Курсовая работа (т): Районна електрична мережа 35-220 кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
5. Вибір перерізів проводів повітряних ліній
При виконанні курсового проекту площу перерізів проводів можна вибирати за економічною густиною струму jе .
Згідно завдання Тмах = 5400 год/рік, тоді jе = 1,0 А/мм2. [2]
Мінімальні перерізи проводів: для ПЛ 110 кВ-АС-70/11, для ПЛ 220 кВ - АС-240/39.
Площа перерізу проводів ліній електропередачі за економычною густиною
струму:
(5.1)
(5.2)
де І - розрахунковий струм лінії в нормальному режимі максимального навантаження, А; jе - економічна густина струму, S - розрахункова повна потужність однієї ланки лінії, МВА; Uном - номінальна напруга лінії, кВ.
Для схеми 1:
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
Для схеми 3:
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
мм2
Таблиця 5.1 Опори проводів обраних перерізів[3]
Тип лінії
АС-70
АС-95
АС-240
r0, Ом/км
0,434
0,33
0,13
x0, Ом/км 0,4
0,429
0,39
B0,
2,62
2,69
2,8
6.
Попереднє порівняння варіантів схем мережі
При попередніх розрахунках можна вважати, що задовільний рівень напруги на знижувальних підстанціях можна
отримати, якщо в нормальному режимі мережі однієї напруги втрати напруги не перевищують 15%, а в
післяаварійних -
(20-25) %.
Втрати напруги визначаються за формулою:
де P, Q - активна та реактивна потужності, що передаються, однією
ланкою мережі відповідно, МВт, МВАр;
r0, x0
- активний та реактивний опори лінії мережі, Ом/км [таблиця 5.1];
l - довжина лінії, км;
Uном - номінальна напруга лінії, кВ.
Для схеми 1:
В нормальному режимі роботи падіння напруги шукаємо до точки
потокорозподілу:
Втрати напруги в нормальному режимі не перевищують 15%.
Для розрахунку після аварійного режиму, схеми 3
Розрахунок ПАР для лінії 220 кВ, обрив лінії 1-2:
Втрати напруги в ПАР не перевищують 25%.
Для схеми 3:
Втрати напруги в нормальному режимі не перевищують 15%.
Розрахунок ПАР для лінії 110 кВ, обрив одного ланцюга лінії
1-2:
Втрати напруги в ПАР не перевищують 25%.
7. Баланс реактивної потужності в мережі
При курсовому проектуванні баланс активної потужності в
мережі не розглядається. Приймається, що електрична станція або система цілком
забезпечує потребу в активній потужності. Встановлена активна потужність
генераторів на електростанціях:
Баланс реактивної потужності при проектуванні електричних
мереж складається у два етапи.
На першому етапі визначається загальне споживання реактивної
потужності у системі і оцінюється необхідна величина потужності компенсуючих
пристроїв, які встановлюються. Результатом першого етапу є вихідні дані
(розрахункові навантаження точок мережі) для розрахунків нормальних та
аварійних режимів, а також для техніко-економічних розрахунків при виборі
оптимального розміщення компенсуючих пристроїв та уточнення їх сумарної
потужності.
На другому етапі складається остаточний варіант балансу
реактивної потужності.
Витратна частина балансу реактивної потужності:
де Сумарні втрати реактивної потужності у трансформаторах:
де mi - кількість трансформацій;
Sні - повна потужність навантаження підстанції в режимі
максимального навантаження, МВА.
Сумарні втрати реактивної потужності у лініях 35-110 кВ:
Сумарні втрати реактивної потужності у лініях 220 кВ і вище:
де Рлі - активна потужність, що
передається лінією, МВт
У прибутковій частині балансу реактивної потужності
враховується:
. Наявна реактивна потужність генераторів електростанцій:
де ΣРн - сумарна активна потужність
споживачів, МВт;
tgφг - середній номінальний
коефіцієнт реактивної потужності генераторів системи, до якої належить район.
Згідно завдання: tgφг = 0,52.
. Сумарна зарядна потужність повітряних ліній:
де Qc0 - зарядна реактивна потужність на кожні 100 км одноланцюгових
ліній (при напрузі 110 кВ - Qc0 = 3,0-3,5 МВАр, при 220 кВ - Qc0 = 13,0-14,0 МВАр)
lΣ - cумарна довжина ліній
електричної мережі, км.
. Потужність компенсуючи пристроїв QКП: величина потужності
компенсуючи пристроїв визначається за умов забезпечення балансу реактивної
потужності в електричній мережі:
Таким чином потужність компенсуючих пристроїв:
Тангенс кута компенсації:
де Реактивна потужність компенсуючих пристроїв на кожній
підстанції:
де Рні - активна потужність і-ої
підстанції в режимі максимального навантаження, МВт;
tgφні - кут зсуву фаз на даній
підстанції до встановлення компенсуючих пристроїв в режимі максимального
навантаження.
