности и падений напряжения в элементах сети.

7.1 Максимальный режим

7.1.1 Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах

Определение расчетной нагрузки узлов (ПС) предшествует расчету режимов РЭС. Напряжение в сети принимается равным номинальному.

Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:

, (3.1)

где - нагрузка -ой ПС с учетом компенсации реактивной мощности;

- потери полной мощности в трансформаторе, состоящие из потерь холостого хода и потерь короткого замыкания (МВА);

- генерируемые реактивные мощности линий, подходящих к узлу.

Емкостные мощности линий определяются по номинальным напряжениям [1]:

, (3.2)

, (3.3)

где - емкостная проводимость линий.

Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:

, (3.4)

где - удельная емкостная проводимость линии (выбирается по [4, табл. 3.8], исходя из марки провода),См/км;

- длина линии, км.

, (3.5)

, (3.6)

- реальная загрузка одного трансформатора -ой ПС;

, , , - паспортные данные соответствующего трансформатора.

Потери полной мощности в трансформаторе определяются по формуле:



, (3.7)

Определим потери мощности в каждом трансформаторе, согласно выражениям (3.5), (3.6), (3.7):

Для ПС № 1 ():

,

,

.

Зарядные мощности по концам линии А-1:

Определим расчетную нагрузку для каждого трансформатора ПС № 1:

.

Для ПС № 2 ():

,

,

Зарядные мощности по концам линии А-2:

Определим расчетную нагрузку для каждого трансформатора ПС № 2:

.

Для ПС № 3 ():

,

,

.

Зарядные мощности по концам линии А-5:

Определим расчетную нагрузку для каждого трансформатора ПС № 5:

Для ПС № 4 ():

,

,

.

Зарядные мощности по концам линии А-4:

Определим расчетную нагрузку для каждого трансформатора ПС № 3:

.

Для ПС № 5 ():

,

,

.

Зарядные мощности по концам линии А-5:

Определим расчетную нагрузку для каждого трансформатора ПС № 4:

.

7.1.2 Расчет потоков мощностей с учетом потерь в линиях

Расчет потоков мощностей выполняется с учетом потерь мощности в линиях. Данный расчет проводится в направлении от конца всех лучей радиальных или радиально-магистральных участков схемы к их началу. Потери мощности определяются по номинальному напряжению сети. Сначала вычисляются потери мощности на концевом участке с использованием расчетной мощности в данном узле, номинального напряжения и сопротивлений линий. Полные сопротивления линий Zл, Ом определяют по выражению:

. (3.8)

Потери мощности в линиях определяются по выражению:

. (3.9)

Затем находится мощность в начале этого участка. Далее по балансу мощности в предыдущем узле, если он есть, определяется мощность в конце него.

При определении мощности от источника питания необходимо учесть зарядную мощность в начале первого участка, которая должна определяться по заданному напряжению в точке питания.

Рассмотрим двухцепную линию 1'-1. Найдем полное сопротивление в линии для первой цепи (1 ц.) участка 1'-1:

.

Определим потоки мощности в конце первой цепи (1 ц.) линии 1'-1:

,

Потери мощности в первой цепи (1 ц.) линии 5 - 5':

,

Определим потоки мощности в начале первой цепи (1 ц.) линии 5 - 5 ':

Рассмотрим двухцепную линию 5'-2. Найдем полное сопротивление в линии для первой цепи (1 ц.)участка 5'-2:

.

Определим потоки мощности в конце первой цепи (1 ц.) линии 5'-2:

,



Потери мощности в первой цепи (1 ц.) линии 5'_2:

,

Определим потоки мощности в начале первой цепи (1 ц.) линии 5'-2:

Рассмотрим двухцепную линию А - 5 '. Найдем полное сопротивление в линии для первой цепи (1 ц.) участкаА - 5 ':

.

Зарядная мощность в начале и в конце первой цепи (1 ц.) участка А - 5

Определим потоки мощности в конце первой цепи (1 ц.) линии А - 5 ', МВА:

Потери мощности в первой цепи (1 ц.) линии А - 5 ':

Определим потоки мощности в начале первой цепи (1 ц.) линии А - 5 ':

Рассмотрим двухцепную линию А_4. Найдем полное сопротивление в линии для первой цепи (1 ц.) участка А_4:

.

Определим потоки мощности в конце первой цепи (1 ц.) линии А_4:

.

Потери мощности в первой цепи (1 ц.) линии А_4:

,

Определим потоки мощности в начале первой цепи (1 ц.) линии А-4:



Рассмотрим кольцо А-1-3-А. Найдем полное сопротивление в линии для первой цепи (1 ц.) участка А - 3 :

.

Определим потоки мощности в конце первой цепи (1 ц.) линии 4'_4:

.

Потери мощности в первой цепи (1 ц.) линии А - 1:

.

