Проектирование районной электрической сети в Тамбовской области

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

ГОУ ВПО Тамбовский государственный технический университет

Кафедра «Электрооборудование и автоматизация»

УТВЕРЖДАЮ

_____________В.Ф. Калинин

подпись, инициалы, фамилия

«____"________________2011 г.

ЗАДАНИЕ №____

на курсовой проект (работу)

Студент______. ___________код________группа__ _

фамилия, инициалы

1. Тема__Проектирование районной электрической сети в Тамбовской области _

2. Срок предоставления проекта к защите

«_____"______________________20__г.

3. Исходные данные для проектирования (научного исследования)

ПС-4(г. Тамбов) АТ-12 500/220/110; NАТ =2; РА/cosц=15. 8/0. 91; РБ/cosц=42. 4/0. 92; РВ/cosц=27. 5/0. 9; РГ/cosц=12. 5/0. 93; РД/cosц=47. 5/0. 91; LA=32км; LБ=95км; LВ=40км; LГ=90км; LД=30км; lAБ=70км; lБВ=105км; lВГ=57км; lГД=77км

4. Перечень разделов пояснительной записки

4.1 Определение комплексных мощностей нагрузки ПС-4

4.2 Выбор вариантов схем сети

4.3 Расчет 1 варианта

4.4 Расчет 2 варианта

4.5 Выбор оптимального варианта

4.6 Расчет режимов сети для оптимального варианта

4.7 Регулировка напряжения на ПС по оптимальному варианту

_____________________________________________________________

5. Перечень графического материала: __________________________________

Однолинейная схема оптимального варианта сети (формат А1)

План ПС (формат А1)

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

Руководитель проекта (работы)_____________________

подпись, дата инициалы, фамилия

Задание принял к исполнению___________

подпись, дата инициалы, фамилия

Содержание

Введение

1 Дополнительные данные для курсовой работы

2 Определение мощностей ПС

3 Расчет первого варианта электрической сети

3.1 Расчет потокораспределения на участках сети по длинам линий

3.2 Расчет аварийных режимов

3.3 Выбор номинальных напряжений на участках сети

3.4 Выбор и проверка сечений проводов ВЛ

3.5 Выбор трансформаторов на ПС

3.6 Расчет потерь мощности электроэнергии

3.7 Составление баланса мощности

3.8 Технико-экономический расчет

4 Расчет второго варианта электрической сети

5 Выбор оптимального варианта электрической сети

6 Расчет режимов сети для оптимального варианта

7 Регулирование напряжения на ПС для оптимального варианта

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Электрификация играет важнейшую роль в развитии всех отраслей промышленности, является стержнем строительства экономики страны. Отсюда следует необходимостьопережающих темпов роста производства электроэнергии.

В настоящее время вводят в эксплуатацию тепловые и атомные электростанции мощностью до 6000 МВт с блоками по 5 001 000 МВт. Эффективность объединения энергосистем обусловлена экономией суммарной установленной мощности генераторов за счет:

— совмещения максимумов нагрузки энергосистем, сдвинутых во времени в разных географических поясах;

— уменьшения необходимой мощности аварийного ремонтного резерва в энергообъединении по сравнению с разрозненными системами;

— укрупнения электростанций и улучшения режимов их работы благодаря взаимопомощи объединенных общей сетью энергосистем при отклонениях от плановых балансов выработки и потребления электроэнергии.

Получаемый от объединения энергосистем эффект превышает все затраты на строительство и эксплуатацию межсистемных линий электропередачи.

В современных условиях главными задачами специалистов, осуществляющих проектирование и эксплуатацию современных систем электроснабжения промышленных предприятий, являются правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения, качества электроэнергии на зажимах электроприемников, электромагнитной совместимости приемников электрической энергии с питающей сетью, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

1. Дополнительные данные для курсовой работы

Дополнительные данные:

1) Напряжение на шинах ЦП (ПС № 4) при наибольших нагрузках и в аварийном режиме составляет 1,1 Uном, при наименьших нагрузках 1. 05 Uном.

