Реферат: Проектирование районной электрической сети

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательноеучреждение высшего профессионального образования

Амурский государственный университет

(ГОУ ВПО «АмГУ»)

Кафедра энергетики

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: Проектирование районнойэлектрической сети

по дисциплине Электроэнергетическиесистемы и сети

Исполнитель

студент группы 5402

А.В. Кравцов

Руководитель

Н.В. Савина

Благовещенск 2010

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Характеристика района проектирования электрическойсети

1.1 Анализ источников питания

1.2 Характеристика потребителей

1.3 Характеристика климатических и географическихусловий

2. Расчёт ипрогнозирование вероятностных характеристик

2.1 Порядокрасчёта вероятностных характеристик

3.Разработка возможных вариантов схемы и их анализ

3.1Разработка возможных вариантов конфигураций электрической сети и отборконкурентно способных

3.2 Детальный анализ конкурентно способных вариантов

4. Выбор оптимального варианта схемы электрическойсети

4.1 Алгоритм расчёта приведённых затрат

4.2 Сравнение конкурентно способных вариантов

5. Расчет ианализ установившихся режимов

5.1 Ручной расчёт максимального режима

5.2 Расчет максимального, минимального и послеаварийного и режима на ПВК

5.3 Анализустановившихся режимов

6.Регулирование напряжения и потоков реактивной мощности в принятом варианте сети

6.1 Методырегулирования напряжения

6.2Регулирование напряжений на понижающих ПС

7. Определение себестоимости электрической энергии

Заключение

Списокиспользованных источников

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика РФ некоторое время назад былареформирована. Это было следствием новых тенденций развития во всех отраслях.

Основными целями реформированияэлектроэнергетики РФ являются:

1. Ресурсное иинфраструктурное обеспечение экономического роста, с одновременным повышениемэффективности электроэнергетики;

2. Обеспечениеэнергетической безопасности государства, предотвращение возможногоэнергетического кризиса;

3. Повышениеконкурентоспособности российской экономики на внешнем рынке.

Основными задачами реформированияэлектроэнергетики РФ являются:

1. Созданиеконкурентных рынков электроэнергии во всех регионах России, в которыхорганизация таких рынков технически возможна;

2. Созданиеэффективного механизма снижения издержек в сфере производства (генерации),передачи и распределения электроэнергии и улучшение финансового состоянияорганизаций отрасли;

3. Стимулированиеэнергосбережения во всех сферах экономики;

4. Созданиеблагоприятных условий для строительства и эксплуатации новых мощностей попроизводству (генерации) и передаче электроэнергии;

5. Поэтапнаяликвидация перекрестного субсидирования различных регионов страны и групппотребителей электроэнергии;

6. Создание системыподдержки малообеспеченных слоев населения;

7. Сохранение иразвитие единой инфраструктуры электроэнергетики, включающей в себямагистральные сети и диспетчерское управление;

8. Демонополизациярынка топлива для тепловых электростанций;

9. Созданиенормативной правовой базы реформирования отрасли, регулирующей еефункционирование в новых экономических условиях;

10. Реформированиесистемы государственного регулирования, управления и надзора вэлектроэнергетике.

На Дальнем Востоке после реформирования разделениепроизошло по видам бизнеса: выделились генерация, передача и сбытоваядеятельность в отдельные компании. При чём передачей электрической мощности нанапряжении 220 кВ и выше занимается ОАО «ФСК», а на напряжении 110 кВ и нижеОАО «ДРСК». Таким образом при проектировании уровень напряжения (место подключения)будет определять организацию, у которой в дальнейшем нужно будет запрашиватьтехнические условия на подключение.

Целью данного КП является проектирование районнойэлектрической сети для надёжного электроснабжения потребителей приведённых взадании на проектирование

Выполнение цели требует выполнения следующих задач:

· Формированиевариантов сети

· Выбор оптимальнойсхемы сети

· Выбор распределительныхустройств ВН и НН

· Расчёт экономическогосравнения вариантов сети

· Расчётэлектрических режимов

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНАПРОЕКТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

1.1 Анализ источников питания

В качестве источников питания (ИП) в задании заданы:ТЭС и УРП.

В Хабаровском крае основными ИП являются тепловые электрическиестанции. Непосредственно в г. Хабаровске находятся Хабаровская ТЭЦ -1 и ТЭЦ -3,а на севере Хабаровского края имеется ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, Майская ГРЭС (МГРЭС),Амурская ТЭЦ. Все обозначенные ТЭЦ имеют шины 110 кВ, а ХТЭЦ-3 имеет и шины 220кВ. МГРЭС работает только на шины 35 кВ

В г. Хабаровске ХТЭЦ-1 — более «старая» (ввод большей частитурбоагрегатов – 60-е – 70-е годы прошлого столетия) расположена в южной частигорода, в Индустриальном районе, ХТЭЦ-3 – в Северном округе, недалеко от ХНПЗ.

Хабаровская ТЭЦ-3 – новая ТЭЦ имеет наиболее высокие технико-экономическиепоказатели среди ТЭЦ энергосистемы и ОЭС Востока. Четвёртый агрегат ТЭЦ (Т-180)был введён в эксплуатацию в декабре 2006г., после чего установленная мощностьэлектростанции достигла величины 720 МВт.

В качестве УРП можно принять одну из ПС 220/110 кВ иликрупную ПС 110/35 кВ, в зависимости от рациональных напряжения для выбранноговарианта сети. К ПС 220/110 кВ в Хабаровском крае относятся: ПС «Хехцир», ПС«РЦ», ПС «Князеволклнка», ПС «Ургал», ПС «Старт», ПС «Парус» и т.д.

Условно примем, что в качестве ТЭС будет принятаХабаровская ТЭЦ-3, а в качестве УРП – ПС «Хехцир».

ОРУ 110 кВ ХТЭЦ-3 выполнена по схеме две рабочиесистем шин с обходной и секционным выключателем, а на ПС «Хехцир» — однарабочая секционированная система шин с обходной.

1.2 Характеристика потребителей

В Хабаровском крае наибольшая часть потребителейсосредоточена в крупных городах. Поэтому при вычислении вероятностных характеристикс помощью программы «Расчёт сети» принято соотношение потребителей, приведённоев таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Характеристикаструктуры потребителей на проектируемых ПС

Тип потребителя Процент от общей нагрузки Город 45 Лёгкая промышленность 15 Пищевая промышленность 5 Сельское хозяйство 35

 

1.3 Характеристика климатических игеографических условий

Хабаровский край — один из самыхкрупных регионов Российской Федерации. Его площадь — 788,6 тысяч квадратныхкилометров, что составляет 4,5 процента территории России и 12,7 процента — Дальневосточного экономического района. Территория Хабаровского края расположенав виде узкой полосы на восточной окраине Азии. На западе граница начинается отАмура и сильно извиваясь, идет в северном направлении сначала по западным отрогамБуреинского хребта, затем по западным отрогам хребта Турана, хребтов Эзоя иЯм-Алиня, по хребтам Джагды и Джуг — Дыр. Далее граница, пересекая Становой хребет,идет по верхнему бассейну рек Мая и Учур, на северо-западе – похребтам Кет-Кап и Олега-Итабыт, на северо-востоке по хребту Сунтар-Хаят.