Загальна потужність кожної підстанції після встановлення
пристроїв для компенсації реактивної потужності:
Розрахунок потужності компенсуючих пристроїв схеми 1:
Таблиця 7.1 - Результати розрахунків і вибору компенсуючих
пристроїв для схеми 1
ПС
Потрібна потужність
QКПі,
МВАр
Параметри
компенсуючого пристрою
Тип
Потужність, МВАр
Uном, кВ
Кількість, шт
Вартість, тис. грн.
2
10,416
УКЛ(П)57-10,5-1800У3
1,8
10,5
6
57,247
3
5,712
УКЛ(П)57-10,5-2700У3
2,7
10,5
2
83,269
4
4,08
УКЛ(П)57-10,5-2700У3
УКЛ(П)56-10,5-1350У3
2,7 1,35
10,5
1 1
83,269 44,236
5
2,898
УКЛ(П)57-10,5-2700У3
2,7
10,5
1
83,269
Розрахунок потужності компенсуючих пристроїв схеми 3:
Таблиця 7.2 - Результати розрахунків і вибору компенсуючих
пристроїв для схеми 3
ПС
Потрібна потужність
QКПі,
МВАр
Параметри
компенсуючого пристрою
Тип
Потужність, МВАр
Uном, кВ
Кількість, шт
Вартість, тис. грн.
2
13,02
УКЛ(П)57-10,5-2700У3
УКЛ(П)57-10,5-1800У3 УКЛ(П)56-10,5-1350У3
2,7 1,8 1,35
10,5
3 2 1
83,269 57,247
44,236
3
7,665
УКЛ(П)57-10,5-2700У3
УКЛ(П)57-10,5-1800У3 УКЛ(П)56-10,5-1350У3
2,7 1,8 1,35
10,5
1 2 1
83,269 57,247
44,236
4
5,475
УКЛ(П)57-10,5-2700У3
2,7
10,5
2
83,269
5
3,375
УКЛ(П)57-10,5-1800У3
1,8
10,5
2
57,247
8.
Вибір трансформаторів
На підстанціях електричної мережі, як правило встановлюється
два трансформатори (автотрансформатори). Встановлення більшої кількості
трансформаторів допускається тільки в особливих випадках при відповідному
техніко-економічному обґрунтуванні. При встановленні двох трансформаторів (автотрансформаторів)
потужність кожного з них вибирається згідно з виразом:
де Навантаження трансформатора в нормальному режимі:
де nт - кількість трансформаторів на
підстанції, шт.
Навантаження трансформатора в ПАР:
Таблиця 8.1 - Вибір потужності трансформаторів
ПС
Сумарна підімкнена
в режимі максимального навантаження потужність, МВА
Кількість вибраних
трансформаторів, шт.
Тип і номінальна
потужність кожного із вибраних трансформаторів, МВА
Навантаження
трансформатора в режимі, %
НР
ПАР
2
30,457
2
ТРДН 32000/220
47,6
95,2
3
22,84
2
ТРДН 32000/220
35,7
71,4
4
16,316
2
АТДТН 32000/220/110
25,5
51
5
9,79
2
ТДН 10000/110
49
197,9
Навантаження трансформаторів в нормальному режимі:
Навантаження трансформаторів в ПАР:
Таблиця 8.2 - Розрахунок параметрів трансформаторів [4]
Характеристика
трансформаторів
Параметри схеми
заміщення
Підстанція
Тип, потужність,
МВА
Діапазон
регулювання, %
Вартість, тис.руб.
Напруга короткого
замикання, %
Втрати короткого
замикання, кВт
Втрати холостого
ходу, кВт
Струм
намагнічування, %
Кількість
трансформаторів, шт.
Активний опір, Ом
Реактивний опір, Ом
Сумарні активні
втрати холостого ходу, кВт
Сумарні реактивні
втрати холостого ходу, кВАр
2
ТРДН 32000/220
±8х1,5
119,6
12
167
43
0,9
2
4,33
99,25
86
576
3
ТРДН 32000/220
±8х1,5
119,6
12
167
43
0,9
2
4,33
99,25
86
576
4
АТДТН 32000/220/110
±8х1,5
154
11 34 21
145
32
0,6
2
1,87 1,87 3,75
99 0 182
64
384
5
ТДН 10000/110
±9х1,78
70
10,5
60
14
0,7
2
3,975
69,5
56
140
Таблиця 8.3 - Вибір потужності трансформаторів
ПС
Сумарна підімкнена
в режимі максимального навантаження потужність, МВА
Кількість вибраних
трансформаторів, шт.
Тип і номінальна
потужність кожного із вибраних трансформаторів, МВА
Навантаження
трансформатора в режимі, %
НР
ПАР
2
29,53
2
ТРДН 25000/110
59
118
3
22,15
2
ТДН 16000/110
69
138
4
15,82
2
ТДН 16000/110
49
99
5
9,49
2
ТМН 6300/110
75
151
Навантаження трансформаторів в нормальному режимі:
Навантаження трансформаторів в ПАР:
Таблиця 8.4- Розрахунок параметрів трансформаторів [4]
Характеристика
трансформаторів
Параметри схеми
заміщення
Підстанція
Тип, потужність,
МВА
Діапазон
регулювання, %
Вартість, тис.руб.
