Проект электросети для электроснабжения промышленного района

Размещено на http://www.allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

Электрическая сеть - совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории[2].

В курсовом проекте разрабатывается электрическая сеть, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего шесть пунктов нагрузки. Электроснабжение этих пунктов осуществляется от одной узловой подстанции.

Целью данного проекта является приобретение практических навыков самостоятельного решения технических задач электроэнергетики, расширение теоретических знаний основ проектирования электрических сетей районного значения, развитие навыков использования технической и справочной литературой, нормами на проектирование и государственными стандартами.

Исходными данными для проектирования является графическое расположение пунктов питания и подстанций «3», характеристики потребителей, характеристики местности.

Для определения наиболее экономически и технически целесообразной схемы питания необходимо рассмотреть несколько вариантов схем и на основе технико-экономического сравнения этих вариантов принять наилучшую схему сети. Для выбранной схемы сети необходимо провести расчет основных электрических параметров (падение напряжения в линиях и в трансформаторах, напряжение в конечных пунктах, распределение потока мощности по линиям и т.д.)

1.ПОТРЕБЛНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

1.1 Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности

Задачами расчетов и анализа получаемых результатов в данном разделе проекта являются:

-оценка суммарного потребления реактивной мощности в проектируемой электрической сети;

-анализ выполнения условия баланса реактивной мощности в проектируемой сети;

-определение суммарной мощности компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети;

-определение мощности компенсирующих устройств и их размещение в узлах электрической сети.

Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:

Где Рi.нб наибольшая нагрузка подстанции; К0(р)=0,95…0,96 - коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанции;=0,05 -суммарные потери мощности в сети в доляхот суммарной нагрузки подстанции.

(1.1)

Соответствующая данной Рп.нб необходимая установленная мощность генераторов электростанции определяется следующим образом:

(1.2)

- -электрическая нагрузка собственных нужд;

-оперативный резерв мощности электростанции;

Нагрузка собственных нужд зависит от типа электрической станции и может быть ориентировонча принята для ТЭЦ равной 12%.

Оперативный резерв Рэс.рез обоснован экономическими сопоставлениями ущербов от вероятного недоотпуска электроэнергии при аварийном повреждении агрегатов на электростанции с дополнительными затратами на создание резерва мощности. Ориентировочно резервная мощность электростанций составляет 10% от суммарной установленной мощности генераторов, но должна быть не менее номинальной наиболее крупного из генераторов, питающих рассматриваемых потребителей.

1.2 Баланс реактивной мощности

Основным ,но не единственным источником реактивной мощности в системе являются генераторы электростанции. Располагаемая реактивная мощность электростанций определяется согласно номинальному коэффициенту мощности установленных на станциях генераторов. Кроме того, в электрических сетях широко используются дополнительные источники реактивной мощности - компенсирующие устройства (КУ). Основным типом КУ, устанавливаемых на подстанции потребителей , являются конденсаторные батареи.

Для составления баланса реактивной мощности определим с учетом коэффициентов мощности реактивную и полную нагрузку каждого пункта потребления по формулам:

(1.3)

(1.4)

Данные заносим в таблицу.

	Пункты потребления
	1	2	3	4	5	6
Активная, мощность МВт	26,5	23,5	21,5	22,5	24,5	25,5
Реактивная мощностьМВАр	12,72	20,68	13,115	16,65	14,945	15,555
Полная мощность МВа	26,73892	23,93596	21,80287	22,86701	24,80312	25,8032
cos	0,9	0,75	0,85	0,8	0,85	0,85
tg	0,48	0,88	0,61	0,74	0,61	0,61

Уравнение баланса реактивной мощности в электрической сети имеет вид:

Где - наибольшая реактивная мощность ,потребляемая в сети;

Qку - суммарная мощность компенсирующих устройств,необходимая по условию баланса;

- потери в сопротивлениях линии;

К0=0,98-i - коэффициент несовпадения максимумов нагрузок по времени суток;

(1.6)

где - относительная величина потерь мощности при каждой трансформации напряжения;

- число трансформации по мощности для

количество групп подстанций с разными числом трансформации напряжения

S- номинальная мощность

Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

93,665

Т.к. мощность компенсирующих устройств, необходимая по уравнению баланса оказалась положительной, то в электрической сети требуется установка КУ.