Преобладающая частьтерритории имеет горный рельеф. Равнинные пространства занимают значительноменьшую часть и простираются главным образом вдоль бассейнов рек Амура, Тугура,Уды, Амгуни.

Климат умеренно-муссонный, с холодноймалоснежной зимой и жарким влажным летом. Средняя температура января: от -22оСна юге, до -40 градусов на севере, на морском побережье от -15 до -25оС;июля: от +11оС — в приморской части, до +21оС вовнутренних и южных районах. Осадков в год выпадает от 400 мм на севере до 800 мм на юге и 1000 мм на восточных склонах Сихотэ-Алиня. Вегетационный периодна юге края 170-180 дней. На севере широко распространены многолетнемерзлыепороды.

Хабаровский край относится к III району по гололёду

2. РАСЧЁТ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕВЕРОЯТНОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

 

В данном разделе производится расчётвероятностных характеристик, необходимых для выбора основного оборудованияпроектируемой сети и расчёта потерь мощности и энергии.

В качестве исходных данныхиспользуется информация об установленной мощности ПС и типовые графики нагрузокхарактерных потребителей электрической энергии.

2.1 Порядок расчёта вероятностныххарактеристик

Расчёт вероятностных характеристикпроизводится с помощью программы «Расчёт сети». Этот программный комплексупрощает задачу по нахождению необходимых для расчёта характеристик. Задавая вкачестве исходных данных только максимальную активную мощность, типпотребителей и их процентное соотношение на ПС мы получаем необходимые вероятностныехарактеристики. Принятые типы потребителей электроэнергииприведены в таблице1.1.

Алгоритм расчёта покажем качественно.Для примера воспользуемся данными по ПС А.

Определение средней мощности ПС натекущий период времени

Расчёт для лета аналогичен расчётудля зимы, поэтому покажем расчёт только по зиме.

/>,(2.1)

где />,/> – величина нагрузки в iчас суток летом и зимой соответственно;

/> – количество часов использованияданной нагрузки на ПС

Из «Расчёта сети» получаем для ПС А /> МВт. /> МВАр.

Определение эффективной мощности ПСна текущий период времени

/>(2.2)

По ПС А получим

/> МВт,/> МВАр

Определение средней прогнозируемоймощности

По формуле сложных процентовопределяем среднюю прогнозируемую мощность.

/> МВт,(2.3)

где /> -средняя мощность за текущий год;

/> -относительный прирост электрической нагрузки (Для АО />=3,2 %);

/> -год, на который определяется электрическая нагрузка;

/> -год начала отсчёта (первый в рассматриваемом промежутке).

Определение максимальнойпрогнозируемой мощности ПС

/>,(2.4)

где /> -средняя мощность ПС;

/> -коэффициент Стьюдента;

/> -коэффициент формы.

/>(2.5)

Коэффициент формы для текущего ипрогнозируемого графика останется тем же, так как величины вероятностныххарактеристик изменяются пропорционально.

Таким образом, мы получилиустановленную прогнозируемую мощность ПС. Далее, используя «Расчёт сети»получаем все остальные вероятностные характеристики.

Необходимо обратить внимание на тотфакт, что установленная максимальная мощность всей в «расчёте сети» иногдаполучается больше, чем мы её задали. что физически не возможно. Это объясняетсятем, что при написании программы «Расчёт сети», коэффициент Стьюдента /> был принят 1,96. Это соответствуетбольшему количеству потребителей, чего мы не имеем.

Анализ полученных вероятностныххарактеристик

По данным из «Расчёта сети» получимактивные мощности интересующих нас узлов. По указанным в задании на КПкоэффициентам реактивной определим реактивную мощность в каждом узле

/>(2.6)

Результатом расчётов по этому разделуявляется расчёт необходимых прогнозируемых вероятностных характеристик, которыесведены в Приложении А. Для сравнения все необходимые вероятностные характеристикиактивной мощности сведены в таблицу 2.1. Для дальнейших расчетов используютсятолько прогнозируемые вероятностные характеристики. Реактивные мощностирассчитаны на основании формулы (2.6) и отражены в приложении А.

Таблица 2.1 – Необходимые для расчётавероятностные характеристики

ПС Вероятностные характеристики, МВт Базисные Прогнозируемые

/>

/>

/>

/>

/>

/>

/>

/>

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 В 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. РАЗРАБОТКА ВОЗМОЖНЫХ ВАРИАНТОВ СХЕМЫ И ИХ АНАЛИЗ

Целью раздела является сравнение иотбор наиболее экономически целесообразных вариантов электрической сетизаданного района потребителей. Эти варианты необходимо обосновать, подчеркнутьих достоинства и недостатки, проверить на практическую осуществимость. Если всеони могут быть реализованы, то, в конечном счёте, выбирается два варианта, одиниз которых имеет минимальную суммарную длину линий в одноцепном исполнении, адругой минимальным количеством выключателей.

3.1 Разработка возможных вариантов конфигурацийэлектрической сети и отбор конкурентно способных

Принципы построения сетей

Схемы электрических сетей должны снаименьшими затратами обеспечить необходимую надёжность электроснабжения,требуемое качество энергии у приёмников, удобство и безопасность эксплуатациисети, возможность её дальнейшего развития и подключения новых потребителей.Электрическая сеть должна обладать также необходимой экономичностью игибкостью./3, с. 37/.

В проектной практике для построениярациональной конфигурации сети применяют повариантный метод, согласно которомудля заданного расположения потребителей намечается несколько вариантов, и изних на основе технико-экономического сравнения выбирается лучший. Намечаемыеварианты не должны быть случайными – каждый основывается на ведущем принципе построениясети (радиальная сеть, кольцевая и т.д.) /3, с. 37/.

При разработке конфигурации вариантовсети используют следующие принципы:

1  Нагрузки I категории должныобеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, по неменее двум независимым линиям и перерыв в их электроснабжении допускается лишьна период автоматического включения резервного питания /3, п. 1.2.18/.

2  Для потребителей II категории вбольшинстве случаев также предусматривают питание по двум отдельным линиям либопо двухцепной линии

3  Для электроприемника III категориидостаточно питания по однойлинии.

