Курсова робота: Проектування районної електричної мережі. Вибір конфігурації розподільчої мережі Розробка 4 варіантів конфігурації мережі

Номер підстанції

Сумарна підключена в момент максимуму потужність, МВ*А

Потужність трансформаторів з урахуванням допустимого навантаження, МВ*А

Число вибраних трансформаторів

Номінальна потужність кожного із вибраних трансформантів

У нормальному режимі, %

В аварійному режимі, %

Коефіцієнт форми для поточного і прогнозованого графіка залишиться тим самим, оскільки величини імовірнісних показників змінюються пропорційно.

Таким чином, ми отримали встановлену прогнозовану потужність ПС. Далі, використовуючи «Розрахунок мережі» отримуємо решту імовірнісних характеристик.

Необхідно звернути увагу на той факт, що встановлена максимальна потужність усієї «розрахунку мережі» іноді виходить більше, ніж ми її задали. що фізично неможливо. Це тим, що з написанні програми «Розрахунок мережі», коефіцієнт Стьюдента було прийнято 1,96. Це відповідає більшій кількості споживачів, чого ми не маємо.

Аналіз отриманих імовірнісних характеристик

За даними з «Розрахунку мережі» отримаємо активні потужності вузлів, що нас цікавлять. За вказаними у завданні на КП коефіцієнтами реактивної визначимо реактивну потужність у кожному вузлі

Результатом розрахунків у цьому розділі є розрахунок необхідних прогнозованих ймовірнісних характеристик, які у Додатку А. Для порівняння всі необхідні ймовірнісні характеристики активної потужності зведені у таблицю 2.1. Для подальших розрахунків використовуються лише прогнозовані імовірнісні характеристики. Реактивні потужності розраховані на підставі формули (2.6) та відображені у додатку А.

Таблиця 2.1 – Необхідні для розрахунку імовірнісні характеристики

Ймовірнісні характеристики, МВт
Базисні		Прогнозовані

	17 ,11		6,43
			7,71
			9,00
			14,92

3. РОЗРОБКА МОЖЛИВИХ ВАРІАНТІВ СХЕМИ ТА ЇХ АНАЛІЗ

Метою розділу є порівняння та відбір найбільш економічно доцільних варіантів електричної мережі заданого району споживачів. Ці варіанти необхідно обґрунтувати, підкреслити їх переваги та недоліки, перевірити на практичну здійсненність. Якщо всі вони можуть бути реалізовані, то, зрештою, вибирається два варіанти, один з яких має мінімальну сумарну довжину ліній в одноланцюжному виконанні, а інший мінімальною кількістю вимикачів.

3.1 Розробка можливих варіантів конфігурацій електричної мережі та відбір конкурентноздатних

Принципи побудови мереж

Схеми електричних мереж повинні з найменшими витратами забезпечити необхідну надійність електропостачання, необхідну якість енергії у приймачів, зручність та безпеку експлуатації мережі, можливість її подальшого розвитку та підключення нових споживачів. Електрична мережа повинна мати також необхідну економічність і гнучкість./3, с. 37/.

У проектній практиці для побудови раціональної конфігурації мережі застосовують поваріантний метод, згідно з яким для заданого розташування споживачів намічається кілька варіантів, і з них на основі техніко-економічного порівняння вибирається найкращий. Намічені варіанти не повинні бути випадковими – кожен ґрунтується на провідному принципі побудови мережі (радіальна мережа, кільцева тощо) /3, с. 37/.

Під час розробки конфігурації варіантів мережі використовують такі принципи:

Навантаження І категорії повинні забезпечуватися електроенергією від двох незалежних джерел живлення, щонайменше двом незалежним лініям і перерва в їхньому електропостачанні допускається лише на період автоматичного включення резервного живлення /3, п. 1.2.18/.

Для споживачів II категорії в більшості випадків також передбачають харчування по двох окремих лініях або дволанцюговій лінії

Для електроприймача III категорії достатньо живлення по одній лінії.

Вилучення зворотних потоків потужності в розімкнених мережах

Розгалуження електричної мережі доцільно здійснювати у вузлі навантаження

У кільцевих мережах має бути один рівень номінальної напруги.

Застосування простих електричних схем розподільчих пристроїв із мінімальною кількістю трансформації.

Варіант мережі має передбачати забезпечення необхідного рівня надійності електропостачання

Магістральні мережі мають порівняно з кільцевими, мають більшу протяжність ПЛ в одноланцюжному виконанні, менш складні схеми РУ, меншу вартість втрат електроенергії; кільцеві мережі більш надійні та зручні при оперативному використанні

Необхідно передбачити розвиток електричних навантажень у пунктах споживання

Варіант електричної мережі повинен бути технічно здійсненний, тобто повинні існувати трансформатори, виконані на розглянуте навантаження і перерізу ліній на напругу, що розглядається.

Розробка, порівняння та відбір варіантів конфігурацій мережі

Розрахунок порівняльних показників запропонованих варіантів мережі наведено у додатку Б.

Зауваження: для зручності роботи в розрахункових програмах літерні позначення ПС замінені на відповідні цифрові.

Враховуючи розташування ПС, їх потужності запропоновано чотири варіанти підключення споживачів до ІП.

У першому варіанті харчування трьох ПС здійснюється від ТЕС за кільцевою схемою. Четверта ПС Г(4) живиться від ТЕС та УРП. Перевагою варіанта є надійність усіх споживачів, оскільки всі ПС у даному варіанті матимуть два незалежні джерела живлення. Крім того, схема зручна для диспетчерського управління (всі ПС транзитні, що полегшує виведення в ремонт і дозволяє швидко резервувати споживачів).

Малюнок 1 – Варіант 1

Для зниження струму в ПА режимі (при відключенні однієї з головних ділянок) в кільці ПС 1, 2, 3 запропоновано варіант 2, де ПС 2 і 3 працюють в кільці, а ПС 1 живиться дволанцюговою ПЛ. Малюнок 2.

електрична мережа напруга витрата

Малюнок 2 – Варіант 2

Для посилення зв'язку між центрами харчування, що розглядаються, наведено варіант 3, в якому ПС 3 і 4 харчуються від ТЕС і УРП. Цей вид поступається першим двом для протяжності ПЛ, але має місце збільшення надійності схеми електропостачання споживачів ПС В(3). Малюнок 3.

Малюнок 3 – Варіант 3

У варіанті № 4 найпотужніший споживач ПС 4 виділено на окреме харчування по дволанцюговій ПЛ від ТЕС. У разі зв'язок між ТЭС і УРП менш вдала, проте ПС Р(4) працює незалежно від інших ПС. Малюнок 4.

Малюнок 4 – Варіант 4

Для повноцінного порівняння необхідно враховувати напруги за рекомендованими варіантами мережі.

За формулою Іларіонова визначимо раціональні рівні напруги для всіх розглянутих головних ділянок і радіальних ПЛ:

,(3.1)

де - Довжина ділянки, на якій визначається напруга;

- Потік потужності, що передається по цій ділянці.

Для визначення напруги у кільці необхідно визначити раціональну напругу на головних ділянках. Для цього визначаються потоки максимальної активної потужності на головних ділянках, при цьому використовують припущення про відсутність втрат потужності на ділянках. Загалом:

,(3.2)

,(3.3)

де P i - максимальна прогнозована потужність навантаження i-го вузла;

l i0`, l i0``-довжини ліній від i-ї точки мережі до відповідного кінця (0` або 0``) розгорнутої схеми заміщення кільцевої мережі при її розрізанні в точці джерела живлення;

l 0`-0`` - сумарна довжина всіх ділянок кільцевої мережі. /4, з 110/

Таким чином, отримуємо напруги для ділянок схем, що цікавлять нас, розрахунок яких відображений у додатку Б. Для всіх розглянутих ділянок розрахункова раціональна напруга дорівнює 110 кВ.

Порівняння варіантів наводиться у таблиці 3.1

Таблиця 3.1 - Параметри варіантів мережі

За підсумками попереднього порівняння вибираємо для подальшого розгляду варіанти 1 та 2.

3.2 Детальний аналіз конкурентно здібних варіантів

У цьому підпункті необхідно оцінити кількість обладнання, яке необхідне для надійного та якісного електропостачання споживачів: трансформатори, перерізи ЛЕП, потужність компенсуючих пристроїв, схеми розподільчих пристроїв. Крім того, на даному етапі оцінюється технічна можливість (доцільність) реалізації запропонованих варіантів.

Вибір кількості та потужності компенсуючих пристроїв

Компенсація реактивної потужності - цілеспрямований вплив на баланс реактивної потужності у вузлі електроенергетичної системи з метою регулювання напруги, а в розподільчих мережах та з метою зниження втрат електроенергії. Здійснюється з використанням пристроїв, що компенсують. Для підтримки необхідних рівнів напруги у вузлах електричної мережі споживання реактивної потужності повинно забезпечуватись необхідною генерованою потужністю з урахуванням необхідного резерву. Реактивна потужність, що генерується, складається з реактивної потужності, що виробляється генераторами електростанцій і реактивної потужності компенсуючих пристроїв, розміщених в електричній мережі і в електроустановках споживачів електричної енергії.

Заходи щодо компенсації реактивної потужності на ПС дозволяють:

зменшити навантаження на трансформатори, збільшити термін їхньої служби;

мережа

Курсова робота >> Фізика

2.4 Вибір числа та потужності трансформаторів При проектуванні електричних мережна підстанціях всіх категорій рекомендується... навантаження Розрахунок режиму максимальних навантажень. Районна електрична мережамає одне джерело живлення – системну...

Вступ

Електрична підстанція-це установка, призначена для перетворення та розподілу електричної енергії. Підстанції складаються з трансформаторів, збірних шин та комутаційних апаратів, а також допоміжного обладнання: пристроїв релейного захисту та автоматики, вимірювальних приладів. Підстанції призначені для зв'язку генераторів та споживачів з лініями електропередачі, а також для зв'язку окремі частин електричної системи.

Сучасні енергетичні системи складаються із сотень пов'язаних між собою елементів, що впливають одна на одну. Проектування має проводитися з урахуванням основних умов спільної роботи елементів, що впливає на цю частину системи, що проектується. Намічені проектні варіанти повинні відповідати таким вимогам: надійності, економічності, зручності експлуатації, якості енергії та можливості подальшого розвитку.

У ході курсового проектування набуваються навички користування довідковою літературою, ГОСТами, єдиними нормами та укрупненими показниками, таблицями.