Напруга короткого
замикання, %
Втрати короткого
замикання, кВт
Втрати холостого
ходу, кВт
Струм
намагнічування, %
Кількість
трансформаторів, шт.
Активний опір, Ом
Реактивний опір, Ом
Сумарні активні
втрати холостого ходу, кВт
Сумарні реактивні
втрати холостого ходу, кВАр
2
ТРДН 25000/110
±9х1,78
65,5
10,5
120
29
0,8
2
1,27
27,95
58
400
3
ТРДН 16000/110
±9х1,78
48
10,5
85
19
0,7
2
2,19
43,35
38
224
4
ТДН 16000/110
±9х1,78
48
10,5
85
19
0,7
2
2,19
43,35
38
224
5
ТМН 6300/110
±9х1,78
36
10,5
33,5
11,5
1
2
5,52
110,21
23
126
9.
Техніко-економічне порівняння варіантів
Для порівняння різноманітних варіантів у енергетиці
використовують величину так званих зведених витрат:
де Ен - нормативний коефіцієнт порівняльної
ефективності капіталовкладень (Ен = 0,12 - для об’єктів, які будуються);
К - одноразові капіталовкладення в об’єкти, які будуються, тис.грн;
И
- річні
експлуатаційні витрати на амортизацію, обслуговування та витрати
електроенергії, тис.грн;
У - збиток від порушення електропостачання, тис.грн.
де КЛ - капіталовкладення на спорудження ліній, тис.грн;
КП - капіталовкладення на придбання компенсуючих пристроїв, тис.грн;
Річні втрати на амортизацію та обслуговування мережі:
де ИЛ, ИП - річні витрати на
амортизацію та обслуговування повітряних ліній та підстанцій відповідно,
тис.грн;
aЛ, оЛ - відрахування на амортизацію та
обслуговування ліній відповідно, %;
aП, оП - відрахування на амортизацію та
обслуговування підстанцій відповідно, %.
Річні втрати на покриття втрат електроенергії:
де ΔW - сумарні втрати електроенергії у
мережі, кВт∙год;
в - питомі
витрати на 1 кВт∙год втрат електроенергії, грн.
де ΔWл,
ΔWТ - втрати електроенергії у лініях і
трансформаторах відповідно, кВт год;
де RЛ , RТ - активні опори ліній і
трансформаторів, Ом;
n
- кількість
трансформаторів, шт.;
ΔРк - втрати на корону у лініях, кВт;
ΔРхх - втрати холостого ходу у трансформаторах, кВт;
τ - час максимальних втрат.
де Тmax - час використання найбільшого навантаження, год.
Загальні втрати на корону для всієї лінії або для її ділянки
довжиною 1 км визначається наступним чином:
Сумарні річні втрати:
Якщо схеми не відрізняються за надійністю електропостачання,
або відсутні дані щодо відмов обладнання, можна скористуватися спрощеною
формулою для визначення зведених річних витрат:
Визначаються зведені витрати за кожним варіантом і
порівнюються:
Приймається варіант з меншими зведеними витратами.
Варіанти схем вважаються економічно рівноцінними, якщо
різниця в зведених затратах приблизно дорівнює 5% чи менше. В такому випадку
слід вибирати варіант :
· з більш високою номінальною напругою;
· з більш високою надійністю
електропостачання;
· з більш високою оперативною гнучкістю
схеми;
· з меншими витратами кольорового
металу на проводи повітряних ліній і з меншою необхідною кількістю електричної
апаратури;
· з кращою можливістю розвитку мережі
при збільшенні навантаження і появі нових пунктів споживання електроенергії.
Усі варіанти, які порівнюються, повинні бути взаємозамінні і
забезпечувати однаковий енергетичний ефект.
Необхідні дані для розрахунку наведені у таблицях 8.1, 8.2
беремо з [3].
Таблиця 9.1 - Вартість
обраних повітряних ліній[5],
тис.руб
Напруга, кВ
110
220
Тип лінії
АС-70
АС-95
АС-240
АС-240
Металева одноколова
-
-
-
17,9
Металева двоколова
-
20,0
23,2
-
Залізобетонна
двоколова
16,0 -
-
Таблиця 9.2 - Річні витрати на амортизацію та обслуговування
елементів електричних схем, % капітальних витрат
Найменування
елементів системи
Норма
амортизаційних відрахувань
Втрати на
обслуговування
ПЛ 35 кВ і вище на
стальних та залізобетонних опорах
2,4
0,4
Силове
електроустаткування та розподільчі пристрої до 150 кВ
6,4
3,0
Силове
електроустаткування та розподільчі пристрої 220 кВ і вище
6,4
2,0
Техніко-економічний розрахунок для схеми 1:
Техніко-економічний розрахунок для схеми 3:
електричний мережа
напруга підстанція
Визначимо найбільш оптимальний варіант схеми:
Варіанти схем рівноцінні, так як різниця у зведених затратах
менше 5%. Тоді обираємо варіант з більш високою номінальною напругою, що дає
кращу можливість розвитку мереж при збільшенні навантаження і появі нових
пунктів споживання електроенергії. Тобто вибираємо схему 1.