4  Исключение обратных потоков мощностив разомкнутых сетях

5  Разветвление электрической сетицелесообразно осуществлять в узле нагрузки

6  В кольцевых сетях должен быть одинуровень номинального напряжения.

7  Применение простых электрических схемраспределительных устройств с минимальным количеством трансформации.

8  Вариант сети должен предусматриватьобеспечение требуемого уровня надёжности электроснабжения

9  Магистральные сети имеют по сравнениюс кольцевыми имеют большую протяжённость ВЛ в одноцепном исполнении, менеесложные схемы РУ меньшую стоимость потерь электроэнергии; кольцевые сети болеенадёжны и удобны при оперативном использовании

10  Необходимо предусмотреть развитиеэлектрических нагрузок в пунктах потребления

11  Вариант электрической сети долженбыть технически осуществим, т. е. должны существовать трансформаторы,выполненные на рассматриваемую нагрузку и сечения линий на рассматриваемоенапряжение.

Разработка, сравнение и отборвариантов конфигураций сети

Расчёт сравнительных показателейпредложенных вариантов сети приведен в приложении Б.

Замечание: для удобства работы в расчётныхпрограммах буквенные обозначения ПС заменены соответственными цифровыми.

Учитывая расположение ПС, их мощности предложено четыреварианта подключения потребителей к ИП.

В первом вариант питание трёх ПС осуществляется от ТЭС покольцевой схеме. Четвёртая ПС Г(4) питается от ТЭС и УРП. Достоинством вариантаявляется надёжность всех потребителей, поскольку все ПС в данном варианте будутиметь два независимых источника питания. Кроме того схема удобна для диспетчерскогоуправления (все ПС транзитные, что облегчает вывод в ремонт и позволяет быстрорезервировать потребителей).

/>

Рисунок 1 – Вариант 1

Для снижение тока в ПА режиме (при отключении одного изголовных участков) в кольце ПС 1, 2, 3 предложен вариант 2, где ПС 2 и 3работают в кольце, а ПС 1 питается по двухцепной ВЛ. Рисунок 2.

электрическая сеть напряжение затрата

/>

Рисунок 2– Вариант 2

Для усиления связи между рассматриваемыми центрами питанияприведён вариант 3, в котором ПС 3 и 4 питаются от ТЭС и УРП. Данный вариантуступает первым двум про протяжённости ВЛ, однако имеет место увеличение надёжностисхемы электроснабжения потребителей ПС В(3). Рисунок 3.

/>

Рисунок 3– Вариант 3

В варианте № 4 самый мощный потребитель ПС 4, выделен наотдельное питание по двухцепной ВЛ от ТЭС. В данном случае связь между ТЭС иУРП менее удачна, однако ПС Г(4) работает независимо от остальных ПС. Рисунок4.

/>

Рисунок 4– Вариант 4

Для полноценного сравнения необходимо учитывать напряжения порекомендуемым вариантам сети.

По формуле Илларионова определимрациональные уровни напряжений для всех рассматриваемых головных участков ирадиальных ВЛ:

/>,(3.1)

где /> –длина участка, на котором определяется напряжение;

/> –поток мощности, передаваемый по этому участку.

Для определения напряжения в кольценеобходимо определить рациональное напряжение на головных участках. Для этогоопределяются потоки максимальной активной мощности на головных участках, приэтом используется допущение об отсутствии потерь мощности на участках. В общемвиде:

/>,(3.2)

/>,(3.3)

где Pi — максимальнаяпрогнозируемая мощность нагрузки i-го узла;

li0`, li0`` -длины линий от i-й точки сети до соответствующегоконца (0` или 0``) развернутой схемы замещения кольцевой сети при ее разрезаниив точке источника питания;

l0`-0``<sub/>- суммарная длина всех участков кольцевой сети. /4, с110/

Таким образом, получаем напряжениядля интересующих нас участках схем, расчёт которых отражён в приложении Б. Длявсех рассматриваемых участков расчётное рациональное напряжение равно 110 кВ.

Сравнение вариантов приводится в таблице 3.1

Таблица 3.1 – Параметры вариантов сети

№ варианта Суммарная длинна ВЛ, км Количество выключателей ВН (110 кВ) 1 161.065 16 2 163.426 17 3 192.556 18 4 183.294 17

По итогам предварительного сравнения выбираем для дальнейшегорассмотрения варианты 1 и 2.

3.2 Детальный анализ конкурентноспособных вариантов

В данном подпункте необходимо оценитьколичество оборудования, которое необходимо для надёжного и качественногоэлектроснабжения потребителей: трансформаторы, сечения ЛЭП, мощностькомпенсирующих устройств, схемы распределительных устройств. Кроме того наданном этапе оценивается техническая возможность (целесообразность) реализации предложенных вариантов.

Выбор количества и мощности компенсирующих устройств

Компенсация реактивной мощности — целенаправленное воздействие на баланс реактивноймощности в узле электроэнергетической системыс целью регулирования напряжения, а в распределительных сетях и с цельюснижения потерь электроэнергии. Осуществляется с использованием компенсирующихустройств. Для поддержания требуемых уровней напряжения в узлах электрическойсети потребление реактивной мощности должно обеспечиваться требуемойгенерируемой мощностью с учетом необходимого резерва. Генерируемая реактивнаямощность складывается из реактивной мощности, вырабатываемой генераторамиэлектростанций и реактивной мощности компенсирующих устройств, размещенных вэлектрической сети и в электроустановках потребителей электрической энергии.

Мероприятия по компенсации реактивноймощности на ПС позволяют:

· уменьшитьнагрузку на трансформаторы, увеличить срок их службы;

· уменьшитьнагрузку на провода, кабели, использовать их меньшего сечения;

· улучшить качествоэлектроэнергии у электроприемников;

· уменьшить нагрузкуна коммутационную аппаратуру за счет снижения токов в цепях;

· снизить расходына электроэнергию.

Для каждой отдельно взятой ПС предварительная величинамощности КУ определяется по формуле:

/>,(3.4)

/> -максимальная реактивная мощность узла нагрузки, МВАр;

/> -максимальная активная мощность узла нагрузки, МВт;

/> -коэффициент реактивной мощности определяемый приказом Минпромэнерго № 49 (длясетей 6-10 кВ />=0,4)/8/;

Далее производится подбор количества КУ по секциям шин дляравномерной компенсации реактивной мощности и определение фактической величиныКРМ.

/> (3.5)

/> -фактическая мощность КУ, МВАр;

/> -номинальная мощность КУ из стандартного ряда предлагаемого заводамиизготовителями, МВАр;

/> –количество устройств.