У завдання курсового проектування веде вивчення практично інженерних методів вирішення комплексних питань спорудження ліній електропередач, підстанцій та інших елементів електричних мереж і систем, а також подальший розвиток розрахунково-графічно навичок необхідних для проектної роботи. Особливість проектування електричних систем та мереж полягає у тісному взаємозв'язку технічних та економічних розрахунків. Вибір найбільш дачного варіанта електричної підстанції проводиться як шляхом теоретичних розрахунків, а й основі різних міркувань.

ПРИКЛАД РОЗРАХУНКУ ОДНОГО З ВАРІАНТІВ СХЕМ

РАЙОННОЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

Початкові дані

Масштаб: у 1 клітці – 8,5 км;

Коефіцієнт потужності підстанції " А " , отн. од.: ;

Напруга на шинах підстанції "А", кВ: , ;

Кількість годин використання максимального навантаження: ;

Максимальне активне навантаження на підстанції, МВт: , , , , ;

Тривалість навантаження силових трансформаторівпротягом доби: ;

Коефіцієнти реактивної потужності навантаження на підстанціях мають такі значення: , , , , .

У складі споживачів на всіх ПС є навантаження І та ІІ категорій за надійністю електропостачання з переважанням навантажень ІІ категорії.

1.1. Географічне розташування джерела живлення «А» та 5 вузлів навантаження

Вибір конфігурації розподільчої мережі

Вибір оптимальної зміни розподільної мережі одна із основних питань, вирішуваних на початкових етапах проектування. Вибір схеми мережі виробляється з урахуванням техніко-економічного зіставлення низки її варіантів. Порівнянні варіанти повинні відповідати умовам технічної здійсненності кожного з них за параметрами основного електроустаткування (проводи, трансформатори тощо), а також бути рівноцінними за надійністю електропостачання споживачів, що належать до першої категорії.

Розробку варіантів потрібно розпочинати на основі наступних принципів:

а) схема мережі повинна бути по можливості (обґрунтовано) простою і передача електроенергії споживачам повинна здійснюватися якомога найкоротшим шляхом, без зворотних перетоків потужності, що забезпечує зниження вартості спорудження ліній та зменшення втрат потужності та електроенергії;

б) схеми електричних з'єднань розподільних пристроїв знижувальних підстанцій також повинні бути, можливо (обґрунтовано) простими, що забезпечує зниження їхньої вартості спорудження та експлуатації, а також підвищення надійності їхньої роботи;

в) слід прагнути здійснювати електричні мережі з мінімальною кількістю трансформації напруги, що знижує необхідну встановлену потужність трансформаторів та автотрансформаторів, а також втрати потужності та електроенергії;

г) схеми електричних мереж повинні забезпечувати надійність та необхідну якість електропостачання споживачів, і не допускати перегріву та перевантаження електрообладнання ліній та підстанцій (по струмах у різних режимах мережі, за механічною міцністю тощо)

Згідно з ПУЕ за наявності споживачів І та ІІ категорій на ПС електропостачання від мереж енергосистеми повинно виконуватися не менш як за двома лініями, підключеними до незалежних джерел живлення. З урахуванням вище викладеного та з урахуванням альтернативності якостей та показників певних типів схем мереж рекомендується формування насамперед варіантів схем мереж: радіального, радіально-магістрального, найпростішого кільцевого типів.

Маючи викладені умови, складемо десять варіантів схем районної електричної мережі (рис. 1.2.).

Схема №1 Схема №2

Схема №3 Схема №4

Схема №4 Схема №5

Схема №7 Схема №8

Рис.1.2. Варіанти конфігурації схем електричної мережі.

Зі складених схем для подальших розрахунків за комплексом показників і характеристик вибираємо два найбільш раціональні варіанти (№1 і №2).

I. Варіант I (схема №1) передбачає приєднання підстанцій № 1, 2, 3, 4, 5 до вузла А за допомогою дволанцюгових радіальних ліній (будівництво одноланцюгових і дволанцюгових ліній 110 кВ загальною довжиною 187 км).

ІІ. Варіант II (схема №2) передбачає приєднання підстанцій №3 та №2 у кільце від вузла А, приєднання підстанцій №4 та №5 у кільце від вузла А приєднання підстанції № 1 до вузла А за допомогою дволанцюгових радіальних ліній (будівництво одноланцюгових та дволанцюгових ліній 110 кВ загальною довжиною 229,5 км.

Федеральне агентство з освіти

Державний освітній заклад вищої професійної освіти

Амурський державний університет

(ГОУ ВПО "АмГУ")

Кафедра енергетики

КУРСОВИЙ ПРОЕКТ

на тему: Проектування районної електричної мережі

з дисципліни Електроенергетичні системи та мережі

Виконавець

студент групи 5402

А.В. Кравцов

Керівник

Н.В. Савіна

Благовіщенськ 2010

Вступ

1. Характеристика району проектування електричної мережі

1.1 Аналіз джерел живлення

1.2 Характеристика споживачів

1.3 Характеристика кліматичних та географічних умов

2. Розрахунок та прогнозування ймовірнісних характеристик

2.1 Порядок розрахунку ймовірнісних показників

3. Розробка можливих варіантів схеми та їх аналіз

3.1 Розробка можливих варіантів конфігурацій електричної мережі та відбір конкурентно здатних

3.2 Детальний аналіз конкурентноздатних варіантів

4. Вибір оптимального варіанта схеми електричної мережі

4.1 Алгоритм розрахунку наведених витрат

4.2 Порівняння конкурентно здатних варіантів

5. Розрахунок та аналіз встановлених режимів

5.1 Ручний розрахунок максимального режиму

5.2 Розрахунок максимального, мінімального та після аварійного та режиму на ПВК

5.3 Аналіз встановлених режимів

6. Регулювання напруги та потоків реактивної потужності у прийнятому варіанті мережі

6.1 Методи регулювання напруги

6.2 Регулювання напруги на понижуючих ПС

7. Визначення собівартості електричної енергії

Висновок

Список використаних джерел

ВСТУП

Електроенергетика РФ якийсь час тому була реформована. Це було наслідком нових тенденцій розвитку у всіх галузях.

Основними цілями реформування електроенергетики РФ є:

1. Ресурсне та інфраструктурне забезпечення економічного зростання, з одночасним підвищенням ефективності електроенергетики;

2. Забезпечення енергетичної безпеки держави, запобігання можливої енергетичної кризи;

3. Підвищення конкурентоспроможності російської економіки зовнішньому ринку.

Основними завданнями реформування електроенергетики РФ є:

1. Створення конкурентних ринків електроенергії переважають у всіх регіонах Росії, у яких організація таких ринків технічно можлива;

2. Створення ефективного механізму зниження витрат у сфері виробництва (генерації), передачі та розподілу електроенергії та покращення фінансового стану організацій галузі;

3. Стимулювання енергозбереження в усіх галузях економіки;

4. Створення сприятливих умов для будівництва та експлуатації нових потужностей з виробництва (генерації) та передачі електроенергії;

5. Поетапна ліквідація перехресного субсидування різних регіонів країни та груп споживачів електроенергії;

6. Створення системи підтримки малозабезпечених верств населення;

7. Збереження та розвиток єдиної інфраструктури електроенергетики, що включає магістральні мережі та диспетчерське управління;

8. Демонополізація ринку палива для теплових електростанцій;

9. Створення нормативної правової бази реформування галузі, що регулює її функціонування у нових економічних умовах;

10. Реформування системи державного регулювання, управління та нагляду в електроенергетиці.

На Далекому Сході після реформування поділ стався за видами бізнесу: виділилися генерація, передача та збутова діяльність у окремі компанії. При чому передачею електричної потужностіна напрузі 220 кВ і від займається ВАТ «ФСК», але в напрузі 110 кВ і від ВАТ «ДРСК». Таким чином, при проектуванні рівень напруги (місце підключення) визначатиме організацію, у якої надалі потрібно буде вимагати технічні умови на підключення.

Метою даного КП є проектування районної електричної мережі для надійного електропостачання споживачів, наведених у завданні на проектування.

Виконання мети вимагає виконання таких завдань:

· Формування варіантів мережі

· Вибір оптимальної схеми мережі

· Вибір розподільчих пристроїв ВН та ПН

· Розрахунок економічного порівняння варіантів мережі

· Розрахунок електричних режимів

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНУ ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

1.1 Аналіз джерел живлення

Як джерела живлення (ІП) у завданні задані: ТЕС та УРП.

У Хабаровському краї основними ІП є теплові електростанції. Безпосередньо у м. Хабаровську перебувають Хабаровська ТЕЦ -1 і ТЕЦ -3, але в півночі Хабаровського краю є ТЕЦ-1, ТЕЦ-2, Травнева ГРЭС (МГРЭС), Амурська ТЕЦ. Усі позначені ТЕЦ мають шини 110 кВ, а ХТЕЦ-3 має шини 220 кВ. МДРЕС працює лише на шини 35 кВ

У м. Хабаровську ХТЕЦ-1 - більш «стара» (введення більшої частини турбоагрегатів – 60-ті – 70-ті роки минулого століття) розташована у південній частині міста, в Індустріальному районі, ХТЕЦ-3 – у Північному окрузі, недалеко від ХНПЗ .

Хабаровська ТЕЦ-3 – нова ТЕЦ має найвищі техніко-економічні показники серед ТЕЦ енергосистеми та ОЕС Сходу. Четвертий агрегат ТЕЦ (Т-180) було введено в експлуатацію у грудні 2006 р., після чого встановлена потужність електростанції досягла величини 720 МВт.

Як УРП можна прийняти одну з ПС 220/110 кВ або велику ПС 110/35 кВ, залежно від раціональної напруги для обраного варіанту мережі. До ПС 220/110 кВ у Хабаровському краї належать: ПС «Хехцир», ПС «РЦ», ПС «Князеволклнка», ПС «Ургал», ПС «Старт», ПС «Вітрило» тощо.

Умовно приймемо, що як ТЕС буде прийнято Хабаровську ТЕЦ-3, а як УРП – ПС «Хехцир».

ОРУ 110 кВ ХТЕЦ-3 виконано за схемою дві робочі системи шин з обхідним та секційним вимикачем, а на ПС «Хехцир» - одна робоча секційована система шин з обхідною.

