Электрические сіті й системы

смотреть на реферати схожі на «Електричні сіті й системи «.

Запровадження … 2.

1. Характеристика электрифицируемого району й споживачів електроенергії … 4.

2. Вибір конструкції і номінального напруги ліній мережі … 5.

3. Вибір кількості і силових трансформаторів на прийомних підстанціях … 8.

4. Аналіз та обґрунтування схем електричної мережі … 9.

1. Техніко-економічне обгрунтування варіантів. Вибір та обґрунтування оптимального варіанта електричної мережі … 16.

5. Електричний розрахунок основних режимів мережі … 18.

1. Вибір коштів регулювання напруги … 24.

1. Укладання … 26.

Список літератури … 26.

Початок розвитку електричних систем нашій країні було покладено планом ГОЕЛРО — планом електрифікації Росії. Його ідеї увінчалися створенням об'єднаних енергетичних систем, зокрема і єдиною енергетичної системи (ЄЕС). Завдання проектування електричних систем слід розглядати, як завдання розвитку єдиної енергетичної системи Росії. При проектуванні електричних систем важливо враховувати інтереси своїх та специфіку адміністративних та знайти економічних районів. Тому проектування ЄЕС Росії мусить містити обліку розвитку енергосистем та його объединений.

Відповідно до основними положеннями Енергетичної програми на тривалу перспективу у найближчі через два десятиліття заплановано завершення формування ЄЕС країни, спорудження магістральних ліній електропередач напругою 1150 кВ постійного тока.

Створення потужних електричних систем зумовлено їх великими техникоекономічними перевагами. Зі збільшенням їх потужності з’являється можливість споруди більших електричних станцій з більш економічніші агрегатами, підвищується надійність електропостачання споживачів, повніше і раціонально використовується оборудование.

Формування електричних систем здійснюється з допомогою електричних мереж, які виконують функції передачі енергії і електропостачання потребителей.

Курсової проект дисципліни «Електричні системи та мережі» виконують на четвертому курсі студенти, котрі навчаються електроенергетичним спеціальностями. Проект повинен розвинути у студента навички практичного використання знань, які він щодо курсу «Електричні системи та мережі». Наступний за теоретичним вивченням курсу навчальний проект завершує роботу над цій важливій кожному за електроенергетика дисципліною. Перші кроки у сфері проектування переконують студента, що отримане знання, вміння проводити різноманітні розрахунки мереж недостатні для виконання проекту. Розрахункові завдання вирішуються з певних формулам по відомої методиці з урахуванням необхідних вихідних даних. Завдання, які поставлено у проекті електричної мережі, здебільшого немає однозначного рішення. Вибір найуспішнішого варіанта електричної мережі виробляється як шляхом теоретичних розрахунків, а й у основі різних міркувань, виробничого досвіду. Виконання курсового проекту й дає можливість студентові отримати певний досвід, розвивати проектне мислення, і тільки після кілька років молодий інженер стає повноцінним фахівцем у сфері проектування електричних сетей.

Будь-який проект електричної мережі і двох таких засадничих разделов:

1) вибір найбільш раціональних варіантів схем електричної сіті й електропостачання потребителей;

2) зіставлення цих варіантів різноманітні показателям;

3) вибір після цього зіставлення і техніко-економічного розрахунку найприйнятнішого варианта;

4) розрахунок характерних режимів роботи електричної сети;

5) вирішення питань що з регулюванням напряжения;

6) визначення техніко-економічних показників електричної сети.

Слід враховувати, що електричної мережі пред’являються певні техніко-економічні вимоги, з урахуванням яких і було виробляється вибір найприйнятнішого варіанта .

Економічні вимоги зводяться до досягнення в міру можливості найменшої вартості передачі електричної енергії через мережу, тому слід прагне зниження капітальних видатків для будівництва мережі. Слід також вживати заходів до зменшення щорічних витрат на експлуатацію електричної мережі. Одночасний облік капітальних вкладень і експлуатаційних витрат то, можливо зроблено з допомогою методу наведених витрат. У зв’язку з цим оцінка економічності варіанта електричної мережі проводиться у разі наведених затратам.

Вибір найприйнятнішого варіанта, задовольняючого техникоекономічних вимог, — це з основних питань при проектуванні будь-якого інженерного споруди, зокрема і електричної сети.

Зміст проекту на що свідчить залежить від виду мережі, призначення. У навчальному проекті здебільшого вирішуються питання електропостачання району з промислової та сільській навантаженнями від електричної станції чи районної підстанції енергосистеми. При реальному проектуванні мереж, і ліній електропередач розглядається обширніший коло вопросов.

В частковості сюди входят:

1) пошук трас і ліній електричної сети;

2) розробка схеми сети;

3) вибір номінальних напряжений;

4) розрахунки перетинів проводов;

5) визначення числа і силових трансформаторів на підстанціях, які живилися від проектованої сети;

6) електричний розрахунок мережі в основних нормальних і аварійних режимах;

7) вибір способів регулювання напруги, місця установки і пристроїв для регулювання напряжения;

8) розрахунок конструктивних параметрів дротів, опор і фундаментів повітряних линий;

9) визначення техніко-економічних показників електричної сети;

10) організація експлуатації проектованої работы.