Определение величины некомпенсированной мощности, котораябудет протекать через трансформаторы определяется по выражению:

/> (3.6)

/> - некомпенсированнаязимняя (прогнозируемая) реактивная мощность ПС;

Тип и количество принятых КУ сведено в таблицу 3.2. Подробныйрасчёт приводится в приложении Б.

Так как это курсовой проект, то типы конденсаторных установокприняты аналогичные (с разъеденителем во вводной ячейке — 56 и левымрасположением вводной ячейки — УКЛ)

Таблица 3.2 – Типы применённых КУ на ПС проектируемой сети.

ПС (№ узла ВН) Тип КУ Количество, шт Общая мощность, МВАр А (1) УКЛ56 450/10,5 8 3,6 Б (2) УКЛ56 1350/10,5 2 2,7 В (3)

УКЛ56 900 /10,5

УКЛ 56 600/10,5

6

2

6,6 Г (4) УКЛ56 450/10,5 6 2,7

Выбор проводов по экономическимтоковым интервалам.

Суммарное сечениепроводников ВЛ принимается по табл. 43.4, 43.5 /6, с.241-242/ в зависимости отрасчетного тока />,номинального напряжения линии, материала и количества цепей опор, района погололеду и региона страны.

Расчетными для выбораэкономического сечения проводов являются: для линий основной сети – расчетныедлительные потоки мощности; для линий распределительной сети – совмещенныймаксимум нагрузки подстанций, присоединенных к данной линии, при прохождениимаксимума энергосистемы.

При определениирасчетного тока не следует учитывать увеличения тока при авариях или ремонтах вкаких-либо элементах сети. Значение /> определяетсяпо выражению

/>(3.7)

где /> - ток линии на пятом годуее эксплуатации;

/> - коэффициент, учитывающийизменение тока по годам эксплуатации;

/> - коэффициент, учитывающийчисло часов использования максимальной нагрузки линии Tм и еезначение в максимуме ЭЭС (определяется коэффициентом КM).

Введение коэффициента /> учитывает факторразновременности затрат в технико-экономических расчетах. Для ВЛ 110—220 кВпринимается />=1,05, чтосоответствует математическому ожиданию указанного значения в зоне наиболеечасто встречающихся темпов роста нагрузки.

Значение Км принимаетсяравным отношению нагрузки линии в час максимума нагрузки энергосистемы ксобственному максимуму нагрузки линии. Усредненные значения коэффициента αТпринимаются по данным табл. 43.6. /6, с. 243/.

Для определения тока на 5 годэксплуатации мы изначально при проектировании спрогнозировали нагрузки вразделе 3. Таким образом, мы уже оперируем прогнозируемыми нагрузками. Тогдадля нахождения тока на пятом году эксплуатации нам необходимо

/>,(3.8)

где /> - максимальнаязимняя(прогнозируемая) активная мощность ПС;

/> - нескомпенсированнаязимняя (прогнозируемая) реактивная мощность ПС;

/> - номинальное напряжение линии;

/> - количество цепей в линии.

Для Хабаровского края принимается III район по гололёду.

Для двух вариантов сети расчётныесечения на всех участках приведены в таблице 3.3. По длительно допустимым токампроизводится проверка по условию нагрева проводов. То есть, если ток в линии впослеаварийном режиме меньше, чем длительно допустимый, то данное сечениепровода можно выбрать для данной линии.

Таблица 3.3 – Сечения проводов вварианте 1

Ветви Расчётный ток, А Марка выбранного провода Количество цепей 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

Таблица 3.2 – Сечения проводов вварианте 2

Ветви Расчётный ток, А Марка выбранного провода Количество цепей 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

Проверка ку по ПА режиму все принятыепровода прошли.

Выбор мощности и числатрансформаторов

Выбор трансформаторов производится порасчётной мощности для каждого из узлов. Поскольку на каждой ПС мы имеемпотребителей по крайней мере 2 категории, то на всех ПС необходима установка 2трансформаторов.

Расчётная мощность для выборатрансформатора определяется по формуле

/>,(3.9)

где /> - средняя зимняя активнаямощность;

/> - число трансформаторов наПС, в нашем случае />;

/> - оптимальный коэффициентзагрузки трансформаторов (для двухтрансформаторной ПС />=0,7).

Далее мы принимаем трансформаторыноминальной мощностью, наиболее близкой к расчетной.

Последним этапом проверкитрансформаторов является проверка на послеаварийную загрузку.

Эта проверка модулирует ситуациюпереноса нагрузки двух трансформаторов на один. При этом послеаварийныйкоэффициент загрузки должен отвечать следующему условию

/>,(3.10)

где /> – послеаварийныйкоэффициент загрузки трансформатора.

Рассмотрим для примера выбор ипроверку трансформатора на ПС 2

/> МВА

Принимаем трансформаторы ТРДН 25000/110.

Далее проверяем их на коэффициентзагрузки в послеаварийном режиме.

/>

Аналогично выбираются трансформаторына все ПС. Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Силовые трансформаторывыбранные для проектируемой сети.

ПС

(№ узла ВН)

Тип силового трансформатора А (1) ТДН-16000/110 Б (2) ТРДН-25000/110 В (3) ТРДН-25000/110 Г (4) ТДН-40000/110

 

Выбор оптимальных схем РУ на ПС.

Схемы РУ высшего напряжения.

Через большее число ПС осуществляетсятранзит мощности, поэтому оптимальным вариантом для них является схема мостик свыключателями в цепях трансформаторов, с неавтоматической ремонтной перемычкойсо стороны линии.

Схемы РУ ВН определяютсяположением ПС в сети, напряжением сети, числом присоединений. Различаютследующие типы подстанций по признаку их положения в сети высшего напряжения: узловые,проходные, ответвительные и концевые. Узловые и проходные подстанцииявляются транзитными, поскольку мощность, передаваемая по линии, проходит черезсборные шины этих подстанций.

В данном курсовом проекте на всех транзитных ПС примененасхема «Мостик с выключателем в цепях линий», для обеспечения набольшейнадёжности транзитных перетоков. Для тупиковой ПС, питающейся по двухцепной ВЛ,применена схема «два блока линия-трансформатор» с обязательным применением АВРпо стороне НН. Данные схемы отражены на первом листе графической части.

 

4. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Цель данного раздела уже вынесена вего заголовок. Однако следует отметить, что критерием сравнения вариантов вэтом разделе будет их экономическая привлекательность. Это сравнение будетпроизведено по приведённым затратам для отличающихся частей схем проектов.

4.1 Алгоритм расчёта приведённыхзатрат

Приведённые затраты определяются поформуле (4.1)

/>,(4.1)

где Е – нормативныйкоэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, Е=0,1;

К – капитальные вложения, необходимыедля сооружения сети;

И – ежегодные эксплуатационныерасходы.

