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

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

Современные энерго системы состоят из сотен связанных меж собой частей, влияющих друг на друга. Проектирование обязано проводиться с учетом главных критерий совместной работы частей, влияющую на данную проектируемую часть системы. Намеченные проектные варианты должны удовлетворять последующим требованиям: надежности, экономичности, удобства эксплуатации, свойства энергии и способности предстоящего развития.

В процессе курсового проектирования приобретаются способности использования справочной литературой, ГОСТами, едиными нормами и укрупненными показателями, таблицами.

В задачку курсового проектирования водит исследование фактически инженерных способов решения комплексны вопросцев сооружения линий электропередач, подстанций и остальных частей электрически сетей и систем, также предстоящее развитие расчетно-графически способностей нужных для проектной работы. Изюминка проектирования электронных систем и сетей заключается в тесноватой связи технических и экономических расчетов. Выбор более дачного варианта электронной подстанции делается не только лишь методом теоретических расчетов, да и на базе разных суждений.

1. Начальные данные

— Масштаб: в 1 клеточке — 8,5 км;

— Коэффициент мощности на подстанции «А», отн. ед.: ;

— Напряжение на шинах подстанции «А», кВ: , ;

— Число часов использования наибольшей перегрузки: ;

— Наибольшая активная перегрузка на подстанции, МВт:, , , , ;

— Длительность перегрузки силовых трансформаторов в течение суток: ;

— Коэффициенты реактивной мощности перегрузки на подстанциях имеют последующие значения: , , , , .

— В составе потребителей на всех ПС имеются перегрузки I и II категорий по надежности электроснабжения с доминированием нагрузок II группы.

1.1 Географическое размещение источника питания «А» и 5 узлов перегрузки

1.2 Выбор конфигурации распределительной сети

Выбор рациональной конфигурации распределительной сети является одним из основных вопросцев, решаемых на исходных шагах проектирования. Выбор схемы сети делается на базе технико-экономического сравнения ряда её вариантов. Сопоставимые варианты должны отвечать условиям технической осуществимости всякого из их по характеристикам основного электрооборудования (провода, трансформаторы и т.п.), также быть равноценными по надежности электроснабжения потребителей, относящихся к первой группы по [3, 4, 6, 9].

Разработку вариантов необходимо начинать на базе последующих принципов:

а) схема сети обязана быть по способности (обоснованно) обычной и передача электроэнергии пользователям обязана осуществляться по может быть кратчайшему пути, без оборотных перетоков мощности, что обеспечивает понижение цены сооружения линий и уменьшение утрат мощности и электроэнергии;

б) схемы электронных соединений распределительных устройств понижающих подстанций также должны быть, может быть (обоснованно) ординарными, что обеспечивает понижение их цены сооружения и эксплуатации, также увеличение надежности их работы;

в) следует стремиться производить электронные сети с наименьшим количеством трансформации напряжения, что понижает нужную установленную мощность трансформаторов и автотрансформаторов, также утраты мощности и электроэнергии;

г) схемы электронных сетей должны обеспечивать надежность и нужное свойство электроснабжения потребителей, и не допускать перегрева и перегруза электрооборудования линий и подстанций (по токам в разных режимах сети, по механической прочности и т.п.)

Согласно ПУЭ при наличии потребителей I и II категорий на ПС электроснабжение от сетей энергосистемы обязано производиться не наименее чем по двум линиям, присоединенным к независящим источникам питания. С учетом выше изложенного и с учетом альтернативности свойств и характеристик определенных типов схем сетей рекомендуется формирование сначала вариантов схем сетей: кругового, радиально-магистрального, простого кругового типов.

Делая упор на изложенные условия, составим 10 вариантов схем районной электронной сети (рис. 1.2.).

Схема№1 Схема№2

Схема№3 Схема№4

Схема№4 Схема№5

Схема№7 Схема№8

Рис.1.2. Варианты конфигурации схем электронной сети

Из составленных схем для последующих расчетов по комплексу характеристик и черт избираем два более оптимальных варианта (№1 и № 2).

Вариант I (схема №1) подразумевает присоединение подстанций № 1, 2, 3, 4, 5 к узлу А средством двухцепных круговых линий (стройку одноцепных и двухцепных линий 110 кВ общей длиной 187 км).

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

Выбор номинального напряжения электронной сети

Вариант 1.

Для избранной конфигурации (вариант 1) электронной сети за ранее определим экономически целесообразное напряжение по формуле (3.1). Для этого нужно найти длины трасс линий по участкам с учетом данного масштаба и надлежащие передаваемые мощности.

Длины трасс линий:

км; км; км; км; км;км; км.

За ранее рассчитаем перетоки активных мощностей без учета утрат мощности, и используя заместо сопротивлений длины линий.

Расчет начинаем с замкнутого контура (кольца) А-5-4-А. Разрежем его по точке питания А, представим в виде полосы с обоесторонним питанием, (рис.1.2) и определим надлежащие мощности. Задаем точку потокораздела и направления мощностей. Если при расчете выходит отрицательное

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

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

Задаем точку потокораздела и направления мощностей для замкнутого контура(кольца)А-1-2-А. Если при расчете выходит отрицательное

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

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

3) Разглядим участки сети А-3 — двухцепные полосы (рис. 1.3).