У процесі реального проектування вирішують також низку інших важливих питань. До них належать розробка заходів щодо зниження втрат потужності і у мережі, релейная захист, розрахунок заземляющих пристроїв підстанцій і опор ліній, коштів за грозозащите ліній і подстанций.

1. Характеристика электрифицируемого району й споживачів электроэнергии.

Головне завдання цього розділу є максимально повний добір вихідний матеріал задля її подальшого проектування. Вихідні дані до курсовому проекту зведені в таблицю 1.1.

Таблиця 1.1. Вихідні дані для проектирования.

| |Склад |Час | | | |Обозначен|потребителей|максимум|Режим максимальної |Режим мінімальної | |не |по |а |навантаження |навантаження | |подстанци|категориям |навантаження| | | |і | | | | | | |Кате-г| |ч/год |P.S, |P, |Q, | |P.S, |P, |Q, | | | |ория |% | |МВА |МВт|МВАр |cos (|МВА |МВт |МВАр |co (| |а |(|50 | 4000 | |50 |19,76|0,93|39,77|35 |18,89|0,88 | | | | | |53,76| | | | | | | | |б |(|40 |3900 |13,33|12 |5,81 |0,9 |9,41 |8 |4,96 |0,85 | |в |(|60 |5500 |16,85|15 |7,68 |0,89|11,76|10 |6,19 |0,85 | |р |(|90 |6500 |107,5|100|39,52|0,93|94,44|85 |41,17|0,9 | | | | | |3 | | | | | | | | |буд |(|40 |4400 |38,04|35 |14,91|0,92|28,73|20 |10,8 |0,88 |.

У таблиці 1.1. вказані такі споживачі: а — завод сільськогосподарського машинобудування; б — механічний завод; в — цементний завод; р — мідеплавильний завод; буд — завод електротехнічних изделий.

Визначимо необхідні кліматичні параметри в (відповідність до [1]), що характеризують поставлене район.

Район характеризується: 1. Помірної танцем дротів (1 разів у 5−10 років); 2. Різними швидкісними напорами вітру; 3. Невисоким числом грозових годин (трохи більше 20 на рік); 4. Різної завтовшки стінки гололеда.

Взаимное розташування окремих споживачів (відповідно до завданням) зображено малюнку 1.1.

2. Вибір конструкції і номінального напруги ліній сети.

Т.к. споживачі мають значне видалення джерела харчування, усі лінії електропередач будуть воздушными.

Визначимо кілька варіантів схем електропостачання заданого района.

(рис 2.1).

Варіант 1.

Вариант2.

Рис 2.1. Варіанти схем електропостачання заданого района.

Відповідно до вимогами ПУЭ навантаження I категорії повинні забезпечуватися електроенергією від двох незалежних взаиморезервирующих джерел харчування і перерву їх електропостачання у разі порушення електропостачання однієї з джерел можуть допустити лише тимчасово включення автоматичного відновлення харчування. Двухцепная лінія, виконана в одній опорі не відповідає вимогам надійності електропостачання споживачів I категорії. Їх доцільно передбачати дві окремі двухцепные лінії. За виконання вимог надійності електропостачання споживачі I категорії мають забезпечувати 100-відсотковим резервом, який має включатися автоматически.

Для споживачів II категорії можна передбачати харчування по двухцепной лінії. Проте, враховуючи нетривалість аварійного ремонту В, правила допускають виробляти електропостачання навантажень II категорії по однієї В. Досвід проектування систем електропостачання районів з споживачами I і II категорій показує, що у вона найчастіше доцільно використовувати дві групи мереж — розімкнуті магістральні чи радіальні резервовані із двох ланцюговими лініями і замкнуті сети.

Споживачів III категорії резервним харчуванням допускається не обеспечивать.

Предварительный вибір номінального напруги Uн ліній виробляють спільно із розробкою схем мережі, т.к. вони взаємно доповнюють одне одного. Напруги щодо різноманітних елементів проектованої мережі може істотно різнитися. Розмір Uн залежить від переданої мощности.

Найвигідніше напруга можна визначити за такою формулою Г. А. Илларионова:

[pic], де l — довжина лінії, км; р — передана потужність однією ланцюг, МВт.

Зробимо вибір що живлять напруг до трьох аналізованих варіантів схем електропостачання заданого району. Результати підрахунків зведені в таблицю 2.1.

Таблиця 2.1. Вибір що живлять напруг для аналізованих вариантов.

| | | | | | | | | | | | | | |Варіант |Ділянка |Потужність на|Напряжение, |Обраний |Довжина | | |мережі |одну ланцюг, |кВ |напруга, |лінії, км| | | |МВт | |кВ | | | | | |по кривим | | | | | | | |інституту |за такою формулою | | | | | | |"Энергосеть|Г.А. | | | | | | |проект" |Іларіонова зробити| | | | |ИП-а |75 |110 |150 |220 |45 | | |а — р |50 |110 |112,54 |220 |15 | | |ИП — в |25 |110 |91,28 |110 |25 | |I |ИП — б |6 |35 |49,8 |110 |35 | | |в — буд |17,5 |110 |78,36 |110 |25 | | |ИП — а |75 |110 |150 |220 |45 | | |а — р |50 |110 |112,54 |220 |15 | |II |ИП — в |31 |110 |99,7 |110 |25 | | |в — буд |17,5 |110 |78,4 |110 |25 | | |в — б |6 |35 |47,9 |110 |25 |.