Капитальные вложения настроительство сети складываются из капитальных вложений в воздушные линии и вПС

/>, (4.2)

где КВЛ –капитальные вложения на сооружение линий;

КПС– капитальные вложения на сооружениеподстанций.

Исходя из параметровсравнения, видно что для данного конкретного случая необходимо будет учитыватькапиталовложения в строительство ВЛЭП.

Капитальные вложения присооружении линий состоят из затрат на изыскательские работы и подготовкутрассы, затрат на приобретение опор, проводов, изоляторов и прочегооборудования, на их транспортировку, монтажные и другие работы и определяютсяпо формуле (4.3)

/>, (4.3)

где /> –удельная стоимость сооружения одного километра линии.

Капитальные затраты присооружении подстанций состоят из затрат на подготовку территории, приобретениетрансформаторов, выключателей и прочего оборудования, затрат на монтажныеработы и т. д.

/>,(4.4)

где /> - капитальныезатраты на сооружение ОРУ;

/> - капитальные затратына покупку и монтаж трансформаторов;

/> - постоянная частьзатрат на ПС в зависимости от типа ОРУ и Uном;

/> - капитальные затратына покупку и монтаж КУ.

Капитальные вложенияопределяются по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети.Суммарные капитальные вложения приводятся к текущему году с помощьюкоэффициента инфляции относительно цен 1991 года. По сравнении реальнойстоимости ВЛ сегодня, коэффициент инфляции по ВЛ в данном КП kинфВЛ<sup/>= 250, а для элементов ПС kинфВЛ<sup/>= 200.

Вторым важнымтехнико-экономическим показателем являются эксплуатационные расходы (издержки),необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течениеодного года:

/>, (4.5)

где /> - расходы на текущийремонт и эксплуатацию, включая профилактические осмотры и испытания,определяются по (4.6)

/> - Издержки на амортизацию зарассматриваемый период службы (Тсл=20 лет), формула (4.7)

/> - Стоимость потерь электроэнергии,определяется по формуле (4.8)

/>, (4.6)

где />– нормы ежегодныхотчислений на ремонт и эксплуатацию ВЛ и ПС (/>= 0.008; />= 0.049).

Издержки на амортизацию

/>, (4.7)

где /> - рассматриваемый срок службыоборудования (20 лет)

Стоимость потерь электроэнергии

/>, (4.8)

где /> - потери электроэнергии, кВт•ч;

С0– стоимость потерь 1 МВт•ч электроэнергии.(В задании на КП эта величина равна С0=1.25 руб./кВт∙ч.

Потери электроэнергии определяются попотокам эффективных мощностей и включают в себя потери в ВЛЭП, трансформаторахи КУ для зимнего и летнего времени года.

/>

/>, (4.9)

где /> - потери электроэнергии в ВЛЭП

/> - потери электроэнергии втрансформаторах

/> - потери электроэнергии вкомпенсирующих устройствах

Потери электроэнергии в ВЛЭПопределяются следующим образом

/>, (4.10)

где />, /> – поток эффективнойактивной зимней и летней мощности по линии, МВт;

/>, /> - поток эффективнойреактивной зимней и летней мощности по линии; МВАр;

Тз, Тл – соответственноколичество зимних – 4800 и летних — 3960 часов;

/> (4.11)

Потери в КУ. Так как на всех ПСустановлены батареи конденсаторов или Статические тиристорные компенсаторы(СТК) то потери во КУ будут выглядеть следующим образом

/>, (4.12)

где /> - удельные потери активноймощности в компенсирующих устройствах, в данном случае — 0.003 кВт/кВар.

Уровни напряжения ПС не отличаются вобоих вариантах, поэтому трансформаторы, компенсирующие устройства и потери вних при сравнении можно не учитывать (они буду одинаковы).

4.2 Сравнение конкурентоспособных вариантов

Так как в сравниваемых вариантах одинуровень напряжения, следовательно трансформаторы и количество компенсирующихустройств в них будет неизменным. Кроме того ПС Г (4) запитывается одинаково вдвух вариантах, поэтому в сравнении не участвует.

Отличаться будут только линии(протяжённость и сечение провода) и распределительные устройства питающие ПС А,Б, и В, то при сравнении целесообразно учитывать только различие в капиталовложенияхна сети и распределительные устройства обозначенных объектов.

Сравнение по всем остальнымпараметрам в данном разделе не требуется. Данный расчет приведен в Приложении В.

По результатам расчётов построимтаблицу 4.1, содержащую основные показатели сравнения экономическойпривлекательности каждого варианта

Таблица 4.1 – Экономическиепоказатели сравнения вариантов.

№ варианта

/>, млн.руб

И, млн.руб З, млн.руб 1 1 187 74,55 181,7 2 1 072 80,09 198,8

Таким образом, мы получили самыйоптимальный вариант схемы сети, который удовлетворяет всем предъявленнымтребованиям и при этом наиболее экономичен.- Вариант 1.

5. РАСЧЁТ И АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯРЕЖИМОВ

Цель этого раздела – просчитатьтиповые установившиеся режимы, характерные для этой сети и определить условияих допустимости. При этом необходимо оценить возможность существования«крайних» режимов и величины потерь мощности в различных элементах сети

5.1 Ручной расчёт максимального режима

Подготовка данных для ручного расчётамаксимального режима

Для ручного расчёта режима, прежде всего,необходимо знать параметры схемы замещения. При составлении данной, мы исходилииз того, что на каждой ПС установлены 2 раздельно работающих на половинунагрузки трансформатора. Зарядную мощность линий мы разнесли по её узлам;трансформаторы представляем Г образной схемой, в которой ветвь поперечныхпроводимостей представлена потерями холостого хода(ХХ).

Схема замещения представлена на рисунке5 и на листе графической части проекта.

/>

Рисунок 5 – Схема замещения длярасчёта режима.

Параметры узлов схемы сведены втаблицу 5.1

Таблица 5.1 — Параметры узлов схемызамещения

№ узла Тип узла

Uном узла, кВ

Рн, МВт

Qн, МВАр

1 2 3 4 5 6 Балансирующий 110 5 Балансирующий 110 1 Нагрузочный 110 11 Нагрузочный 10 14,7 5,7 12 Нагрузочный 10 14,7 5,7 2 Нагрузочный 110 21 Нагрузочный 10 17,7 6,95 22 Нагрузочный 10 17,7 6,95 3 Нагрузочный 110 31 Нагрузочный 10 20,6 8,2 32 Нагрузочный 10 20,6 8,2 4 Нагрузочный 110 41 Нагрузочный 10 34,2 13,7 42 Нагрузочный 10 34,2 13,7

Параметры ветвей заданы в таблице5.2.