10. Розрахунок основних режимів роботи електричної мережі
Мета розрахунку електричної мережі - визначити параметри
режимів, виявити можливості подальшого підвищення економічності роботи мережі
та одержати необхідні дані для вирішення питань регулювання напруги.
Вихідними даними для розрахунку є схема електричних з’єднань
мережі, розрахункові параметри її елементів, розрахункові потужності навантаження
і задане значення напруги джерела живлення.
Втрати потужності у трансформаторах:
де UТВ - напруга ВН трансформатора, кВ;
RТ, ХТ - відповідно активний та
реактивний опори трансформатора, Ом;
Pxx, Qxx - втрати холостого ходу,
активної і реактивної потужності, кВт, кВАр
Втрати потужності у лініях:
де Sл - повна потужність, що передається лінією, МВА.
Визначення зарядної потужності, що генерується лінією:
де l - довжина ліній, км; b0 - ємнісна (реактивна)
провідність), См/км; nл - кількість ліній, шт.
Рисунок 10.1 - Схема заміщення мережі
Знайдемо Sp1:
н2 = 28 + j∙11,948 МВА
∆Pт2= ∆Qт2 = P΄т2 = Pн2 + ∆Pт2
Q΄т2 = Qн2 + ∆Qт2
P΄т2 = 28 + 0,076 = 28,076 МВт
Q΄т2 = 11,948 + 1,739 = 13,687 МВАр
Pт2 = P΄т2 + ∆Pхх2
Qт2 = Q΄т2 + ∆Qхх2
Pт2= 28,076 + 0,086 = 28,162 МВт
Qт2= 13,687 + 0,576 = 14,263 МВАр
Pp1 = Pт2 + Qp1 = Qт2 - Pp1= 28,162 + Qp1= 14,683-2,683-2,057= 9,523 МВАр
Знайдемо Sр2:
н3 = 21 + j∙8,988 МВА
∆Pт3 = ∆Qт3 = P΄т3 = Pн3 + ∆Pт3
Q΄т3 = Qн3 + ∆Qт3
P΄т3 = 21 + 0,043 = 21,043 МВт
Q΄т3 = 8,988 + 0,979 = 9,967 МВАр
Pт3 = P΄т3 + ∆Pхx3
Qт3 = Q΄т3 + ∆Qхx3
Pт3= 21,043 + 0,086 = 21,129 МВт
Qт3= 9,967 + 0,576 = 10,543 МВАр
Pp2 = Pт3 + Qp2 = Qт3 - Pp2= 21,129 + Qp2= 10,543-2,057-2,683= 5,803 МВАр
Знайдемо Sр3:
н4 = 15 + j∙6,42 МВА
∆Pнн = ∆Qнн = Pнн = Pн4 + ∆Pнн
Qнн = Qн4 + ∆Qнн
Pнн = 15 + 0,019 = 15,019 МВт
Qнн = 6,42 + 0,916 = 7,336 МВАр
Sн5 = 9 + j∙3,852 МВА
∆Pт5 = ∆Qт5 = P˝т5 = Pн5 + ∆Pт5
Q˝т5 = Qн5 + ∆Qт5
P˝т5 = 9 + 0,029 = 9,029 МВт
Q˝т5 = 3,852 + 0,504 = 4,356 МВАр
P΄т5 = P˝т5 + ∆Pхx5
Q΄т3 = Q˝т5 + ∆Qхx5
P΄т5= 9,029 + 0,056 = 9,085 МВт
Q΄т5= 4,356 + 0,14 = 4,496 МВАр
Pт5 = P΄т5
Q т5 = Qт5 - Pт5 = 9,085 МВт
Q т5 = 4,496 - 0,335 = 4,161 МВАр
∆Pл45 = ∆Qл45 = Pл45 = Pт5 + ∆Pл45
Qл45 = Qт5 + ∆Qл45 - Pл45= 9,085 + 0,035 = 9,12 МВт
Qл45= 4,161 + 0,038 - 0,335= 3,864 МВАр
∆Pcн = ∆Qcн = 0 МВАр
Pсн = Pл45 + ∆Pсн
Qсн = Qл45
Pсн = 9,12 + 0,003 = 9,123 МВт
Qсн = 3,864 МВАр
P˝вн = Pнн + Pсн
Q˝вн = Qнн + Qсн
P˝вн = 9,123 + 15,019 = 24,142 МВт
Q˝вн = 3,864 + 7,336 = 11,2 МВАр
∆Pвн = ∆Qвн = P΄вн = P˝вн + ∆Pвн
Q΄вн = Q˝вн + ∆Qвн
P΄вн = 24,142 + 0,025 = 24,167 МВт
Q΄вн = 11,2 + 1,326 = 12,526 МВАр
Pвн = P΄вн + ∆Pхх2
Qвн = Q΄вн + ∆Qхх2
Pвн = 24,167 + 0,064 = 24,231 МВт
Qвн = 12,526 + 0,384 = 12,91 МВАр
Pp3 = Pвн + Qp3 = Qвн - Pp3= 24,231 + Qp3 = 12,91-2,683-4,472= 5,755 МВАр
При визначенні потокорозподілу потужностей на першому етапі
розрахунку не враховують втрати потужності в мережі. При цьому у загальному
випадку при n вузлах навантаження лінії
потоки потужності на головних ділянках визначаються за формулами:
SA = SВ = де Si - розрахункові потужності вузлів
контура, ZАi, ZBi - сума спряжених опорів ліній від
вузлів А і В відповідно до і-го пункту мережі, ZАВ - сума спряжених опорів ліній
контура.