1.2 Характеристика споживачів

У Хабаровському краї найбільша частина споживачів зосереджена великих містах. Тому при обчисленні імовірнісних характеристик за допомогою програми «Розрахунок мережі» прийнято співвідношення споживачів, наведене у таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 - Характеристика структури споживачів на проектованих ПС

1.3 Характеристика кліматичних та географічних умов

Хабаровський край - один із найбільших регіонів Російської Федерації. Його площа - 788,6 тисячі квадратних кілометрів, що становить 4,5 відсотка території Росії і 12,7 відсотка - Далекосхідного економічного району. Територія Хабаровського краю розташована у вигляді вузької смуги на східній околиці Азії. На заході кордон починається від Амура і сильно звиваючись, йде в північному напрямку спочатку західними відрогами Буреїнського хребта, потім західними відрогами хребта Турана, хребтів Езоя і Ям-Аліня, по хребтах Джагди і Джуг - Дір. Далі кордон, перетинаючи Становий хребет, йде верхнім басейном річок Мая і Учур, північному заході – хребтами Кет-Кап і Олега-Итабыт, північному сході хребтом Сунтар-Хаят.

Переважна частина території має гірський рельєф. Рівнинні простори займають значно меншу частину і тягнуться головним чином уздовж басейнів річок Амура, Тугура, Уди, Амгуні.

Клімат помірно-мусонний, з холодною малосніжною зимою та спекотним вологим літом. Середня температура січня: від -22 про З на півдні, до -40 градусів на півночі, на морському узбережжі від -15 до -25 о; липня: від +11 о С - у приморській частині, до +21 о С у внутрішніх та південних районах. Опадів на рік випадає від 400 мм на півночі до 800 мм на півдні та 1000 мм на східних схилах Сіхоте-Аліня. Вегетаційний період Півдні краю 170-180 днів. На півночі поширені багаторічномерзлі породи.

Федеральне агентство з освіти

Державний освітній заклад вищої професійної освіти

Амурський державний університет

(ГОУ ВПО "АмГУ")

Кафедра енергетики

КУРСОВИЙ ПРОЕКТ

на тему: Проектування районної електричної мережі

з дисципліни Електроенергетичні системи та мережі

Виконавець

студент групи 5402

А.В. Кравцов

Керівник

Н.В. Савіна

Благовіщенськ 2010

Вступ

1. Характеристика району проектування електричної мережі

1.1 Аналіз джерел живлення

1.2 Характеристика споживачів

1.3 Характеристика кліматичних та географічних умов

2. Розрахунок та прогнозування ймовірнісних характеристик

2.1 Порядок розрахунку ймовірнісних показників

3. Розробка можливих варіантів схеми та їх аналіз

3.1 Розробка можливих варіантів конфігурацій електричної мережі та відбір конкурентно здатних

3.2 Детальний аналіз конкурентноздатних варіантів

4. Вибір оптимального варіанта схеми електричної мережі

4.1 Алгоритм розрахунку наведених витрат

4.2 Порівняння конкурентно здатних варіантів

5. Розрахунок та аналіз встановлених режимів

5.1 Ручний розрахунок максимального режиму

5.2 Розрахунок максимального, мінімального та після аварійного та режиму на ПВК

5.3 Аналіз встановлених режимів

6. Регулювання напруги та потоків реактивної потужності у прийнятому варіанті мережі

6.1 Методи регулювання напруги

6.2 Регулювання напруги на понижуючих ПС

7. Визначення собівартості електричної енергії

Висновок

Список використаних джерел

ВСТУП

Основними цілями реформування електроенергетики РФ є:

2. Забезпечення енергетичної безпеки держави, запобігання можливої енергетичної кризи;

3. Підвищення конкурентоспроможності російської економіки зовнішньому ринку.

Основними завданнями реформування електроенергетики РФ є:

3. Стимулювання енергозбереження в усіх галузях економіки;

5. Поетапна ліквідація перехресного субсидування різних регіонів країни та груп споживачів електроенергії;

6. Створення системи підтримки малозабезпечених верств населення;

8. Демонополізація ринку палива для теплових електростанцій;

10. Реформування системи державного регулювання, управління та нагляду в електроенергетиці.

На Далекому Сході після реформування поділ стався за видами бізнесу: виділилися генерація, передача та збутова діяльність у окремі компанії. При цьому передачею електричної потужності на напрузі 220 кВ і вище займається ВАТ «ФСК», але в напрузі 110 кВ і від ВАТ «ДРСК». Таким чином, при проектуванні рівень напруги (місце підключення) визначатиме організацію, у якої надалі потрібно буде вимагати технічні умови на підключення.

Виконання мети вимагає виконання таких завдань:

· Формування варіантів мережі

· Вибір оптимальної схеми мережі

· Вибір розподільчих пристроїв ВН та ПН

· Розрахунок економічного порівняння варіантів мережі

· Розрахунок електричних режимів

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНУ ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

1.1 Аналіз джерел живлення

Як джерела живлення (ІП) у завданні задані: ТЕС та УРП.

Умовно приймемо, що як ТЕС буде прийнято Хабаровську ТЕЦ-3, а як УРП – ПС «Хехцир».

1.2 Характеристика споживачів

Таблиця 1.1 - Характеристика структури споживачів на проектованих ПС

1.3 Характеристика кліматичних та географічних умов

Хабаровський край відноситься до III району з ожеледиці

2. РОЗРАХУНОК І ПРОГНОЗУВАННЯ МОЖЛИВІСНИХ ХАРАКТЕРИСТИК

У цьому розділі проводиться розрахунок ймовірнісних характеристик, необхідних для вибору основного обладнання мережі, що проектується, і розрахунку втрат потужності та енергії.

Як вихідні дані використовується інформація про встановлену потужність ПС і типові графіки навантажень характерних споживачів електричної енергії.

2.1 Порядок розрахунку ймовірнісних показників

Розрахунок імовірнісних характеристик провадиться за допомогою програми «Розрахунок мережі». Цей програмний комплексспрощує завдання знаходження необхідних розрахунку характеристик. Задаючи як вихідні дані лише максимальну активну потужність, тип споживачів та його відсоткове співвідношення на ПС ми отримуємо необхідні ймовірнісні характеристики. Прийняті типи споживачів електроенергії наведено у таблиці 1.1.

Алгоритм розрахунку покажемо якісно. Наприклад скористаємося даними з ПС А.

Визначення середньої потужності ПС на поточний час

Розрахунок для літа аналогічний розрахунку для зими, тому покажемо розрахунок лише зими.

де , - Величина навантаження в i годину доби влітку та взимку відповідно;

– кількість годин використання даного навантаження на ПС

З «Розрахунку мережі» отримуємо для ПС А МВт. МВАр.

Визначення ефективної потужності ПС на поточний час

За ПС А отримаємо

МВт, МВАр

Визначення середньої прогнозованої потужності

За формулою складних відсотків визначаємо середню прогнозовану потужність.

де – середня потужність за поточний рік;

Відносний приріст електричного навантаження (Для АТ = 3,2%);

Рік, на який визначається електричне навантаження;

Рік початку відліку (перший у проміжку, що розглядається).

Визначення максимальної прогнозованої потужності ПС

де – середня потужність ПС;

Коефіцієнт Стьюдента;

Коефіцієнт форми.

(2.5)

Аналіз отриманих імовірнісних характеристик

Таблиця 2.1 – Необхідні для розрахунку імовірнісні характеристики

ПС	Ймовірнісні характеристики, МВт
	Базисні				Прогнозовані

А	25	17,11	17,8	5,46	29,47	19,08	20,98	6,43
Б	30	20,54	21,36	6,55	35,32	22,9	25,15	7,71
У	35	23,96	24,92	7,64	41,23	26,71	29,36	9,00
Г	58	39,7	41,29	12,66	68,38	44,26	48,69	14,92

3. РОЗРОБКА МОЖЛИВИХ ВАРІАНТІВ СХЕМИ ТА ЇХ АНАЛІЗ

3.1 Розробка можливих варіантів конфігурацій електричної мережі та відбір конкурентноздатних

Принципи побудови мереж

Під час розробки конфігурації варіантів мережі використовують такі принципи:

1 Навантаження І категорії повинні забезпечуватися електроенергією від двох незалежних джерел живлення, щонайменше двом незалежним лініям і перерва в їхньому електропостачанні допускається лише на період автоматичного включення резервного живлення /3, п. 1.2.18/.

2 Для споживачів II категорії в більшості випадків також передбачають харчування по двох окремих лініях або дволанцюговій лінії

3 Для електроприймача III категорії достатньо живлення по одній лінії.

4 Вилучення зворотних потоків потужності в розімкнених мережах

5 Розгалуження електричної мережі доцільно здійснювати у вузлі навантаження

6 У кільцевих мережах має бути один рівень номінальної напруги.

7 Застосування простих електричних схем розподільчих пристроїв із мінімальною кількістю трансформації.

8 Варіант мережі повинен передбачати забезпечення необхідного рівня надійності електропостачання

9 Магістральні мережі мають порівняно з кільцевими, мають більшу протяжність ПЛ в одноланцюжному виконанні, менш складні схеми РУ, меншу вартість втрат електроенергії; кільцеві мережі більш надійні та зручні при оперативному використанні

10 Необхідно передбачити розвиток електричних навантажень у пунктах споживання

11 Варіант електричної мережі повинен бути технічно здійсненний, тобто повинні існувати трансформатори, виконані на розглянуте навантаження і перерізу ліній на напругу, що розглядається.

Розробка, порівняння та відбір варіантів конфігурацій мережі

Розрахунок порівняльних показників запропонованих варіантів мережі наведено у додатку Б.

Враховуючи розташування ПС, їх потужності запропоновано чотири варіанти підключення споживачів до ІП.

Малюнок 1 – Варіант 1

електрична мережа напруга витрата

Малюнок 2 – Варіант 2

Малюнок 3 – Варіант 3

Малюнок 4 – Варіант 4

Для повноцінного порівняння необхідно враховувати напруги за рекомендованими варіантами мережі.

,(3.1)

де - Довжина ділянки, на якому визначається напруга;

- Потік потужності, що передається по цій ділянці.

,(3.2)

,(3.3)

де P i - максимальна прогнозована потужність навантаження i-го вузла;

l 0`-0`` - сумарна довжина всіх ділянок кільцевої мережі. /4, з 110/

Порівняння варіантів наводиться у таблиці 3.1

Таблиця 3.1 - Параметри варіантів мережі

За підсумками попереднього порівняння вибираємо для подальшого розгляду варіанти 1 та 2.

3.2 Детальний аналіз конкурентноздатних варіантів

Вибір кількості та потужності компенсуючих пристроїв

Заходи щодо компенсації реактивної потужності на ПС дозволяють:

· зменшити навантаження на трансформатори, збільшити термін їхньої служби;

· зменшити навантаження на дроти, кабелі, використовувати їх меншого перерізу;

· Поліпшити якість електроенергії у електроприймачів;

· Зменшити навантаження на комутаційну апаратуру за рахунок зниження струмів у ланцюгах;

· Зменшити витрати на електроенергію.