Досвід експлуатації електричних мереж показує, що з інших рівних умовах краще варіант, із вищим номінальним напругою, як більше перспективний. У той самий час недоліком є велике розмаїтість напруг ЛЕП не більше електричної мережі одного району. Тож у ролі рівня напруги для схем всіх варіантів вибираємо один єдиний — 110кВ.

3. Вибір кількості і силових трансформаторів на прийомних подстанциях.

Для умов нормальної роботи з підстанції встановлюють два трифазних трансформатора з номінальною потужністю кожного, розрахованої в межах від 60 до70% максимальної навантаження тобто. Sн.тр.=(0,6(0,7)Smax. Попри те що, що відключення трансформаторів досить поодинокі, але з такий можливістю слід рахуватися як за наявності споживачів I і II категорій встановлюють на ДПП два трансформатора. При аварії кожній із трансформаторів, залишений у роботі, має забезпечити безперебійне харчування споживачів нагрузки.

Відповідно до ПУЭ, за наявності централізованого резерву трансформаторів і можливості заміни ушкодженого трансформатора під час трохи більше 1 діб допускається харчування споживачів II категорії від однієї трансформатора. Для электроприемников III категорії електропостачання може виконуватися від одного джерела харчування за умови, що перерви електропостачання, необхідних ремонту й заміни ушкодженого елемента системи електропостачання становить однієї доби. Досвід Норильской енергосистеми показує, чого це час можлива заміна одного трансформатора потужністю трохи більше 80 МВА, незалежно від номінального напряжения.

Ряд номінальних напруг трансформаторів і автотрансформаторов, які рекомендуються сучасних проектів регламентований ДОСТом 9680−77.

Умови вибору трансформаторів зведені в таблиці 3.1. (по [4]).

Таблиця 3.1. Умови вибору трансформаторів ДПП | | | | | | |Коэф. |Коэф. | | | |Макс.н|Мощность |Тип і номінальний. | |загрузки|Загрузк| |Вариан|П/ст |агрузк|потребителей I |Потужність |У |в норм. |й у | |т | |а, |і II категорий,|тр-ра, МВА |тр-ров |реж., |послеав| | | |МВА | | | |Кз.н. |ар. | | | | |МВА | | | |реж., | | | | | | | | |Кз.п. | | |а |57,76 |26,88 |ТРДН-40 000/220 |2 |0,68 |1,34 | | |б |13,33 |5,33 |ТДН-10 000/110 |2 |0,67 |1,33 | |I |в |16,85 |10,11 |ТДН-16 000/110 |2 |0,54 |1,05 | | |р |107,6 |96,78 |ТРДЦН-100 000/220 |2 |0,54 |1,08 | | |буд |38,4 |15,36 |ТДН-40 000/110 |2 |0,61 |1,19 | | |а |57,76 |26,88 |ТРДН-40 000/220 |2 |0,68 |1,34 | | |б |13,33 |5,33 |ТДН-10 000/110 |2 |0,67 |1,33 | |II |в |16,85 |10,11 |ТДН-16 000/110 |2 |0,54 |1,05 | | |р |107,6 |96,78 |ТРДЦН-100 000/220 |2 |0,54 |1,08 | | |буд |38,4 |15,36 |ТДН-40 000/110 |2 |0,61 |1,19 |.

В таблиці 3.1. мають місце такі обозначения.

[pic] - коефіцієнт завантаження одного трансформатора нормального режиме;

[pic] - коефіцієнт завантаження що залишився у роботі трансформатора в післяаварійному режиме.

Відповідно до ПУЭ перевантаження трансформаторів в післяаварійному режимі має перевищувати 40% (для умов Крайньої Півночі - 50%), що виконується для вибраних типів трансформаторов.

Характеристики вибраних типів трансформаторів представлені у таблиці 3.2. (джерело — [2]).

Таблиця 3.2. Характеристики вибраних типів трансформаторов.