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

Определим мощности, передаваемые по каждой цепи двухцепных линий:

Для цепи (1ц) полосы А-3

Экономически целесообразными напряжениями для соответственных линий являются:

Исходя из приобретенных результатов, видно, что избранная схема электронной сети будет производиться на напряжении

Вариант 2

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

Для первой цепи (1ц) полосы А-1

Для первой цепи (1ц) полосы А-2

Для первой цепи (1ц) полосы А-3

Для первой цепи (1ц) полосы А-4

Для первой цепи (1ц) полосы А-5

Для вторых цепей (2ц) обозначенных линий значения мощностей будут таковыми же.

Экономически целесообразными напряжениями для соответственных линий являются:

Исходя из полученныъ результатов, видно, что избранная схема электронной сети будет производиться на напряжении Unom=110кВ

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

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

Для последующих расчетов для всякого узла определим самую большую реактивную нагрузку i-го узла [Мвар] и самую большую полную нагрузку i-го узла [МВ·А]:

, (1)

, (2)

где Рнб,i — наибольшая (большая) активная перегрузка i- ого узла.

Для 1-ой подстанции большая реактивная перегрузка:

Для 2-ой подстанции:

3-ей подстанции:

4-ой подстанций:

5-ой подстанции:

Для 1-ой подстанции большая полная перегрузка:

для 2-ой:

для 3-ей:

для 4-ой:

для 5-ой:

Для оценки утрат реактивной мощности в трансформаторах воспользуемся формулой (2.4).Потому что мы рассматриваем электронную сеть с одной трансформацией напряжения 110/10 кВ, то примем равным 1 ( = 1):

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

Отсюда:

3. Выбор типа, мощности и места установки компенсирующих устройств

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

Приобретенное системы в проектируемую сеть

= Рп.нб ? (tgцс)(3)

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

:

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

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

Не считая того, определим мощность конденсаторных батарей по условию экономической необходимости и условию минимизации приведенных издержек на передачу реактивной мощности, которые должны быть установлены на каждой подстанции по формулам (2.7) и (2.8).количество конденсаторных установок на подстанции обязано быть равным либо кратным количеству секций (либо обмоток низшего напряжения силовых трансформаторов). Данное условие нужно делать для равномерной загрузки секций ПС (обмоток НН трансформаторов).

Потому что проектируется сеть напряжением 110/10кВ, то базисный экономический коэффициент реактивной мощности , а :

Для первой подстанции:

для 2-ой, 3-ей, 4-ой, 5-ой подстанций

Для первой подстанции:

,

для 2-ой, 3-ей, 4-ой,5-ой подстанций

,

,

.

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

Таблица 4.1. Тип и количество КУ в узлах

№ узла

Количество КУ

Тип КУ

1

4

КРМ — 10,5 — 2650 У3

2

4

КРМ — 10,5 — 2800 У3

3

4

КРМ- 10,5 — 3750 У3

4

4

КРМ- 10,5 — 2000 У3

5

5

УКРМ- 10,5 — 2200 У3

Для 1-го узла: ,

Для 2-го узла: ,

Для 3-го узла: ,

Для 4-го узла: ,

Для 5-го узла: .

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

, (4)

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

Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:

, (5)

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

4. Выбор силовых трансформаторов понижающих подстанций

Для выбора трансформаторов нужно ознакомиться с разделом 3.4 методических указаний.

количество трансформаторов выбирается с учетом категорийности потребителей по степени надежности. Потому что, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются пользователи I и II группы и , то число устанавливаемых трансформаторов обязано быть не наименее 2-ух.

В согласовании с имеющейся практикой проектирования и согласно ПУЭ и ГОСТ 14209-97 «Управление по перегрузке силовых масляных трансформаторов» мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах. Расчетная мощность 1-го трансформатора на подстанции с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме определяется по формуле

Sрасч.тр. = Si/Кперегр.тр. ,

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

По [2] табл. П7 избираем надлежащие типы трансформаторов:

Для ПС № 1: ,

Для ПС № 2: ,

Для ПС № 3: ,

Для ПС № 4: ,

Для ПС №5:

Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1. Результаты выбора трансформаторов

№ узла

Полная мощность в узле, МВ·А

Расчетная мощность 1-го трансформатора

количество и тип трансформаторов

1

29,2

24,3

2

33,4

28

3

41,7

34,75

4

26

21,7

5

18,8

15,6

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

Таблица 5.2. Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов

Справочные данные

25

40

63

Пределы регулирования на стороне ВН

115

115

115

10,5

10,5

10,5

Uк ВН-НН ,%

10,5

10,5

10,5

120

170

260

25

34

59

0,45

0,55

0,6

2,54

1,4

4,38

55,9

34,7

86,7

175

260

112

5. Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи

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

Вариант 1

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

Разглядим сначала «кольцо А-1-2-А» — линию с обоесторонним питанием (А-1-2-А) (рис. 1.4).