2) На всех ПС необходимо предусмотреть встречное регулирование напряжения.

3) Район по гололеду № 2.

4) Число часов использования максимальной нагрузки Тмах = 4000(ч).

5) cos = 0,85.

мощность подстанция электрический сеть напряжение

2. Определение мощности ПС

Используя исходные данные найдем амплитудные значения полной мощности, потребляемой приемниками:

Вычислим реактивную мощность потребляемую приемниками:

Таблица 1 — Нагрузки ПС

ПС

А

Б

В

Г

Д

Р, Мвт

15,8

42,4

27,5

12,5

47,5

0,91

0,92

0,90

0,93

0,91

24

23

26

22

24

Q, Мвар

7,2

18

13,4

5

21,7

S, МВА

15,8+j7,2=

42,4+j18=

27,5+j13,4=

12,5+j5=

47,5+j21,7=

3. Расчет первого варианта электрической сети

Рисунок 1 — Первый вариант сети

3. 1 Расчет потокораспределения на участках сети по длинам линий

Исходными данными для расчета являются длины линий и мощности нагрузок на ПС.

На участках разомкнутой сети потокораспределение находится путем применения первого закона Кирхгофа для каждого узла схемы:

3.2 Расчет аварийных режимов

Потоки мощности в линиях остаются такими же, как в нормальном режиме:

3.3 Выбор номинальных напряжений на участках сети

Выбор напряжения в сети зависит от мощности нагрузок и их удаленности от источника питания. При ориентировочном выборе рабочего напряжения ЛЭП можно воспользоваться эмпирической формулой:

где — длина линии (км), — передаваемая по линии мощность (Мвт).

Выберем напряжение

Таблица 2 — Расчет мощностей и выбор напряжений на участках сети

Линия

L (км)

S(МВА)

|S|(МВА)

Л1

32

58,2+j25,2

63,4

135

220

Л2

70

42,4+j18

46,1

128

220

Л3

30

47,5+j21,7

52,2

125

220

Л4

40

40+j18,4

44

120

220

Л5

57

12,5+j5

13,5

75

220

3.4 Выбор и проверка сечений проводов ВЛ

Выбор сечений проводников проектируемого варианта сети производится с учетом экономических характеристик, условий нагрева в нормальном и послеаварийных режимах, допустимых потерь напряжения в нормальных и послеаварийных режимах, механической прочности проводов, термической устойчивости к токам короткого замыкания.

Экономическое сечение вычисляется по формуле:

где расчетный ток нормального режима в линии при наибольших нагрузках (А), экономическая плотность тока (А/).

Величина тока определяется из выражения:

где модуль полной мощности на участке сети (МВА), номинальное напряжение участка сети (кВ).

Найдем токи в линиях:

Для воздушных линий значение экономической плотности тока ()принимается в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки ().

При 4000 (ч/год),= 1,1.

Результаты вычислений сведем в таблицу 3.

Таблица 3 — Выбор сечений проводников по экономической плотности тока.

Линия

S (МВА)

(А)

(кВ)

(А/

()

()

Л1

58. 2+j25. 2

170

2

220

1,1

77. 3

240

Л2

42. 4+j18

123. 3

2

220

1,1

56

240

Л3

47. 5+j21. 7

140

2

220

1,1

63. 6

240

Л4

40+j18. 4

117. 6

2

220

1,1

53. 5

240

Л5

12. 5+j5

36

2

220

1,1

16. 4

240

Проверим выбранные сечения по длительно допустимому току (табл. 7. 12 [1] с. 292), результаты проверки сведем в таблицу 4.