| | | |Ном.напря|Пределы | | | | | | |Вар |П/с|Тип |жение, кВ|регулирова|(Рх,|(Рк,|Uk, |Ixx,|Стоим., | | |т |трансформатора | |ния, % | | |% | |тыс.руб. | | | | | | |кВт |кВт | |% | | | |а |ТРДН-40 000/220 |230/6,3 |(8(1,5 |50 |170 |12 |28 |0,9 |169 | | |б |ТДН-10 000/110 |115/6,3 |(9(1,78 |14 |60 |10,5|- |0,7 |54 | |I |в |ТДН-16 000/110 |125/6,6 |(9(1,78 |18 |85 |10,5|- |0,7 |48 | | |р |ТРДЦН-100 000/220|230/6,3 |(8(1,5 |115 |360 |12 |28 |0,7 |265 | | |буд |ТДН-40 000/110 |115/6,3 |(9(1,5 |34 |170 |10,5|- |0,65|78 | | |а |ТРДН-40 000/220 |230/6,3 |(8(1,5 |50 |170 |12 |28 |0,9 |169 | | |б |ТДН-10 000/110 |115/6,3 |(9(1,78 |14 |60 |10,5|- |0,7 |54 | |I |в |ТДН-16 000/110 |125/6,6 |(9(1,78 |18 |85 |10,5|- |0,7 |48 | | |р |ТРДЦН-100 000/220|230/6,3 |(8(1,5 |115 |360 |12 |28 |0,7 |265 | | |буд |ТДН-40 000/110 |115/6,3 |(9(1,5 |34 |170 |10,5|- |0,65|78 |.

4. Аналіз та обґрунтування схем електричної сети.

Розглянемо схеми електричних мереж заданого району, і навіть проаналізуємо їхні переваги й недоліки, аби вибрати найкращі варіанти для техніко-економічного порівняння. Схеми заміщення до трьох аналізованих варіантів наведено малюнку 4.1.

Варіант 1.

Варіант 2.

Силові вимикачі по боці низького напруги на підстанціях схем всіх варіантів змонтовані в осередках КРУ з выкатными елементами (на схемах не показані). Для збільшення надійності трансформатори підстанцій ДПП схем всіх варіантів під'єднані до різним секціям джерела питания.

Під час розробки схем передбачається, що потужність джерела харчування достатня покриття навантажень району й питання частоти не рассматриваются.

Проведемо порівняння варіантів по спрощеним показниками. Проаналізуємо довжини трас, ланцюгів і сумарний момент активної потужності. Результати представлені у таблиці 4.1.

Таблиця 4.1. Порівняння варіантів по спрощеним показниками |Варіант |Довжина трасс, км |Довжина цепей, км |Суммарн. момент | | | | |потужності, Мвт (км | |1 |196 |233 |*** | |2 |139 |278 |3151 | |3 |161 |322 |3481 |.

Для варіанта 1 значення сумарного моменту потужності немає фізичного сенсу. Відповідно до таблиці 4.1. схема варіанта 2 має найкращий показник моменту потужності з порівнянню зі схемою варіанта 3.

Встановимо розподіл потоків потужності елементах мережі кожному за з вар’янтів з урахуванням втрат потужності .

Розглянемо окремо схему кільця у варіанті 1. Розгорнута схема заміщення зображено на рис. 4.2.

Рис. 4.2. Розгорнута схема заміщення кільця за прискореним варіантом 1.

Визначимо близьке потокораспределение в кільці з виявлення точки потокораздела.

[pic].

Розрахунки вчених показують, що п/ст «в» є точкою потокораздела потужності. Перевіримо правильність визначення точки потокораздела потужності на головних лініях кільця по условию:

[pic].

Визначимо потужність, що надходить з шин електростанції з урахуванням втрат потужності. І тому «разрежем» кільце у точці потокораздела (див. рис 4.3).

Рис. 4.3. Перетворення вихідної схеми заміщення за спрощеним варіантом 1.

На малюнку 4.3. мають місце такі позначення: P. S ‘ - потужність на початку лінії; P. S «- потужність наприкінці линии.

Нагрузки в вузлах «в («і «в («равны.

[pic].

Визначимо потоки потужності лініях схеми з урахуванням втрат. Втрати потужності лінії визначаються по формуле.

[pic].

где P — активна складова потужності кінці лінії, МВт; Q — реактивна складова потужності кінці лінії, МВАр; Uном — номінальне напруга лінії, кВ; r0 = 0,2 Ом/км — усереднений активне опір лінії (по [1]); x0 = 0,42 Ом/км — усереднений реактивне опір; l — довжина лінії, км. Потужність на початку лінії визначається как.

[pic].

Потоки потужностей з урахуванням втрат для ліній ИП-б і ИП-д визначаються аналогично.

У двухцепных лініях потоки потужності спочатку лінії визначаємо однією ланцюг на подальше розрахунку струму і перерізу дроти (тобто. припускаючи, що однією ланцюг двухцепной лінії доводиться половина переданої мощности).

Зарядну потужність ліній поки що проектування не враховуємо, т.к. нам невідомі марка дротів і удільні реактивні провідності ліній b0. Результати підрахунків потоків потужностей для схем всіх варіантів наведені у таблиці 4.2.