Рис. 1.4

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

По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :

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

Разглядим «кольцо А-4-5-А» — линию с обоесторонним питанием (А-4-5-А) (рис. 1.4).

По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :

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

, (6)

где бi — коэффициент, учитывающий изменение перегрузки по годам эксплуатации полосы, для линий 110 — 220кВ принимается равным 1,05 [4] — коэффици 11) ент, учитывающий данное число часов использования наибольшей перегрузки полосы Тмах. Выбирается по [4].

В обычном режиме работы сети больший ток в одноцепной полосы равен:

(7),

где S — полная мощность, передаваемая по полосы.

В двухцепной полосы ток по каждой цепи:

(8)

Расчетная токовая перегрузка полосы А — 3 в обычном режиме [4]:

В полосы А — 4:

В полосы 1 — 2:

В полосы А — 2:

В полосы А- 1:

В полосы А-5 :

В полосы 5-4:

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

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

,

,

Исходя из напряжения, расчетной токовой перегрузки в обычном режиме выбираются сечения сталеалюминевых проводов. Для полосы 110кВ меньшее сечение сталеалюминевого провода по механической прочности равно 120 мм2. Внедрение проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2, согласно [4] экономически нерентабельно и нецелесообразно. Таковым образом, для полосы избираем:

Для А — 1: АС — 185/27;

ДляА — 2: АС — 185/27;

Для А — 3: АС — 120/19;

Для А — 4: АС — 150/24;

Для 1 — 2: АС — 120/19;

Для А — 5: АС-120/19;

Для 4 -5: 120/19;

Дальше нужно провести проверку избранного сечения по условиям нагрева проводов ВЛ в послеаварийном режиме.

Проверка избранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:

(9)

где — больший ток в послеаварийном режиме, А;

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

Большая токовая перегрузка в послеаварийном режиме для «кольца» будет иметь пространство при выключении линий ближайших к источнику «А».

Разглядим кольцо (А-1-2-А):

— при обрыве полосы А — 1 (более нагруженной будет линия А — 2)

— обрыв полосы А — 2:

— поток мощности на участке 1-2 либо 2-1, принять тот который получится больше при обрыве полосы А-1 либо полосы А-2:

Потом разглядим двухцепные полосы А-3:

— обрыв одной цепи полосы А — 3:

Разглядим кольцо (А-4-5-А):

— при обрыве полосы А — 4 (более нагруженной будет линия А — 5)

— обрыв полосы А — 5:

— поток мощности на участке 4-5 либо 5-4, принять тот который получится больше при обрыве полосы А-4 либо полосы А-5:

По вычисленным расчетным токам по [4 табл. 7.12] определяем наиблежайшие огромные либо равные допустимые токи по нагреву и уже по ним избираем допустимые сечения:

Для А — 4: 450 А> 144A;

Для А — 3: 390 А > 126A;

Для 4 — 5: 390 А> 15,6A;

Для А — 2: 540 А >198A ;

Для 2 — 1: 390 А> 8,9A;

Для А-1: 540A>189 А;

Для А-5: 390A> 129 A;

Окончательный выбор сечений проводов заключается в принятии большего сечения из 2-ух выше перечисленных критерий выбора. Все приобретенные результаты запишем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1

Линия

А — 3

А — 4

А — 1

А — 2

2 — 1

А-5

4-5

189

144

189

198

8,9

129

15,6

Марка провода

АС — 185/27

АС — 150/24

АС — 185/27

АС — 185/27

АС — 120/19

АС-120/19

АС-120/19

377

271

377

377

202

271

158

540

450

540

540

390

390

390

При сопоставлении большего тока в послеаварийном режиме с продолжительно допустимым током по нагреву производится неравенство (8.9) и, как следует, избранные провода удовлетворяют условию по экономическим характеристикам и допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

Вариант 2

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

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

Рис. 1.6

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

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

, (6)

где бi — коэффициент, учитывающий изменение перегрузки по годам эксплуатации полосы, для линий 110 — 220кВ принимается равным 1,05 [4] — коэффициент, учитывающий данное число часов использования наибольшей перегрузки полосы Тмах. Выбирается по [4].

В двухцепной полосы ток по каждой цепи:

(8)

Расчетная токовая перегрузка полосы А — 1 в обычном режиме [4]:

В полосы А- 2:

В полосы А-3 :

В полосы A-4:

В полосы А-5:

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

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

,

Исходя из напряжения, расчетной токовой перегрузки в обычном режиме выбираются сечения сталеалюминевых проводов. Для полосы 110кВ меньшее сечение сталеалюминевого провода по механической прочности равно 120 мм2. Внедрение проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2, согласно [4] экономически нерентабельно и нецелесообразно. Таковым образом, для полосы избираем:

Для А — 1: АС — 120/19;

ДляА — 2: АС — 120/19;

Для А — 3: АС — 120/19;

Для А — 4: АС — 120/19;

Для А — 5: АС-120/19;

Дальше нужно провести проверку избранного сечения по условиям нагрева проводов ВЛ в послеаварийном режиме.