Таблица 4 — Проверка по допустимому току

Линия

Примечание

Л1

610

58. 2+j25. 2

170

проходит

Л2

610

42. 4+j18

123. 3

проходит

Л3

610

47. 5+j21. 7

140

проходит

Л4

610

40+j18. 4

117. 6

проходит

Л5

610

12. 5+j5

36

проходит

Для ВЛ Л1 -Л6 выберем провода марки АС 240/39.

Расположение проводов на ВЛ — треугольник.

Расстояние между проводами для ВЛ 220 кВ — 8 м. ().

Сопротивления линии определяются по выражениям:

Значения удельных сопротивлений приведены в справочнике по проектированию электроэнергетических систем.

Таблица 5 — Параметры схемы замещения линии

()

L (км)

(Ом)

Л1

240

32

0,124

0,444

2,54*

2

7,2

162*

Л2

240

70

0,124

0,444

2,54*

4,34

15,75

382*

Л3

240

30

0,124

0,444

2,54*

1,86

6,75

152*

Л4

240

40

0,124

0,444

2,54*

2,48

9

200*

Л5

240

57

0,124

0,444

2,54*

3,53

12,83

288*

Потери напряжения в нормальном режиме определим по формулам:

Результаты вычислений сведем в таблицу 6.

Таблица 6 — Потери напряжения в нормальном режиме

Линия

z (Ом)

Л1

58. 2+j25. 2

2+j7,2

0,2

220

Л2

42. 4+j18

4,34+j15,75

0,73

220

Л3

47. 5+j21. 7

1,86+j6,75

220

Л4

40+j18. 4

2,48+j9

1,4

220

Л5

12. 5+j5

3,53+j12,83

2,5

220

В нормальном режиме работы сети суммарные потери напряжения не должны превышать 7%.

Сделаем проверку сети по потерям напряжения:

В нормальном режиме сеть проходит по потерям напряжения.

Рассмотрим потери напряжений в аварийных режимах:

э

Потери напряжения сведем в таблицу 7.

Таблица 7 — Потери напряжения в аварийных режимах

Линия

z (Ом)

Л1

58. 2+j25. 2

2+j7,2

0,8

220

Л2

42. 4+j18

4,34+j15,75

3,2

220

Л3

47. 5+j21. 7

1,86+j6,75

2

220

Л4

40+j18. 4

2,48+j9

2,8

220

Л5

12. 5+j5

3,53+j12,83

5

220

В аварийном режиме работы сети суммарные потери напряжения не должны превышать 12 — 14%.

Сделаем проверку сети по потерям напряжения:

В аварийных режимах сеть проходит по потерям напряжения.

3.5 Выбор трансформаторов на ПС

Каждая подстанция снабжается двумя двухобмоточными трансформаторами с РПН. Для расчета минимальной мощности одного трансформатора используют формулу:

где коэффициент учитывающий категорийность потребителей в относительных единицах, коэффициент перегрузки трансформаторов, полная мощность подстанций.

Трансформаторы для подстанций необходимо выбирать из соотношения:

ПС А:

ПС Б:

ПС В:

ПС Г:

ПС Д:

Выберем трехфазные двухобмоточные трансформаторы на ПС (табл. 6. 13[1]с. 243) по полученной расчетной мощности:

ПС А: ТРДН-40 000/220, ПС Б: ТРДН-40 000/220,

ПС В: ТРДН-40 000/220, ПС Г: ТРДН-40 000/220,

ПС Д: ТРДН-40 000/220.

Данные выбранных трансформаторов сведем в таблицу 8.

Таблица 8 — Параметры схем замещения трансформаторов

ПС

Марка

Пределы регулирования

А

ТРДН-40 000/220

НН=11

ВН=230

5,6

158,7

50

360

±8Ч1,5%

Б

ТРДН-40 000/220

НН=11

ВН=230

5,6

158,7

50

360

±8Ч1,5%

В

ТРДН-40 000/220

НН=11

ВН=230

5,6

158,7

50

360

±8Ч1,5%

Г

ТРДН-40 000/220

НН=11

ВН=230

5,6

158,7

50

360

±8Ч1,5%

Д

ТРДН-40 000/220

НН=11

ВН=230

5,6

158,7

50

360

±8Ч1,5%

3. 6 Расчет потерь мощности и электроэнергии

Величина потерь мощности зависит от активных и реактивных сопротивлений элементов сети.