Определим потоки мощности в начале первой цепи (1 ц.) линии А-1:

Рассмотрим одноцепную линию А - 3. Найдем полное сопротивление в линии для первой цепи (1 ц.) участка А - 3:

.

Определим потоки мощности в конце первой цепи (1 ц.) линии А_3:

.

Потери мощности в первой цепи (1 ц.) линии А - 3:

.

Определим потоки мощности в начале первой цепи (1 ц.) линии 4'-3:

Рассмотрим одноцепную линию 1-3. Найдем полное сопротивление в линии для первой цепи (1 ц.) участка 1-3:

.

Определим потоки мощности в конце первой цепи (1 ц.) линии 1-3, МВА:

Потери мощности в первой цепи (1 ц.) линии 1-3:



.

7.1.3 Определение значения напряжения в узловых точках

Расчет ведется в направлении от начала (от источника питания) к концам всех лучей радиальных или радиально-магистральных участков схемы по выражению:

. (3.10)

Исходными данными при этом служат заданное напряжение в точке питания и найденные в предыдущем разделе мощности в начале каждого участка.

Для электрических сетей напряжением 110 кВ и ниже допускается ограничиваться только продольной составляющей падения напряжения, так как поперечная составляющая очень мала.

Для ПС № 1:

Для ПС № 2

Для ПС № 5:

Для ПС № 3:

Для ПС № 4:

7.1.4 Регулирование напряжения в электрической сети

Задачей проработки этого раздела проекта является обеспечение нормативных отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций проектируемой сети. На шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться закон встречного регулирования напряжения в пределах +5 до 0% при изменениях нагрузки подстанций от наибольшей до наименьшей.

Напряжение на шинах низкого напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения для трансформаторов с нерасщепленными обмотками типа ТДН, ТД, ТДЦ, ТМН определяется по формуле:

, (3.11)

где - активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;

- активное и реактивное сопротивление трансформаторов, определенные по формулам (3.12), (3.13).

; (3.12)

(3.13)

На подстанциях 2, 3, 4, 5 установлены трансформаторы с расщепленными обмотками, поэтому определяется по формуле:

, (3.14)

где

; (3.15)

; (3.16)

; (3.17)

; (3.18)

(3.19)

где коэффициент расщепления

. (3.20)

. (3.21)

Ответвление регулируемой части обмотки РПН, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения , может быть определено по выражению:

, (3.22)

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определяется по формуле:

. (3.23)

Отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения

():

, (3.24)

Используя выше приведенные формулы, произведем соответствующие расчеты для всех подстанций. Результаты расчетов представим в таблице 3.1.

В соответствии с ГОСТ 12965-85 для трансформаторов ТРДН с номинальной мощностью 40, 63 МВА коэффициент расщепления равен:

Найдем сопротивления трансформатора :

;

;

;

;

Найдем сопротивления трансформатора :

;

;

;

.

Найдем сопротивления трансформатора :

;

Для ПС № 1: ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Для ПС № 2 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

.

Для ПС № 3 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Для ПС № 4 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Для ПС № 5 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:



, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Таблица 3.1

№ ПС
1	111,9	-1,69	-2	10,59	5,9
2	112,86	-1,05	-1	10,49	4,9
3	112,27	-1,35	-1	10,44	4,4
4	114,233	-0,37	-0	10,43	4,3
5	113,34	-0,81	-1	10,54	5,4

7.2 Послеаварийный режим

Особо тяжелыми для работы сети могут оказаться так называемые послеаварийные режимы, которые возникают после каких-либо отключений, вызванные повреждением оборудования. В качестве послеаварийного режима, возникшего в период наибольших нагрузок подстанций, рассматривается режим, соответствующий отключению одной из линий сети. При расчете послеаварийных режимов следует учитывать, что повреждение ВЛ на одном из участков может приводить к отключению трансформаторов.

7.2.1 Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах

Для ПС № 1 ():

,

,

.

Определим расчетную нагрузку для одного работающего в послеаварийном режиме трансформатора на ПС № 1:

.

Для ПС № 2 ():

,

,

.

Определим расчетную нагрузку для одного работающего в послеаварийном режиме трансформатора на ПС № 2:



.

Для ПС № 3 ():

,

,

.

Определим расчетную нагрузку для одного работающего в послеаварийном режиме трансформатора на ПС № 3:

.

Для ПС № 4 ():

,

,

.

Определим расчетную нагрузку для одного работающего в послеаварийном режиме трансформатора на ПС № 4:

.

Для ПС № 5 ():

,

,

.

Определим расчетную нагрузку для одного работающего в послеаварийном режиме трансформатора на ПС № 5:

.