Проверка избранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:

(9)

где — больший ток в послеаварийном режиме, А;

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

Разглядим двухцепные полосы А-1,A-2,A-3,A-4,A-5:

— обрыв одной цепи полосы А — 1:

— обрыв одной цепи полосы А — 2:

— обрыв одной цепи полосы А — 3:

— обрыв одной цепи полосы А — 4:

— обрыв одной цепи полосы А — 5:

По вычисленным расчетным токам по [4 табл. 7.12] определяем наиблежайшие огромные либо равные допустимые токи по нагреву и уже по ним избираем допустимые сечения:

Для А — 1: 390 А>88,4A;

Для А — 2: 390 А >101,1A;

Для A — 3: 390 А>126,4A;

Для А — 4: 390 А >78,8A ;

Для А-5: 390A>56,9A;

Окончательный выбор сечений проводов заключается в принятии большего сечения из 2-ух выше перечисленных критерий выбора. Все приобретенные результаты запишем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1

Линия

А — 1

А — 2

А — 3

А — 4

A — 5

88,4

101,1

126,4

78,8

56,9

Марка провода

АС — 120/19

АС — 120/19

АС — 120/19

АС — 120/19

АС — 120/19

177

202,3

252,8

157,6

114

390

390

390

390

390

При сопоставлении большего тока в послеаварийном режиме с продолжительно допустимым током по нагреву производится неравенство (8.9) и, как следует, избранные провода удовлетворяют условию по экономическим характеристикам и допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

6. Выбор схем электронных подстанций

Для выбора схем нужно ознакомиться с разделом 3.3 методических указаний.

6.1 Применение схем распределительных устройств (РУ)на стороне ВН

Вариант 1

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

№5Н(проходная)

Рис. 1.12. Типовая схема № 5Н

Для ПС№3

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

Рис. 1.11. Типовая схема № 4Н

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

Рис. 1.13. Типовая схема № 12

Вариант 2

Внедрения схем с распределительным устройством на стороне ВН

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

Рис. 1.11. Типовая схема № 4Н

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

7. Расчет технико-экономических характеристик районной электронной сети

способ среднегодового нужного дохода, применим для поиска и оценки вариантов электронных схем соединения подстанции нагрузок в единую распределительную электронную сеть 110 кВ. данный способ применяется почти всеми регулируемыми энерго-компаниями Рф и является достаточным аспектом оценки экономической эффективности для выбора электронной сети.

Вариант 1

Определим серьезные вложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи по формуле (базовые характеристики цены ВЛ приведены в ценах 2000г, коэффициент индексации цен ):

К приобретенным данным добавим Издержки на благоустройство, временные строения и сооружения — 2,5%; проектно-изыскательские работы и авторский надзор — 10,0%; содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль — 1,5%; остальные работы и издержки — 5%.

.

Суммарные финансовложения в воздушные полосы:

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

Таблица 2.1.

Мощность трансформатора, кВ·А

Стоимость 1 шт., тыс. руб. по [4, табл. 7.20]

Коэффициент индексации цен

количество, шт.

Итого, тыс. руб.

16000

5900

5,9

2

69620

25000

7100

5,9

4

167560

40000

8600

5,9

4

202960

В сумме:

Определим стоимость компенсирующих устройств, данные запишем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2.

Марка

Стоимость, тыс.руб.

количество

Итого, тыс.руб.

КРМ-10,5-2650У3

3461,6

4

13846

КРМ-10,5-2800У3

3657,5

4

14630

КРМ-10,5-3750У3

4898,4

4

19593

КРМ-10,5-2000У3

2612,5

4

10450

УКРМ-10,5-2200У3

2873

2

5747,5

Итого:

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

Таблица 2.3.

Наименование РУ

Стоимость, тыс. руб.

Неизменная часть издержек, , тыс. руб.

Номер узла

Всего, тыс. руб.

РУ-110 кВ. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

14000

9000

3

23000

РУ-110 кВ. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий

21000

11000

1,2,4,5

128000

РУ 110 кВ. Линейные ячейки с элегазовыми выключателями

154000

47500

А

201500

Итого:

К приобретенным данным добавим Издержки на благоустройство, временные строения и сооружения — 2,5%; проектно-изыскательские работы и авторский надзор — 10,0%; содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль — 1,5%; остальные работы и издержки — 5%.

.

Суммарные серьезные вложения на сооружение подстанции составляют:

Итоговые серьезные Издержки на стройку электронной сети:

Вариант №2

Проведём подобные расчёты для второго варианта конфигурации сети.

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

К приобретенным данным добавим Издержки на благоустройство, временные строения и сооружения — 2,5%; проектно-изыскательские работы и авторский надзор — 10,0%; содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль — 1,5%; остальные работы и издержки — 5%.

.

Суммарные финансовложения в воздушные полосы:

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

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

Таблица 2.4.

Наименование РУ

Стоимость, тыс. руб

Неизменная часть издержек, тыс. руб.