Для кожної окремо взятої ПС попередня величина потужності КУ визначається за такою формулою:

,(3.4)

Максимальна реактивна потужність вузла навантаження, МВАр;

Максимальна активна потужність вузла навантаження, МВт;

Коефіцієнт реактивної потужності, що визначається наказом Мінпроменерго № 49 (для мереж 6-10 кВ =0,4)/8/;

Фактична потужність КУ, МВАр;

Номінальна потужність КУ із стандартного ряду пропонованого заводами-виробниками, МВАр;

– кількість пристроїв.

Визначення величини некомпенсованої потужності, яка протікатиме через трансформатори визначається за виразом:

(3.6)

Некомпенсована зимова (прогнозована) реактивна потужність ПС;

Тип та кількість прийнятих КУ зведено до таблиці 3.2. Докладний розрахунок наводиться у додатку Б.

Так як це курсовий проект, то типи конденсаторних установок прийняті аналогічні (з роз'єднувачем у вступному осередку - 56 і лівим розташуванням вступного осередку - УКЛ)

Таблиця 3.2 - Типи застосованих КУ на ПС проектованої мережі.

Вибір проводів з економічних струмових інтервалів.

Сумарний переріз провідників ПЛ приймається за табл. 43.4, 43.5 /6, с.241-242/ залежно від розрахункового струму, номінальної напруги лінії, матеріалу та кількості ланцюгів опор, району по ожеледиці та регіону країни.

Розрахунковими вибору економічного перерізу проводів є: для ліній основний мережі – розрахункові тривалі потоки потужності; для ліній розподільчої мережі – суміщений максимум навантаження підстанцій, приєднаних до даної лінії при проходженні максимуму енергосистеми.

При визначенні розрахункового струму не слід враховувати збільшення струму при аваріях або ремонтах будь-яких елементів мережі. Значення визначається за виразом

де - Струм лінії на п'ятому році її експлуатації;

Коефіцієнт, що враховує зміну струму за роками експлуатації;

Коефіцієнт, що враховує кількість годин використання максимального навантаження лінії T м та її значення у максимумі ЕЕС (визначається коефіцієнтом К M).

Введення коефіцієнта враховує чинник різночасності витрат у техніко-економічних розрахунках. Для ПЛ 110-220 кВ приймається = 1,05, що відповідає математичному очікуванню зазначеного значення в зоні найбільш часто зустрічаються темпи зростання навантаження.

Значення К м приймається рівним відношенню навантаження лінії за годину максимуму навантаження енергосистеми до власного максимуму навантаження лінії. Усереднені значення коефіцієнта Т приймаються за даними табл. 43.6. / 6, с. 243 / .

Для визначення струму на 5 рік експлуатації ми спочатку при проектуванні спрогнозували навантаження розділ 3. Таким чином, ми вже оперуємо прогнозованими навантаженнями. Тоді для знаходження струму на п'ятому році експлуатації нам потрібно

,(3.8)

де - максимальна зимова (прогнозована) активна потужність ПС;

Нескомпенсована зимова (прогнозована) реактивна потужність ПС;

Номінальна напруга лінії;

Кількість ланцюгів у лінії.

Для Хабаровського краю приймається ІІІ район за ожеледицею.

Для двох варіантів мережі розрахункові перерізи всіх ділянках наведено у таблиці 3.3. По тривало допустимим струмам проводиться перевірка за умовою нагрівання проводів. Тобто, якщо струм у лінії в післяаварійному режимі менший, ніж тривало допустимий, то переріз дроту можна вибрати для даної лінії.

Таблиця 3.3 - Переріз проводів у варіанті 1

Гілки	Розрахунковий струм, А	Марка обраного дроту	Кількість ланцюгів	Марка опор
1	2	3	4	5
5-4	226,5	АС-240/32	1	ПБ 110-3
6-4	160,1	АС-240/32	1	ПБ 110-3
5-1	290,6	АС-300/39	1	ПБ 220-1
5-3	337	АС-300/39	2	ПБ 220-1
1-2	110,8	АС-150/24	1	ПБ 110-3
2-3	92,8	АС-120/19	1	ПБ 110-8

Таблиця 3.2 - Переріз проводів у варіанті 2

Гілки	Розрахунковий струм, А	Марка обраного дроту	Кількість ланцюгів	Марка опор
1	2	3	4	5
5-4	226,5	АС-240/32	1	ПБ 110-3
6-4	160,1	АС-240/32	1	ПБ 110-3
3-5	241,3	АС-240/32	1	ПБ 110-3
2-5	212,5	АС-240/32	1	ПБ 110-3
2-3	3,4	АС-120/19	1	ПБ 110-3
1-5	145	2хАС-240/32	2	ПБ 110-4

Перевірку по ПА режиму всі прийняті проводи пройшли.

Вибір потужності та числа трансформаторів

Вибір трансформаторів проводиться за розрахунковою потужністю кожного з вузлів. Оскільки на кожній ПС ми маємо споживачів щонайменше 2 категорії, то на всіх ПС необхідна установка 2 трансформаторів.

Розрахункова потужність для вибору трансформатора визначається за формулою

,(3.9)

де – середня зимова активна потужність;

Число трансформаторів на ПС, у нашому випадку;

Оптимальний коефіцієнт завантаження трансформаторів (для двотрансформаторної ПС = 0,7).

Останнім етапом перевірки трансформаторів є перевірка на післяаварійне завантаження.

Ця перевірка модулює ситуацію перенесення навантаження двох трансформаторів однією. При цьому післяаварійний коефіцієнт завантаження повинен відповідати наступній умові

,(3.10)

де – післяаварійний коефіцієнт завантаження трансформатора.

Розглянемо для прикладу вибір та перевірку трансформатора на ПС 2

МВА

Приймаємо трансформатори ТРДН 25000/110.

Аналогічно вибираються трансформатори попри всі ПС. Результати вибору трансформаторів наведено у таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 – Силові трансформатори вибрані для проектованої мережі.

Вибір оптимальних схем РУ на ПС.

Схеми РУ найвищої напруги.

Через більше ПС здійснюється транзит потужності, тому оптимальним варіантом для них є схема місток з вимикачами в ланцюгах трансформаторів, з неавтоматичною ремонтною перемичкою з боку лінії.

Схеми РУ ВН визначаються положенням ПС у мережі, напругою мережі, числом приєднань. Розрізняють такі типи підстанцій за ознакою їх становища у мережі вищої напруги: вузлові , прохідні, відгалужувальні та кінцеві. Вузлові та прохідні підстанції є транзитними, оскільки потужність, що передається лінією, проходить через збірні шини цих підстанцій.

У даному курсовому проекті на всіх транзитних ПС застосовано схему «Мостик з вимикачем у ланцюгах ліній», для забезпечення найбільшої надійності транзитних перетікань. Для тупикової ПС, що живиться по дволанцюговій ПЛ, застосована схема «два блоки лінія-трансформатор» з обов'язковим застосуванням АВР на стороні ПН. Дані схеми відбито першому аркуші графічної частини.

4. ВИБІР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРІАНТУ СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

Мета цього розділу вже винесено до його заголовка. Проте слід зазначити, що критерієм порівняння варіантів у цьому розділі буде їхня економічна привабливість. Це порівняння буде зроблено за наведеними витратами для частин схем проектів, що відрізняються.

4.1 Алгоритм розрахунку наведених витрат

Наведені витрати визначаються за формулою (4.1)

де Е - нормативний коефіцієнт порівняльної ефективності капітальних вкладень, Е = 0,1;

К - капітальні вкладення, необхідні для спорудження мережі;

І – щорічні експлуатаційні витрати.

Капітальні вкладення на будівництво мережі складаються з капітальних вкладень у повітряні лінії та в ПС

, (4.2)

де К ПЛ - капітальні вкладення на спорудження ліній;

До ПС – капітальні вкладення спорудження підстанцій.

Виходячи з параметрів порівняння, видно, що для даного конкретного випадку необхідно буде враховувати капіталовкладення у будівництво ВЛЕП.

Капітальні вкладення при спорудженні ліній складаються з витрат на розвідувальні роботи та підготовку траси, витрат на придбання опор, проводів, ізоляторів та іншого обладнання, на їхнє транспортування, монтажні та інші роботи та визначаються за формулою (4.3)

де – питома вартість спорудження одного кілометра лінії.

Капітальні витрати під час спорудження підстанцій складаються з витрат за підготовку території, придбання трансформаторів, вимикачів та іншого устаткування, витрат за монтажні роботи тощо.

де – капітальні витрати на спорудження ОРУ;

Капітальні витрати на купівлю та монтаж трансформаторів;

Постійна частина витрат на ПС залежно від типу ОРУ та U ном;

Капітальні витрати на купівлю та монтаж КУ.

Капітальні вкладення визначаються за укрупненими показниками вартості окремих елементів мережі. Сумарні капітальні вкладення наводяться до поточного року з допомогою коефіцієнта інфляції щодо цін 1991 року. У порівнянні реальної вартості ПЛ сьогодні коефіцієнт інфляції по ПЛ у даному КП k інфВЛ = 250, а для елементів ПС k інфВЛ = 200.

Другим важливим техніко-економічним показником є експлуатаційні витрати (витрати), необхідні для експлуатації енергетичного обладнання та мереж протягом одного року:

де - витрати на поточний ремонт та експлуатацію, включаючи профілактичні огляди та випробування, визначаються за (4.6)

Витрати амортизацію за аналізований період служби (Т сл =20 років), формула (4.7)

Вартість втрат електроенергії визначається за формулою (4.8)

де – норми щорічних відрахувань на ремонт та експлуатацію ПЛ та ПС (= 0.008; = 0.049).

Витрати на амортизацію

де - Розглянутий термін служби обладнання (20 років)

Вартість втрат електроенергії

, (4.8)

де - Втрати електроенергії, кВт год;

З 0 - вартість втрат 1 МВт год електроенергії. (У завданні на КП ця величина дорівнює 0 =1.25 руб./кВт∙ч.

Втрати електроенергії визначаються за потоками ефективних потужностей і включають втрати у ВЛЕП, трансформаторах і КУ для зимової та літньої пори року.

де - втрати електроенергії у ВЛЕП

Втрати електроенергії у трансформаторах

Втрати електроенергії в компенсуючих пристроях

Втрати електроенергії у ВЛЕП визначаються так

, (4.10)

де , - Потік ефективної активної зимової та літньої потужності по лінії, МВт;

Потік ефективної реактивної зимової та літньої потужності по лінії; МВАр;

Т з, Т л – відповідно кількість зимових – 4800 та літніх – 3960 годин;

(4.11)

Втрати у КУ. Так як на всіх ПС встановлені батареї конденсаторів або Статичні тиристорні компенсатори (СТК), то втрати в КУ виглядатимуть таким чином

, (4.12)

де - питомі втрати активної потужності компенсаційних пристроях, у разі - 0.003 кВт/кВар.