Рисунок 10.2 - Розрахункова схема простої замкнутої мережі
Опори ліній:
Перевіримо:
,81+j21,081=73,81+j21,081
Рисунок 5.2 - Розрахункова схема мережі
Розрахунок напруг виконують методом послідовних наближень,
який передбачає розв’язування задачі до тих пір,
поки результати наступних наближень не будуть з заданою точністю відрізнятися
від результатів попередніх.
Рівні напруг на шинах підстанції:
де Uі
- напруга на
шинах джерела живлення у максимальному режимі
= 124,31 кВ
11. Регулювання напруги на підстанціях споживачів
Від шин вторинної напруги знижувальних підстанцій живляться
розподільчі мережі споживачів напругою 10 кВ. Якщо відомі напруги на шинах СН і
НН підстанцій, які зведені до напруги первинної обмотки, у всіх розрахункових
режимах, то можна визначити дійсні напруги на шинах СН і НН. Для цього
необхідно вибрати такі коефіцієнти трансформаціїї, які дозволяють отримати
бажані дійсні напруги на цих шинах у відповідному режимі. Бажані напруги на
шинах підстанцій визначаються за принципом зустрічного регулювання напруги. Під
зустрічним регулюванням напруги розуміють підвищення напруги до (1,05-1,08) Uном у режимі максимального навантаження
і зниження
напруги до номінальної Uном - у режимі мінімального навантаження та ПАР.
Вихідними даними до розрахунку коефіцієнтів трансформації
трансформаторів ПС є результати розрахунку всіх режимів на ЕОМ.[дод.1, 2,3]
Напруга регулювального відгалудження трансформатора:
де U’н - напруга на шинах НН
підстанції для відповідного режиму мережі, зведена до напруги шин ВН, кВ;
Uнн - номінальна напруга обмотки НН трансформатора, кВ;
Uн.б. - бажана напруга, яку необхідно підтримувати на шинах НН у різних режимах
роботи мережі, кВ.
Ближча стандартна напруга кожного відгалуження:
де UВН - номінальна напруга ВН
трансформатора, кВ;
n - номер відгалуження, який визначається:
Е0 - ступінь регулювання, % .
Дійсне значення напруги на шинах НН:
Коефіцієнт трансформації:
Таблиця 11.1 - Стандартні напруги кожного відгалуження для
трансформаторів кожної підстанції з напругою Uвн = 115 кВ
Підстанція
Тип трансформатора
Uвн., кВ
E0,%
n
Uвідг. ст., кВ
5
ТДН - 10000/110
115
1,78
9 8 7 6 5 4 3 2 1 0
-1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9
133,423 131,376
129,329 127,282 125,235 123,188 121,141 119,094 117,047 115 112,953 110,906
108,859 106,812 104,765 102,718 100,671 98,624 96,577
Таблиця 11.2- Стандартні напруги кожного відгалуження для
трансформаторів кожної підстанції з напругою Uвн = 230 кВ
Підстанція
Тип трансформатора
Uвн., кВ
E0,%
n
Uвідг. ст., кВ
2 3 4
ТРДН - 32000/220
ТРДН - 32000/220 АТДТН - 32000/220/110
230
1,5
8 7 6 5 4 3 2 1 0
-1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8
257,6 254,15 250,7
247,25 243,8 240,35 236,9 233,45 230 226,55 223,1 219,65 216,2 212,75 209,3
205,85 202,4
Режим максимального навантаження для ПС-2:
Режим мінімального навантаження для ПС-2:
Післяаварійний режим для ПС-2:
Таблиця 11.3 - Результати вибору коефіцієнтів трансформації
ПС
Режим
U’н, кВ
Uн.б., кВ
Uвідг.розр., кВ
Uвідг.ст., кВ
Е0,%
n
Uн.д,
кВ.