Номер узла

Всего, тыс. руб.

РУ-110 кВ. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

14000

9000

1,2,3,4,5

115000

РУ 110 кВ. Линейные ячейки с элегазовыми выключателями

140000

47500

А

187500

Итого:

К приобретенным данным добавим Издержки на благоустройство, временные строения и сооружения — 2,5%; проектно-изыскательские работы и авторский надзор — 10,0%; содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль — 1,5%; остальные работы и издержки — 5%.

.

Суммарные серьезные вложения на сооружение подстанции составляют:

Итоговые серьезные Издержки на стройку электронной сети:

6.2 Расчет годичных эксплуатационных расходов РЭС

Годичные эксплуатационные расходы — каждогодние Издержки, нужные для эксплуатации сооружений и устройств системы передачи и распределения электроэнергии, состоят из последующих издержек [10]:

1) — отчисления на амортизацию объектов электронной сети;

2) . — расходы на эксплуатацию (текущий ремонт и сервис);

3) — стоимость потерянной электроэнергии в элементах сети.

Амортизационные отчисления предусмотрены для серьезного ремонта оборудования и сооружений и для полной подмены (реновации) главных фондов опосля их износа. Нормы амортизационных отчислений зависят от срока службы оборудования и сооружений, также периодичности и цены серьезного ремонта. Амортизационные отчисления определяются для всякого года по сумме финансовложений предыдущих лет.

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

, (2.6)

где ,

согласно [10, табл. 12.3],

— норма на амортизацию в толиках от серьезных издержек;

— норма на текущий ремонт и сервис в толиках от серьезных издержек.

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

, (2.7)

согласно [10, табл. 12.3],

Для учета издержек на утраты электронной энергии нужно найти суммарные годичные утраты энергии:

, (2.8)

где — тариф на электроэнергию генерирующей компании. На нынешний денек стоимость 1 кВт/ч составляет 3,13руб/кВт•ч;

, — соответственно годичные утраты энергии в линиях и трансформаторах.

Суммарные годичные утраты электроэнергии по [11, §10.4] в трансформаторах определяются формулой:

(2.9)

где —время утрат (час), определяющееся как:

. (2.10)

Утраты электронной энергии в линиях электропередач определяются как

(2.11)

где , — длина полосы электропередачи.

Суммарные эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

(2.12)

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

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

Рассчитаем суммарные годичные утраты электроэнергии в трансформаторах по выражениям (2.9), (2.10):

.

Суммарные утраты в трансформаторах:

.

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

Суммарные утраты в линиях для первого варианта:

Определим утраты электронной энергии в линиях электропередач для второго варианта схемы сети.

Суммарные утраты в линиях для второго варианта:

Суммарные годичные утраты энергии:

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

Определив и проанализировав технико-экономические свойства 2-ух вариантов районных электронных сетей, приходим к выводу, что 2-ой вариант экономически прибыльнее, потому последующие расчеты производим лишь для избранного варианта районной сети.

6.3 Расчет себестоимости передачи электроэнергии проектируемой РЭС

В состав себестоимости электроэнергии врубается последующее:

_ — зарплата обслуживающего персонала;

_ стоимость издержек электроэнергии на собственные нужды;

_ налоговые отчисления.

Заработанная плата персонала рассчитывается по формуле:

(2.13),

где — численность эксплуатационного персонала;

— среднегодовая заработанная плата работника;

— коэффициент, учитывающий отчисления в фонды общественного страхования,(3-5% от заработной платы в месяц);

— коэффициент, учитывающий доп заработанную плату,(12% от заработанной платы в месяц).

Стоимость издержек на собственные нужды составляет 2ч3 % от размера передаваемой РЭС электроэнергии:

(2.14),

где — размер передаваемой РЭС электроэнергии;

— тариф на электроэнергию генерирующей компании.

(2.15)

где — суммарная активная мощность РЭС;

-число часов работы сети в обычном режиме за год.

Главные налоговые отчисления от финансово-экономической деятель производственной структуры приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5.

n/n

Наименование налога и отчислений

Ставка %

Составляющая, с которой взимается налог

1

НДС

20

От

Реально, с учетом перечислений НДС за поставленные ресурсы НДС = (3ч4 %) от

2

Отчисления в пенсионный фонд

20

От фонда оплаты труда

3

Отчисления в фонд общественного страхования

2,9

От фонда оплаты труда

4

Отчисления в фонд мед страхования

3,1

От фонда оплаты труда

5

налог на имущество

2,2

От цены главных фондов и обратных средств

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

Рассчитаем размер передаваемой РЭС электроэнергии:

Вычислим стоимость издержек на собственные нужды:

Нужные средства для строительства РЭС обеспечиваются за счет вербования заемных средств. Величина кредита по второму варианту сети будет равна суммарным финансовложениям, т.е.