Таблиця 4.2. Розрахунок потоків потужностей з урахуванням втрат для схем всіх вариантов.

| | |Потужність в |Потужність в начале|Потери потужності | |Варіант |Ділянка |кінці лінії |лінії P. S (, |(P.S, | | |мережі |P.S ((, МВА |МВА |МВА | | | |Акт. |Реакт. |Акт. |Реакт. |Акт. |Реакт. | | | |cостав|cоставл|cоставл.|cоставл.|cоставл.|cоставл.| | | |л. |. | | | | | | |ИП-а |45,83 |21,71 |47,93 |26,17 |2,1 |4,46 | | |а-в |10,77 |5,83 |10,837 |5,97 |0,067 |0,14 | | |в-г |21,22 |11,08 |21,6 |11,87 |0,37 |0,79 | |I |ИП-г |41,22 |20,76 |64,46 |37,34 |3,24 |6,8 | | |ИП-б |30,0 |12,77 |30,77 |13,76 |0,47 |1,0 | | |ИП-д |80,0 |29,03 |81,2 |31,54 |1,19 |2,51 | | |ИП-а |35,0 |15,94 |36,2 |18,48 |1,21 |2,55 | | |ИП-д |80,0 |29,03 |81,2 |31,54 |1,19 |2,51 | |II |ИП-б |82,0 |37,94 |85,6 |45,58 |3,63 |7,64 | | |б-в |32,0 |15,49 |32,56 |16,6 |0,56 |1,18 | | | | | | | | | |.

5.Технико-экономическое обгрунтування варіантів. Вибір та обґрунтування оптимального варіанта електричної сети.

Цей розподіл проекту є основним. З відібраних за результатами попереднього аналізу трьох варіантів необхідно вибрати наивыгоднейший.

Визначимо перетин дротів ЛЕП. Для електричних мереж, і ліній електропередач до 220 кВ включно воно вибирається з економічної щільності струму jЭК (по табл. 8 [1]) з соотношения.

[pic], мм2 де [pic] - розрахунковий струм відповідний максимуму навантаження, нормального режимі работы;

P.S (- потужність на початку линии.

По таблиці 8 [1] визначаємо значення економічної щільності струму кожної з подстанций.

jэка = 1,1 А/мм2; jэкб = 1,0 А/мм2; jэкв = 1,1 А/мм2; jэкг = 1,0 А/мм2; jэкд = 1,1 А/мм2.

Визначимо розрахункові струми і перерізу дротів ліній кожного з варіантів схем електричних мереж (по [4]). Результати підрахунків зведені в таблицю 5.1.

Таблиця 5.1. Визначення розрахункових струмів в лініях, перетинів і марки дротів линий.

| | | | |Макс. |Эконом|Расчет| | | | | | |Номінал| |робочий|. |но-эко| |Послеав|Допусти| |Вар.|Участо|ьное | |струм на |плотно|н. |Ухвалений |арийный|мый по | | |до сети|напряже|Кол-в|одну |сть |сечени|стандартн|ток, |нагріванню| | | |ние, кВ|о |ланцюг, А|тока, |е |ый провод|А |струм, А | | | | |ліній| |А/мм2 |провід| | | | | | | | | | |, | | | | | | | | | | |мм2 | | | | | |ИП — а|230 |2 |213,95 |1,1 |194,5 |АС-240 |427,9 |605 | | |а — р |230 |2 |139,46 |1,0 |139,46|АС-240 |278,9 |605 | |I |ИП — б|115 |2 |35,44 |1,1 |32,21 |АС-70 |70,88 |265 | | |ИП — в|115 |2 |147,66 |1,0 |147,66|АС-150 |295,3 |450 | | |в — буд |115 |2 |99,84 |1,1 |90,76 |АС-95 |199,68 |330 | | |ИП — а|230 |2 |213,95 |1,1 |144,75|АС-240 |144,75 |605 | | |а — р |230 |2 |139,46 |1,0 |139,46|АС-240 |139,46 |605 | |II |ИП — в|115 |2 |183,1 |1,0 |183,1 |АС-185 |188,1 |510 | | |в — б |115 |2 |35,44 |1,1 |35,44 |АС-70 |32,21 |265 | | |в — буд |115 |2 |99,84 |1,1 |99,84 |АС-95 |90,76 |330 |.

Далі зробимо порівняння варіантів мінімально наведених витрат. При спорудженні в усій мережі протягом один рік і однаковою мірою надійності наведені витрати кожного з вар’янтів визначаються как.

З = РН До + И, где До — одноразові капіталовкладення у цей варіант мережі, тыс. руб; І - щорічні експлуатаційних витрат, тыс. руб; РН = 0,15 — нормативний коефіцієнт ефективності капиталовложений.

Капіталовкладення містять у собі видатки спорудження ліній КЛ і понизительных підстанцій КП/СТ. У капітальні витрати КП/СТ входять вартість устаткування підстанції (вартість осередків вимикачів за високої напруги чи іншого комутаційного устаткування й трансформаторів) і стала частина затрат.

Щорічні експлуатаційних витрат І три складові: відрахування на амортизацію И1, помешкання і обслуговування И2, вартість втрат електроенергії И3.

Вартість втрат електроенергії визначається как.

З = (А ((,.

где (А — втрати електроенергії у мережі, кВт (ч; (= 100 руб/кВт (ч — питома вартість втрат електроенергії. Втрати електроенергії у мережі сумуються з втрат надходжень у лініях і гіркоту втрат в трансформаторах.

Укрупнені показники ЛЕП тощо електроустаткування визначаємо по довіднику [4]. Результати підрахунків зведені в таблицю 5.2.