1.3 Размещение компенсирующих устройств в электрической сети

Конденсаторные батареи суммарной мощности Q, должны быть распределены между подстанциями проектируемой сети таким образом, чтобы потери активной мощности в сети были минимальными.

Размещение компенсирующих устройств (КУ) по подстанциям электрической сети влияют на экономичность сети, а также на решение задач регулирования напряжения.

При незначительной разнице в электрической удаленности от источника питания в сети одного номинального напряжения компенсации реактивной мощности может производиться по условию одинаковости коэффициентов мощности нагрузок на шинах 10 кВ, удовлетворяющих требованиям баланса реактивной мощности в проектируемой сети:

(1.8)

Тогда мощность конденсаторной батареи в каждом из рассматриваемых узлов определяется в соответствии с выражение:

(1.9)

Компенсация реактивной мощности оказывает существенное влияние на экономические показатели функционирования электрической сети,т.к. позволяет снизить потери активной мощности и электроэнергии в элементах сети. При выполнении норм экономически целесообразно1 компенсации реактивной мощности у потребителей tg, на шинах 10кВ подстанции должны быть, установлены конденсаторные батареи мощностью:

 (1.10)

Воспользуемся формулой (1.8):

По формуле (1.9) определим мощность конденсаторной батареи в каждом из рассматриваемых узлов:

Определим мощность конденсаторной батареи в каждом из рассматриваемых узлов ,согласно формуле (1.10):

Окончательное решение о необходимой мощности конденсаторных батарей каждой из подстанций принимаем по большей из величине, вычисленных по выражениям (1.9) и (1.10)

Таким образом ,на ПС со 2-6 ,включительно, устанавливаем КУ. В качестве КУ выбираем КБ, состоящие из конденсаторов типа КС2 1,05 - 60. С мощностью, выдаваемой батареей равной 3,2 МВАр. В итоге получаем:

Для 2 ПС мощность КБ составит 2x3,2 МВАр

Для 3 ПС - 3,2 МВАр

Для 4 ПС - 3,2 МВАр

Для 5 ПС - 3,2 МВАр

Для 6 ПС - 3,2 МВАр

Определим действительные нагрузки подстанции с учетом установленных КУ.

Все результаты в таблицу.

	Пункты потребления
	1	2	3	4	5	6
Активная мощность	26,5	23,5	21,5	22,5	24,5	25,5
Реактивная мощность	12,72	17,48	9,915	13,45	11,745	12,355
Полная мощность	26,73892	29,28823	23,67609	26,21359	27,16974	28,33542
cos	0,90	0,93	0,95	0,90	0,96	0,92

2. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ, СХЕМЫ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ

2.1 Формирование вариантов схемы сети

Общие принципы экономически целесообразного формирования электрических сетей могут быть cформулированы следующим образом:

а) схема сети должна быть по возможности простой и передача электроэнергии потребителям должна осуществляться по возможно кратчайшему пути, что обеспечивает снижение стоимости сооружения линии и экономию потерь мощности и электроэнергии;

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

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

г) комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать необходимое качество электроснабжения потребителей и выполнение технических ограничений электрооборудования линий и подстанций (по токам в различных режимах сети, по механической прочности и т.д.).

На основе изложенных принципов составим несколько вариантов схем соединения (рисунки 2.1 - 2.3). При определении длины учитываем , что длина трассы из-за непрямолинейности и неровностей рельефа местности на 5% больше расстояния по прямой между рассматриваемыми пунктами.

2.1.1 Потокораспределение для варианта схемы

Нормальный режим

Послеаварийный режим

Все линии в сети двухцепные, поэтому наиболее тяжелыми будет отказ одной цепи линии ИП1. Вторая цепь при этом дожна нести всю нагрузку потребителей.

Проверка:

-Послеаварийный режим

Рассмотрим отказ линий ИП1 в кольце. Рассчитаем потокораспределение при такой аварии.

Таблица 2.2- результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта 2

Линия	,МВт
Ип6	167,5	95,51	94	47,465
65	117,5	65,31	68,5	35,11
54	93	53,565	44	23,365
43	71,5	40,115	21,5	9,915
23	50	30,2	3	2,64
12	26,5	12,72	23,5	17,48
Ип1	-	-	50	30,2

2.2 Выбор номинального напряжения

Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной передаваемой мощности Р и длине линии L по формуле Илларионова:

где L - длина линии;

Р - передаваемая мощность;

n - число цепей в линии.