Рівні напруги ПС не відрізняються в обох варіантах, тому трансформатори, що компенсують пристрої та втрати в них при порівнянні можна не враховувати (вони будуть однакові).

4.2 Порівняння конкурентоспроможних варіантів

Так як у порівнюваних варіантах один рівень напруги, отже трансформатори і кількість пристроїв, що компенсують, в них буде незмінним. Крім того, ПС Г (4) запитується однаково у двох варіантах, тому в порівнянні не бере участі.

Відрізнятимуться лише лінії (протяжність і переріз проводу) і розподільні пристрої живлячі ПС А, Б, і В, то при порівнянні доцільно враховувати лише відмінність у капіталовкладеннях на мережі та розподільні пристрої зазначених об'єктів.

Порівняти за іншими параметрами в цьому розділі не потрібно. Цей розрахунок наведено у Додатку В.

За результатами розрахунків збудуємо таблицю 4.1, що містить основні показники порівняння економічної привабливості кожного варіанта

Таблиця 4.1 - Економічні показники порівняння варіантів.

Таким чином, ми отримали найоптимальніший варіант схеми мережі, який задовольняє всім пред'явленим вимогам і при цьому найбільш економічний. Варіант 1.

5. РОЗРАХУНОК І АНАЛІЗ РЕЖИМІВ, ЩО ВСТАНОВИЛИСЯ

Мета цього розділу – прорахувати типові режими, характерні для цієї мережі та визначити умови їх допустимості. При цьому необхідно оцінити можливість існування «крайніх» режимів та величини втрат потужності у різних елементах мережі

5.1 Ручний розрахунок максимального режиму

Підготовка даних для ручного розрахунку максимального режиму

Для ручного розрахунку режиму насамперед необхідно знати параметри схеми заміщення. При складанні даної ми виходили з того, що на кожній ПС встановлені 2 окремо працюючих на половину навантаження трансформатора. Зарядну потужність ліній ми рознесли її вузлами; трансформатори представляємо Г-подібною схемою, в якій гілка поперечних провідностей представлена втратами холостого ходу (ХХ).

Схема заміщення представлена малюнку 5 і аркуші графічної частини проекту.

Рисунок 5 – Схема заміщення для розрахунку режиму.

Параметри вузлів схеми зведено до таблиці 5.1

Таблиця 5.1 – Параметри вузлів схеми заміщення

№ вузла	Тип вузла	U ном вузла, кВ	Р н, МВт	Q н, МВАр
1	2	3	4	5
6	Балансуючий	110
5	Балансуючий	110
1	Навантажувальний	110
11	Навантажувальний	10	14,7	5,7
12	Навантажувальний	10	14,7	5,7
2	Навантажувальний	110
21	Навантажувальний	10	17,7	6,95
22	Навантажувальний	10	17,7	6,95
3	Навантажувальний	110
31	Навантажувальний	10	20,6	8,2
32	Навантажувальний	10	20,6	8,2
4	Навантажувальний	110
41	Навантажувальний	10	34,2	13,7
42	Навантажувальний	10	34,2	13,7

Параметри гілок задані у таблиці 5.2.

Таблиця 5.2 – Параметри гілок схеми заміщення

№ вузла початку гілки	№ вузла кінця гілки	Марка дроту	Активний опір гілки, Ом	Реактивний опір гілки, Ом	Зарядна потужність лінії, МВАр
1	2	3	4	5	6
5	4	АС 240/32	2,7	9	0,76
6	4	АС 240/32	3,8	12,8	1,08
5	1	АС 300/39	2,2	9,6	0,71
5	3	АС 300/39	2	8,6	0,64
2	3	АС 120/19	1	9,5	0,72
1	2	АС 240/32	8	8,1	0,68

Для розрахунку потоків потужностей по лініях необхідно розрахувати розрахункові навантаження, що включають безпосередньо навантаження ПС, втрати в трансформаторах, і зарядні потужності ліній Приклад розрахунку даної величини наведений в / 5, с. 49-52/.

Повні втрати у 2 трансформаторах ПС 1;

Половини зарядних потужностей ліній 1-5 та 1-2.

Алгоритм розрахунку режим

Ручний розрахунок режиму найбільш економічно доцільного варіанта схеми мережі зробимо за допомогою математичного пакета MathCAD 14.0. Детальний розрахунок режиму наведено в додатку Г . У додатку Д представлені розрахунки режимів за допомогою ПВК: нормальних максимального та мінімального та післяаварійного (ПА).

Покажемо коротко етапи ручного розрахунку режиму.

Маючи розрахункові навантаження у чотирьох основних вузлах схеми наведемо основні етапи розрахунку.

Спочатку знаходимо потоки потужності на головних ділянках 6-4 та 6-5. Для прикладу запишемо для ділянки 6-4

(5.2)

Сума сполучених комплексів опорів між джерелами живлення

Далі розраховуються потоки потужності по решті гілок без урахування втрат і визначаємо точки потокоподілів по активній та реактивній потужностях. У нашому випадку даних ділянок не буде, однак буде зрівняльна потужність, яка виникає через напругу на ІП.

де – сполучені комплекси напруг джерел живлення.

Після визначення зрівняльної потужності перебувають фактичні потоки потужності головних ділянках мережі.

Після визначення потоків потужностей на всіх ділянках знаходимо точки потокоподілів по активній та реактивній потужностях. Ці точки визначаються там, де потік потужності змінює знак на протилежний. У нашому випадку вузол 4 буде точкою потокоподілу активної і реактивної потужності.

При подальшому розрахунку ми розрізаємо кільце по точках потокоразделов і вважаємо потоки потужності цих ділянках з урахуванням втрати потужності них як розгалуженої мережі. Наприклад

(5.5)

(5.6)

Знаючи потоки потужності на всіх ділянках, визначаємо напруги у всіх вузлах. Наприклад, у вузлі 4

(5.7)

5.2 Розрахунок максимального, мінімального та після аварійного режимуза допомогою ПВК

Коротка характеристика обраного ПВК

Як ПВК ми вибрали SDO-6. Цей ПВК призначений для вирішення завдань аналізу та синтезу, що виникають при дослідженні встановлених режимів ЕЕС і може використовуватися при експлуатації та проектуванні ЕЕС у рамках АСДУ, САПР та АРМ ЕЕС.

ПВК моделює дію та роботу різних пристроїв, призначених для управління напругою, перетіканнями активної та реактивної потужності, генерацією та споживанням, а також роботу деяких видів протиаварійної автоматики – від накидання потужності, підвищення/зниження напруги.

ПВК містить досить повний математичний опис основних елементів мережі ЕЕС - навантаження (статичні характеристики по U і f), генерації (облік втрат у генераторі в режимі СК, залежність Qрасп(Pg)), комутованих реакторів, ліній, трансформаторів лінійно-додаткових, 2- х і 3-х обмотувальних з поздовжньо-поперечним та пов'язаним регулюванням.

ПВК забезпечує роботу з розрахунковою схемою мережі ЕЕС, що має у своєму складі вимикачі, як елементи розподільчих пристроїв станцій та підстанцій.

ПВК забезпечує ефективне та надійне вирішення завдань за рахунок надмірності складу алгоритмів їх вирішення.

ПВК є зручним та ефективним засобом досягнення цілей, що формулюються користувачем. У його складі реалізовано значну кількість основних та допоміжних функцій.

До основних функцій відносяться:

1) розрахунок режиму ЕЕС, що встановився, при детермінованому характері інформації з урахуванням і без урахування зміни частоти (модифікації методу Ньютона-Рафсона);

2) розрахунок граничного режиму, що встановився при різних способахобтяження та критерії завершення;

3) розрахунок допустимого встановленого режиму;

4) розрахунок оптимального режиму (метод узагальненого наведеного градієнта);

За втратами активної та реактивної потужності в мережі ЕЕС;

за витратами вироблення електроенергії;

5) отримання необхідних значень окремих параметрів режиму (модулів напруги, активних і реактивних генерацій тощо.) з вибором складу компонент вектора рішення;

6) визначення "слабких місць" у мережі ЕЕС та аналіз на цій основі граничних режимів;

7) формування еквівалента розрахункової схеми ЕЕС, отриманого за винятком заданого числа вузлів (метод Уорда);

8) отримання еквівалента розрахункової схеми мережі, адаптивного до заданих розрахункових умов та визначення функціональних характеристик мережі, що відкидається, що включаються в граничні вузли;

9) розрахунок статичної аперіодичної стійкості режиму ЕЕС на основі аналізу коефіцієнтів характеристичного рівняння;

10) аналіз динамічної стійкості режиму ЕЕС щодо заданої сукупності розрахункових збурень з урахуванням широкого набору засобів протиаварійної автоматики як традиційних, і перспективних з можливістю моделювання похідних законів їх управління. Ця функція забезпечується можливістю спільної роботи ПВК СДО-6 та ПВК ПАУ-3М (розробка СЕІ) та поставляється замовнику при встановленні ним договірних відносин з розробниками ПВК ПАУ-3М.

До допоміжних функцій відносяться:

1) аналіз та пошук помилок у вихідних даних;

2) коригування складу елементів розрахункової схеми мережі ЕЕС, параметрів режиму та розрахункових умов;

3) формування та зберігання на зовнішніх пристроїв власного архіву даних про розрахункові схеми мережі ЕЕС;

4) робота з даними в уніфікованому форматі ЦДУ (експорт/імпорт);

5) подання та аналіз вихідної інформації з використанням різноманітних таблиць та графіків;

6) відображення результатів розрахунку на графі розрахункової схеми мережі.

ПВК має у своєму складі зручний і гнучкий мову управління завданнями, що містить до 70 директив (команд), що управляють. З їх допомогою може задаватися довільна послідовність виконання його основних та допоміжних функцій під час роботи в пакетному режимі.

ПВК розроблений та реалізований мовою ФОРТРАН, TurboCI. Він може експлуатуватися у складі математичного забезпечення обчислювальних центрів, оснащених СМ-1700 та ПЕОМ (MS DOS).

ПВК має такі основні технічні характеристики:

Граничний обсяг розрахункових схем визначається ресурсами пам'яті ЕОМ і для поточної версії ПВК становить не менше 600 вузлів і 1000 гілок;

Є програмні засоби для налаштування та генерації ПВК на необхідний склад елементів та обсяг розрахункових схем мережі;

Можлива робота в пакетному та діалоговому режимі.