Таблица 5.2 — Параметры ветвей схемызамещения

№ узла начала ветви № узла конца ветви Марка провода Активное сопротивление ветви, Ом Реактивное сопротивление ветви, Ом Зарядная мощность линии, 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 расчёта потоков мощностей полиниям необходимо рассчитать расчётные нагрузки, включающие в себя непосредственнонагрузки ПС, потери в трансформаторах, и зарядные мощности линий Пример расчетаданной величины приведен в /5, с. 49-52/.

/>(5.1)

где /> - максимальная зимняянагрузка ПС 1;

/> - полные потери в 2трансформаторах ПС 1;

/> - половины зарядныхмощностей линий 1-5 и 1-2.

Алгоритм расчёта режим

Ручной расчёт режима наиболееэкономически целесообразного варианта схемы сети произведём с помощьюматематического пакета MathCAD 14.0. Подробный расчёт режима представлен вприложении Г. В приложении Д представлены расчеты режимов с помощью ПВК:нормальных максимального и минимального и послеаварийного (ПА) .

Покажем коротко этапы ручного расчётарежима.

Имея расчётные нагрузки в четырёх основныхузлах схемы приведём основные этапы расчёта.

Первоначально находим потоки мощностина головных участках 6-4 и 6-5. Для примера запишем для участка 6-4

/>(5.2)

где /> - расчетная нагрузка 4-йПС;

/> - сумма сопряжённых комплексовсопротивлений между источниками питания

Далее рассчитываются потоки мощностипо остальным ветвям без учета потерь и определяем точки потокоразделов поактивной и реактивной мощностям. В нашем случае данных участков не будет,однако будет уравнительная мощность, которая возникает из-за разностинапряжений на ИП.

/>

где /> - сопряжённые комплексынапряжений источников питания.

После определения уравнительноймощности находятся фактические потоки мощности на головных участках сети.

/>

/>

После определения потоков мощностейна всех участках находим точки потокоразделов по активной и реактивноймощностям. Это точки определяются там, где поток мощности меняет знак напротивоположный. В нашем случае узел 4 будет точкой потокораздела по активной ипо реактивной мощности.

При дальнейшем расчёте мы разрезаемкольцо по точкам потокоразделов и считаем потоки мощности на этих участках сучётом потери мощности на них как для разветвлённой сети. К примеру

/>(5.5)

/>(5.6)

Зная потоки мощности на всехучастках, определяем напряжения во всех узлах. Например, в узле 4

/>(5.7)

5.2 Расчёт максимального, минимального ипослеаварийного режима с помощью ПВК

Краткая характеристика выбранного ПВК

В качестве ПВК мы выбрали SDO-6.Данный ПВК предназначен для решения задач анализа и синтеза, возникающих приисследовании установившихся режимов ЭЭС и может использоваться при эксплуатациии проектировании ЭЭС в рамках АСДУ, САПР и АРМ ЭЭС.

ПВК моделирует действие и работуразличных устройств, предназначенных для управления напряжением, перетокамиактивной и реактивной мощности, генерацией и потреблением, а также работунекоторых видов противоаварийной автоматики – от наброса мощности, повышения/понижениянапряжения.

ПВК содержит достаточно полноематематическое описание основных элементов сети ЭЭС — нагрузки(статическиехарактеристики по U и f), генерации (учет потерь в генераторе в режиме СК,зависимость Qрасп(Pg)), коммутируемых реакторов, линий, трансформаторовлинейно-дополнительных, 2-х и 3-х обмоточных с продольно-поперечным и связаннымрегулированием.

ПВК обеспечивает работу с расчетнойсхемой сети ЭЭС, имеющей в своем составе выключатели, как элементыраспределительных устройств станций и подстанций.

ПВК обеспечивает эффективное инадежное решение задач за счет избыточности состава алгоритмов их решения.

ПВК является удобным и эффективнымсредством достижения целей, формулируемых пользователем. В его составереализовано значительное число основных и вспомогательных функций.

К основным функциям относятся:

1) расчет установившегося режима ЭЭСпри детерминированном характере информации с учетом и без учета изменениячастоты (модификации метода Ньютона-Рафсона);

2) расчет предельного установившегосярежима при различных способах утяжеления и критериях завершения;

3) расчет допустимого установившегосярежима;

4) расчет оптимальногоустановившегося режима (метод обобщенного приведенного градиента);

— по потерям активной и реактивноймощности в сети ЭЭС;

— по издержкам на выработкуэлектроэнергии;

5) получение требуемых значений дляотдельных параметров режима (модулей напряжения, активных и реактивныхгенераций и т.д.) с выбором состава компонент вектора решения;

6) определение «слабыхмест» в сети ЭЭС и анализ на этой основе предельных режимов;

7) формирование эквивалента расчетнойсхемы ЭЭС, полученного при исключении заданного числа узлов (метод Уорда);

8) получение эквивалента расчетнойсхемы сети, адаптивного к заданным расчетным условиям и определениефункциональных характеристик отбрасываемой сети, включаемых в граничные узлы;

9) расчет статической апериодическойустойчивости режима ЭЭС на основе анализа коэффициентов характеристическогоуравнения;

10) анализ динамической устойчивостирежима ЭЭС относительно заданной совокупности расчетных возмущений при учетеширокого набора средств противоаварийной автоматики как традиционных, так иперспективных с возможностью моделирования производных законов их управления.Данная функция обеспечивается возможностью совместной работы ПВК СДО-6 и ПВКПАУ-3М (разработка СЭИ) и поставляется заказчику при установлении им договорныхотношений с разработчиками ПВК ПАУ-3М.

К вспомогательным функциям относятся:

1) анализ и поиск ошибок в исходныхданных;

2) корректировка состава элементоврасчетной схемы сети ЭЭС, параметров режима и расчетных условий;

3) формирование и хранение на внешнихзапоминающих устройствах собственного архива данных о расчетных схемах сетиЭЭС;

4) работа с данными в унифицированномформате ЦДУ (экспорт/импорт);

5) представление и анализ выходнойинформации с использованием разнообразных таблиц и графиков;

6) отображение результатов расчета награфе расчетной схемы сети.

ПВК имеет в своем составе удобный игибкий язык управления заданиями, содержащий до 70 управляющих директив(команд). С их помощью может задаваться произвольная последовательностьвыполнения его основных и вспомогательных функций при работе в пакетном режиме.

ПВК разработан и реализован на языкеФОРТРАН, TurboCI. Он может эксплуатироваться в составе математическогообеспечения вычислительных центров, оснащенных СМ-1700 и ПЭВМ (MS DOS).

ПВК имеет следующие основныетехнические характеристики:

— предельный объем расчетных схемопределяется располагаемыми ресурсами памяти ЭВМ и для текущей версии ПВКсоставляет не менее 600 узлов и 1000 ветвей;

— имеются программные средства длянастройки и генерации ПВК на требуемый состав элементов и объем расчетных схемсети;

— возможна работа в пакетном идиалоговом режиме.

