(8 оценок, среднее: 4,75 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проект электросети для электроснабжения промышленного района
ВВЕДЕНИЕ
Электронная сеть — совокупа электроустановок для передачи и распределения электронной энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной местности[2].
В курсовом проекте разрабатывается электронная сеть, созданная для электроснабжения промышленного района, содержащего 6 пт перегрузки. Электроснабжение этих пт осуществляется от одной узловой подстанции.
Целью данного проекта является приобретение практических способностей самостоятельного решения технических задач электроэнергетики, расширение теоретических познаний основ проектирования электронных сетей районного значения, развитие способностей использования технической и справочной литературой, нормами на проектирование и муниципальными эталонами.
Начальными данными для проектирования является графическое размещение пт питания и подстанций «3», свойства потребителей, свойства местности.
Для определения более экономически и на техническом уровне целесообразной схемы питания нужно разглядеть несколько вариантов схем и на базе технико-экономического сопоставления этих вариантов принять лучшую схему сети. Для избранной схемы сети нужно провести расчет главных электронных характеристик (падение напряжения в линиях и в трансформаторах, напряжение в конечных пт, 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
Задачками расчетов и анализа получаемых результатов в данном разделе проекта являются:
-оценка суммарного употребления реактивной мощности в проектируемой электронной 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 электронной сети.
Большая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:
Где Рi.нб большая перегрузка подстанции; К0(р)=0,95…0,96 — коэффициент одновременности больших нагрузок подстанции;=0,05 -суммарные утраты мощности в сети в доляхот суммарной перегрузки подстанции.
(1.1)
Соответственная данной Рп.нб нужная установленная мощность генераторов электростанции определяется последующим образом:
(1.2)
— -электрическая перегрузка собственных нужд;
-оперативный резерв мощности электростанции;
Перегрузка собственных нужд зависит от типа электронной станции и быть может ориентировонча принята для ТЭЦ равной 12%.
Оперативный резерв Рэс.рез обусловлен экономическими сравнениями ущербов от возможного недоотпуска электроэнергии при аварийном повреждении агрегатов на электростанции с доп затратами на создание резерва мощности. Приблизительно запасная мощность электростанций составляет 10% от суммарной установленной мощности генераторов, но обязана быть не наименее номинальной более большого из генераторов, питающих рассматриваемых потребителей.
1.2 Баланс реактивной мощности
Главным ,но не единственным источником реактивной мощности в системе являются генераторы электростанции. Располагаемая реактивная мощность электростанций определяется согласно номинальному коэффициенту мощности установленных на станциях генераторов. Не считая того, в электронных сетях обширно употребляются доп источники реактивной мощности — компенсирующие устройства (КУ). Главным типом КУ, устанавливаемых на подстанции потребителей , являются конденсаторные батареи.
Для составления баланса реактивной мощности определим с учетом коэффициентов мощности реактивную и полную нагрузку всякого пт употребления по формулам:
(1.3)
(1.4)
Данные заносим в таблицу.
Пункты употребления
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 электронной сети имеет вид:
Где — большая реактивная мощность ,потребляемая в сети;
Qку — суммарная мощность компенсирующих устройств,нужная по условию баланса;
— утраты в сопротивлениях полосы;
К0=0,98-i — коэффициент несовпадения максимумов нагрузок по времени суток;
(1.6)
где — относительная величина утрат мощности при каждой трансформации напряжения;
— число трансформации по мощности для
количество групп подстанций с различными числом трансформации напряжения
S- номинальная мощность
Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:
93,665
Т.к. мощность компенсирующих устройств, нужная по уравнению баланса оказалась положительной, то в электронной сети требуется установка КУ.
1.3 Размещение компенсирующих устройств в электронной сети
Конденсаторные батареи суммарной мощности Q, должны быть распределены меж подстанциями проектируемой сети таковым образом, чтоб утраты активной мощности в сети были минимальными.
Размещение компенсирующих устройств (КУ) по подстанциям электронной сети влияют на экономичность сети, также на решение задач регулирования напряжения.