ПВК може тиражуватися та поставлятися користувачеві на магнітній стрічці та/або дискетці у складі завантажувального модуля та документації щодо його супроводу та використання.

Розробники: Артем'єв В.Є., Войтов О.М., Володіна Е.П., Мантров В.А., Насвіцевіч Б.Г., Семенова Л.В.

Організація: Сибірський Енергетичний інститут СО АН РОСІЇ

Підготовка даних для розрахунку SDO 6

Так як у SDO6 для завдання вузла достатньо використовувати значення номінальної напруги та потужності навантажень (генерацій), то для створення масиву даних у цьому ПВК достатньо використовувати таблицю 5.1.

Для завдання параметрів лінії SDO 6 додатково до комплексного опору додається ємнісна провідність, а не зарядна потужність, як в ручному розрахунку. Тому додатково до таблиці 5.2 поставимо ємнісну провідність у таблиці 5.3.

Таблиця 5.3 - Ємнісна провідність гілок

Спочатку при ручному розрахунку завдання поперечної гілки провідностей ми використовували втрати холостого ходу трансформатора. Для завдання трансформаторів ПВК необхідно замість них використовувати провідності цієї гілки, які наведені в таблиці 5.4. Всі інші дані самі, що й у ручного розрахунку (Додаток Е).

Таблиця 5.4 - Поперечні провідності трансформаторів

Порівняльний аналіз ручного розрахунку максимального режиму та розрахунку за допомогою ПВК

Для порівняння розрахунку у ВПК та ручного необхідно визначитися з параметрами порівняння. В даному випадку порівнюватимемо значення напруги у всіх вузлах і номери відпайок РПН у трансформаторах. Цього буде цілком достатньо для висновку про зразкову розбіжність ручного та машинного розрахунку.

Порівняємо спочатку напруги у всіх вузлах, результати помістимо до таблиці 5.5

Таблиця 5.5 – Порівняння напруги при ручному та машинному розрахунку

№ вузла	Ручний розрахунок, кВ	ПВК SDO-6. , кВ	Відмінність, %
1	121,5	121,82	0,26
2	120,3	121,89	1,32
3	121,2	121,86	0,54
4	121,00	120,98	-0,02
11, 12	10,03	10,07	0,40
21, 22	10,41	10,47	0,58
31, 32	10,41	10,49	0,77
41, 42	10,20	10,21	0,10

З результатів порівняння можна сказати, що з точності розрахунку 5% на ПВК ми маємо достатню точність розрахунку. При тому, що відпаювання трансформаторів при обох розрахунках сходяться.

5.3 Аналіз встановлених режиму

Структура втрат електричної енергії

Проаналізуємо структури втрат для трьох режимів, розрахованих за допомогою ПВК.

Структуру втрат для 3 режимів подаємо у таблиці 5.6

Таблиця 5.6 - Структура втрат у режимах, що розглядаються

Аналіз рівнів напруги у вузлах

Для аналізу рівнів напруги розраховуються найбільш важкі режими ПА і режим мінімальних навантажень.

Оскільки нам необхідно підтримувати бажані рівні напруги у всіх трьох режимах, то відмінності будуть у номерах відпайок РПН.

Напруги, отримані в режимах, що розглядаються, наведені в таблиці 5.7.

Таблиця 5.7 - Фактичні напруження на низьких сторонах ПС

Усі необхідні межі напруги на боці ПН витримуються при всіх трьох режимах.

Розрахунок і аналіз всіх режимів, що розглядаються, показує, що спроектована мережа дозволяє підтримувати необхідні рівні напруг як в нормальних, так і післяаварійних режимах.

Таким чином, спроектована мережа дозволяє надійно та якісно постачати споживачам електричну енергію.

6. РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГ І ПОТОКІВ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ У ПРИЙНЯТОМ ВАРІАНТІ МЕРЕЖІ

Мета розділу – пояснити застосування використовуваних засобів регулювання напруги та дати їх опис.

6.1 Методи регулювання напруги

Напруга мережі постійно змінюється разом із зміною навантаження, режиму роботи джерела живлення, опорів ланцюга. Відхилення напруги який завжди перебувають у інтервалах допустимих значень. Причинами цього є: а) втрати напруги, що викликаються струмами навантаження, що протікають елементами мережі; б) неправильний вибір перерізів струмопровідних елементів та потужності силових трансформаторів; в) неправильно збудовані схеми мереж.

Контроль над відхиленнями напруги проводиться трьома способами: 1) за рівнем - ведеться шляхом порівняння реальних відхилень напруги з допустимими значеннями; 2) за місцем в електричній системі - ведеться у певних точках мережі, наприклад, на початку або в кінці лінії, на районній підстанції; 3) за тривалістю існування відхилення напруги.

Регулювання напруги називають процес зміни рівнів напруги в характерних точках електричної системи за допомогою спеціальних технічних засобів. Використовується регулювання напруги в центрах живлення розподільчих мереж - на районних підстанціях, де зміною коефіцієнта трансформації підтримувалася напруга у споживачів при зміні режиму їх роботи та безпосередньо у самих споживачів та на енергооб'єктах (електростанціях, підстанціях) /1, с. 200/.

При необхідності на шинах вторинної напруги знижувальних підстанцій забезпечується зустрічне регулювання напруги в межах 0...+5% номінальної напруги мережі. Якщо відповідно до добового графіка навантаження сумарна потужність знижується до 30 % і більше від її найвищого значення, напруга на шинах повинна підтримуватися на рівні номінальної напруги мережі. У години найбільшого навантаження напруга на шинах повинна перевищувати номінальну напругу мережі щонайменше 5 %; допускається підвищення напруги навіть до 110% номінальної, якщо при цьому відхилення напруги у найближчих споживачів не перевищать найбільшого значення, яке допускається Правилами влаштування електроустановок. У післяаварійних режимах при зустрічному регулюванні напруга на шинах нижчої напруги не повинна бути нижчою за номінальну напругу мережі.

Як спеціальні засоби регулювання напруги насамперед можуть бути використані трансформатори з регулюванням напруги під навантаженням (РПН). Якщо за допомогою їх неможливо забезпечити задовільні величини напруг, слід розглянути доцільність установки статичних конденсаторів або синхронних компенсаторів. /3, с. 113/. Цього в нашому випадку не потрібно, тому що цілком достатньо регулювання напруги у вузлах на низьких сторонах за допомогою РПН.

Існують різні методики вибору регулювальних відгалужень трансформаторів та автотрансформаторів з РПН та визначення отримуваних напруг.

Розглянемо методику, засновану на безпосередньому визначенні необхідної напруги регулювального відгалуження і характеризується, на думку авторів, простотою та наочністю.

Якщо відомо наведена до високої сторони трансформатора напруга на шинах нижчої напруги підстанції, то можна визначити бажану (розрахункову) напругу регулювального відгалуження обмотки вищої напруги трансформатора

(6.1)

де - номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора;

Бажана напруга, яку необхідно підтримувати на шинах нижчої напруги в різних режимах роботи мережі U H - в режимі найбільшого навантаження і в післяаварійних режимах і U H - в режимі найменших навантажень);

U H – номінальна напруга мережі.

Для мереж з номінальною напругою 6 кВ необхідні напруги в режимі найбільших навантажень і післяаварійних режимах дорівнюють 6,3 кВ, в режимі найменших навантажень вони складають 6 кВ. Для мереж з номінальною напругою 10 кВ відповідні значення становитимуть 10,5 та 10 кВ. Якщо в післяаварійних режимах неможливо забезпечити напругу U H , допускається її зниження, але не нижче 1 U H

Застосування трансформаторів з РПН дозволяє змінювати регулювальне відгалуження без їх відключення. Тому слід визначати напругу регулювального відгалуження окремо для найбільшого та найменшого навантаження. Оскільки час виникнення аварійного режиму невідомо, вважатимемо, що це режим виникає у найбільш несприятливому разі, т. е. у години найбільших навантажень. З урахуванням сказаного вище, розрахункова напруга регулювального відгалуження трансформатора визначається за формулами:

для режиму максимальних навантажень

(6.2)

для режиму найменших навантажень

(6.3)

для післяаварійного режиму

(6.4)

За знайденим значенням розрахункової напруги регулювального відгалуження вибирають стандартне відгалуження з напругою, найближчим до розрахункового.

Визначені таким чином значення напруги на шинах нижчої напруги тих підстанцій, де застосовані трансформатори з РПН, порівнюються з бажаними значеннями напруги, зазначеними вище.

На триобмотувальних трансформаторах регулювання напруги під навантаженням виконується в обмотці вищої напруги, а обмотка середньої напруги містить відгалуження, які перемикаються тільки після зняття навантаження.

7. ВИЗНАЧЕННЯ СЕБІСТОМОСТІ ПЕРЕДАЧІ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ

Метою цього розділу є визначення собівартості передачі електричної енергії проектованої мережі. Цей показник важливий оскільки є одним із показників привабливості всього проекту загалом. Повна собівартість передачі електричної енергії окреслюється ставлення витрат за спорудження мережі загалом сумарному її середньорічному споживанню, руб/МВт

(7.1)

де - сумарні витрати для всього випадку з урахуванням втрат електричної енергії, руб;

Середньорічне електроспоживання мережі, що проектується, МВтч.

де - максимальна споживана зимова потужності мережі, що розглядається, МВт;

Чило годин використання максимального навантаження, год.

Таким чином, собівартість передачі електроенергії виходить дорівнює 1995 руб. за МВтч або 20 коп. за кВтг.

Розрахунок собівартості передачі електроенергії наведено у додатку Е.

ВИСНОВОК

У процесі проектування електричної мережі нами було проаналізовано задане географічне розташування споживачів електричної енергії. При цьому аналізі були враховані потужності навантажень споживачів, їхнє взаємне розташування. На основі цих даних нами були запропоновані варіанти схем електричної розподільної мережі, що найбільш повно відображають специфіку їх складання.

За допомогою розрахунку за типовими графіками електричних навантажень нами були отримані ймовірнісні характеристики, що дозволяють з більшою точністю проаналізувати надалі всі параметри режимів спроектованої електричної розподільної мережі.

Також було зроблено порівняння проектних варіантів мережі по можливості технічної реалізації, надійності, економічним вкладенням.

У результаті економічного прорахунку було обрано найбільш вдалий варіант схеми ЕС із представлених нами на розгляд. Для цього варіанта були розраховані 3 найбільш характерні для енергосистеми режиму, в яких ми витримали бажану напругу на шинах ПН всіх низьких ПС.