Таблиця 5.2. Укрупнені показники електроустаткування схем всіх вариантов.

| | | |Наведені | |Вариант|Кап витрати, млн. крб. |Експлуатаційні показники, |витрати, | | | |млн.руб. |млн.руб. | | |КЛ |КП/СТ |До (|И1 |И2 |З |І(|З | |I |3768 |2917 |6685 |259,62 |102,58|354,5|616,66 |1619,41 | |II |3768 |2917 |6685 |259,62 |102,58|452,6|814,45 |1817,2 |.

Із даної таблиці видно, що найменші наведені витрати припадають на схему електропостачання за спрощеним варіантом 1, тобто. такий варіант є оптимальним з економічних показателям.

6. Електричний розрахунок основних режимів работы.

Мета цього розділу — уточнений розрахунок розподілу активної наукової та реактивної потужностей лініями мережі, визначення втрат потужності, необхідної потужності джерела харчування, і навіть рівня напруг на шинах підстанцій. Розрахунки досліджують наступній послідовності: складається схема заміщення сіті й визначаються параметри її елементів; визначають розрахункові навантаження підстанцій; виробляють розрахунок потокораспределения потужностей у мережі; визначають рівні напруг на шинах підстанцій. Усе це встановлюють до трьох режимів: нормального (максимальних навантажень) і нормального при мінімальних навантаженнях. Схема заміщення складається шляхом об'єднання схем заміщень окремих елементів відповідно до послідовністю їх з'єднання перетворені на рассчитываемой мережі. Схема заміщення для обраного варіанта електричної мережі зображено малюнку 6.1.

Рис. 6.1. Розрахункова схема заміщення для обраного варіанта электроснабжения.

Виконаємо приведення заданих за низького напруги навантажень споживачів до сторони високої напруги кожної з подстанций.

Расчетная навантаження наведена до сторони ВН визначається по формуле.

[pic].

где Sнн=Pнн+jQнн — задана навантаження боці НЕ; [pic].

Rтр, Хтр — опору трансформатора (зумовлені по [5]); (Рх, (Qх — втрати холостого ходу трансформатора в стали; (Qз = 0,5U2ном b0 — сума зарядних потужностей ліній електропередач; b0 — питома реактивна провідність для конкретної лінії (по [4]).

Результаты розрахунків з приведениям навантажень підстанцій до сторони ВН наведені у таблиці 6.1.

Таблица 6.1. Приведення навантажень п/ст до сторони ВН.

| |SHН, |SР, | |П/ст |МВА |МВА | | |Активн. |Реактив|Активн. |Реактивн| | |составл.|н.соста|составл.|. | | | |в. | |составл.| |а |50 |19,76 |50,11 |15,95 | |б |12 |5,8 |12,08 |4,5 | |в |15 |7,68 |15,11 |8,75 | |р |100 |39,52 | 100,97 |59,95 | |буд |35 |14,91 |35,19 |18,09 |.

Визначаємо потоки потужності мережі з урахуванням втрат надходжень у лініях і з урахуванням наведених до сторони ВН навантажень. І тому скористаємося раніше отриманими співвідношеннями (див. стор. 13−14).

Таблиця 6.2. Визначення потоків потужності проектованої сети.

| |Потужність в |Потужність в начале|Потери потужності | |Ділянка |кінці лінії |лінії P. S (, |(P.S, | |мережі |P.S ((, МВА |МВА |МВА | | |Акт. |Реакт. |Акт. |Реакт. |Акт. |Реакт. | | |состав|составл|составл.|Составл |составл.|составл | | |л. |. | | | | | |ИП — а |50,33 |23,68 |50,43 |24,06 |0,11 |0,38 | |а — р |75,43 |28,42 |76,1 |30,83 |0,67 |2,4 | |ИП — в |17,57 |7,79 |17,79 |8,09 |0,21 |0,3 | |в — буд |25,29 |11,61 |25,58 |12,22 |0,29 |0,61 | |ИП — б |6,04 |2,25 |6,09 |2,3 |0,05 |0,05 |.

Визначимо сумарну потужність, споживану всієї схемою з шин электростанции:

P.S = Sа + Sб + Sв + Sг + Sд = 55,62+6,45+19,22+80,61+27,83 = 189,73 МВА.

Розрахунок напруг і післяаварійних режимов.

Напруга джерела харчування, якого під'єднані розподільні мережі має підтримуватися не нижче 105% від номінального під час найбільших навантажень і вище 100% номінального під час найменших навантажень. З урахуванням вищесказаного, напруга на шинах джерела харчування приймаємо равным:

— для режиму максимальних навантажень — 115 кВ;

— для режиму мінімальних навантажень — 110 кВ.

Втрати напруги в лінії ИП-а max 4.2+j5.46 min 3.57+j5.69.

Втрати напруги в лінії а-г max 1.36+j6.68 min 1.16+j6.95.

Втрати напруги в лінії ИП-в max 2.71+j1.52 min 1.54+j1.22.

Втрати напруги в лінії в-д max 2.7+j1.57 min 1.81+j1.27.

Втрати напруги в лінії ИП-б max 1.08+j0.57 min 0.76+j0.48.