При незначимой разнице в электронной удаленности от источника питания в сети 1-го номинального напряжения компенсации реактивной мощности может выполняться 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 любом из рассматриваемых узлов определяется в согласовании с выражение:
(1.9)
характеристики функционирования электронной сети,т.к. дозволяет понизить утраты 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 любом из рассматриваемых узлов:
Определим мощность конденсаторной батареи в любом из рассматриваемых узлов ,согласно формуле (1.10):
Окончательное решение о нужной мощности конденсаторных батарей каждой из подстанций принимаем по большей из величине, вычисленных по выражениям (1.9) и (1.10)
Таковым образом ,на ПС со 2-6 ,включительно, устанавливаем КУ. В качестве КУ избираем 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 2×3,2 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 перегрузки подстанции с учетом установленных КУ.
Все результаты в таблицу.
Пункты употребления
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 электронных сетей могут быть cформулированы последующим образом:
а) схема сети обязана быть по способности обычный и передача электроэнергии пользователям обязана осуществляться по может быть кратчайшему пути, что обеспечивает понижение цены сооружения полосы и экономию утрат мощности и электроэнергии;
б) схемы электронных соединений понижающих подстанций также должны быть может быть ординарными, что обеспечивает понижение их цены сооружения и эксплуатации , также увеличение надежности их работ;
в) следует стремиться производить электронные сети с наименьшим количеством трансформаций напряжения, что понижает нужную установленную мощность трансформаторов и автотрансформаторов, также утраты мощности и электроэнергии;
г) комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать нужное свойство электроснабжения потребителей и выполнение технических ограничений электрооборудования линий и подстанций (по токам в разных режимах сети, по механической прочности и т.д.).
На базе изложенных принципов составим несколько вариантов схем соединения (картинки 2.1 — 2.3). При определении длины учитываем , что длина трассы из-за непрямолинейности и неровностей рельефа местности на 5% больше расстояния по прямой меж рассматриваемыми пт.
2.1.1 Потокораспределение для варианта схемы
Обычный режим
Послеаварийный режим
Все полосы в сети двухцепные, потому более томными будет отказ одной цепи полосы ИП1. 2-ая цепь при всем этом дожна нести всю нагрузку потребителей.
Проверка:
-Послеаварийный режим
Разглядим отказ линий ИП1 в кольце. Рассчитаем потокораспределение при таковой трагедии.
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 за ранее найти по известной передаваемой мощности Р и длине полосы L по формуле Илларионова:
где L — длина полосы;
Р — передаваемая мощность;
n — число цепей в полосы.
2.2.1 Выбор номинального напряжения для варианта
Для всех линий избираем с учетом способности предстоящего расширения сети.
2.2.2 Выбор номинального напряжения для варианта
Для всех линий избираем с учетом способности предстоящего 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 улечся в пределы АС-70-АС-240 [4].
порядок расчета при всем этом последующий.
1) Определяются токи на любом участке сети:
где — активная и реактивная мощность j-й полосы в режиме наибольших нагрузок, кВт, кВАр;
n — количество цепей полосы электропередачи;
— номинальное напряжение полосы, кВ.
2) Избираем обычное сечение, наиблежайшее к экономическому, определенному по формуле:
3) Проверяются избранные сечения проводов на ток послеаварийного режима. При всем этом обязано соблюдаться условие:
где , по табл. 1.3.29,[2]
4) Проверка по потере напряжения производится как для обычного, так и для послеаварийного режимов работы сети. Суммарные утраты напряжения до более удаленного пт сети 1-го номинального напряжения в обычном режиме работы не должны превосходить 15%, а при более томных аварийных отключениях линий 20%
Самые большие суммарные утраты напряжения до более удаленной точки полосы — точки 6.
Утраты напряжения для n-цепной полосы определяется по формуле:
где — Активная и реактивная мощность полосы кВт, кВАр;
— активные и реактивные удельные сопротивления полосы, Ом/км;
L — длина полосы.
Суммарная утрата напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки в обычном режиме работы обязана удовлетворять условию:
В послеаварийном режиме:
2.3.1 Выбор сечений проводов и их проверка для варианта :
2) Зависимо от материала проводника, района, страны и времени использования больших нагрузок определяем (табл. 1.3.36,[2]).