Рассчитаем Налоги. НДС принимаем 3%:

Налог на имущество:

Налоговые отчисления в пенсионный фонд:

Налоговые отчисления в фонд мед страхования:

Налоговые отчисления в фонд общественного страхования:

Налоговые отчисления составят:

Годичные эксплуатационные Издержки для первого варианта РЭС составят:

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

6.4 Расчет прибыли и срока окупаемости финансовложений в стройку РЭС

Так как в электроэнергетике употребляется способ ценообразования «Издержки плюс», то тариф за передачу электроэнергии РЭС составит:

, (2.16)

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

Прибыль РЭС за транспортировку электроэнергии при всем этом составит:

,(2.17)

Беря во внимание, что в сложившейся практике сетевые энергокомпании, кроме оплаты за транзит электроэнергии, взимают разовую оплату с потребителей за подключение к энергоснабжению. Плата ()при всем этом составляет до 22 тыс. руб./кВт для юридических лиц. Т. к. РЭС проектируется с определенным припасом по мощности с учетом перспектив развития района, то 40-60 % присоединяемой мощности будет оплачено пользователями в 1-ый год начала работы РЭС. Эта сумма ?К будет рассмотрена как разовая оплата (выдача денег по какому-нибудь обязательству), отчасти компенсирующая сумму серьезных вложений :

(2.18)

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

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

Вычислим разовую оплату, отчасти компенсирующую сумму серьезных вложений

Сумма кредита при всем этом составит:

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

Таблица 2.6.

Год

Каждогодная Прибыль

Выплата процентов за кредит

Остаток долга

1

196196

748228,5+0,1*748228,5

626855,4

2

196196

626855,4+0,1*626855,4

493344,94

3

196196

493344,94+0,1*493344,94

346483,43

4

196196

346483,43+0,1*346483,43

184935,77

5

196196

184935,77+0,1*184935,77

7233,35

6

196196

7233,35+0,1*7233,35

-188239,3

Результаты проведенных исследовательских работ отражены в таблице 2.7.

Таблица 2.7.

n/n

Показатель

1

Издержки на стройку линий электропередачи — КЛЭП

879336 тыс. руб.

2

Издержки на стройку подстанций — КПС

960218,7.тыс. руб.

3

Итоговые серьезные Издержки на стройку РЭС

2006628,5 тыс. руб

4

Себестоимость передачи электроэнергии

0,46руб./кВт*ч

5

Тариф передачи электроэнергии

0,74 руб./кВт*ч

6

Срок окупаемости проекта

6 лет

Срок окупаемости избранного варианта проектируемой РЭС составляет6 лет. Приобретенный срок является применимым, т.к. соответствует нормативным значениям для данного типа сооружений.

7. Расчет режимов сети

Расчетными режимами работы электронной сети являются обычный и послеаварийный установившиеся режимы, при которых перегрузки частей сети имеют самые большие и меньшие значения, а рабочие напряжения на подстанциях — высшие и низшие значения.

Задачей данного раздела является уточненное определение потоков мощности по линиям избранного варианта электронной сети и напряжений на шинах ВН и НН подстанций в главных обычном и послеаварийном режимах работы, с учетом утрат мощности и падений напряжения в элементах сети.

7.1 Наибольший режим

7.1.1 Определение расчетной перегрузки ПС и расчет утрат в трансформаторах

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

Расчетная перегрузка ПС определяется по формуле:

, (3.1)

где — перегрузка -ой ПС с учетом компенсации реактивной мощности;

— утраты полной мощности в трансформаторе, состоящие из утрат холостого хода и утрат недлинного замыкания (МВА);

— генерируемые реактивные мощности линий, пригодных к узлу.

Емкостные мощности линий определяются по номинальным напряжениям [1]:

, (3.2)

, (3.3)

где — емкостная проводимость линий.

Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется последующим образом:

, (3.4)

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

— длина полосы, км.

, (3.5)

, (3.6)

— настоящая загрузка 1-го трансформатора -ой ПС;

, , , — паспортные данные соответственного трансформатора.

Утраты полной мощности в трансформаторе определяются по формуле:

, (3.7)

Определим утраты мощности в любом трансформаторе, согласно выражениям (3.5), (3.6), (3.7):

Для ПС № 1 ():

,

,

.

Зарядные мощности по концам полосы А-1:

Определим расчетную нагрузку для всякого трансформатора ПС № 1:

.

Для ПС № 2 ():

,

,

Зарядные мощности по концам полосы А-2:

Определим расчетную нагрузку для всякого трансформатора ПС № 2:

.

Для ПС № 3 ():

,

,

.

Зарядные мощности по концам полосы А-5:

Определим расчетную нагрузку для всякого трансформатора ПС № 5:

Для ПС № 4 ():

,

,

.

Зарядные мощности по концам полосы А-4:

Определим расчетную нагрузку для всякого трансформатора ПС № 3:

.

Для ПС № 5 ():

,

,

.

Зарядные мощности по концам полосы А-5:

Определим расчетную нагрузку для всякого трансформатора ПС № 4:

.