ПВК может тиражироваться ипоставляться пользователю на магнитной ленте и/или дискетке в составезагрузочного модуля и документации по его сопровождению и использованию.

Разработчики: Артемьев В.Е., Войтов О.Н.,Володина Э.П., Мантров В.А., Насвицевич Б.Г., Семенова Л.В.

Организация: Сибирский Энергетическийинститут СО АН РОССИИ

Подготовка данных для расчёта в SDO 6

Так как в SDO6 для задания узладостаточно использовать значение номинального напряжения и мощности нагрузок(генераций), то для создания массива данных в этом ПВК достаточно использоватьтаблицу 5.1.

Для задания параметров линии в SDO 6дополнительно к комплексному сопротивлению добавляется емкостная проводимость,а не зарядная мощность, как в ручном расчёте. Поэтому дополнительно к таблице5.2 зададим емкостную проводимость в таблице 5.3.

Таблица 5.3 – Емкостная проводимостьветвей

№ узла начала ветви № узла конца ветви Емкостная проводимость ветви, мкСм 5 4 62,8 6 4 88,9 5 1 59 5 3 52,8 2 3 59,5 1 2 556,2

Первоначально при ручном расчете длязадания поперечной ветви проводимостей мы использовали потери холостого ходатрансформатора. Для задания трансформаторов в ПВК необходимо вместо нихиспользовать проводимости этой ветви, которые приведены в таблице 5.4. Всеостальные данные те же, что и для ручного расчета (Приложение Е).

Таблица 5.4 – Поперечные проводимости трансформаторов

ПС (№ узла ВН) Активная проводимость ветви, мкСм Индуктивная проводимость ветви, мкСм А (1) 2,231 14,463 Б (2) 1,587 10,283 В (3) 0,93 4,298 Г (4) 3,512 7,438

Сравнительный анализ ручного расчётамаксимального режима и расчёта с помощью ПВК

Для сравнения расчёта в ВПК и ручногонеобходимо определиться с параметрами сравнения. В данном случае будем сравниватьзначения напряжений во всех узлах и номера отпаек РПН в трансформаторах. Этогобудет вполне достаточно для заключения о примерном расхождении ручного имашинного расчёта.

Сравним первоначально напряжения вовсех узлах, результаты поместим в таблицу 5.5

Таблица 5.5 – Сравнение напряжений при ручном и машинномрасчёте

№ узла

Ручной расчет />, кВ

ПВК SDO-6. />, кВ

Отличие, % 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

Исходя из результатов сравнения можносказать, что при точности расчёта в 5% на ПВК мы имеем достаточную точностьрасчёта. При том, что отпайки трансформаторов при обоих расчётах сходятся.

/>

5.3 Анализ установившихся режима

Структура потерь электрическойэнергии

Проанализируем структуры потерь длятрёх режимов, рассчитанных с помощью ПВК.

Структуру потерь для 3 режимовпредставим в таблице 5.6

Таблица 5.6 – Структура потерь врассматриваемых режимах

Режим Потери в трансформаторах, МВт и МВАр Потери в ЛЭП, МВт и МВАр Суммарная потребляемая мощность, МВт Активные Реактивные Активные Реактивные Максимальный нормальный 1,076 17,147 1,816 6,198 174,4 Минимальный 0,057 0,921 0,094 0,322 38,8 Послеаварийный 1,25 19,823 6,827 23,240 174,1

Анализ уровней напряжений в узлах

Для анализа уровней напряжения рассчитываютсянаиболее тяжёлые ПА режимы и режим минмимальных нагрузок.

Так как нам необходимо поддерживатьжелаемые уровни напряжений во всех трёх режимах, то отличия будут в номерахотпаек РПН.

Напряжения, полученные врассматриваемых режимах приведены в таблице 5.7.

Таблица 5.7 – Фактические напряженияна низких сторонах ПС

Режим Максимальный, нормальный Максимальный, послеаварийный Минимальный, нормальный Узлы

Ui

№ РПН

Ui

№ РПН

Ui

№ РПН 11, 12 10,03 4 10,13 7 10,15 6 21, 22 10,41 9 10,49 14 10,39 10 31, 32 10,41 9 10,56 16 10,56 11 41, 42 10,20 8 10,26 11 10,17 9

Все необходимые пределы по напряжениюна стороне НН выдерживаются при всех трёх режимах.

Расчёт и анализ всех рассматриваемыхрежимов показывает, что спроектированная сеть позволяет поддерживать требуемыеуровни напряжений как в нормальных, так и послеаварийных режимах.

Таким образом, спроектированная сетьпозволяет надёжно и качественно снабжать потребителей электрической энергией.

 

6. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ И ПОТОКОВРЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРИНЯТОМ ВАРИАНТЕ СЕТИ

Цель раздела – объяснить применениеиспользуемых средств регулирования напряжения и дать их описание.

6.1 Методы регулирования напряжения

Напряжение сети постоянноменяется вместе с изменением нагрузки, режима работы источника питания,сопротивлений цепи. Отклонения напряжения не всегда находятся в интервалахдопустимых значений. Причинами этого являются: а) потери напряжения, вызываемыетоками нагрузки, протекающими по элементам сети; б) неправильный выбор сеченийтоковедущих элементов и мощности силовых трансформаторов; в) неправильнопостроенные схемы сетей.

Контроль за отклоненияминапряжения проводится тремя способами: 1) по уровню — ведется путем сравненияреальных отклонений напряжения с допустимыми значениями; 2) по месту вэлектрической системе — ведется в определенных точках сети, например в началеили конце линии, на районной подстанции; 3) по длительности существованияотклонения напряжения.

Регулированием напряженияназывают процесс изменения уровней напряжения в характерных точкахэлектрической системы с помощью специальных технических средств. Используется регулированиенапряжения в центрах питания распределительных сетей — на районных подстанциях,где изменением коэффициента трансформации поддерживалось напряжение употребителей при изменении режима их работы и непосредственно у самихпотребителей и на энергообъектах (электростанциях, подстанциях) /1, с. 200/.

При необходимости нашинах вторичного напряжения понижающих подстанций обеспечивается встречноерегулирование напряжения в пределах 0… + 5% номинального напряжения сети.Если в соответствии с суточным графиком нагрузки суммарная мощность снижаетсядо 30 % и более от ее наивысшего значения, напряжение на шинах должноподдерживаться на уровне номинального напряжения сети. В часы наибольшейнагрузки напряжение на шинах должно превышать номинальное напряжение сети неменее чем на 5 %; допускается повышение напряжения даже до 110 % номинального,если при этом отклонения напряжения у ближайших потребителей не превысятнаибольшего значения, допускаемого Правилами устройства электроустановок. Впослеаварийных режимах при встречном регулировании напряжение на шинах низшегонапряжения не должно быть ниже номинального напряжения сети.