7.2.2 Расчет потоков мощностей с учетом потерь в линии

Рассмотрим обрыв одной цепи двухцепной линии 1' - 1. Определим расчетную мощность рабочей цепи линии 1'-1:

,

Потери мощности в рабочей цепи линии 5' - 5:

,

Определим потоки мощности в начале рабочей цепи линии 5' - 5:

Рассмотрим обрыв одной цепи двухцепной линии 5'-2. Определим расчетную мощность рабочей цепи линии 5'-2:



,

Потери мощности в рабочей цепи линии 5'_2:

,

Определим потоки мощности в начале рабочей цепи линии 5'-2:

Рассмотрим обрыв одной цепи двухцепной линии А_5'. Определим расчетную мощность в конце рабочей цепи линии А_5':

Потери мощности в рабочей цепи линии А_5':

Определим потоки мощности в начале рабочей цепи линии А_5':

Рассмотрим обрыв одной цепи двухцепной линии А_4. Определим расчетную мощность рабочей цепи линии А_5:

.

Потери мощности в рабочей цепи линии А_4:

,

Определим потоки мощности в начале рабочей цепи линии А-5:

Рассмотрим обрыв одной цепи одноцепной линии А - 1 . Определим расчетную мощность рабочей цепи линии А - 1:

.

Потери мощности в рабочей цепи линии А - 1:

.

Определим потоки мощности в начале рабочей цепи линии А - 1:



Рассмотрим обрыв одной цепи одноцепной линииА - 3. Определим расчетную мощность рабочей цепи линии А_3:

.

Потери мощности в рабочей цепи линии А_3:

.

Определим потоки мощности в начале рабочей цепи линии А-3:

7.2.3 Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН)

Для ПС № 1:

Для ПС № 2:

Для ПС № 3:

Для ПС № 4:

Для ПС № 5:

7.2.4 Регулирование напряжения в электрической сети в послеаварийном режиме

Будем считать, что на ПС работает только один трансформатор.

Используя выражения (3.11-3.24), произведем соответствующие расчеты в послеаварийном режиме для всех подстанций. Результаты расчетов представим в таблице 3.2.

Для ПС № 1: ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Для ПС № 2 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

.

Для ПС № 3 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Для ПС № 4 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Для ПС № 5 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Результаты расчетов сведем в таблицу 3.2.



Таблица 3.2.

№ ПС
1	107,71	-6,61	-7	10,58	5,8
2	113,4	-2,91	-3	10,51	5,1
3	109,08	-6,79	-7	10,54	5,4
4	109	-5,82	-6	11,04	5,1
5	107,3	-6,28	-6	10,43	4,3

Выбранные рабочие ответвления понижающих трансформаторов обеспечивают поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10,5 кВ подстанций во всех рассмотренных режимах работы.



Заключение

С помощью данных на проект была спроектирована электрическая подстанция для электроснабжения пунктов с различной структурой энергопотребления и режимом работы.

Зная только взаимное расположение потребителей и максимальную нагрузку, с учетом значимых требований были составлены 8 вариантов конфигурации сети. Из них были отобраны 2 схемы наиболее рациональные по ряду признаков и произведен их технический анализ. По суммарной длине трасс ВЛ, количеству выключателей и числу ступеней трансформации была отобрана 1 схема, которая была оценена по минимуму приведенных затрат. Одна из схем (с минимальными капиталовложениями) была принята к дальнейшей разработке. Были рассчитаны максимальный, минимальный и послеаварийный режимы. На шинах НН с помощью регулирования напряжения было достигнуто желаемое его значение, тем самым обеспечены требования к качеству электроэнергии. Анализ режимов позволил оценить устойчивость и надежность работы сети в установившися режимах. Полученная сеть электроснабжения наиболее рациональна как по экономическим требованиям, так и по техническим требованиям.



Перечень принятых сокращений

ВЛ - воздушная линия

ВН - высшее напряжение

КЗ - короткое замыкание

КУ - компенсирующее устройство

ЛЭП - линия электропередачи

НН - низшее напряжение

ОРУ _ открытое распределительное устройство

ПС - подстанция

РПН - регулирование напряжения под нагрузкой

РУ - распределительное устройство

РЭС - районная электрическая сеть



Список используемой литературы

подстанция мощность электропередача нагрузка

1. Районная электрическая сеть электроэнергетической системы: Метод.указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Передача и распределение электроэнергии» / Сост.: Н.Г. Апполонова, Д.М. Валиуллина, С.А. Зимняков, Р.Н. Мухаметжанов._ 2-е изд., перераб. - Казань: Казан.гос. энерг. ун-т, 2013._124с.

2.Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2012. - 376 с.: ил.

3. Правила устройства электроустановок, М.: ПУЭ.- 7-е изд.-М. ЭНАС. 2011.

4. Правила технической эксплуатации электрически станций и сетей. Российской Федерации. - М.: ЭНАС, 2010.

5. «Электрооборудование станций и подстанций» Рожков Л.Д, Козулина М. 2011 г. -648 с

6. Основа проектирования систем электроснабжения. В.Д.Маньков. С- Петербург, 2010.

Размещено на Allbest.ru