Избираем обычное сечение:
3) Проверим избранные сечения проводов на ток послеаварийного режима. Токи в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжения на шинах ПС «3» при томных трагедиях в сети равно
Токи в ветвях системы послеаварийном режиме:
Сведем приобретенные 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 производится.
4) Проверим Избранные сечения проводов по допустимой потере напряжения в обычном режиме работы.
Суммарную утрату напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при обычном режиме работы определим по формуле:
Послеаварийный режим.
Разглядим отказ одной цепи полосы ИП1. Падении напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ПС при томных трагедиях в сети равно
:
Суммарная утрата напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при аварийном режиме работы:
Суммарные утраты напряжения в обычном режиме работы не превосходят 15%, а в аварийном режиме 20%. Как следует, сечения проводов воздушных линий выбраны правильно.
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) Зависимо от материала проводника, района, страны и времени использования больших нагрузок определяем (табл. 1.3.36,[2]).
Избираем обычное сечение:
3) Проверим избранные сечения проводов на ток послеаварийного режима. Токи в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжения на шинах ПС «3» при томных трагедиях 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 производится.
4) Проверим Избранные сечения проводов по допустимой потере напряжения в обычном режиме работы.
Суммарную утрату напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при обычном режиме работы определим по формуле:
Послеаварийный режим.
Разглядим отказ одной цепи полосы ИП1. Падении напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ПС при томных трагедиях в сети равно :
Суммарная утрата напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при аварийном режиме работы:
Суммарные утраты напряжения в обычном режиме работы не превосходят 15%, а в аварийном режиме 20%. Как следует, сечения проводов воздушных линий выбраны правильно.
2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов
электросеть мощность напряжение трансформатор
При проектировании электронных сетей на подстанциях всех категорий рекомендуется использовать не наиболее 2-ух трехфазных трансформаторов. При определении номинальной мощности трансформаторов нужно учесть допустимые периодические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях понижения суммарной установленной мощности. При выполнении курсового проекта определенные дневные графики активных и реактивных нагрузок пт употребления не заданы и оценить допустимые периодические перегрузки в проекте не представляется вероятным. Потому при расчете номинальных мощностей трансформаторов следует исходить из последующих положений:
1. На двухтрансформаторных подстанциях при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность всякого трансформатора выбирают равной не наиболее суммарной перегрузки подстанции на расчетный период (в период наибольшей перегрузки).
2. При выключении более массивного трансформатора оставшийся в работе должен обеспечить питание потребителей категорий во время ремонта либо подмены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки 40%.
Мощность трансформатора на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в опосля аварийных режимах до на время наибольшей общей дневной длительностью не наиболее 6 часов в течении не наиболее 5 суток, т.е. по условию
где — число однотипных трансформаторов, устанавливаемых на подстанции.
Для расчетной сети примем самые большие наиблежайшие 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 электронных соединений ПС
Схемы электронных соединений понижающих ПС кВ на стороне ВН определяется предназначением каждой из ПС и ее местоположением в составе сети. Это могут быть узловая, проходная, тупиковая либо на ответвлениях от полосы ПС. В согласовании с систематизацией ПС разделяются на подгруппы:
1. ПС кВ, осуществляемые по так именуемым облегченным схемам на стороне ВН с наименьшим количеством либо без выключателей, с одним либо 2-мя трансформаторами, питающимися по одной либо двум линиям ВН; на стороне СН (110 либо 35 кВ) быть может до 6 присоединений воздушных линий.
2. ПС проходные кВ с количеством трансформаторов либо автотрансформаторов от 2-ух до 4, с количеством присоединяемых воздушных линий ВН — до 4 и на СН до 10 с количеством выключателей на ВН до 9.
3. Узловые ПС (общесистемного значения) кВ с количеством автотрансформаторов — до 4, воздушных линий на ВН — до восьми и на СН — до 10.
Для рассматриваемых вариантов избираем главные схемы электронных соединений подстанций [4]:
А) для кольцевых сетей применяется схема четырехугольника (набросок 2.6);
Б) для тупиковых ПС в круговых сетях применяем схему с 2-мя блочными соединениями воздушных линий и трансформаторов (набросок 2.7);
В) для кольцевых и магистральных схем, если количество приходящих и отходящих линий 4 и наиболее, применяем схему с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами шин (набросок 2.8).