Кт
2
MAX
236,2352
10,5
247,484
247,25
1,5
5
10,51
22,48
0,095
MIN
225,6339
10
248,197
247,25
1,5
5
10,038
22,48
0,38
ПАР
227,9911
10
250,79
250,7
1,5
6
10,0036
22,79
0,036
3
MAX
237,2126
10,5
248,508
247,25
1,5
5
10,553
22,48
0,5
MIN
226,8236
10
249,506
250,7
1,5
6
9,952
22,79
-0,48
ПАР
230,7921
10
253,871
254,15
1,5
7
9,989
23,1
-0,11
4
MAX
231,6447
10,5
242,675
243,8
1,5
4
10,4516
22,16
-0,46
MIN
223,6024
10
245,963
247,25
1,5
5
9,948
22,48
-0,52
ПАР
227,4002
10
250,14
250,7
1,5
6
9,978
22,79
-0,22
5
MAX
121,6773
10,5
127,47
127,282
1,78
6
10,516
11,57
0,15
MIN
117,5296
10
129,283
129,329
1,78
7
9,996
11,76
-0,04
ПАР
119,4411
10
131,385
131,376
1,78
8
10,0007
11,94
0,007
12. Розробка головної схеми підстанції
Головна схема підстанції - це сукупність основного обладнання
(трансформатори, лінії, компенсуючи пристрої та т.д.), збірних шин,
комутаційної та захисної апаратури з усіма електричними з’єднаннями між ними.
Від шин низької напруги ПС-3 відходять лінії, що живлять
споживачів, у склад яких входять 10% споживачі першої категорій. Згідно ПУЕ
підстанція отримує живлення двома повітряними лініями. Номінальна напруга ліній
220 кВ. Кількість від ходячих ліній визначається умовно, за натуральною
потужністю:
де РН - потужність на підстанції, задається
у завдані, МВт;
Рнат - натуральна потужність, Рнат = 2,5
МВт.
Приймаємо n = 10 шт.
Номінальний струм ліній, що відходять від підстанції:
Номінальний струм ЗРП-10 кВ в нормальному режимі роботи:
Номінальний струм ЗРП-10 кВ у післяаварійному режимі роботи:
Номінальний струм секційного вимикача ЗРП-10 кВ:
Номінальний струм компенсуючого пристрою:
Потужність трансформатора власних потреб:
Обираємо трансформатор ТМ-250/10.
Струм трансформатора власних потреб:
Номінальний струм лінії, що підходить до ВРП-220 кВ:
Струм вводу:
Струм секції:
Проведемо розрахунок струмів короткого замикання на стороні
220 та 10 кВ. Розрахунок струмів КЗ проводимо в іменованих одиницях.
Рисунок 12.1 - Схема заміщення
Розрахуємо струм КЗ у точці К1 на стороні ВН напругою 220 кВ.
Обираємо за базову потужність Sб =1000 МВА.
Обираємо за базову напругу Uб =220 кВ.
Опір ліній визначається за формулою:
Опір
трансформатора:
Базовий струм:
Результуючий опір для точки К1 складає:
Струм короткого замикання:
Ударний струм:
Розрахуємо струм КЗ у точці К2 на стороні НН напругою 10 кВ.
Обираємо за базову потужність Sб =1000 МВА.
Обираємо за базову напругу Uб =10 кВ.
Результуючий опір для точки К1 складає:
Ударні коефіцієнти обрано згідно місця розташування точки дії
можливого струму КЗ відносно джерела струму.
Таблиця 12.1 - Умови вибору та перевірки високовольтних
апаратів
Вимикач
Роз’єднувач
Транс. струму
Транс. напруги
Розрядник
Uном
> Uмер
+
+
+
+
+
Іном
> Імах.раб.
+
+
+
-
-
Івим
> Ік.з.
+
-
-
-
-
Ідин >
іуд.
+
+
+
-
-
І2к.з·tk
>Bk
+
+
+
-
-
Таблиця 12.2 - Електричні апарати для ВРП-220 кВ
Вимикач
Роз’єднувач
Транcф. струму
Транcф. напруги
Розрядник
HPL-245
РДЗ-1-220/1000УХЛ1
ТФЗМ-220Б-III-У1
НКФ-220-58У1
РВС-110МУ1
РВМГ-110МУ1
Uном
> Uмер
245>220
220=220
220=220
220=220
220=220
110=110
Іном
> Імах.раб
2500>48
1000>48
300>48
-
-
-
Івим
> Ік.з.
40>7,519
-
-
-
-
-
Ідин >
іуд.
100>18,928
100>18,928
25>18,928
-
-
-
І2к.з·tk
>Bk
4800>13,29
1600>13,29
288,1>13,29
-
-
-
Таблиця 12.3 - Обладнання для ЗРП 10 кВ.
Комірка вводу
Вимикач
Трансф. струму
нул.послід.
Транcф. струму
Транcф. напруги
Розрядник
ВР2-10-1600-31,5У3
ТНПШ-1У3
ТЛК-10/1500-1У3
ЗНОЛ.06-10У3
РВ0-10У1
Uном
> Uмер
10=10
10=10
10=10
10=10
10=10
Іном
> Імах.раб
1600>1319
1500>1319
1750>1319
-
-
Івим
> Ік.з.
31,5>25,96
-
-
-
-
Ідин >
іуд.
81>63,146
81>63,146
165>63,146
-
-
І2к.з·tk
>Bk
2976,75>67,39
2976,75>67,39
5760>67,39
-
-
Таблиця 12.4 - Обладнання для ЗРП 10 кВ.