Розглянемо поаварійні режими. ИП-а 3.54+j3.5 а-г 7.36+j6.92 ИП-в 6,39+j2.89 в-д 6.07+j2.96 б 2.48+j0.79.

Визначимо напруга на шинах НЕ трансформатора наведене до сторони ВН, шляхом вирахування з напруги падіння напруги на трансформаторе.

[pic].

где Pр і Qр — розрахункові навантаження підстанцій; Rтр, Xтр — відповідно активні і реактивні опору трансформатора встановленого на підстанції (зумовлені по [5]); U — напруга на шинах ВН, кВ.

Далі визначаємо параметри схеми як найменших навантажень. З деякою похибкою вважатимуться, що втрати напруги в елементах мережі зменшуються пропорційно зниження навантажень підстанцій. Тоді втрати напруги в лінії можна визначити шляхом множення відповідних значень, знайдених для режиму максимальних навантажень, на ставлення найменшої навантаження до наибольшей.

Результати підрахунків зведені в таблицю 6.3.

Таблиця 6.3. Розрахунок напруг до трьох режимів роботи сети.

|Обозн. п/ст |а |р |в |буд |б | |Ділянки ліній |ИП — а |а — р |ИП — в|в — буд |ИП — б | | |Режим найбільших навантажень | |Напряж. на початку уч-ка, кВ|242 |237,66|121 |118,3 |121 | |Падіння напряж. в лінії, |4,34 |1,07 |2,7 |2,69 |1,06 | |кВ | | | | | | |Напряж. наприкінці уч-ка, кВ |237,66 |236,59|118,3 |115,61|119,94 | |Падіння напряж. на тр-рах,|1,35 |8,44 |3,65 |5,76 |4,23 | |кВ | | | | | | |Напряж. за НЕ |236,31 |228,15|114,65|109,85|115,71 | |наведене до сторони ВН, | | | | | | |кВ | | | | | | | |Режим найменших навантажень | |Напряж. на початку уч-ка, кВ|230 |226,5 |115 |113,47|115 | |Падіння напряж. в лінії, |3,5 |1,05 |1,53 |1,8 |0,06 | |кВ | | | | | | |Напряж. наприкінці уч-ка, кВ |226,5 |225,45|113,47|111,67|114,94 | |Падіння напряж. на тр-рах,|1,31 |6,89 |2,08 |3,86 |2,94 | |кВ | | | | | | |Напряж. за НЕ |225,19 |218,56|111,39|107,81|112 | |наведене до сторони ВН, | | | | | | |кВ | | | | | | | |Післяаварійний режим | |Напряж. на початку уч-ка, кВ|242 |238,48|121 |120,65|121 | |Падіння напряж. в лінії, |3,52 |7,28 |0,35 |6,03 |2,48 | |кВ | | | | | | |Напряж. наприкінці уч-ка, кВ |238,48 |231,2 |120,65|114,62|118,52 | |Падіння напряж. на тр-рах,|1,55 |8,42 |4,45 |6,07 |8,02 | |кВ | | | | | | |Напряж. за НЕ |236,93 |222,78|116,2 |108,55|110,5 | |наведене до сторони ВН, | | | | | | |кВ | | | | | |.

7. Вибір коштів регулювання напряжения.

У розділі потрібно перевірити достатність стандартних діапазонів регулювання пристроїв РПН, встановлених на трансформаторах. Для мереж з номінальним напругою 6 кВ необхідні напруги рівні 6,3 кВ як найбільших навантажень й у післяаварійному режимі 6 кВ — як найменших нагрузок.

Розрахунковий (бажане) напруга регулировочного відгалуження трансформатора визначається по формуле.

[pic][pic] де UHH — номінальне напруга обмотки НЕ трансформатора; UН. Ж — напруга, що слід підтримувати на шинах НЕ при різних режимах роботи мережі; U’Н — напруга на шинах за нижчу боці трансформатора, наведене до високої боці як найбільшої (найменшої) навантаження й у післяаварійному режиме.

Справжні значення напруги на шинах НЕ підстанції визначають як :

[pic] де [pic] - дійсне значення напруги трансформатора за ВН.

Для трансформаторів зі стандартним діапазоном регулювання будемо мати значення регулювальних отпаек які у таблиці 7.1.

Таблиця 7.1. Стандартні значення регулювальних отпаек вибраних тр-ров.

|Номер |Добавка |Напруга |Напруга відгалуження,| |відгалуження |напруги |відгалуження, | | | | |UВН.Д, кВ |UВН.Д, кВ | |1 |16,02 |266,8 |133,4 | |2 |14,24 |263,8 |131,4 | |3 |12,46 |258,7 |129,3 | |4 |10,68 |254,6 |127,3 | |5 |8,9 |250,47 |125,2 | |6 |7,12 |246,4 |123,2 | |7 |5,34 |242,3 |121,1 | |8 |3,56 |238,2 |119,1 | |9 |1,78 |234,1 |117,0 | |10 |0 |230,0 |115,0 | |11 |-1,78 |225,9 |113,0 | |12 |-3,56 |221,8 |110,9 | |13 |-5,34 |217,7 |108,9 | |14 |-7,12 |213,6 |106,8 | |15 |-8,9 |209,5 |104,8 | |16 |-10,68 |205,4 |102,7 | |17 |-12,46 |201,3 |100,7 | |18 |-14,24 |197,24 |98,6 | |19 |-16,02 |193,2 |96,6 |.