Нагрузочные потери в линиях сети можно определить по следующей формуле:

Таблица 9 — Потери мощности в линиях

Линия

z, Ом

Л1

58. 2+j25. 2

2+j7,2

Л2

42. 4+j18

4,34+j15,75

Л3

47. 5+j21. 7

1,86+j6,75

Л4

40+j18. 4

2,48+j9

Л5

12. 5+j5

3,53+j12,83

Суммарные потери мощности в линиях:

Потери мощности на ПС, имеющих трансформаторов, определяются по формуле:

A:

Б:

В:

Г:

Д:

Суммарные потери на подстанциях:

Определим потери электроэнергии в линиях, они зависят от числа часов использования максимальной нагрузки:

Число часов использования максимальной нагрузки, ч.

Потери электроэнергии определим по формуле:

Определим потери электроэнергии на ПС, они зависят от числа часов использования максимальной нагрузки:

Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах:

Потери электроэнергии в сети:

3. 7 Баланс мощности

В каждый момент времени в установившемся режиме системы ее источники питания должны иметь активную и реактивную мощности, достаточные для обеспечения потребителей. Резерв мощности необходим для поддержания требуемой частоты.

Уравнение баланса активной и реактивной мощности определяется следующими выражениями:

,

,

Определим зарядную мощность в каждой линии:

Так как, источники реактивной мощности не устанавливаются.

3.8 Технико-экономический расчет

Капитальные затраты на сооружение линий определяются следующим выражением:

где удельная стоимость сооружения одного километра линии, длина линии.

Удельную стоимость сооружения одного километра линии примем исходя из выбранных сечений проводников, района по гололеду и вида опор ВЛ:

(табл. 9. 7[1] с. 328).

Таблица 10 — Капиталовложения в строительство ЛЭП

Линия

Опоры

Район по гололеду

Марка провода

Л1

ж/б

2

220

II

АС 240/39

32

27,8

889,6

Л2

ж/б

2

220

II

АС 240/39

70

27,8

1946

Л3

ж/б

2

220

II

АС 240/39

30

27,8

834

Л4

ж/б

2

220

II

АС 240/39

40

27,8

1112

Л5

ж/б

2

220

II

АС 240/39

57

27,8

1584,6

Таблица 11 — Капиталовложения в строительство подстанций

ПС

Схема на стороне ВН

Кол-во и мощность тр.

Расчетная стоимость

А

220/10

Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов

2Ч40

860

Б

220/10

Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов

2Ч40

860

В

220/10

Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях линий

2Ч40

860

Г

220/10

Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях линий

2Ч40

860

Д

220/10

Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях линий

2Ч40

860

Суммарные капитальные затраты:

Ежегодные издержки на эксплуатацию ЛЭП:

Ежегодные издержки на эксплуатацию ПС:

.

Годовые потери электроэнергии:

где стоимость передачи электроэнергии по сети, годовые потери электроэнергии в линиях и на ПС.

Суммарные издержки на эксплуатацию:

Минимум приведенных затрат:

где суммарные капитальные вложения, нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений, ежегодные эксплуатационные расходы.

Таблица 12 — Затраты на строительство электрической сети

6366,2

4450

10 816,2

643,65

1941,6

4. Расчет второго варианта электрической сети

Рисунок 3 — Второй вариант сети

4.1 Расчет потокораспределения на участках по длинам линий

Таблица 13 — Потокораспределение на участках сети

Линия

L (км)

S(МВА)

|S|(МВА)

Л1

95

42,4+j18

Л2

32

25,1+j11,3

Л3

66

9,3+j4

Л4

57

3,2+j1

Л5

40

30,7+j14,4

Л6

30

47,5+j21. 7

В аварийном режиме, при обрыве одной из цепей двуцепной линии, значения потоков мощностей не изменятся.