7.1.2 Расчет потоков мощностей с учетом утрат в линиях

Расчет потоков мощностей производится с учетом утрат мощности в линиях. Данный расчет проводится в направлении от конца всех лучей круговых либо радиально-магистральных участков схемы к их началу. Утраты мощности определяются по номинальному напряжению сети. Поначалу рассчитываются утраты мощности на концевом участке с внедрением расчетной мощности в данном узле, номинального напряжения и сопротивлений линий. Полные сопротивления линий Zл, Ом определяют по выражению:

. (3.8)

Утраты мощности в линиях определяются по выражению:

. (3.9)

Потом находится мощность сначала этого участка. Дальше по балансу мощности в прошлом узле, если он есть, определяется мощность в конце него.

При определении мощности от источника питания нужно учитывать зарядную мощность сначала первого участка, которая обязана определяться по данному напряжению в точке питания.

Разглядим двухцепную линию 1′-1. Найдем полное сопротивление в полосы для первой цепи (1 ц.) участка 1′-1:

.

Определим потоки мощности в конце первой цепи (1 ц.) полосы 1′-1:

,

Утраты мощности в первой цепи (1 ц.) полосы 5 — 5′:

,

Определим потоки мощности сначала первой цепи (1 ц.) полосы 5 — 5 ‘:

Разглядим двухцепную линию 5′-2. Найдем полное сопротивление в полосы для первой цепи (1 ц.)участка 5′-2:

.

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

,

Утраты мощности в первой цепи (1 ц.) полосы 5’_2:

,

Определим потоки мощности сначала первой цепи (1 ц.) полосы 5′-2:

Разглядим двухцепную линию А — 5 ‘. Найдем полное сопротивление в полосы для первой цепи (1 ц.) участкаА — 5 ‘:

.

Зарядная мощность сначала и в конце первой цепи (1 ц.) участка А — 5

Определим потоки мощности в конце первой цепи (1 ц.) полосы А — 5 ‘, МВА:

Утраты мощности в первой цепи (1 ц.) полосы А — 5 ‘:

Определим потоки мощности сначала первой цепи (1 ц.) полосы А — 5 ‘:

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

.

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

.

Утраты мощности в первой цепи (1 ц.) полосы А_4:

,

Определим потоки мощности сначала первой цепи (1 ц.) полосы А-4:

Разглядим кольцо А-1-3-А. Найдем полное сопротивление в полосы для первой цепи (1 ц.) участка А — 3 :

.

Определим потоки мощности в конце первой цепи (1 ц.) полосы 4’_4:

.

Утраты мощности в первой цепи (1 ц.) полосы А — 1:

.

Определим потоки мощности сначала первой цепи (1 ц.) полосы А-1:

Разглядим одноцепную линию А — 3. Найдем полное сопротивление в полосы для первой цепи (1 ц.) участка А — 3:

.

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

.

Утраты мощности в первой цепи (1 ц.) полосы А — 3:

.

Определим потоки мощности сначала первой цепи (1 ц.) полосы 4′-3:

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

.

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

Утраты мощности в первой цепи (1 ц.) полосы 1-3:

.

7.1.3 Определение значения напряжения в узловых точках

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

. (3.10)

Начальными данными при всем этом служат данное напряжение в точке питания и отысканные в прошлом разделе мощности сначала всякого участка.

Для электронных сетей напряжением 110 кВ и ниже допускается ограничиваться лишь продольной составляющей падения напряжения, потому что поперечная составляющая весьма мала.

Для ПС № 1:

Для ПС № 2

Для ПС № 5:

Для ПС № 3:

Для ПС № 4:

7.1.4 Регулирование напряжения в электронной сети

Задачей проработки этого раздела проекта является обеспечение нормативных отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций проектируемой сети. На шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться закон встречного регулирования напряжения в границах +5 до 0% при конфигурациях перегрузки подстанций от большей до меньшей.

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

, (3.11)

где — активная и реактивная мощности перегрузки в рассматриваемом режиме;

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

; (3.12)

(3.13)

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

, (3.14)

где

; (3.15)

; (3.16)

; (3.17)

; (3.18)

(3.19)

где коэффициент расщепления

. (3.20)

. (3.21)

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

, (3.22)

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определяется по формуле:

. (3.23)

Отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения

():

, (3.24)

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

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

Найдем сопротивления трансформатора :

;

;

;

;

Найдем сопротивления трансформатора :

;

;

;

.

Найдем сопротивления трансформатора :

;

Для ПС № 1: ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Для ПС № 2 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

.

Для ПС № 3 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Для ПС № 4 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Для ПС № 5 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Таблица 3.1

№ ПС

1

111,9

-1,69

-2

10,59

5,9

2

112,86

-1,05

-1

10,49

4,9

3

112,27

-1,35

-1

10,44

4,4

4

114,233

-0,37

-0

10,43

4,3

5

113,34

-0,81

-1

10,54

5,4

7.2 Послеаварийный режим

Особо томными для работы сети могут оказаться так именуемые послеаварийные режимы, которые появляются опосля каких-то отключений, вызванные повреждением оборудования. В качестве послеаварийного режима, появившегося в период больших нагрузок подстанций, рассматривается режим, соответственный отключению одной из линий сети. При расчете послеаварийных режимов следует учесть, что повреждение ВЛ на одном из участков может приводить к отключению трансформаторов.