По певному значенням розрахункового напруги регулировочного відгалуження вибираємо стандартні відгалуження з напругою найближчим до розрахунковому. Результати підрахунків зведені в таблицю 7.2.

Таблиця 7.2. Вибір регулювальних отпаек.

|Обозн. п/ст |а |р |в |буд |б | | |Режим найбільших навантажень | |Напряж.UН.ВЖ, кВ |236,31 |228,15|114,65|109,85 |115,71 | |Стандартн. напруга, кВ |238,2 |230 |115 |110,9 |115 | |Номер регулировочн. |8 |10 |10 |12 |10 | |отпайки | | | | | | |Напряж. на шинах НЕ, кВ |6,25 |6,26 |6,28 |6,24 |6,34 | | |Режим найменших навантажень | |Напряж.UН.ВЖ, кВ |225,19 |218,56|111,39|107,81 |112 | |Стандартн. напруга, кВ |225,9 |217,7 |110,9 |106,8 |113 | |Номер регулировочн. |11 |13 |12 |14 |11 | |отпайки | | | | | | |Напряж. на шинах НЕ, кВ |6,28 |6,32 |6,33 |6,35 |6,24 | | |Післяаварійний режим | |Напряж.UН.ВЖ, кВ |236,93 |222,78|116,2 |108,55 |110,5 | |Стандартн. напруга, кВ |236,2 |221,8 |117 |108,9 |110,9 | |Номер регулировочн. |8 |12 |9 |13 |12 | |отпайки | | | | | | |Напряж. на шинах НЕ, кВ |6,32 |6,32 |6,26 |6,28 |6,28 |.

8.

Заключение

.

Спроектована електрична мережу з допомогою взаиморезервирования ліній застосування двох трансформаторів на підстанції, підключених до найрізноманітніших секціям джерела харчування, забезпечує надійне електропостачання споживачів всіх категорій заданого району (зокрема й у післяаварійному режимі), і навіть задовольняє всі вимоги ПУЭ. Передбачена конфігурація комутаційних апаратів (вимикачів і роз'єднувачів) забезпечує зручність оперативних переключень і технічну гнучкість схеми. Усі двухцепные лінії змонтовані двома опорах (одна ланцюг однією опору), що також підвищує надійність электроснабжения.

1. Електричні сіті й системи: Методичні вказівки по курсовому проектування для студентів спеціальності 10.04 всіх форм навчання. — Норильськ, 1991; 2. Правила устрою електроустановок / Міненерго СРСР.- 6-те вид., перераб. і доп.-М.:Энергоатомиздат, 1987; 3. Идельчик В.И.

Електричні системи та мережі: Підручник для вузів. — М.: Энергоатомиздат, 1989; 4. Неклепаев Б. М., Крючков И.П.

Електрична частина станцій та підстанцій: Довідкові матеріали для курсового і дипломного проектування: Учбов. пособ. для вузів. — М.: Энергоатомиздат, 1989; 5. Поспєлов Г. Е., Федин В.Т.

Електричні системи та мережі. Проектування: Учеб. посібник для втузів Мн.: Выш. шк., 1988.

———————————- 1.

ИП б.

в а.

г д.

Рис. 1.1 Схема розташування споживачів заданого района.

Рис. 4.1.а Схема електропостачання за прискореним варіантом 1.

ТДН-16 000/110.

П/ст «в».

п/ст «а».

п/ст «г».

ТДН-40 000/110.

п/ст «д».

ТДН-10 000/110.

п/ст «б».

2с.

1с ИП ТРДН-40 000/220.

ТРДЦН-100 000/110.

ТРДЦН-100 000/220.

ТРДН-40 000/220.

ИП.

1с.

2с п/ст «б».

ТДН-10 000/110.

п/ст «д».

ТДН-40 000/110.

п/ст «г».

п/ст «а».

П/ст «в».

ТДН-16 000/110.

Рис. 4.1.б Схема електропостачання за спрощеним варіантом 2.

п/ст «а».

ТРДН-40 000/110.

п/ст «в».

ТРДН-25 000/110.

п/ст «г».

ТДН-16 000/110.

П/ст «б».

ТРДН-25 000/110.

Sг-ИП.

Sв-г.

Sа-в.

SИП-а.

lг-ИП =42 км.

lв-г=40 км.

lа-в=27 км.

Sa Sв Sг.

r0 x0.

lИП-а=50 км ИП ИП.

S''в-г.

S’г-ип.

S''а-в.

S'' ип-а.

S''г-ип.

S’в-г.

S’а-в.

S’ип-а.

r0 x0.

в' в''.

ИП ИП.

Sa Sв Sг.

lИП-а=50 км.

lа-в=27 км.

lв-г=40 км.

lг-ИП=42 км.