Собівартість передачі електроенергії у запропонованому варіанті становив 20 коп. за кВтг.

БІЛІОГРАФІЧНИЙ СПИСОК

1. Ідельчик В.І. Електричні системи та мережі

2. Посібник до курсового та дипломного проектування для електроенергетичних спеціальностей вузів. За ред. Блок В.М.

3. Поспєлов Г.Є. Федін В.Т. Електричні системи та мережі. Проектування

4. Правила експлуатації електроустановок ПУЕ видання 6, 7 доповнене

5. Савіна Н.В., М'ясоїдов Ю.В., Дудченко Л.М. Електричні мережі у прикладах та розрахунках: Навчальний посібник. Благовіщенськ, Видавництво АмГУ, 1999, 238 с.

6. Електротехнічний довідник: У 4 т. Т 3. Виробництво, передача та розподіл електричної енергії. За заг. ред. Проф. МЕІ Герасимова В.Г. та ін – 8-е вид., Випр. І дод. - М.: Видавництво МЕІ, 2002 р, 964 с.

7. Основи сучасної енергетики: підручник для вузів: у 2 т. / за загальною редакцією чл.-кор. РАН Є.В. Аметистова. - 4-те вид., перероб. та дод. - М.: Видавничий дім МЕІ, 2008. Том 2. Сучасна електроенергетика/ За ред. професорів О.П. Бурмана та В.А. Строєва. – 632 с., іл.

8. Порядок розрахунку значень співвідношення споживання активної та реактивної потужності для окремих енергоприймальних пристроїв (груп енергоприймальних пристроїв) споживачів електричної енергії, які застосовуються для визначення зобов'язань сторін у договорах про надання послуг з передачі електричної енергії (договори енергопостачання). Затверджено Наказом Мінпроменерго Росії від 22 лютого 2007 р. №49

1. Розробка 4-5 варіантів конфігурації мережі

При виборі варіантів необхідно дотримуватись двох умов: мережа повинна мати по можливості меншу довжину; для кожного споживача в залежності від його категорії має бути забезпечений відповідний ступінь надійності.

Відповідно до ПУЕ навантаження 1-ї та 2-ї категорій повинні забезпечуватися електроенергією від двох незалежних джерел живлення, і перерва їхнього електропостачання допускається лише на час автоматичного відновлення живлення. Допускається харчування споживачів 2-ї категорії від одного джерела за відповідного техніко-економічного обґрунтування. Для електроприймачів 3-ї категорії достатньо живлення по одній лінії, що живиться від одного джерела або, у вигляді відпаювання, від лінії, що проходить поблизу. Як критерій зіставлення варіантів мережі цьому етапі проектування рекомендується використовувати сумарну довжину ліній. Довжини високовольтних (одноланцюгових) ліній збільшуємо на 20% через ймовірне відхилення траси лінії електропередачі від довжини прямої лінії через зміну рельєфу місцевості. Довжини дволанцюгових ліній при цьому множаться на 1,4 - у стільки разів дорожче дволанцюгова лінія в порівнянні з одноланцюговою.

Цей критерій ґрунтується на припущенні, що всі варіанти схеми мають один клас номінальної напруги та виконані однаковим перерізом дротів на всіх ділянках, причому використані однакові типи опор, конструкції фаз тощо.

Конфігурація варіантів мережі наведено малюнку 1.1.

На основі вище викладеного приймаємо для подальших розрахунків варіанти 1 і 2. Обидва варіанти мають найменшу довжину мережі ЛЕП, задовольняють вимогам за кількістю приєднань до категорій споживачів, мають кільцеві схеми.

Малюнок 1.1- Варіанти конфігурації мереж

2. Наближені розрахунки потокорозподілу у нормальному режимі найбільших навантажень для двох варіантів мережі

Розрахуємо навантаження споживачів:

де Q = P * tgц,

де Р – активна потужність споживачів, МВт;

tgц=0,672 - коефіцієнт реактивної потужності споживачів, який визначається на підставі cosц=0,83.

Для ПС2:

Q = 14 * 0,672 = 9,4 МВ * Ар

S = 14+j9,4 МБ*А

Результати розрахунків зводимо до таблиці 2.1

Таблиця 2.1 Значення навантажень споживачів

Споживачі

Категорія

Балансуючий вузол

Для визначення номінальних напруг та перерізів проводів для вибраних конфігурацій мережі необхідно розрахувати потоки потужності у гілках схеми. На першому етапі проектування це завдання доводиться вирішувати приблизно. Як наближений метод застосуємо метод контурних рівнянь, тобто. метод, з допомогою якого розрахунок потокораспределения ведеться у два етапи, як у першому етапі виконується розрахунок без урахування втрат потужності і втрат напруги, але в другому - розрахунки уточнюють з урахуванням втрат. Тут використовуються результати, отримані першому етапі електричного расчета. Щоб створити передумови для можливості застосування цього методу, вдається до припущень:

Номінальна напруга ліній однакова;

Перерізи дротів ліній однакові, отже, їх опори пропорційні їх довжинам, провідності ліній не враховуються;

Втрати потужності у трансформаторах не враховуються.

Розрахунок наближеного потокорозподілу для варіанта №1

При одному джерелі живлення потужності на головних ділянках розраховуємо за виразом:

де l n і l ∑ довжини протилежних плечей і суми плечей відповідно.

Перевірка:

Розподіл потужностей на решті дільниць розраховуємо за першим законом Кірхгофа.

Результати розрахунку з урахуванням напрямів потоків потужності наведено малюнку 2.1.

Рисунок 2.1- Результати розрахунку з урахуванням напрямів потоків потужності для варіанта №1

Розрахунок наближеного потокорозподілу для варіанта №2

Розрахунок наближеного потокорозподілу для варіанта №2 виробляємо аналогічно варіанта №1.

Перевірка

Результати розрахунку з урахуванням напрямів потоків потужності наведено малюнку 2.2.

Рисунок 2.2- Результати розрахунку з урахуванням напрямів потоків потужності для варіанта №2

3. Вибір номінальної напруги та числа ланцюгів ліній

Номінальна напруга – це основний параметр мережі, що визначає габаритні розміри ліній, трансформаторів, підстанцій, комутаційних апаратів та їх вартість.

Вибрана напруга повинна відповідати прийнятій системі номінальної напруги в енергосистемі регіону. Попередній вибір номінальних напруг здійснюється за економічними зонами або за емпіричними формулами:

Формула Стілла:

Формула Іларіонова:

Формула Заліського:

де l і Р - довжина лінії, км і потужність на один ланцюг лінії. МВт

У всіх випадках незалежними змінними при виборі номінальних напруг є довжини ліній і активні потужності, що протікають по них, які були визначені на етапі попереднього потокорозподілу.

Зробимо розрахунок напруг по економічно зон і емпіричних формул для ділянки 1-2 варіанти №1:

Лінія 1-2 одноланцюгова, довжиною 39,6 км, активна потужність, що передається Р=38,113 МВт. На перетині координат осей шукана точка потрапляє у зону U=110 кВ. Попередньо для цієї лінії приймаємо напругу 110 кВ.

Формула Стілла:

Формула Іларіонова:

Формула Заліського:

Остаточно приймаємо на ділянці мережі 1-2 варіанти №1 номінальну напругу 110 кВ.

Аналогічно робимо розрахунок для інших ділянок мережі. Результати розрахунку зводимо до таблиці 3.1

Таблиця 3.1 - Попередній вибір номінальної напруги ліній електропередач

Номер Лінії за схемою	Довжина лінії, км	Передається Активна потужність, МВт	Розрахункова номінальна напруга, кВ				Прийнята номінальна напруга, кВ
			з економічних зон	За емпіричними формулами
					Іларіонова	Заліського
Варіант 1





Варіант 2

На ділянці 5-1 першого варіанта приймаємо лінію дволанцюгову з номінальною напругою 110 кВ.

На інших ділянках мережі приймаємо одноланцюгові лінії електропередач із номінальною напругою 110 кВ.

4. Вибір перерізу проводів та за необхідності орієнтовної потужності компенсуючих пристроїв. Уточнення конфігурації мережі

Проводи повітряних ліній системоутворюючої мережі вибираються з економічних міркувань і перевіряються за допустимим струмом нагріву в післяаварійних режимах, а також за умовами корони для ліній 110 кВ і вище. Ці критерії є незалежними один від одного, і обраний переріз дроту має задовольняти кожному з них. Результати розрахунків можна представляти як таблиці 4.1. Ці розрахунки виконуються кожного з аналізованих варіантів.

Переріз проводів визначаємо за економічною щільністю струму за формулою:

I-струм у провіднику при нормальній роботі мережі, А;

J е - економічна щільність струму, що визначається залежно від матеріалу струмоведучого провідника, конструкції лінії та часу використання максимального навантаження, А/мм 2 .

Відповідно до завдання, час використання максимального навантаження Т max =5100 год для ПС2 і ПСЗ, і Т m ах =5200 год для ПС4 і ПС5.

Оскільки значення Т m ах різні споживачам, то замкнутої мережі знаходимо Т ср:

Для варіанта №1:

Для варіанта №2:

За параметром Т ср та табл. 5.1 приймаємо розрахункове значення економічної щільності струму 1 А/мм 2 .

Перевірка за умовою корони:

U pa б – робоча напруга;

U кр - критичне напруження корони;

m 0 - коефіцієнт, що враховує стан поверхні дроту, для дротових дротів m 0 =0,85;

m n - коефіцієнт, що враховує стан погоди, m п = 1 при сухій та ясній погоді;

д - коефіцієнт відносної щільності повітря, що враховує барометричний тиск та температуру повітря, д=1;

r - радіус дроту, см;

D - відстань між осями проводів повітряної лінії, див. Відповідно до стор.46 попередньо для розрахунків середня відстань між проводами D може бути прийнята рівним 400 см. Як матеріал для проводів повітряних ліній використовуємо сталеалюмінієві проводи марки АС діаметром не менше 11,3 мм ( за умови утворення корони). Найменший переріз дроту має задовольняти умові: . Якщо критичне напруга виходить менше робочого (номінального), слід вживати заходів підвищення критичного напруги, тобто. взяти більший переріз.

Таблиця 4.1 – Вибір перерізів проводів повітряних ліній

Номер лінії	Розрахункова потужність, MB*A	Розрахунковий переріз дроту за економічними умовами, мм 2	Перевірка за умовами корони, кВ	Перевірка за допустимим струмом нагріву, А	Прийнятий переріз та марка дроту
Варіант 1





Варіант 2

Для перевірки вибраних перерізів нагріву в замкнутій мережі знаходимо потокорозподіл у різних післяаварійних режимах і відповідні струми. Результати розрахунку зводимо до таблиці 4.2.