Комірка секційного
зв’язку
Комірка компенсуючи
пристроїв
Вимикач
Трансф. струму
Транcф. струму
Вимикач
Трансф. струму
нул.послід
ВР2-10-1000-31,5У3
ТЛК-10/1000-1У3
ТЛК-10/800-1У3
ВР2-10-630-31,5У3
ТНПШ-1У3 10=10
10=10
10=10
10=10
10=10
Іном
> Імах.раб
1000>659,5
1000>659,5
600>48
630>48
1500>48
Івим
> Ік.з.
31,5>25,96
-
-
-
-
Ідин >
іуд.
81>63,146
81>63,146
81>63,146
81>63,146
81>63,146
І2к.з·tk
>Bk
2976,75>67,39
2976,75>67,39
2976,75>67,39
2976,75>67,39
2976,75>67,39
Таблиця 12.5 - Обладнання для ЗРП 10 кВ.
Комірка власних
потреб
Комірка збірних шин
Запобіжник
Трансф. струму
Вимикач
Транcф. напруги
Трансф. струму
нул.послід
ПКТ101-10-8-31,5У3
ТЛК-10/800-1У3
ВР2-10-630-31,5У3
ЗНОЛ.06-10У3
ТНПШ-1У3
Uном
> Uмер
10=10
10=10
10=10
10=10
10=10
Іном
> Імах.раб
8>7,39
600>7,39
600>48
-
1500>48
Івим
> Ік.з.
-
-
-
-
-
Ідин >
іуд.
-
81>63,146
81>63,146
-
81>63,146
І2к.з·tk
>Bk
-
2976,75>67,39
2976,75>67,39
-
2976,75>67,39
Обираємо роз’єднувачі
для трансформатора напруги НКФ та для висовольтного вводу до підстанції:
РДЗ-2-220/1000УХЛ1 для трансформатора напруги;
РДЗ-1-220/1000УХЛ1 для високовольтного вводу на підстанцію.
13. Основні техніко-економічні показники мережі
До головних техніко-економічних показників мережі відносять
сумарні одноразові капіталовкладення, сумарні річні експлуатаційні витрати,
зведені річні народогоспадарські витрати, собівартість передачі електроенергії.
Споживча потужність електроприймачів:
де Рni - потужність в узлах, МВт.
Електроенргія за рік:
де Тмах - час використання максимального навантаження,
год/рік.
Сумарні транспортні витрати потужності:
де Рдж - потужність джерела, МВт.
Сумарні транспортні витрати електроенергії:
де ΔWл , ΔWТ - втрати електроенергії у
лініях і трансформаторах відповідно, МВт∙год.
Коефіцієнт корисної дії за потужністю:
Коефіцієнт корисної дії за електроенергією:
Собівартість передачі електроенергії:
де И - річні експлуатаційні витрати, тис.грн.
Результати розрахунків заносимо в таблицю 13.1.
Таблиця 13.1 - Зведена таблиця техніко-економічних показників
електричної мережі
№
Показник
Значення
Одиниця
1
Споживча потужність
електроспоживачів Електроенергія
73 394,2
МВт млн. кВт год
2
Сумарні транспортні
витрати: · потужності · електроенергії
1,352 8,54812
МВт млн. кВт год
3
Коефіцієнт корисної
дії: · за потужністю · за електроенергією
98,15 97,83
% %
4
Сумарні одноразові
капіталовкладення
28445,854
тис грн.
5
Сумарні річні
експлуатаційні витрати
5095,11
тис грн.
6
Зведені річні
витрати
8508,61
тис грн.
7
Собівартість
передачі електроенергії
1,29
коп./кВт год.
Висновки
Схема розробленої електричної мережі вибиралася в два етапи:
попередній аналіз та порівняння шести схем мережі та вибір найбільш економічних
та задовільняючих умовам допустимих втрат напруги в основних режимах; аналіз
двох найкращіх схем ха технічно-економічним розрахунком.
Спроектована мережа задовольняє вимогам надійності
електропостачання та забезпечує задовільний рівень напруги на знижуючих
підстанціях споживачів у всіх основних нормальних та аварійних режимах роботи
згідно закону зворотнього регулювання напруги. Регулювання напруги здійснюється пристроями РПН
трансформаторів.
Мережа має перспективу розвитку.
Перелік літератури
1.
Правила
устройства электроустановок. -Х.: Индустрия, 2007 - 416с.
2.
Методичні
вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни "Електричні системи
та мережі" для студентів спеціальності 8.090603 "Електотехнічні
системи електроспоживання" денної форми навчання / Укл. О.І.Байша,
К.О.Братковська. - Запоріжжя: ЗНТУ, 2005 - 42 с.
3.
Солдаткина
Л.А. Электрические сети и системы: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергия,
1978. - 216 с.
4.
Неклепаев
Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные
материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. -
4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.
5.
Блок В.М.
Электрические сети и системы. Учебное пособие для вузов. - М.:Высшая школа, 1986
- 430 с.
6.