2.2.1 Выбор номинального напряжения для варианта

Для всех линий выбираем с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

2.2.2 Выбор номинального напряжения для варианта

Для всех линий выбираем с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

2.3 Выбор сечения. Проверка по нагреву и допустимой потере напряжения

Экономический выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи проводится по экономической плотности тока . Марки проводов ЛЭП напряжением 110 кВ должны укладываться в пределы АС-70-АС-240 [4].

Порядок расчета при этом следующий.

1) Определяются токи на каждом участке сети:

где - активная и реактивная мощность j-й линии в режиме максимальных нагрузок, кВт, кВАр;

n - количество цепей линии электропередачи;

- номинальное напряжение линии, кВ.

2) Выбираем стандартное сечение, ближайшее к экономическому, определенному по формуле:

3) Проверяются выбранные сечения проводов на ток послеаварийного режима. При этом должно соблюдаться условие:

где , по табл. 1.3.29,[2]

4) Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до наиболее удаленного пункта сети одного номинального напряжения в нормальном режиме работы не должны превышать 15%, а при наиболее тяжелых аварийных отключениях линий 20%

Наибольшие суммарные потери напряжения до наиболее удаленной точки линии - точки 6.

Потери напряжения для n-цепной линии определяется по формуле:

где - Активная и реактивная мощность линии кВт, кВАр;

- активные и реактивные удельные сопротивления линии, Ом/км;

L - длина линии.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки в нормальном режиме работы должна удовлетворять условию:

В послеаварийном режиме:



2.3.1 Выбор сечений проводов и их проверка для варианта :

2) В зависимости от материала проводника, района, страны и времени использования наибольших нагрузок определяем (табл. 1.3.36,[2]).

Выбираем стандартное сечение:

3) Проверим выбранные сечения проводов на ток послеаварийного режима. Токи в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжения на шинах ПС "3" при тяжелых авариях в сети равно

Токи в ветвях системы послеаварийном режиме:

Сведем полученные результаты в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Данные по выбору проводов для варианта

№	, А	, кВ	, А	, А	Марка	, Ом/м	, Ом/м	, См/м
ИП1	157.52	110	278.62	450	150/24	0.198	0.42	2.7
12	76.44	110	137.34	265	70/11	0.428	0.444	2.55
ИП6	282	110	509.37	605	240/32	0.121	0.405	2.81
65	206.5	110	371.9	605	240/32	0.121	0.405	2.81
54	132.14	110	238.1	450	150/24	0.198	0.42	2.7
43	66.3	110	118.2	265	70/11	0.428	0.444	2.55

Как видно из таблицы условие выполняется.

4) Проверим Выбранные сечения проводов по допустимой потере напряжения в нормальном режиме работы.

Суммарную потерю напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при нормальном режиме работы определим по формуле:

Послеаварийный режим.

Рассмотрим отказ одной цепи линии ИП1. Падении напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ПС при тяжелых авариях в сети равно

:

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при аварийном режиме работы:

Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме 20%. Следовательно, сечения проводов воздушных линий выбраны верно.

2.3.2 Выбор сечений проводов и их проверка для варианта

Выбор сечений для вариантов проводим аналогично варианту , результаты записываем в таблицу 2.5.

2) В зависимости от материала проводника, района, страны и времени использования наибольших нагрузок определяем (табл. 1.3.36,[2]).

Выбираем стандартное сечение:

3) Проверим выбранные сечения проводов на ток послеаварийного режима. Токи в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжения на шинах ПС "3" при тяжелых авариях в сети равно

Токи в ветвях системы послеаварийном режиме:

Таблица 2.5 - Данные по выбору проводов для варианта

№	, А	, кВ	, А	, А	Марка	, Ом/м	, Ом/м	, См/м
ИП1	438	110	792.7	605	240/32	0.121	0.405	2.81
12	355.43	110	649.9	605	240/32	0.121	0.405	2.81
23	286.2	110	516	605	240/32	0.121	0.405	2.81
65	78.12	110	138.5	265	70/11	0.428	0.444	2.55
54	152.31	110	271.47	450	150/24	0.198	0.42	2.7
43	221.51	110	400	605	240/32	0.121	0.405	2.81

Как видно из таблицы условие выполняется.