4.2 Выбор номинальных напряжений на участках сети

Таблица 14 — Расчет мощностей и выбор напряжений на участках сети

Линия

L (км)

S(МВА)

|S|(МВА)

Л1

95

42,4+j18

130

220

Л2

32

25,1+j11,3

97

220

Л3

66

9,3+j4

62,5

220

Л4

57

3,2+j1

36,7

220

Л5

40

30,7+j14,4

107,5

220

Л6

30

47,5+j21. 7

125

220

4.3 Выбор и проверка сечений проводов ВЛ

Таблица 15 — Выбор сечений проводников по экономической плотности тока

Линия

S (МВА)

(А)

(кВ)

(А/

()

()

Л1

42,4+j18

123,3

2

220

1,1

56

240

Л2

25,1+j11,3

147

1

220

1,1

133,6

240

Л3

9,3+j4

54,5

1

220

1,1

49,6

240

Л4

3,2+j1

18,2

1

220

1,1

16,6

240

Л5

30,7+j14,4

182

1

220

1,1

165,5

240

Л6

47,5+j21. 7

139,6

2

220

1,1

63,5

240

Для ВЛ Л1 -Л6 выберем провода марки АС 240/39.

Таблица 16 — Проверка по допустимому току

Линия

Примечание

Л1

610

42,4+j18

123,3

проходит

Л2

610

25,1+j11,3

147

проходит

Л3

610

9,3+j4

54,5

проходит

Л4

610

3,2+j1

18,2

проходит

Л5

610

30,7+j14,4

182

проходит

Л6

610

47,5+j21. 7

139,6

проходит

Таблица 17 — Параметры схемы замещения линии

Линия

()

L (км)

(Ом)

Л1

240

95

0,124

0,444

2,54*

5,9

21,4

480*

Л2

240

32

0,124

0,444

2,54*

4

14,4

80*

Л3

240

66

0,124

0,444

2,54*

8,2

29,7

170*

Л4

240

57

0,124

0,444

2,54*

7,1

25,7

140*

Л5

240

40

0,124

0,444

2,54*

5

18

100*

Л6

240

30

0,124

0,444

2,54*

1,9

6,75

150*

Таблица 18 — Потери напряжения в нормальном режиме

Линия

z (Ом)

Л1

42,4+j18

5,9+j21,4

0,5

0,22

220

Л2

25,1+j11,3

4+j14,4

1,3

0,6

220

Л3

9,3+j4

8,2+j29,7

1,2

0,54

220

Л4

3,2+j1

7,1+j25,7

1,4

0,64

220

Л5

30,7+j14,4

5+j18

2,5

1,1

220

Л6

47,5+j21. 7

1,9+6,75

1,7

0,9

220

В нормальном режиме сеть проходит по потерям напряжения.

Таблица 19 — Потери напряжения в аварийных режимах

Линия

z (Ом)

Л1

42,4+j18

5,9+j21,4

1

220

Л2

25,1+j11,3

4+j14,4

2,6

220

Л3

9,3+j4

8,2+j29,7

2,4

220

Л4

3,2+j1

7,1+j25,7

2,8

220

Л5

30,7+j14,4

5+j18

5

220

Л6

47,5+j21. 7

1,9+6,75

3,4

1,8

220

Сделаем проверку сети по потерям напряжения:

В аварийных режимах сеть проходит по потерям напряжения.