Справочник по
проектированию электроэнергетических систем / Под ред.С.С. Рокотяна и И.М.
Шапиро - М.:Энергоатомиздат, 1985-352с.
7.
Методические
указания к курсовому проектированию по дисцеплине: Электрические системы и сети
/ Состав. В.И. Корнилова - Запорожье: ЗГТУ, 1988 - 35с.
8.
Идельчик В.И.
Электрические системы и сети - М.: Энергоатомиздат 1989-592с.
9.
Электроэнергетические
системы в примерах и илюстрациях / Под. Ред. В.А. Веникова - М.:
Энергоатомиздат, 1983-504с.
10.
Электрические
системы и сети / под.ред. Г.Н. Динисенко - К.:Вища школа, 1986-584с.
11.
Поспелов Г.Е.,
Федин В.Т. Проектирование электрических сетей и систем. - Минск.: Высш. Шк.,
1978-304с.
12.
Методичні
вказівки до курсового проекту з дисципліни "Електричні станції та
підстанції" для студентів спеціальності 8.090603 "Електротехнічні
системи електроспоживання" всіх форм навчання / Укл. О.М. Климко, К.В.
Строна - Запоріжжя ЗДТУ, 1999-32с.
13.
Электрический справочник:
В З т / под общ. Ред. В.Г. Герасимова, П.Г. Грудиского, Л.А.Жукова, и др.- М.:
Энергоатомиздат 1981-Т2 Электромеханические устройства, 1982-Т3, кн1,
Производство передача и распределение электрической энергии.
14.
Справочник по
проектированию электроснабжения - под ред Ю.Г. Барыбина и др. - М.:
Энергоатомиздат 1990-570с.
См/км
(6.1)
кВ
кВ
(6.2)
кВ
(6.3)
< 15%
(6.4)
кВ
кВ
кВ
кВ
(6.5)
<
25%
кВ
кВ
кВ
кВ
< 15%
(6.6)
кВ
<
25%
(7.1)
МВт
(7.2)
- сумарне реактивне
навантаження споживачів, МВАр;
- сумарні реактивні втрати в
трансформаторах, МВАр;
- сумарні реактивні втрати у
лініях електропередачі, МВАр.
(7.3)
(7.4)
(7.5)
(7.6)
(7.7)
(7.8)
(7.9)
(7.10)
- сумарна активна потужність навантаження мережі, МВт
(7.11)
(7.12)
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВА
МВА
МВА
МВА
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВА
МВА
МВА
МВА
(8.1)
- сумарна максимальна потужність підстанції.
(8.2)
(8.3)
Вибір
трансформаторів для схеми 1:
МВА
МВА
МВА
МВА
%
%
%
%
%
%
%
%
Вибір
трансформаторів для схеми 3:
МВА
МВА
МВА
МВА
%
%
%
%
%
%
%
%
(9.1)
(9.2)
(9.3)
(9.4)
(9.5)
(9.6)
(9.7)
(9.8)
(9.9)
(9.10)
(9.11)
(9.12)
(9.13)
(9.14)
(9.15)
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн..
тис. грн.
тис. грн..
кВт/км [2]
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
МВт г
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн..
тис. грн.
тис. грн..
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
кВт∙год
МВт г
тис. грн.
тис. грн.
тис. грн.
(10.1)
(10.2)
(10.3)
(10.4)
(10.5)
(10.6)
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВт
МВт
МВт
МВт
= 0,076 МВт
= 1,739 МВАр
+ 
- 
= 28,244 МВт
= 0,043 МВт
= 0,979 МВАр
+ 
- 
= 21,211 МВт
= 0,019 МВт
= 0,916 МВАр
= 0,029 МВт
= 0,504 МВАр
= 0,035 МВт
= 0,038 МВАр
= 0,003 МВт
= 0,025 МВт
= 1,326 МВАр
+ 
- 
= 24,355 МВт
(10.7)
(10.8)
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
МВА
МВА
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
(10.9)
(10.10)
кВ
= 242,23 кВ
кВ
= 241,8 кВ
кВ
= 242,23 кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
(11.1)
(11.2)
(11.3)
(11.4)
(11.5)
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
(12.1)
шт.
Зважаючи
на те, що на ПС-3 встановлено два силові трансформатори типу ТРДН-32000/220, РП
10 кВ матиме схему секційованої системи шин на дві секції. При такій кількості
секцій до кожної з них буде підімкнено по 5 відходящих ліній.
(12.2)
А,
(12.3)
А
(12.4)
А
(12.5)
А
(12.6)
А
(12.7)
кВА
(12.8)
А
(12.9)
А
(12.10)
А
(12.11)
А
(12.12)
Ом
Ом
Ом
Ом
(12.13)
Ом
(12.14)
А
Ом
(12.15)
А
(12.16)
А
А
Ом
А
А
(13.1)
МВт
(13.2)
МВт∙год
(13.3)
МВт
(13.4)
(13.5)
(13.6)
МВт∙год
МВт∙год
МВт∙год
(13.7)
.
(13.8)
%.
(13.9)
коп/кВт∙год