4) Проверим Выбранные сечения проводов по допустимой потере напряжения в нормальном режиме работы.

Суммарную потерю напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при нормальном режиме работы определим по формуле:

Послеаварийный режим.

Рассмотрим отказ одной цепи линии ИП1. Падении напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ПС при тяжелых авариях в сети равно :

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при аварийном режиме работы:

Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме 20%. Следовательно, сечения проводов воздушных линий выбраны верно.

2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов

электросеть мощность напряжение трансформатор

При проектировании электрических сетей на подстанциях всех категорий рекомендуется применять не более двух трехфазных трансформаторов. При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях снижения суммарной установленной мощности. При выполнении курсового проекта конкретные суточные графики активных и реактивных нагрузок пунктов потребления не заданы и оценить допустимые систематические перегрузки в проекте не представляется возможным. Поэтому при расчете номинальных мощностей трансформаторов следует исходить из следующих положений:

1. На двухтрансформаторных подстанциях при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирают равной не более суммарной нагрузки подстанции на расчетный период (в период максимальной нагрузки).

2. При отключении наиболее мощного трансформатора оставшийся в работе должен обеспечить питание потребителей категорий во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки 40%.

Мощность трансформатора на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в после аварийных режимах до на время максимальной общей суточной продолжительностью не более 6 часов в течении не более 5 суток, т.е. по условию

где - число однотипных трансформаторов, устанавливаемых на подстанции.

Для расчетной сети примем наибольшие ближайшие мощности трансформаторов. Данные занесем в таблицы 2.8 - 2.9.

Таблица 2.8 - Данные по трансформаторам для варианта I и II

ПС	Тип Транс-а	МВА	МВА	кВт	кВт	%	%	Ом	Ом	кВА	Пред-ы регули-я
1	ТДН-16000 /110	15.7	16	19	85	10.5	0.7	4.38	86.7	112
2	ТДН-16000 /110	14.7	16	19	85	10.5	0.7	4.38	86.7	112
3	ТДН-16000 /110	12.6	16	19	85	10.5	0.7	4.38	86.7	112
4	ТДН-16000 /110	14	16	19	85	10.5	0.7	4.38	86.7	112
5	ТДН-16000 /110	14.4	16	19	85	10.5	0.7	4.38	86.7	112
6	ТДН-16000 /110	15	16	19	85	10.5	0.7	4.38	86.7	112

2.5 Выбор схем электрических соединений ПС

Схемы электрических соединений понижающих ПС кВ на стороне ВН определяется назначением каждой из ПС и ее местоположением в составе сети. Это могут быть узловая, проходная, тупиковая или на ответвлениях от линии ПС. В соответствии с классификацией ПС подразделяются на подгруппы:

1. ПС кВ, осуществляемые по так называемым упрощенным схемам на стороне ВН с минимальным количеством или без выключателей, с одним или двумя трансформаторами, питающимися по одной или двум линиям ВН; на стороне СН (110 или 35 кВ) может быть до шести присоединений воздушных линий.

2. ПС проходные кВ с количеством трансформаторов или автотрансформаторов от двух до четырех, с количеством присоединяемых воздушных линий ВН - до четырех и на СН до десяти с количеством выключателей на ВН до девяти.

3. Узловые ПС (общесистемного значения) кВ с количеством автотрансформаторов - до четырех, воздушных линий на ВН - до восьми и на СН - до десяти.

Для рассматриваемых вариантов выбираем главные схемы электрических соединений подстанций [4]:

А) для кольцевых сетей применяется схема четырехугольника (рисунок 2.6);

Б) для тупиковых ПС в радиальных сетях применяем схему с двумя блочными соединениями воздушных линий и трансформаторов (рисунок 2.7);

В) для кольцевых и магистральных схем, если количество приходящих и отходящих линий 4 и более, применяем схему с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами шин (рисунок 2.8).

Г) для ПС с трехобмоточными трансформаторами применяем схему с двойной секционированной системой шин (рисунок 2.9). Секционированные выключатели НН, как правило, разомкнуты в нормальных режимах работы ПС и автоматически включатся при аварийном (или плановом) отключении одного из трансформаторов.

Рисунок 2.6 - Схема четырехугольника

Рисунок 2.7 - Схема с двумя блочными соединениями воздушных линий и трансформаторов



Рисунок 2.8 - Схема с одной рабочей, секционированной выключателем и обходной системами шин

Рисунок 2.9 - Схема с двойной секционированной системой шин

Сведем результаты выбора главных схем для вариантов в таблицу 2.11.

Таблица 2.11 - Результаты выбора главных схем для вариантов сетей

Вариант	Пункты питания
	1	2	3	4	5	6
	В	Б	Б	В	В	В
	А	А	А	А	А	А

3. ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными дисконтированными затратами по формуле:

(3,1)

Где - эквивалентный дисконтированный множитель;

- капиталовложение на сооружение объекта;

- затраты на потери электроэнергии.

Где - коэффициент отчислений на реновацию;

a - общие нормы отчислений от капиталовложений;

E=0,1 - норматив дисконтирования;

- время эксплуатации объекта до окончания расчетного периода;

- расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода.

Где - издержки на возмещение потерь электроэнергии;

- потери электроэнергии в объекте;

- время максимальных потерь;

- продолжительность использования наибольшей нагрузки в году;

C - стоимость 1 кВт, руб./кВт ч.

3.1 Технико - экономический расчет первого варианта

Расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода по формуле (3,3):

Эквивалентный дисконтированный множитель для ЛЭП по формуле (3,2):

Эквивалентный дисконтированный множитель для ПС по формуле (3,2):

Затраты на потери электроэнергии определяются по формуле:

Потери в линиях определяем по формуле:

Потери в трансформаторах определяем по формулам:

Общие активные потери линий и трансформаторов:

Затраты на потери электроэнергии по формуле (6,5)

Где C - стоимость 1 км линии, тыс. руб./км;

- длина линии, км;

n - число линии.

Капитальные затраты на сооружение подстанций определяются по формуле:

Где и - стоимость трансформаторов и РУ.

Таблица 3.1 Капитальные затраты на сооружение подстанции для варианта 1

№	Тип трансформатора	Цена, руб.	Общая стоимость РУ НН и РУ ВН, руб.	Цена, тыс. руб.
1	ТДН - 16000/110	2x3880800	4500000	12261,6
2	ТДН - 16000/110	2x3880800	4500000	12261,6
3	ТДН - 16000/110	2x3880800	4500000	12261,6
4	ТДН - 16000/110	2x3880800	4500000	12261,6
5	ТДН - 16000/110	2x3880800	4500000	12261,6
6	ТДН - 16000/110	2x3880800	4500000	12261,6

Общие минимальные дисконтированные затраты по формуле:

3.2 Технико - экономический расчет второго варианта

Потери в линиях по формуле (3,6):

Общие активные потери линий и трансформаторов по формуле (3,9):

Затраты на потери электроэнергии по формуле (6,5):

Капитальные затраты на сооружение линий по формуле (ЗЛО):

Таблица 3.2 Капитальные затраты на сооружение подстанции для варианта 2

№	Тип трансформатора	Цена, руб.	Общая стоимость РУ НН и РУ ВН, руб.	Цена, тыс. руб.
1	ТДН - 16000/110	2x3880800	4500000	12261,6
2	ТДН - 16000/110	2x3880800	4500000	12261,6
3	ТДН - 16000/110	2x3880800	4500000	12261,6
4	ТДН - 16000/110	2x3880800	4500000	12261,6
5	ТДН - 16000/110	2x3880800	4500000	12261,6
6	ТДН - 16000/110	2x3880800	4500000	12261,6

Вариант сети	1	2
Капитальные затраты, млн. руб.	143	344

Поскольку первый вариант схемы сети имеет меньшие капитальные затраты на сооружение и эксплуатацию, то выбираем этот вариант сети.

Где - суммарные ежегодные издержки по эксплуатации спроектированной сети, определяются по формуле:



4. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ

Задачей данного раздела курсового проекта является определение потоков мощности по линиям выбранного варианта электрической сети и напряжений на шинах подстанций в основных расчетных нормальных и послеаварийных режимах работы с учетом потерь мощности и напряжения в элементах сети.

4.1 Составление схемы замещения районной сети

Схема замещения районной сети объединяет замещения трансформаторов подстанций, линий электропередачи, компенсирующих устройств, генераторов в соответствии с коммутационной схемой системы.

В целях упрощения расчетов проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого хода трансформаторов:

(4.1)

емкостные проводимости линии - зарядной мощностью :

. (4.2)

Схема замещения данной энергосистемы приведена на рисунке 8.

Все параметры схемы замещения вычисляются в именованных единицах по удельным параметрам для ВЛ и паспортным данным - для трансформаторов по следующим формулам:

(4.3)

Где n - число цепей линии.

Для двух параллельно работающих трансформаторов

(4.4)

Значения, вычисленные по формулам (4.3) и (4.4), занесем в таблицу 4.1 и таблицу 4.2 соответственно.

Таблица 4.1 - Расчетные параметры воздушных линий

Линия	Активное сопротивление Ом	Реактивное сопротивление Ом	Проводимость См	Зарядная мощность МВАр
Ип1	7,04	9,98	240,12	2,5
12	7,05	7,33	168,3	1,7
Ип6	3,73	9,5	253	2,7
65	3,24	5,51	138,32	1,4
54	7,7	8,0	183,6	1,9
43	5,57	5,77	132,6	1,3

Таблица 4 Расчетные параметры трансформаторов

№ пункта питания	Сопротивления	Потери мощности в трансформаторе
	Активное Ом	Реактивное Ом	Активные кВт	Реактивные кВАр	Полные кВА
1	4,39	86,7	38	224	227,2
2	4,39	86,7	38	224	227,2
3	4,39	86,7	38	224	227,2
4	4,39	86,7	38	224	227,2
5	4,39	86,7	38	224	227,2
6	4,39	86,7	38	224	227,2

4.2 Электрический расчет

Электрический расчет предлагается проводить для случая, когда известна максимальная нагрузка на шинах НН трансформаторов. Расчет режимов выполняется методов последовательных приближений. По заданию, напряжение при наибольших нагрузках равно 1,09, а при тяжелых авариях 1,1. При таком условии находим распределение мощностей в сети с учетом потерь мощности и зарядных мощностей, генерируемых линиями. Электрический расчет производим для двух режимов:

Режим максимальных нагрузок;

Послеаварийный режим.

При расчете этих режимов используются следующие формулы:

Мощность в конце линии:

Потери в линии:

Мощность в начале линии:

Поток мощности в линии:

Режим максимальных нагрузок.

Линия ип1.

Электрический расчет для режима максимальной мощности

Линия	Мощность в конце линии , МВА	Потери мощности , МВА	Мощность в начале линии , МВА	Поток мощности МВА
Ип1	33,05+j13,41	-0,039+j0,861	33,01+j14,27	33,08+j11,77
12	15,05+j5,41	-0,013+j0,181	15,03+j5,59	15,06+j3,89
Ип6	60,05+j23,85	-0,65+j2,36	59,4+j26,21	60,7+j23,51
65	43,7+j19,16	-0,11+j0,575	43,59+j19,73	43,81+j18,33
54	27,04+j10,48	-0,0007+j0,411	27,04+j10,891	27,04+j8,99
43	13,04+j3,71	-0,01+j0,06	13,03+j3,77	13,01+j2,47

Послеаварийный режим.

Расчет послеаварийных режимов производится для максимальных нагрузок. В дальнейшем будет рассматриваться обрыв одной цепи в каждой линии.

Расчет для остальных линии аналогичен приведенному выше, сведем его результаты в таблицу 4.4

Таблица 4.4 - Электрический расчет для послеаварийного режима

Линия	Мощность в конце линии , МВА	Потери мощности , МВА	Мощность в начале линии , МВА	Поток мощности МВА
Ип1	33,05+j13,41	-0,25+j1,31	32,8+j14,72	32,8+j11,22
12	15,05+j5,41	-0,072+j0,203	14,98+j5,61	14,98+j3,91
Ип6	60,05+j23,85	-1,12+j4,65	58,93+j28,5	58,93+j24,8
65	43,7+j19,16	-0,25+j1,13	43,45+j20,29	43,45+j18,09
54	27,04+j10,48	-0,02+j0,8	27,02+j11,28	27,02+j9,58
43	13,04+j3,71	-0,055+j0,12	12,98+j3,83	12,98+j2,33

На следующем этапе расчета определяются напряжения в узловых точках.