Г) для ПС с трехобмоточными трансформаторами применяем схему с двойной секционированной системой шин (набросок 2.9). Секционированные выключатели НН, как правило, разомкнуты в обычных режимах работы ПС и автоматом включатся при аварийном (либо плановом) выключении 1-го из трансформаторов.
Набросок 2.6 — Схема четырехугольника
Набросок 2.7 — Схема с 2-мя блочными соединениями воздушных линий и трансформаторов
Набросок 2.8 — Схема с одной рабочей, секционированной выключателем и обходной системами шин
Набросок 2.9 — Схема с двойной секционированной системой шин
Сведем результаты выбора основных схем для вариантов в таблицу 2.11.
Таблица 2.11 — Результаты выбора основных 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
Финансовая необходимость схемы определяется минимальными дисконтированными затратами по формуле:
(3,1)
Где — эквивалентный дисконтированный множитель;
— инвестиция на сооружение объекта;
— Издержки на утраты электроэнергии.
Где — коэффициент отчислений на реновацию;
a — общие нормы отчислений от финансовложений;
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 утрат электроэнергии;
— утраты электроэнергии в объекте;
— время наибольших утрат;
— длительность использования большей перегрузки 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):
Издержки на утраты электроэнергии определяются по формуле:
Утраты в линиях определяем по формуле:
Утраты в трансформаторах определяем по формулам:
Общие активные утраты линий и трансформаторов:
Издержки на утраты электроэнергии по формуле (6,5)
Где C — стоимость 1 км полосы, тыс. руб./км;
— длина полосы, км;
n — число полосы.
Серьезные Издержки на сооружение подстанций определяются по формуле:
Где и — стоимость трансформаторов и РУ.
Таблица 3.1 Серьезные Издержки на сооружение подстанции для варианта 1
№
Тип трансформатора
Стоимость, руб.
Общая стоимость РУ НН и РУ ВН, руб.
Стоимость, тыс. руб.
1
ТДН — 16000/110
2×3880800
4500000
12261,6
2
ТДН — 16000/110
2×3880800
4500000
12261,6
3
ТДН — 16000/110
2×3880800
4500000
12261,6
4
ТДН — 16000/110
2×3880800
4500000
12261,6
5
ТДН — 16000/110
2×3880800
4500000
12261,6
6
ТДН — 16000/110
2×3880800
4500000
12261,6
Общие малые дисконтированные Издержки по формуле:
3.2 Технико — экономический расчет второго варианта
Утраты в линиях по формуле (3,6):
Общие активные утраты линий и трансформаторов по формуле (3,9):
Издержки на утраты электроэнергии по формуле (6,5):
Серьезные Издержки на сооружение линий по формуле (ЗЛО):
Таблица 3.2 Серьезные Издержки на сооружение подстанции для варианта 2
№
Тип трансформатора
Стоимость, руб.
Общая стоимость РУ НН и РУ ВН, руб.
Стоимость, тыс. руб.
1
ТДН — 16000/110
2×3880800
4500000
12261,6
2
ТДН — 16000/110
2×3880800
4500000
12261,6
3
ТДН — 16000/110
2×3880800
4500000
12261,6
4
ТДН — 16000/110
2×3880800
4500000
12261,6
5
ТДН — 16000/110
2×3880800
4500000
12261,6
6
ТДН — 16000/110
2×3880800
4500000
12261,6
Вариант сети
1
2
Серьезные Издержки, млн. руб.
143
344
Так как 1-ый вариант схемы сети имеет наименьшие серьезные Издержки на сооружение и эксплуатацию, то избираем этот вариант сети.
Где — суммарные каждогодние 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 избранного варианта электронной сети и напряжений на шинах подстанций в главных расчетных обычных и послеаварийных режимах работы с учетом утрат мощности и напряжения в элементах сети.