Таблиця 4.2 – Результати розрахунку післяаварійного режиму

Номер гілки	Струм, А, при відключенні мережі	Найбільше значення струму, А
Варіант 1






Варіант 2ріант 2

На всіх ділянках мережі струм у післяаварійному режимі не перевищує допустимий струм нагрівання для вибраних проводів. Конфігурація мережі для варіантів 1 і 2 залишається такою самою, як і на початку розрахунків.

Відповідно до норм технологічного проектування повітряних ліній електропередачі напругою 35 кВ та вище.

5. Вибір числа та потужності трансформаторів на підстанціях

На підстанціях, які живлять споживачів І та ІІ категорії, для безперебійності електропостачання кількість трансформаторів має бути не менше двох. Потужність трансформаторів рекомендується вибирати на умови всього навантаження споживачів при виході з ладу одного трансформатора та з урахуванням допустимого навантаження до 40%:

Потужність однотрансформаторної підстанції визначається максимальним завантаженням трансформатора у нормальному режимі (до 100%).

Коефіцієнт завантаження трансформатора в нормальному та післяаварійному режимах:

Розглянемо вибір трансформаторів з прикладу підстанції 5.

Визначимо підключену в момент максимуму потужність:

Потужність трансформаторів з урахуванням допустимого навантаження до 40%:

Приймаємо по таблиці 2.2 два трансформатори типу ТДН-2500/110.

Коефіцієнт завантаження трансформаторів у нормальному та післяаварійному режимах:

Аналогічно зробимо вибір трансформаторів для інших підстанцій. Результати розрахунку зведемо до таблиці 5.1.

Таблиця 5.1 - Вибір числа та потужності трансформаторів

Таблиця 5.2 – Параметри трансформаторів

Тип та потужність, МВ*А	U ном обмоток, кВ

ТРДН – 25000/110
ТДН - 16000/110
ТДТН – 25000/110
ТДН - 16000/110

6. Техніко-економічне порівняння варіантів

При техніко-економічному порівнянні 2-х варіантів допускається користуватися упитаними методами розрахунків, а саме: не враховувати втрати потужності в трансформаторах та лініях щодо розподілу потужності в мережі; знаходити розподіл потужності в замкнутих мережах за опорами ліній, а, по їх довжинам; не враховувати впливу зарядної потужності ліній; визначати втрати напруги за номінальною напругою.

Річні експлуатаційні витрати і собівартість передачі електроенергії не характеризують повною мірою підвищення продуктивності праці на одиницю продукції, не дають повного уявлення про економічність т не враховують витрат праці на виробництво додаткового продукту. Повною мірою оцінку ефективності капіталовкладень та економічності тієї чи іншої споруди може бути лише врахування витрат усієї суспільної праці, необхідного для виробництва продукції.

Наведені витрати можуть бути визначені за формулою:

Нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладення;

K – капітальні витрати на спорудження електричної мережі;

Капітальні витрати на спорудження ЛЕП:

До 0 – вартість спорудження повітряних ЛЕП на 1 км довжини.

Розраховуємо вартість ліній у цінах 1991 року для двох варіантів. Результати зводимо до таблиці 6.1

Таблиця 6.1 – Вартість ліній

Номер гілок схеми	Довжина лінії, км	Марка та переріз дроту, кількість гілок	Питома вартість тис. руб./км	Повна вартість лінії тис. руб.

Варіант 1






Варіант 2

Капітальні витрати на спорудження підстанції:

Вартість трансформаторів, тис. руб.;

Вартість спорудження відкритих розподільчих пристроїв, тис. руб.;

Постійна частина витрат за підстанціями, тис. руб.

Ці дані наводяться в таблицях. Результати розрахунків вартості підстанцій для двох варіантів зводимо до таблиці 6.2.

Таблиця 6.2 - Вартість підстанцій

Номер вузла	Вартість трансформаторів, тис. руб.	Постійна частина витрат, тис. руб.	Вартість розподільчих пристроїв, тис. руб.	Повна вартість підстанції, тис. руб.

Капітальні витрати на спорудження електричної мережі:

Річні експлуатаційні витрати:

Відрахування на амортизацію та обслуговування, %;

- для силового обладнання;

Для повітряних ЛЕП

ДW - втрати енергії у трансформаторах та лініях. МВт * год;

в - вартість 1 кВт * год втраченої енергії, руб/кВт * год;

для силового устаткування = 1,75*10 -2 руб/кВт*ч, для ЛЕП = 2,23*10 -2 руб/кВт*ч.

Втрати енергії у трансформаторах:

і - втрати холостого ходу та короткого замикання, кВт;

Номінальна потужність трансформатора, МВ*А;

Тривалість роботи трансформатора,

Тривалість максимальних втрат визначається залежно від тривалості найбільшого навантаження за формулою:

Втрата енергії в лінії:

Номінальна напруга, кВ;

Активний опір лінії, Ом, що складається з активного опору на одиницю довжини, Ом/км та довжини лінії, км.

Для замкнутої мережі:

Річні експлуатаційні витрати в лініях:

Річні експлуатаційні витрати у трансформаторах підстанції:

Річні експлуатаційні витрати в лініях:

Сумарні річні експлуатаційні витрати:

Наведені витрати:

Так як варіант 2 дешевший порівняно з варіантом 1, то при подальших розрахунках використовуємо варіант 2.

7. Електричні розрахунки характерних режимів мережі: найбільших та найменших навантажень, найважчого післяаварійного режиму

Метою електричного розрахунку мережі є визначення параметрів режимів, виявлення можливостей подальшого підвищення економічності роботи мережі та отримання необхідних даних для вирішення питань регулювання напруги.

В електричний розрахунок входять розподіл активних та реактивних потужностей по лініях мережі, обчислення втрат активної та реактивної потужностей у мережі, а також розрахунок напруги на шинах споживчих підстанцій в основних нормальних та післяаварійних режимах.

Складають схему заміщення електричної мережі (лінії заміщаються П-подібною, трансформатори - Г-подібною) та визначають її параметри:

Для лінії:

; ; ; ,

Питома активна та реактивна опору, Ом/км;

Питома реактивна (ємнісна) провідність, Див/км;

Довжина лінії, км.

Питомі параметри ЛЕП r 0 , х 0 та b 0 визначають за таблицями.

Для ділянки мережі 1-2, довжиною 30 км, виконаної дротом АС-95/16:

активний опір:

реактивний опір:

ємнісна провідність:

зарядна потужність, підключена на кінцях ділянки:

Таблиця 7.1 – Параметри ЛЕП

Учас-ток мережі	Довжина лінії, км	Марка та переріз дроту

Втрати короткого замикання, КВт;

Номінальна напруга обмотки вищої напруги, кВ;

Номінальна потужність трансформатора, МВ А;

Напруга короткого замикання, %.

У розрахунках електричних мереж 2-х обмотувальні трансформатори при U вн.ном ≤ 220 кВ є спрощеною схемою заміщення, де замість гілки намагнічування враховуються у вигляді додаткового навантаження втрати холостого ходу ∆Р х +j∆Q х:

Для підстанції 2:

Результати розрахунків зводять до таблиці 7.2

Таблиця 7.2 – Параметри трансформаторів

Номер підстанції	Тип та потужність, МВ*А	Розрахункові дані	ДQ х, мВ * Ар


	ТРДН – 25000/110
	2хТДН – 16000/110
	2хТДТН – 25000/110
	2хТДН – 16000/110

Для даних трансформаторів межа регулювання напруги ±9 х 1,78%.

7.1 Електричний розрахунок мережі у режимі найбільших навантажень

Навантаження електричної мережі зазвичай задаються на шинах вторинної напруги районних чи споживчих підстанцій. Навантаження мережі вищої напруги більше за задане навантаження на величину втрат потужності в трансформаторах. Крім того, необхідно враховувати зарядну потужність лінії, що зазвичай призводить до зменшення реактивного навантаження мережі. Наводять навантаження до мережі ВН:

Р вн +jQ вн = (Р н + ∆P х + · т) + j (Q н + ∆Q х + · Хт - ∑ Q b),

Р н, Q н - активна та реактивна потужності навантажень, заданих на стороні вторинної напруги підстанцій; т, Х т - сумарні активні та реактивні опори трансформаторів даної підстанції;

∑Q b - сумарна зарядна потужність ліній, яка прикладена в точці підключення даного навантаження (підстанції).

Для підстанції 2:

Результати розрахунків зводять до таблиці 7.1.1

Таблиця 7.1.1 - Розрахункові навантаження підстанцій

Номер підстанції

P н + jQ н, МВ * А

∆P х + j∆Q х, МВ*А

∆P т + j∆Q т, МВ*А

∑Q b , МВ*Ар

P вн + jQ вн, МВ * А

10+j6,72 15+j10,08

Рисунок 7.1.1 - Потокорозподілення на ділянках мережі у режимі найбільших навантажень

Таблиця 7.1.2 – Розподіл потужності на ділянках мережі з урахуванням втрат потужності

Ділянка мережі			Потужність наприкінці лінії, МВ*А

Результати електричного розрахунку режиму найбільших навантажень наведено на аркуші графічної частини проекту.

7.2 Електричний розрахунок мережі у режимі найменших навантажень

Потужність споживачів як найменших навантажень загалом визначається за графіками навантажень. Іноді ця потужність задається у відсотках найбільшої потужності навантажень. Цей відсоток залежить від характеру споживачів та роду навантаження. Відповідно до завдання: P нм = 0,5 P нб.

Рисунок 7.1.1 - Поток розподілення на ділянках мережі в режимі найменших навантажень

3 Електричний розрахунок мережі в післяаварійному режимі

Найбільш важкий випадок аварії при обриві лінії на головній ділянці 1-3. Тому розглянемо аварійний випадок під час обриву одноланцюжної лінії дільниці 1-3.

мережа електропередача конфігурація

Таблиця 7.2.1 - Розрахункові навантаження підстанцій

Номер підстанції

P н + jQ н, МВ * А

∆P х + j∆Q х, МВ*А

Розрахуємо потокорозподіл на ділянках мережі у післяаварійному режимі з урахуванням втрат потужності:

Результати розрахунку зведемо до таблиці 7.3.2

Таблиця 7.2.3 – Розподіл потужності на ділянках мережі з урахуванням втрат потужності

Ділянка мережі	Потужність на початку лінії, МВ*А	Втрати потужності лінії, МВ*А	Потужність наприкінці лінії, МВ*А

Категорії

Популярне