В качестве специальныхсредств регулирования напряжения прежде всего могут быть использованытрансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Если с ихпомощью невозможно обеспечить удовлетворительные величины напряжений, следуетрассмотреть целесообразность установки статических конденсаторов или синхронныхкомпенсаторов. /3, с. 113/. Этого в нашем случае не требуется, так как вполнедостаточно регулирование напряжений в узлах на низких сторонах с помощью РПН.

Существуют различныеметодики выбора регулировочных ответвлений трансформаторов иавтотрансформаторов с РПН и определения получаемых напряжений.

Рассмотрим методику, основаннуюна непосредственном определении необходимого напряжения регулировочногоответвления и характеризующуюся, по мнению авторов, простотой и наглядностью.

Если известно приведенноек высокой стороне трансформатора напряжение на шинах низшего напряженияподстанции, то можно определить желаемое (расчетное) напряжение регулировочногоответвления обмотки высшего напряжения трансформатора

/>(6.1)

где /> - номинальное напряжениеобмотки низшего напряжения трансформатора;

/> - напряжение желаемое,которое необходимо поддерживать на шинах низшего напряжения в различных режимахработы сети UH — в режиме наибольшей нагрузки и впослеаварийных режимах и UH — врежиме наименьших нагрузок);

UH — номинальное напряжение сети.

Для сетей с номинальнымнапряжением 6 кВ необходимые напряжения в режиме наибольших нагрузок и впослеаварийных режимах равны 6,3 кВ, в режиме наименьших нагрузок онисоставляют 6 кВ. Для сетей с номинальным напряжением 10 кВ соответствующиезначения составят 10,5 и 10 кВ. Если в послеаварийных режимах невозможнообеспечить напряжение UH, допускается его снижение, но не ниже 1 UH

Применениетрансформаторов с РПН позволяет изменять регулировочное ответвление без ихотключения. Поэтому следует определять напряжение регулировочного ответвленияраздельно для наибольшей и наименьшей нагрузки. Так как время возникновенияаварийного режима неизвестно, то будем считать, что этот режим возникает внаиболее неблагоприятном случае, т. е. в часы наибольших нагрузок. С учетомсказанного выше расчетное напряжение регулировочного ответвления трансформатораопределяется по формулам:

для режима наибольшихнагрузок

/> (6.2)

для режима наименьшихнагрузок

/>(6.3)

для послеаварийногорежима

/>(6.4)

По найденному значениюрасчетного напряжения регулировочного ответвления выбирают стандартноеответвление с напряжением, ближайшим к расчетному.

Определенные такимобразом значения напряжений на шинах низшего напряжения тех подстанций, гдеприменены трансформаторы с РПН, сравниваются с желаемыми значениями напряжения,указанными выше.

На трехобмоточныхтрансформаторах регулирование напряжения под нагрузкой выполняется в обмоткевысшего напряжения, а обмотка среднего напряжения содержит ответвления, которыепереключаются только после снятия нагрузки.

7. ОПРЕДЕЛЕНИЕСЕБИСТОИМОСТИ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Целью этого раздела являетсяопределение себестоимости передачи электрической энергии в проектируемой сети.Этот показатель важен поскольку является одним из показателей привлекательностивсего проекта в целом. Полная себестоимость передачи электрической энергииопределяется как отношение издержек на сооружение сети в целом к суммарному еёсреднегодовому потреблению, руб/МВт

/>(7.1)

где /> - суммарные издержки длявсего варианта с учётом потерь электрической энергии, руб;

/> - среднегодовое электропотреблениепроектируемой сети, МВт/>ч.

/>(7.2)

где /> - максимальнаяпотребляемая зимняя мощности рассматриваемой сети, МВт;

/> - чило часов использованиямаксимальной нагрузки, ч.

Таким образом, себестоимость передачиэлектроэнергии получается равна 199,5 руб. за МВтч или 20 коп. за кВтч.

Расчет себестоимость передачиэлектроэнергии приведен в приложении Е.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе проектированияэлектрической сети нами было проанализировано заданное географическоерасположение потребителей электрической энергии. При данном анализе были учтенымощности нагрузок потребителей, их взаимное расположение. На основе этих данныхнами были предложены варианты схем электрической распределительной сети,наиболее полно отражающие специфику их составления.

С помощью расчета по типовым графикамэлектрических нагрузок нами были получены вероятностные характеристики,позволяющие с большей точностью проанализировать в дальнейшем все параметрырежимов спроектированной электрической распределительной сети.

Также было произведено сравнениепроектных вариантов сети по возможности технической реализации, по надежности,по экономическим вложениям.

В результате экономического просчетабыл выбран наиболее удачный вариант схемы ЭС из представленных нами нарассмотрение. Для этого варианта были рассчитаны 3 наиболее характерных дляэнергосистемы установившихся режима, в которых мы выдержали желаемое напряжениена шинах НН всех понизительных ПС.

Себестоимость передачи электроэнергиив предложенном варианте составил 20 коп. за кВтч.

 

БИЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.  Идельчик В.И. Электрические системы исети

2.  Пособие к курсовому и дипломному проектированиюдля электроэнергетических специальностей вузов. Под ред. Блок В.М.

3.  Поспелов Г.Е. Федин В.Т.Электрические системы и сети. Проектирование

4.  Правила эксплуатации электроустановокПУЭ издание 6, 7-е дополненное

5.  Савина Н.В., Мясоедов Ю.В., ДудченкоЛ.Н. Электрические сети в примерах и расчётах: Учебное пособие. Благовещенск,Издательство АмГУ, 1999, 238 с.

6.  Электротехнический справочник: В 4 т.Т 3. Производство, передача и распределение электрической энергии. Под общ.Ред. Проф. МЭИ Герасимова В.Г. и др. – 8-е изд., испр. И доп. – М.:Издательство МЭИ, 2002 г, 964 с.

7.  Основы современной энергетики:учебник для вузов : в 2 т. / под общей редакцией чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова. — 4-е изд.,перераб. и доп. — М. : Издательский дом МЭИ, 2008. Том 2. Современнаяэлектроэнергетика / под ред. профессоров А.П. Бурмана и В.А. Строева. — 632 с.,ил.

8.  Порядок расчета значений соотношенияпотребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающихустройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрическойэнергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах обоказании услуг по передаче электрической энергии (договоры энергоснабжения).Утвержден Приказом Минпромэнерго России от 22 февраля 2007 г. №49