4.1 Составление схемы замещения районной сети
Схема замещения районной сети соединяет воединыжды замещения трансформаторов подстанций, линий электропередачи, компенсирующих устройств, генераторов в согласовании с коммутационной схемой системы.
В целях упрощения расчетов проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого хода трансформаторов:
(4.1)
емкостные проводимости полосы — зарядной мощностью :
. (4.2)
Схема замещения данной энергосистемы приведена на рисунке 8.
Все характеристики схемы замещения рассчитываются в именованных единицах по удельным характеристикам для ВЛ и паспортным данным — для трансформаторов по последующим формулам:
(4.3)
Где n — число цепей полосы.
Для 2-ух 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 характеристики 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 характеристики трансформаторов
№ пт питания
Сопротивления
Утраты 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 электронный расчет
Электронный расчет предлагается проводить для варианта, когда известна наибольшая перегрузка на шинах НН трансформаторов. Расчет режимов производится способов поочередных приближений. По заданию, напряжение при больших отягощениях равно 1,09, а при томных трагедиях 1,1. При таком условии находим распределение мощностей в сети с учетом утрат мощности и зарядных мощностей, генерируемых линиями. электронный расчет производим для 2-ух режимов:
Режим наибольших нагрузок;
Послеаварийный режим.
При расчете этих режимов употребляются последующие формулы:
Мощность в конце полосы:
Утраты в полосы:
Мощность сначала полосы:
Поток мощности в полосы:
Режим наибольших нагрузок.
Линия ип1.
электронный расчет для режима наибольшей мощности
Линия
Мощность в конце полосы , МВА
Утраты мощности , МВА
Мощность сначала полосы , 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 делается для наибольших нагрузок. В предстоящем будет рассматриваться обрыв одной цепи в каждой полосы.
Расчет для других полосы аналогичен приведенному выше, сведем его результаты в таблицу 4.4
Таблица 4.4 — электронный расчет для послеаварийного режима
Линия
Мощность в конце полосы , МВА
Утраты мощности , МВА
Мощность сначала полосы , 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 последующем шаге расчета определяются напряжения в узловых точках.
Начальными данными при всем этом служат: напряжение в точках сети т.е. на шинах системной подстанции, и
Напряжение в узловых точках в режиме наибольших 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 важных характеристик свойства электроэнергии служит отклонение напряжения. Установленные ГОСТом нормы на отклонение напряжения в определенной степени обеспечиваются средствами регулирования напряжения. Более действенным способом регулирования напряжения является регулирование под перегрузкой (РПН). Они способны обеспечивать хоть какой вид регулирования напряжения, включая и встречное регулирование.
Согласно ПУЭ, на шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться закон встречного регулирования напряжения от +5 (либо наиболее) до 0% при изменении перегрузки подстанций от большей до меньшей.
Обычно при больших отягощениях достаточны отличия напряжения на этих шинах в границах 5…6%.
Режим наибольших нагрузок.
Напряжение на шинах НН, приведенное к стороне ВН, определяется по формуле:
Где — активная и реактивная мощности перегрузки в рассматриваемом режиме;
активное и реактивное сопротивление трансформаторов с учетом количества параллельно работающих трансформаторов, Ом.
Число работающих ответвлений понижающих трансформаторов, также линеных регулировочных трансформаторов:
Вычисленное
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 вероятных варианта схем соединения пт питания и употребления меж собой. На основании проведенного технико-экономического сопоставления вариантов был избран вариант сети с меньшими потерями и серьезными затратами на сооружение и эксплуатацию, в каком пункты соединены меж собой по радиально-магистральной схеме с применением двухцепных ВЛ. Используются провода марки АС на железобетонных опорах.
Подстанции выполнены двухтрансформаторными для обеспечения нужной надежности электроснабжения потребителей, также для бесперебойного транзита мощности в проходных и узловых подстанциях. Выбраны двухобмоточные трансформаторы марок ТДН и ТМН.
Для избранной схемы сети определены утраты напряжения, которые не превосходят 6 % от номинального в режиме передачи наибольшей мощности и 11 % при трагедии в сети. Для обеспечения нужного 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 таковой сети составила
ЛИТЕРАТУРА
Идельчик В.И. электронные 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 электронная 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.
]]>