4.4 Выбор трансформаторов на ПС

Таблица 20 — Параметры схем замещения трансформаторов

ПС

Марка

Пределы регулирования

А

ТРДН-40 000/220

НН=11

ВН=230

5,6

158,7

50

360

±8Ч1,5%

Б

ТРДН-40 000/220

НН=11

ВН=230

5,6

158,7

50

360

±8Ч1,5%

В

ТРДН-40 000/220

НН=11

ВН=230

5,6

158,7

50

360

±8Ч1,5%

Г

ТРДН-40 000/220

НН=11

ВН=230

5,6

158,7

50

360

±8Ч1,5%

Д

ТРДН-40 000/220

НН=11

ВН=230

5,6

158,7

50

360

±8Ч1,5%

4.5 Расчет потерь мощности и электроэнергии

Таблица 21 — Потери мощности в линиях

Линия

z, Ом

Л1

42,4+j18

5,9+j21,4

Л2

25,1+j11,3

4+j14,4

Л3

9,3+j4

8,2+j29,7

Л4

3,2+j1

7,1+j25,7

Л5

30,7+j14,4

5+j18

Л6

47,5+j21. 7

1,9+6,75

Потери мощности на подстанциях:

Потери электроэнергии определим по формуле:

Определим потери электроэнергии на ПС, они зависят от числа часов использования максимальной нагрузки:

Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах:

Потери электроэнергии в сети:

4.6 Баланс мощности

,

,

Так как, источники реактивной мощности не устанавливаются.

4.7 Технико-экономический расчет

Таблица 22 — Капиталовложения в строительство ЛЭП

Линия

Опоры

Район по гололеду

Марка провода

Л1

ж/б

2

220

II

АС 240/39

95

27,8

2641

Л2

ж/б

1

220

II

АС 240/39

32

16,4

524,8

Л3

ж/б

1

220

II

АС 240/39

66

16,4

1082,4

Л4

ж/б

1

220

II

АС 240/39

57

16,4

934,8

Л5

ж/б

1

220

II

АС 240/39

40

16,4

656

Л6

ж/б

2

220

II

АС 240/39

30

27,8

834

Таблица 23 — Капиталовложения в строительство подстанций

ПС

Схема на стороне ВН

Кол-во и мощность тр.

Расчетная стоимость

А

220/10

Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов

2Ч40

860

Б

220/10

Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов

2Ч40

860

В

220/10

Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов

2Ч40

860

Г

220/10

Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях линий

2Ч40

860

Д

220/10

Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов

2Ч40

860

Суммарные капитальные затраты:

Ежегодные издержки на эксплуатацию ЛЭП:

Ежегодные издержки на эксплуатацию ПС:

.

Суммарные издержки на эксплуатацию:

Минимум приведенных затрат:

Таблица 24 — Затраты на строительство электрической сети

6673

4450

11 123

683

2017,8

5. Выбор оптимального варианта

Результаты технико-экономических расчетов двух вариантов сведем в таблицу 25.

Таблица 25 — Результаты технико-экономического расчета

Номер варианта

К (тыс. руб.)

И (тыс. руб.)

З (тыс. руб.)

1

6366,2

4450

178,25

373,8

91,6

1941,6

2

6673

4450

186,84

373,8

122,36

2017,8

Сравнив результаты расчетов приходим к выводу, что наиболее экономически обоснованным является первый вариант сети.

6. Расчет режимов оптимального варианта

Целью точного экономического расчета является определение потокораспределения в сети, значений напряжений на шинах, напряжений всех подстанций, потерь активной и реактивной мощности в линиях и трансформаторах, необходимых отпаек трансформаторов основных режимах работы сети.

Расчет режима проводится в два этапа. На первом этапе при допущении о равенстве напряжений во всех узлах сети рассчитываются все мощности. На втором этапе по найденным мощностям определяется напряжения во всех узлах сети.

I этап:

Произведем точный расчет разомкнутых участков сети:

Под нагрузками в точном расчете понимаются расчетные нагрузки ПС, т. е. нагрузки, приведенные к высокой стороне ПС.