Исходными данными при этом служат: напряжение в точках сети т.е. на шинах системной подстанции, и значение мощностей в начале каждой схемы замещения определенные на первом этапе.

Напряжение в узловых точках в режиме максимальных нагрузок.

Напряжение на источнике питания составляет

Напряжение в узле находится по формуле:

Напряжение в узловых точках в послеаварийном режиме.

Рассматриваем обрыв одной цепи в каждой линий.

Напряжение на источнике питания составляет

5. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ

Одним из важнейших показателей качества электроэнергии служит отклонение напряжения. Установленные ГОСТом нормы на отклонение напряжения в определенной степени обеспечиваются средствами регулирования напряжения. Наиболее эффективным методом регулирования напряжения является регулирование под нагрузкой (РПН). Они способны обеспечивать любой вид регулирования напряжения, включая и встречное регулирование.

Согласно ПУЭ, на шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться закон встречного регулирования напряжения от +5 (или более) до 0% при изменении нагрузки подстанций от наибольшей до наименьшей.

Обычно при наибольших нагрузках достаточны отклонения напряжения на этих шинах в пределах 5…6%.

Режим максимальных нагрузок.

Напряжение на шинах НН, приведенное к стороне ВН, определяется по формуле:

Где - активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;

активное и реактивное сопротивление трансформаторов с учетом количества параллельно работающих трансформаторов, Ом.

Число работающих ответвлений понижающих трансформаторов, а также линеных регулировочных трансформаторов:



Вычисленное значение округляется до ближайшего целого числа с учетом максимального числа ответвлений, которое может колебаться от 8 до 10 для различных типов трансформаторов.

Где - номинальные напряжения обмоток НН и ВН;

Пункт питания	кВ		кВ
1	113,33	2	10,65	6
2	115,94	3	10,89	8
3	114,07	2	10,72	7
4	114,83	3	10,79	8
5	114,05	2	10,7	7
6	116,12	3	10,9	9

Послеаварийный режим:

Пункт питания	кВ		кВ
1	112,26	0	10,5	5
2	118,13	2	10,9	9
3	113,12	1	10,5	5
4	115,79	1	10,7	7
5	113,19	1	10,7	7
6	128,64	7	11	11

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе проектирования были рассмотрены три возможных варианта схем соединения пунктов питания и потребления между собой. На основании проведенного технико-экономического сравнения вариантов был выбран вариант сети с наименьшими потерями и капитальными затратами на сооружение и эксплуатацию, в котором пункты соединены между собой по радиально-магистральной схеме с применением двухцепных ВЛ. Применяются провода марки АС на железобетонных опорах.

Подстанции выполнены двухтрансформаторными для обеспечения необходимой надежности электроснабжения потребителей, а также для бесперебойного транзита мощности в проходных и узловых подстанциях. Выбраны двухобмоточные трансформаторы марок ТДН и ТМН.

Для выбранной схемы сети определены потери напряжения, которые не превышают 6 % от номинального в режиме передачи максимальной мощности и 11 % при аварии в сети. Для обеспечения необходимого уровня напряжения у конечных потребителей применяется встречное регулирование напряжения.

Стоимость сооружения и эксплуатации спроектированной сети составила 264,8 млн. руб. Удельная себестоимость передачи электроэнергии в такой сети составила

ЛИТЕРАТУРА

Идельчик В.И. Электрические системы и сети; М.: Энергоатомиздат, 1989 г.

Правила устройства электроустановок. Изд. 7-ое, перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 2003г. - 549 с.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро, М.: Энергоатомиздат, 1985 г.

Трунина Е.Р. Районная электрическая сеть электроэнергетической системы/ Методические указания, Йошкар-Ола, 2000 г. - 55с.

http://www.naprovode.ru Цены на сооружение ЛЭП.

http://www.diarost.ru. ЗАО «Диарост». Прейскурант цен на трансформаторы.

Размещено на Allbest.ru