7.2.1 Определение расчетной перегрузки ПС и расчет утрат в трансформаторах

Для ПС № 1 ():

,

,

.

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

.

Для ПС № 2 ():

,

,

.

Определим расчетную нагрузку для 1-го работающего в послеаварийном режиме трансформатора на ПС № 2:

.

Для ПС № 3 ():

,

,

.

Определим расчетную нагрузку для 1-го работающего в послеаварийном режиме трансформатора на ПС № 3:

.

Для ПС № 4 ():

,

,

.

Определим расчетную нагрузку для 1-го работающего в послеаварийном режиме трансформатора на ПС № 4:

.

Для ПС № 5 ():

,

,

.

Определим расчетную нагрузку для 1-го работающего в послеаварийном режиме трансформатора на ПС № 5:

.

7.2.2 Расчет потоков мощностей с учетом утрат в полосы

Разглядим обрыв одной цепи двухцепной полосы 1′ — 1. Определим расчетную мощность рабочей цепи полосы 1′-1:

,

Утраты мощности в рабочей цепи полосы 5′ — 5:

,

Определим потоки мощности сначала рабочей цепи полосы 5′ — 5:

Разглядим обрыв одной цепи двухцепной полосы 5′-2. Определим расчетную мощность рабочей цепи полосы 5′-2:

,

Утраты мощности в рабочей цепи полосы 5’_2:

,

Определим потоки мощности сначала рабочей цепи полосы 5′-2:

Разглядим обрыв одной цепи двухцепной полосы А_5′. Определим расчетную мощность в конце рабочей цепи полосы А_5′:

Утраты мощности в рабочей цепи полосы А_5′:

Определим потоки мощности сначала рабочей цепи полосы А_5′:

Разглядим обрыв одной цепи двухцепной полосы А_4. Определим расчетную мощность рабочей цепи полосы А_5:

.

Утраты мощности в рабочей цепи полосы А_4:

,

Определим потоки мощности сначала рабочей цепи полосы А-5:

Разглядим обрыв одной цепи одноцепной полосы А — 1 . Определим расчетную мощность рабочей цепи полосы А — 1:

.

Утраты мощности в рабочей цепи полосы А — 1:

.

Определим потоки мощности сначала рабочей цепи полосы А — 1:

Разглядим обрыв одной цепи одноцепной линииА — 3. Определим расчетную мощность рабочей цепи полосы А_3:

.

Утраты мощности в рабочей цепи полосы А_3:

.

Определим потоки мощности сначала рабочей цепи полосы А-3:

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

Для ПС № 1:

Для ПС № 2:

Для ПС № 3:

Для ПС № 4:

Для ПС № 5:

7.2.4 Регулирование напряжения в электронной сети в послеаварийном режиме

Будем считать, что на ПС работает лишь один трансформатор.

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

Для ПС № 1: ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Для ПС № 2 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

.

Для ПС № 3 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Для ПС № 4 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Для ПС № 5 ():

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки РПН:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах НН от номинального напряжения:

Результаты расчетов сведем в таблицу 3.2.

Таблица 3.2.

№ ПС

1

107,71

-6,61

-7

10,58

5,8

2

113,4

-2,91

-3

10,51

5,1

3

109,08

-6,79

-7

10,54

5,4

4

109

-5,82

-6

11,04

5,1

5

107,3

-6,28

-6

10,43

4,3

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

Заключение

При помощи данных на проект была спроектирована электронная подстанция для электроснабжения пт с различной структурой энергопотребления и режимом работы.

Зная лишь обоюдное размещение потребителей и наивысшую нагрузку, с учетом важных требований были составлены 8 вариантов конфигурации сети. Из их были отобраны 2 схемы более оптимальные по ряду признаков и произведен их технический анализ. По суммарной длине трасс ВЛ, количеству выключателей и числу ступеней трансформации была отобрана 1 схема, которая была оценена по минимуму приведенных издержек. одна из схем (с минимальными финансовложениями) была принята к предстоящей разработке. Были рассчитаны наибольший, малый и послеаварийный режимы. На шинах НН при помощи регулирования напряжения было достигнуто хотимое его анализ режимов дозволил оценить устойчивость и надежность работы сети в установившися режимах. Приобретенная сеть электроснабжения более рациональна как по экономическим требованиям, так и по техническим требованиям.

Список принятых сокращений

ВЛ — воздушная линия

ВН — высшее напряжение

КЗ — куцее замыкание

КУ — возмещающее устройство

ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) — линия электропередачи

НН — низшее напряжение

ОРУ _ открытое распределительное устройство

ПС — подстанция

РПН — регулирование напряжения под перегрузкой

РУ — распределительное устройство

РЭС — районная электронная сеть

Перечень применяемой литературы

подстанция мощность электропередача перегрузка

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

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

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

4. Правила технической эксплуатации электрически станций и сетей. Русской Федерации. — М.: ЭНАС, 2010.

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

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

]]>