где полная мощность нагрузки на стороне НН, потери мощности в трансформаторах iподстанции, зарядные мощности линий, подключенных к данному узлу.

Найдем потоки мощностей в начале и конце линий:

II этап:

По условиям встречного регулирования принимаем напряжение на шинах ЦП 1,1. Расчет напряжения в узлах сети определяется по выражению:

где продольная составляющая падения напряжения, поперечная составляющая падения напряжения.

Расчет напряжения на высокой стороне узла А:

Расчет напряжения на высокой стороне узла Б:

Расчет напряжения на высокой стороне узла В:

Расчет напряжения на высокой стороне узла Г:

Расчет напряжения на высокой стороне узла Д:

Определим напряжения на низкой стороне понижающих трансформаторов:

Расчет напряжения на низкой стороне узла А:

Расчет напряжения на низкой стороне узла Б:

Расчет напряжения на низкой стороне узла В:

Расчет напряжения на низкой стороне узла Г:

Расчет напряжения на низкой стороне узла Д:

Сведем данные по напряжениям на ПС в таблицу 26

Таблица 26 — Напряжения на высокой и низкой стороне ПС

Название ПС

А

241,7

11,5

Б

241,1

11,3

В

241

11,3

Г

241,8

11,5

Д

241

11,2

7. Регулирование напряжения на ПС для оптимального варианта

Регулирование на шинах понижающей подстанции осуществляется для обеспечения допустимых отклонений напряжений во всех узлах вторичной распределительной сети при любых режимах работы. Практически это реализуется методом встречного регулирования напряжения, в соответствии с которым в режиме максимальных нагрузок и послеаварийных режимах напряжение Uн должно удовлетворять условию:

Основным наиболее эффективным способом регулирования напряжения является регулирование напряжения на трансформаторах с помощью устройств РПН.

Выбор необходимого номера отпайки устройства можно осуществить по следующим формулам:

где напряжение на желаемом ответвлении, желаемое напряжение на обмотке низкого напряжения.

где желаемый номер отпайки, степень регулирования коэффициента трансформации в относительных единицах.

где стандартное напряжение отпайки, желаемый стандартный номер отпайки.

где действительное напряжение на шинах низкого напряжения подстанции.

Регулирование напряжения на шинах ПС А:

Регулирование напряжения на шинах ПС Б:

Регулирование напряжения на шинах ПС В:

Регулирование напряжения на шинах ПС Г:

Регулирование напряжения на шинах ПС Д:

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Спроектированная электрическая сеть за счет взаиморезервирования линий и применения двух трансформаторов на подстанции, подключенных к разным секциям источника питания, обеспечивает надежное электроснабжение потребителей всех категорий заданного района (в том числе и в послеаварийном режиме), а также удовлетворяет всем требованиям ПУЭ. Предусмотренная конфигурация коммутационных аппаратов (выключателей и разъединителей) обеспечивает удобство оперативных переключений и техническую гибкость схемы. Все двухцепные линии смонтированы на двух опорах (одна цепь на одну опору), что также повышает надежность электроснабжения.

На основании вышесказанного и составленных однолинейных схем можно было составить технико-экономические показатели для двух вариантов схем и сравнить их, далее произвели электрические расчёты характерных режимов сети, сделали оценку достаточности регулировочного диапазона трансформаторов, проверку токонесущей способности проводов линий и расчёт технико-экономических показателей.

На основе полученных данных можно сделать вывод о правильности спроектированной схемы. Во всех узлах сети поддерживается необходимый уровень напряжения. По данным экономического расчета показатели сети примерно соответствуют показателям реальных сетей такого же класса.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

Ершевич В.В. «Справочник по проектированию электротехнических систем». — М. :Энергоатомиздат, 1985 г.

Идельчик В.И. «Электрические сети и системы»: учебник для вузов. — М.: Энергоатомиздат, 1989 г.

Мельников Н.А. «Электрические сети и системы». — М.: Энергия, 1975 г.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой