Учебная работа. Районна електрична мережа 35-220 кВ

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Районна електрична мережа 35-220 кВ

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

ЗАПОРІЗЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА ДО КУРСОВОГО ПРОЕКТУ

З ДИСЦИПЛІНИ

Електричні системи та мережі

Районна електрична мережа 35-220 кВ

Реферат

ПЗ: 61 с., 18 таблиць, 14 джерел.

Обєкт дослідження — електрична мережа 35-220 кВ.

Мета роботи — розробка електричної мережі та однієї з її підстанцій, які б задовольняли основним техніко-економічним вимогам.

Методи дослідження — технічний та економічний аналіз.

До електричної мережі відносяться повітряні та кабельні лінії електропередачі, підстанції, розподільчі пункти. Основним призначенням мережі, що проектується, є забезпечення споживачів електроенергією. Мережа буде обладнана устаткуванням, яке відповідає сучасним техніко-економічним вимогам, до яких належать надійність, компактність, зручність облуговування, належна безпека при експлуатації та ремонті.

робота має досить велике значення для закріплення знань з дисципліни «Електричні системи та мережі» та «Електричні станції та підстанції».

МЕРЕЖА, ПІДСТАНЦІЯ, РІВЕНЬ НАПРУГИ, ЯКІСТЬ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ, СЕКЦІЯ, ВИМИКАЧ, ВЛАСНІ ПОТРЕБИ.

Зміст

Вступ

1. Стисла характеристика району та споживачів

2. Вибір схеми електричної мережі

3. Приблизне визначення потоків потужності

4. Вибір номінальної напруги лінії мережі

5. Вибір перерізів проводів повітряних ліній

6. Попереднє порівняння варіантів схем мережі

7. Баланс реактивної потужності в мережі

8. Вибір трансформаторів

9. Техніко-економічне порівняння варіантів

10. Розрахунок основних режимів роботи електричної мережі

11. Регулювання напруги на підстанціях споживачів

12. Розробка головної схеми підстанції

13. Основні техніко-економічні показники мережі

Висновки

Перелік літератури

Вступ

Електрична мережа, яку буде спроектовано в ході роботи, повинна задовольняти таким показникам як надійність електропостачання споживачів з урахуванням їх категорії за надійністю, якість електроенергії згідно норми встановленої ГОСТ, а також бути економічною. При проектуванні потрібно обрати найбільш доцільні заходи для підвищення пропускної спроможності ліній, регулювання напруги на шинах 10 кВ знижувальних підстанцій.

При проектуванні потрібно враховувати можливість розвитку мережі, тому при однакових техніко-економічних показниках варіантів схеми мережі треба віддати перевагу мережі з більш високою номінальною напругою та з кращою можливістю розвитку мережі при збільшенні навантаження і появі нових пунктів споживання енергії.

Звісно, спроектована мережа повинна надійно працювати в умовах даної кліматичної зони. Для цього можуть бути передбачені спеціальні заходи та додаткове устаткування.

1. Стисла характеристика району та споживачів

Ожеледне утворення на проводах виникає у результаті попадання крапель дощу, туману, а також снігу, паморозі та інших переохолодженних частинок. Ожеледні утворення призводять до появи значного механічного навантаження на провода, троси та опори у вигляді додаткових вертикальних сил. Це знижує запас міцності проводів. На окремих прольотах змінюються стріли провісу проводів, провода зближуються, зменшуються ізоляційні відстані. У результаті ожеледних утворень виникають обриви проводів та поломка опор, зближення та схльостування проводів з перекриттям ізоляційних проміжків не тільки при перенапругах, але й при нормальній робочій напрузі.

Визначення початкових розрахункових кліматичних умов та заходи з підвищення механічної міцності при проектуванні конструктивної частини повітряних ліній повинні проводитись на основі карт кліматичного районування території країни за швидкісним натиском вітру, грозовою активністю та розміром ожеледних утворень. Карти складенні за даними багаторічних метеорологічних спостережень. Ці карти поділені на I — IV та особливий райони за товщиною стінки ожеледі.

У розробленому курсовому проекті розглядається електрична мережа 35-220 кВ для Дніпропертровської області.

Дніпропетровська область розташована у центрі України та характеризується за спостереженнями метереологічних служб за нижче наведеними критеріями[1]:

. Утворення ожеледі: 3-й район, товщина стінки ожеледі 19 мм, вага ожеледі 15 Н/м

. Максимальний тиск вітру: 3-й район, складає 500 Па

. Тиск вітру при ожеледі: 4-й район, складає 300 Па

. Тиск вітру на проводи та троси діаметром 10 мм, вкриті ожеледдю: 3-й район 8 Н/м

. Середньорічна температура повітря: 4-й район +9°С

. Мінімальна температура повітря: 7-й район -36°С

. Максимальна температура повітря: 2-й район +38°С

. Середня частота інтенсивності та повторної «пляски» проводів та тросів: 2-й район — інтенсивна «пляска»

Максимальні нормативні натиски вітру і товщину ожеледних відкладень визначають виходячи з повторності 1 раз в 10 років для ВЛ 6-330 кВ. Нормативна маса ожеледних утворень на проводах визначається виходячи з циліндричної форми відкладень з щільністю 0,9 г/см3 [1].

У відношенні забезпечення надійності електропостачання електроприймачі діляться на I,II та III категорії. Зі складу I категорії виділяють особливу групу електроприймачів , безперебійна робота яких необхідна для аварійної зупинки виробництва з метою запобігання загрози життя людей, вибухів, пожеж та пошкодження дорогоцінного обладнання. Електроприймачі I та II категорій повинні забезпечуватись електроенергією від двох незалежних взаємно резервуючи джерел живлення.

Лінії ми будемо виконувати сталеалюмінієвими проводами. Вибираємо залізобетонні опори з розташуванням проводів на них трикутником, що є найбільш доцільним при даних умовах. В якості грозозахисного тросу слід використовувати стальні канати перерізом не менше 35 мм2 [1].

2. Вибір схеми електричної мережі

Схеми електричних мереж повинні з найменшими витратами забезпечувати необхідну надійність електропостачання, якість електроенергії у споживачів, зручність і безпеку експлуатації, можливість подальшого розвитку мережі та підімкнення нових споживачів.

Вибір тих чи інших схем електричної мережі залежить від довжини ліній та потужності, яка ними передається, географічного розташування, Довжина ліній участків електричної мережі визначається, враховуючи неоднорідність рельєфу місцевості:

, (2.1)

де lі — довжина ліній за завданням, см;

— масштаб.

Згідно завдання: .

км;

км;

км;

км;

км;

км;

км;

км;

км;

км.

При виборі найбільш економічного варіанта схеми мережі рекомендується розділити приймальні пункти на такі, що розташовані порівняно недалеко один від одного (чи від пунктів живлення) і на взаємовіддалені. Це дає можливість виділити пункти, які доцільно обєднати однією замкненою схемою і подавати живлення окремо від решти.

При виборі варіанта схеми доцільно приблизно оцінювати потужність кожної окремої лінії мережі і найбільші витрати напруги в нормальному та після аварійному режимах при максимальних навантаженнях.

рисунок 2.1 — Можливі варіанти схем розвитку електричної мережі

3. Приблизне визначення потоків потужності

Визначення попереднього потокорозподілу потужності в кожному з намічених варіантів виконується при наступних припущеннях:

1)В розрахунковому навантаженні кожної споживчої підстанції на стороні вищої напруги враховується лише навантаження на вторинній стороні трансформаторної підстанції, тобто приймається, що в трансформаторах відсутні втрати потужності, не враховуються ємнісні потужності лінії.

2)Замкнуті мережі вважаються однорідними, що дає можливість визначити потокорозподіл на ділянках мережі за довжиною ліній ( з урахуванням нелінійності траси).

Для схеми 1:

рисунок 3.1 — Замкнута мережа

Потужності на головних лініях мережі можуть бути визначені за формулами:

, (3.1)

, (3.2)

де Р2, Р3, Р5, Р4 — потужність в пунктах споживання, МВт

l12, l23, l34, l14 — відстань між пунктами, км.

МВт

МВт

Потужності та визначаються за умовою балансу потужності для вузлів 2 та 4.

, (3.3)

(3.4)

МВт

МВт

Потужність на ділянці 4-5:

(3.5)

МВт

Реактивна потужність в пунктах споживання:

(3.6)

де Рі — потужність споживачів у режимі максимальних навантажень згідно завдання, МВт

— коефіцієнт реактивної потужності на шинах у режимі максимальних навантажень згідно завдання.

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

Розподіл реактивної потужності:

, (3.7)

, (3.8)

, (3.9)

(3.10)

(3.11)

де Q2, Q3, Q4 , Q5 — потужність в пунктах споживання, МВАр

l12, l23, l34, l14 — відстань між пунктами, км.

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

Для схеми 3:

рисунок 3.2 — Розімкнута мережа

Потужності, які передаються одною ланкою лінії, знаходять таким чином:

, (3.12)

, (3.13)

, (3.14)

МВт

МВт

МВт

МВт

Розподіл реактивної потужності розраховується таким же чином, як і активної:

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

4. Вибір номінальної напруги лінії мережі

Вибір номінальних напруг елементів електричної мережі є техніко-економічною задачею і повинен здійснюватися разом з вибором схеми мережі для розглянутих варіантів, які задовольняють умовам завантаженості ліній.

При довжині лінії до 250 км і потужності, що передається, до 60 МВт користуємося формулою Стілла [2]:

(4.1)

де lij — відстань між пунктами споживання, км

P — активна потужність, яка передається однією ланкою лінії, МВт

Для схеми 1:

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

Так як пункти 1, 2, 3 і 4 зєднані у кільце, тоді:

кВ

кВ

кВ

Для схеми 3:

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

5. Вибір перерізів проводів повітряних ліній

При виконанні курсового проекту площу перерізів проводів можна вибирати за економічною густиною струму jе .

Згідно завдання Тмах = 5400 год/рік, тоді jе = 1,0 А/мм2. [2]

Мінімальні перерізи проводів: для ПЛ 110 кВ-АС-70/11, для ПЛ 220 кВ — АС-240/39.

Площа перерізу проводів ліній електропередачі за економычною густиною струму:

(5.1)

(5.2)

де І — розрахунковий струм лінії в нормальному режимі максимального навантаження, А; jе — економічна густина струму, S — розрахункова повна потужність однієї ланки лінії, МВА; Uном — номінальна напруга лінії, кВ.

Для схеми 1:

мм2

мм2

мм2

мм2

мм2

мм2

мм2

мм2

мм2

мм2

Для схеми 3:

мм2

мм2

мм2

мм2

мм2

мм2

мм2

мм2

Таблиця 5.1 Опори проводів обраних перерізів[3]

Тип лініїАС-70АС-95АС-240r0, Ом/км0,4340,330,13×0, Ом/км0,40,4290,39B0, См/км2,622,692,8

6. Попереднє порівняння варіантів схем мережі

При попередніх розрахунках можна вважати, що задовільний рівень напруги на знижувальних підстанціях можна отримати, якщо в нормальному режимі мережі однієї напруги втрати напруги не перевищують 15%, а в післяаварійних — (20-25) %.

Втрати напруги визначаються за формулою:

(6.1)

де P, Q — активна та реактивна потужності, що передаються, однією ланкою мережі відповідно, МВт, МВАр;

r0, x0 — активний та реактивний опори лінії мережі, Ом/км [таблиця 5.1];

l — довжина лінії, км;

Uном — номінальна напруга лінії, кВ.

Для схеми 1:

В нормальному режимі роботи падіння напруги шукаємо до точки потокорозподілу:

кВ

кВ

(6.2)

кВ

(6.3)

< 15%

Втрати напруги в нормальному режимі не перевищують 15%.

Для розрахунку після аварійного режиму, схеми 3

(6.4)

Розрахунок ПАР для лінії 220 кВ, обрив лінії 1-2:

кВ

кВ

кВ

кВ

(6.5)

< 25%

Втрати напруги в ПАР не перевищують 25%.

Для схеми 3:

кВ

кВ

кВ

кВ

< 15%

Втрати напруги в нормальному режимі не перевищують 15%.

Розрахунок ПАР для лінії 110 кВ, обрив одного ланцюга лінії 1-2:

(6.6)

кВ

< 25%

Втрати напруги в ПАР не перевищують 25%.

7. Баланс реактивної потужності в мережі

При курсовому проектуванні баланс активної потужності в мережі не розглядається. Приймається, що електрична станція або система цілком забезпечує потребу в активній потужності. Встановлена активна потужність генераторів на електростанціях:

(7.1)

МВт

Баланс реактивної потужності при проектуванні електричних мереж складається у два етапи.

На першому етапі визначається загальне споживання реактивної потужності у системі і оцінюється необхідна величина потужності компенсуючих пристроїв, які встановлюються. Результатом першого етапу є вихідні дані (розрахункові навантаження точок мережі) для розрахунків нормальних та аварійних режимів, а також для техніко-економічних розрахунків при виборі оптимального розміщення компенсуючих пристроїв та уточнення їх сумарної потужності.

На другому етапі складається остаточний варіант балансу реактивної потужності.

Витратна частина балансу реактивної потужності:

(7.2)

де — сумарне реактивне навантаження споживачів, МВАр;

— сумарні реактивні втрати в трансформаторах, МВАр;

— сумарні реактивні втрати у лініях електропередачі, МВАр.

Сумарні втрати реактивної потужності у трансформаторах:

(7.3)

де mi — кількість трансформацій;

Sні — повна потужність навантаження підстанції в режимі максимального навантаження, МВА.

Сумарні втрати реактивної потужності у лініях 35-110 кВ:

(7.4)

Сумарні втрати реактивної потужності у лініях 220 кВ і вище:

(7.5)

де Рлі — активна потужність, що передається лінією, МВт

У прибутковій частині балансу реактивної потужності враховується:

. Наявна реактивна потужність генераторів електростанцій:

(7.6)

де ΣРн — сумарна активна потужність споживачів, МВт;

tgφг — середній номінальний коефіцієнт реактивної потужності генераторів системи, до якої належить район.

Згідно завдання: tgφг = 0,52.

. Сумарна зарядна потужність повітряних ліній:

(7.7)

де Qc0 — зарядна реактивна потужність на кожні 100 км одноланцюгових ліній (при напрузі 110 кВ — Qc0 = 3,0-3,5 МВАр, при 220 кВ — Qc0 = 13,0-14,0 МВАр)

lΣ — cумарна довжина ліній електричної мережі, км.

. Потужність компенсуючи пристроїв QКП: величина потужності компенсуючи пристроїв визначається за умов забезпечення балансу реактивної потужності в електричній мережі:

(7.8)

таким чином потужність компенсуючих пристроїв:

(7.9)

Тангенс кута компенсації:

(7.10)

де — сумарна активна потужність навантаження мережі, МВт

Реактивна потужність компенсуючих пристроїв на кожній підстанції:

(7.11)

де Рні — активна потужність і-ої підстанції в режимі максимального навантаження, МВт;

tgφні — кут зсуву фаз на даній підстанції до встановлення компенсуючих пристроїв в режимі максимального навантаження.

Загальна потужність кожної підстанції після встановлення пристроїв для компенсації реактивної потужності:

(7.12)

Розрахунок потужності компенсуючих пристроїв схеми 1:

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВА

МВА

МВА

МВА

Таблиця 7.1 — Результати розрахунків і вибору компенсуючих пристроїв для схеми 1

ПСПотрібна потужність QКПі, МВАрПараметри компенсуючого пристроюТипПотужність, МВАрUном, кВКількість, штВартість, тис. грн.210,416УКЛ(П)57-10,5-1800У31,810,5657,24735,712УКЛ(П)57-10,5-2700У32,710,5283,26944,08УКЛ(П)57-10,5-2700У3 УКЛ(П)56-10,5-1350У32,7 1,3510,51 183,269 44,23652,898УКЛ(П)57-10,5-2700У32,710,5183,269

Розрахунок потужності компенсуючих пристроїв схеми 3:

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВА

МВА

МВА

МВА

Таблиця 7.2 — Результати розрахунків і вибору компенсуючих пристроїв для схеми 3

ПСПотрібна потужність QКПі, МВАрПараметри компенсуючого пристроюТипПотужність, МВАрUном, кВКількість, штВартість, тис. грн.213,02УКЛ(П)57-10,5-2700У3 УКЛ(П)57-10,5-1800У3 УКЛ(П)56-10,5-1350У32,7 1,8 1,3510,53 2 183,269 57,247 44,23637,665УКЛ(П)57-10,5-2700У3 УКЛ(П)57-10,5-1800У3 УКЛ(П)56-10,5-1350У32,7 1,8 1,3510,51 2 183,269 57,247 44,23645,475УКЛ(П)57-10,5-2700У32,710,5283,26953,375УКЛ(П)57-10,5-1800У31,810,5257,247

8. Вибір трансформаторів

На підстанціях електричної мережі, як правило встановлюється два трансформатори (автотрансформатори). Встановлення більшої кількості трансформаторів допускається тільки в особливих випадках при відповідному техніко-економічному обґрунтуванні. При встановленні двох трансформаторів (автотрансформаторів) потужність кожного з них вибирається згідно з виразом:

(8.1)

де — сумарна максимальна потужність підстанції.

Навантаження трансформатора в нормальному режимі:

(8.2)

де nт — кількість трансформаторів на підстанції, шт.

Навантаження трансформатора в ПАР:

(8.3)

Вибір трансформаторів для схеми 1:

МВА

МВА

МВА

МВА

Таблиця 8.1 — Вибір потужності трансформаторів

ПССумарна підімкнена в режимі максимального навантаження потужність, МВАКількість вибраних трансформаторів, шт.Тип і номінальна потужність кожного із вибраних трансформаторів, МВАНавантаження трансформатора в режимі, %НРПАР230,4572ТРДН 32000/22047,695,2322,842ТРДН 32000/22035,771,4416,3162АТДТН 32000/220/11025,55159,792ТДН 10000/11049197,9

Навантаження трансформаторів в нормальному режимі:

%

%

%

%

Навантаження трансформаторів в ПАР:

%

%

%

%

Таблиця 8.2 — Розрахунок параметрів трансформаторів [4]

характеристика трансформаторівПараметри схеми заміщенняПідстанціяТип, потужність, МВАДіапазон регулювання, %Вартість, тис.руб.Напруга короткого замикання, %Втрати короткого замикання, кВтВтрати холостого ходу, кВтСтрум намагнічування, %Кількість трансформаторів, шт.Активний опір, ОмРеактивний опір, ОмСумарні активні втрати холостого ходу, кВтСумарні реактивні втрати холостого ходу, кВАр2ТРДН 32000/220±8х1,5119,612167430,924,3399,25865763ТРДН 32000/220±8х1,5119,612167430,924,3399,25865764АТДТН 32000/220/110±8х1,515411 34 21145320,621,87 1,87 3,7599 0 182643845ТДН 10000/110±9х1,787010,560140,723,97569,556140

Вибір трансформаторів для схеми 3:

МВА

МВА

МВА

МВА

Таблиця 8.3 — Вибір потужності трансформаторів

ПССумарна підімкнена в режимі максимального навантаження потужність, МВАКількість вибраних трансформаторів, шт.Тип і номінальна потужність кожного із вибраних трансформаторів, МВАНавантаження трансформатора в режимі, %НРПАР229,532ТРДН 25000/11059118322,152ТДН 16000/11069138415,822ТДН 16000/110499959,492ТМН 6300/11075151

Навантаження трансформаторів в нормальному режимі:

%

%

%

Навантаження трансформаторів в ПАР:

%

%

%

%

Таблиця 8.4- Розрахунок параметрів трансформаторів [4]

характеристика трансформаторівПараметри схеми заміщенняПідстанціяТип, потужність, МВАДіапазон регулювання, %Вартість, тис.руб.Напруга короткого замикання, %Втрати короткого замикання, кВтВтрати холостого ходу, кВтСтрум намагнічування, %Кількість трансформаторів, шт.Активний опір, ОмРеактивний опір, ОмСумарні активні втрати холостого ходу, кВтСумарні реактивні втрати холостого ходу, кВАр2ТРДН 25000/110±9х1,7865,510,5120290,821,2727,95584003ТРДН 16000/110±9х1,784810,585190,722,1943,35382244ТДН 16000/110±9х1,784810,585190,722,1943,35382245ТМН 6300/110±9х1,783610,533,511,5125,52110,2123126

9. Техніко-економічне порівняння варіантів

Для порівняння різноманітних варіантів у енергетиці використовують величину так званих зведених витрат:

(9.1)

де Ен — нормативний коефіцієнт порівняльної ефективності капіталовкладень (Ен = 0,12 — для обєктів, які будуються);

К — одноразові капіталовкладення в обєкти, які будуються, тис.грн;

И — річні експлуатаційні витрати на амортизацію, обслуговування та витрати електроенергії, тис.грн;

У — збиток від порушення електропостачання, тис.грн.

(9.2)

де КЛ — капіталовкладення на спорудження ліній, тис.грн;

КП — капіталовкладення на придбання компенсуючих пристроїв, тис.грн;

(9.3)

Річні втрати на амортизацію та обслуговування мережі:

(9.4)

(9.5)

(9.6)

де ИЛ, ИП — річні витрати на амортизацію та обслуговування повітряних ліній та підстанцій відповідно, тис.грн;

aЛ, оЛ — відрахування на амортизацію та обслуговування ліній відповідно, %;

aП, оП — відрахування на амортизацію та обслуговування підстанцій відповідно, %.

Річні втрати на покриття втрат електроенергії:

(9.7)

де ΔW — сумарні втрати електроенергії у мережі, кВт∙год;

в — питомі витрати на 1 кВт∙год втрат електроенергії, грн.

(9.8)

де ΔWл, ΔWТ — втрати електроенергії у лініях і трансформаторах відповідно, кВт год;

(9.9)

(9.10)

де RЛ , RТ — активні опори ліній і трансформаторів, Ом;

n — кількість трансформаторів, шт.;

ΔРк — втрати на корону у лініях, кВт;

ΔРхх — втрати холостого ходу у трансформаторах, кВт;

τ — час максимальних втрат.

(9.11)

де Тmax — час використання найбільшого навантаження, год.

Загальні втрати на корону для всієї лінії або для її ділянки довжиною 1 км визначається наступним чином:

(9.12)

Сумарні річні втрати:

(9.13)

Якщо схеми не відрізняються за надійністю електропостачання, або відсутні дані щодо відмов обладнання, можна скористуватися спрощеною формулою для визначення зведених річних витрат:

(9.14)

Визначаються зведені витрати за кожним варіантом і порівнюються:

(9.15)

Приймається варіант з меншими зведеними витратами.

Варіанти схем вважаються економічно рівноцінними, якщо різниця в зведених затратах приблизно дорівнює 5% чи менше. В такому випадку слід вибирати варіант :

·з більш високою номінальною напругою;

·з більш високою надійністю електропостачання;

·з більш високою оперативною гнучкістю схеми;

·з меншими витратами кольорового металу на проводи повітряних ліній і з меншою необхідною кількістю електричної апаратури;

·з кращою можливістю розвитку мережі при збільшенні навантаження і появі нових пунктів споживання електроенергії.

Усі варіанти, які порівнюються, повинні бути взаємозамінні і забезпечувати однаковий енергетичний ефект.

Необхідні дані для розрахунку наведені у таблицях 8.1, 8.2 беремо з [3].

Таблиця 9.1 — Вартість обраних повітряних ліній[5], тис.руб

Напруга, кВ110220Тип лініїАС-70АС-95АС-240АС-240Металева одноколова—17,9Металева двоколова-20,023,2-Залізобетонна двоколова16,0—

Таблиця 9.2 — Річні витрати на амортизацію та обслуговування елементів електричних схем, % капітальних витрат

Найменування елементів системиНорма амортизаційних відрахуваньВтрати на обслуговуванняПЛ 35 кВ і вище на стальних та залізобетонних опорах2,40,4Силове електроустаткування та розподільчі пристрої до 150 кВ6,43,0Силове електроустаткування та розподільчі пристрої 220 кВ і вище6,42,0

Техніко-економічний розрахунок для схеми 1:

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн..

тис. грн.

тис. грн..

кВт/км [2]

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

МВт г

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн.

Техніко-економічний розрахунок для схеми 3:

електричний мережа напруга підстанція

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн..

тис. грн.

тис. грн..

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

кВт∙год

МВт г

тис. грн.

тис. грн.

тис. грн.

Визначимо найбільш оптимальний варіант схеми:

Варіанти схем рівноцінні, так як різниця у зведених затратах менше 5%. Тоді обираємо варіант з більш високою номінальною напругою, що дає кращу можливість розвитку мереж при збільшенні навантаження і появі нових пунктів споживання електроенергії. Тобто вибираємо схему 1.

10. Розрахунок основних режимів роботи електричної мережі

Мета розрахунку електричної мережі — визначити параметри режимів, виявити можливості подальшого підвищення економічності роботи мережі та одержати необхідні дані для вирішення питань регулювання напруги.

Вихідними даними для розрахунку є схема електричних зєднань мережі, розрахункові параметри її елементів, розрахункові потужності навантаження і задане значення напруги джерела живлення.

Втрати потужності у трансформаторах:

(10.1)

(10.2)

(10.3)

де UТВ — напруга ВН трансформатора, кВ;

RТ, ХТ — відповідно активний та реактивний опори трансформатора, Ом;

Pxx, Qxx — втрати холостого ходу, активної і реактивної потужності, кВт, кВАр

Втрати потужності у лініях:

(10.4)

(10.5)

де Sл — повна потужність, що передається лінією, МВА.

Визначення зарядної потужності, що генерується лінією:

(10.6)

де l — довжина ліній, км; b0 — ємнісна (реактивна) провідність), См/км; nл — кількість ліній, шт.

рисунок 10.1 — Схема заміщення мережі

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВт

МВт

МВт

МВт

Знайдемо Sp1:

н2 = 28 + j∙11,948 МВА

∆Pт2= = 0,076 МВт

∆Qт2 = = 1,739 МВАр

P΄т2 = Pн2 + ∆Pт2

Q΄т2 = Qн2 + ∆Qт2

P΄т2 = 28 + 0,076 = 28,076 МВт

Q΄т2 = 11,948 + 1,739 = 13,687 МВАр

Pт2 = P΄т2 + ∆Pхх2

Qт2 = Q΄т2 + ∆Qхх2

Pт2= 28,076 + 0,086 = 28,162 МВт

Qт2= 13,687 + 0,576 = 14,263 МВАр

Pp1 = Pт2 + +

Qp1 = Qт2 — —

Pp1= 28,162 + = 28,244 МВт

Qp1= 14,683-2,683-2,057= 9,523 МВАр

Знайдемо Sр2:

н3 = 21 + j∙8,988 МВА

∆Pт3 = = 0,043 МВт

∆Qт3 = = 0,979 МВАр

P΄т3 = Pн3 + ∆Pт3

Q΄т3 = Qн3 + ∆Qт3

P΄т3 = 21 + 0,043 = 21,043 МВт

Q΄т3 = 8,988 + 0,979 = 9,967 МВАр

Pт3 = P΄т3 + ∆Pхx3

Qт3 = Q΄т3 + ∆Qхx3

Pт3= 21,043 + 0,086 = 21,129 МВт

Qт3= 9,967 + 0,576 = 10,543 МВАр

Pp2 = Pт3 + +

Qp2 = Qт3 — —

Pp2= 21,129 + = 21,211 МВт

Qp2= 10,543-2,057-2,683= 5,803 МВАр

Знайдемо Sр3:

н4 = 15 + j∙6,42 МВА

∆Pнн = = 0,019 МВт

∆Qнн = = 0,916 МВАр

Pнн = Pн4 + ∆Pнн

Qнн = Qн4 + ∆Qнн

Pнн = 15 + 0,019 = 15,019 МВт

Qнн = 6,42 + 0,916 = 7,336 МВАр

Sн5 = 9 + j∙3,852 МВА

∆Pт5 = = 0,029 МВт

∆Qт5 = = 0,504 МВАр

P˝т5 = Pн5 + ∆Pт5

Q˝т5 = Qн5 + ∆Qт5

P˝т5 = 9 + 0,029 = 9,029 МВт

Q˝т5 = 3,852 + 0,504 = 4,356 МВАр

P΄т5 = P˝т5 + ∆Pхx5

Q΄т3 = Q˝т5 + ∆Qхx5

P΄т5= 9,029 + 0,056 = 9,085 МВт

Q΄т5= 4,356 + 0,14 = 4,496 МВАр

Pт5 = P΄т5

Q т5 = Qт5 —

Pт5 = 9,085 МВт

Q т5 = 4,496 — 0,335 = 4,161 МВАр

∆Pл45 = = 0,035 МВт

∆Qл45 = = 0,038 МВАр

Pл45 = Pт5 + ∆Pл45

Qл45 = Qт5 + ∆Qл45 —

Pл45= 9,085 + 0,035 = 9,12 МВт

Qл45= 4,161 + 0,038 — 0,335= 3,864 МВАр

∆Pcн = = 0,003 МВт

∆Qcн = 0 МВАр

Pсн = Pл45 + ∆Pсн

Qсн = Qл45

Pсн = 9,12 + 0,003 = 9,123 МВт

Qсн = 3,864 МВАр

P˝вн = Pнн + Pсн

Q˝вн = Qнн + Qсн

P˝вн = 9,123 + 15,019 = 24,142 МВт

Q˝вн = 3,864 + 7,336 = 11,2 МВАр

∆Pвн = = 0,025 МВт

∆Qвн = = 1,326 МВАр

P΄вн = P˝вн + ∆Pвн

Q΄вн = Q˝вн + ∆Qвн

P΄вн = 24,142 + 0,025 = 24,167 МВт

Q΄вн = 11,2 + 1,326 = 12,526 МВАр

Pвн = P΄вн + ∆Pхх2

Qвн = Q΄вн + ∆Qхх2

Pвн = 24,167 + 0,064 = 24,231 МВт

Qвн = 12,526 + 0,384 = 12,91 МВАр

Pp3 = Pвн + +

Qp3 = Qвн — —

Pp3= 24,231 + = 24,355 МВт

Qp3 = 12,91-2,683-4,472= 5,755 МВАр

При визначенні потокорозподілу потужностей на першому етапі розрахунку не враховують втрати потужності в мережі. При цьому у загальному випадку при n вузлах навантаження лінії потоки потужності на головних ділянках визначаються за формулами:

SA = (10.7)

SВ = (10.8)

де Si розрахункові потужності вузлів контура, ZАi, ZBi сума спряжених опорів ліній від вузлів А і В відповідно до і-го пункту мережі, ZАВ — сума спряжених опорів ліній контура.

рисунок 10.2 — Розрахункова схема простої замкнутої мережі

Опори ліній:

Ом

Ом

Ом

Ом

Ом

Ом

Ом

Ом

Перевіримо:

,81+j21,081=73,81+j21,081

МВА

МВА

рисунок 5.2 — Розрахункова схема мережі

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

Розрахунок напруг виконують методом послідовних наближень, який передбачає розвязування задачі до тих пір, поки результати наступних наближень не будуть з заданою точністю відрізнятися від результатів попередніх.

Рівні напруг на шинах підстанції:

(10.9)

(10.10)

де Uі — напруга на шинах джерела живлення у максимальному режимі

кВ

= 242,23 кВ

кВ

= 241,8 кВ

кВ

= 242,23 кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

= 124,31 кВ

кВ

11. Регулювання напруги на підстанціях споживачів

Від шин вторинної напруги знижувальних підстанцій живляться розподільчі мережі споживачів напругою 10 кВ. Якщо відомі напруги на шинах СН і НН підстанцій, які зведені до напруги первинної обмотки, у всіх розрахункових режимах, то можна визначити дійсні напруги на шинах СН і НН. Для цього необхідно вибрати такі коефіцієнти трансформаціїї, які дозволяють отримати бажані дійсні напруги на цих шинах у відповідному режимі. Бажані напруги на шинах підстанцій визначаються за принципом зустрічного регулювання напруги. Під зустрічним регулюванням напруги розуміють підвищення напруги до (1,05-1,08) Uном у режимі максимального навантаження і зниження напруги до номінальної Uном — у режимі мінімального навантаження та ПАР.

Вихідними даними до розрахунку коефіцієнтів трансформації трансформаторів ПС є результати розрахунку всіх режимів на ЕОМ.[дод.1, 2,3]

Напруга регулювального відгалудження трансформатора:

(11.1)

де Uн — напруга на шинах НН підстанції для відповідного режиму мережі, зведена до напруги шин ВН, кВ;

Uнн — номінальна напруга обмотки НН трансформатора, кВ;

Uн.б. — бажана напруга, яку необхідно підтримувати на шинах НН у різних режимах роботи мережі, кВ.

Ближча стандартна напруга кожного відгалуження:

(11.2)

де UВН — номінальна напруга ВН трансформатора, кВ;

n — номер відгалуження, який визначається:

(11.3)

Е0 — ступінь регулювання, % .

Дійсне значення напруги на шинах НН:

(11.4)

Коефіцієнт трансформації:

(11.5)

Таблиця 11.1 — Стандартні напруги кожного відгалуження для трансформаторів кожної підстанції з напругою Uвн = 115 кВ

ПідстанціяТип трансформатораUвн., кВE0,%nUвідг. ст., кВ5ТДН — 10000/1101151,789 8 7 6 5 4 3 2 1 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9133,423 131,376 129,329 127,282 125,235 123,188 121,141 119,094 117,047 115 112,953 110,906 108,859 106,812 104,765 102,718 100,671 98,624 96,577

Таблиця 11.2- Стандартні напруги кожного відгалуження для трансформаторів кожної підстанції з напругою Uвн = 230 кВ

ПідстанціяТип трансформатораUвн., кВE0,%nUвідг. ст., кВ2 3 4ТРДН — 32000/220 ТРДН — 32000/220 АТДТН — 32000/220/1102301,58 7 6 5 4 3 2 1 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8257,6 254,15 250,7 247,25 243,8 240,35 236,9 233,45 230 226,55 223,1 219,65 216,2 212,75 209,3 205,85 202,4

Режим максимального навантаження для ПС-2:

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

Режим мінімального навантаження для ПС-2:

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

Післяаварійний режим для ПС-2:

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

Розрахунок напруг і коефіцієнтів трансформаціїї для інших підстанцій проводиться так само і зводиться до таблиці 11.3.

Таблиця 11.3 — Результати вибору коефіцієнтів трансформації

ПСРежимUн, кВUн.б., кВUвідг.розр., кВUвідг.ст., кВ Е0,%nUн.д, кВ.Кт2MAX236,235210,5247,484247,251,5510,5122,480,095MIN225,633910248,197247,251,5510,03822,480,38ПАР227,991110250,79250,71,5610,003622,790,0363MAX237,212610,5248,508247,251,5510,55322,480,5MIN226,823610249,506250,71,569,95222,79-0,48ПАР230,792110253,871254,151,579,98923,1-0,114MAX231,644710,5242,675243,81,5410,451622,16-0,46MIN223,602410245,963247,251,559,94822,48-0,52ПАР227,400210250,14250,71,569,97822,79-0,225MAX121,677310,5127,47127,2821,78610,51611,570,15MIN117,529610129,283129,3291,7879,99611,76-0,04ПАР119,441110131,385131,3761,78810,000711,940,007

12. Розробка головної схеми підстанції

Головна схема підстанції — це сукупність основного обладнання (трансформатори, лінії, компенсуючи пристрої та т.д.), збірних шин, комутаційної та захисної апаратури з усіма електричними зєднаннями між ними.

Від шин низької напруги ПС-3 відходять лінії, що живлять споживачів, у склад яких входять 10% споживачі першої категорій. Згідно ПУЕ підстанція отримує живлення двома повітряними лініями. Номінальна напруга ліній 220 кВ. Кількість від ходячих ліній визначається умовно, за натуральною потужністю:

(12.1)

де РН — потужність на підстанції, задається у завдані, МВт;

Рнат — натуральна потужність, Рнат = 2,5 МВт.

шт.

Приймаємо n = 10 шт.

Зважаючи на те, що на ПС-3 встановлено два силові трансформатори типу ТРДН-32000/220, РП 10 кВ матиме схему секційованої системи шин на дві секції. При такій кількості секцій до кожної з них буде підімкнено по 5 відходящих ліній.

Номінальний струм ліній, що відходять від підстанції:

(12.2)

А,

Номінальний струм ЗРП-10 кВ в нормальному режимі роботи:

(12.3)

А

Номінальний струм ЗРП-10 кВ у післяаварійному режимі роботи:

(12.4)

А

Номінальний струм секційного вимикача ЗРП-10 кВ:

(12.5)

А

Номінальний струм компенсуючого пристрою:

(12.6)

А

Потужність трансформатора власних потреб:

(12.7)

кВА

Обираємо трансформатор ТМ-250/10.

Струм трансформатора власних потреб:

(12.8)

А

Номінальний струм лінії, що підходить до ВРП-220 кВ:

(12.9)

А

Струм вводу:

(12.10)

А

Струм секції:

(12.11)

А

Проведемо розрахунок струмів короткого замикання на стороні 220 та 10 кВ. Розрахунок струмів КЗ проводимо в іменованих одиницях.

рисунок 12.1 — Схема заміщення

Розрахуємо струм КЗ у точці К1 на стороні ВН напругою 220 кВ.

Обираємо за базову потужність Sб =1000 МВА.

Обираємо за базову напругу Uб =220 кВ.

Опір ліній визначається за формулою:

(12.12)

Ом

Ом

Ом

Ом

Опір трансформатора:

(12.13)

Ом

Базовий струм:

(12.14)

А

Результуючий опір для точки К1 складає:

Ом

Струм короткого замикання:

(12.15)

А

Ударний струм:

(12.16)

А

Розрахуємо струм КЗ у точці К2 на стороні НН напругою 10 кВ.

Обираємо за базову потужність Sб =1000 МВА.

Обираємо за базову напругу Uб =10 кВ.

А

Результуючий опір для точки К1 складає:

Ом

А

А

Ударні коефіцієнти обрано згідно місця розташування точки дії можливого струму КЗ відносно джерела струму.

Таблиця 12.1 — Умови вибору та перевірки високовольтних апаратів

ВимикачРозєднувачТранс. струмуТранс. напругиРозрядникUном > Uмер +++++Іном > Імах.раб.+++—Івим > Ік.з.+—-Ідин > іуд.+++—І2к.з·tk >Bk+++—

Таблиця 12.2 — Електричні апарати для ВРП-220 кВ

ВимикачРозєднувач Транcф. струму Транcф. напруги Розрядник HPL-245РДЗ-1-220/1000УХЛ1ТФЗМ-220Б-III-У1НКФ-220-58У1РВС-110МУ1РВМГ-110МУ1Uном > Uмер245>220220=220220=220220=220220=220110=110Іном > Імах.раб2500>481000>48300>48—Івим > Ік.з.40>7,519——Ідин > іуд.100>18,928100>18,92825>18,928—І2к.з·tk >Bk4800>13,291600>13,29288,1>13,29—

Таблиця 12.3 — Обладнання для ЗРП 10 кВ.

Комірка вводуВимикачТрансф. струму нул.послід. Транcф. струмуТранcф. напругиРозрядникВР2-10-1600-31,5У3ТНПШ-1У3ТЛК-10/1500-1У3ЗНОЛ.06-10У3РВ0-10У1Uном > Uмер10=1010=1010=1010=1010=10Іном > Імах.раб1600>13191500>13191750>1319—Івим > Ік.з.31,5>25,96—-Ідин > іуд.81>63,14681>63,146165>63,146—І2к.з·tk >Bk2976,75>67,392976,75>67,395760>67,39—

Таблиця 12.4 — Обладнання для ЗРП 10 кВ.

Комірка секційного звязкуКомірка компенсуючи пристроївВимикачТрансф. струму Транcф. струмуВимикачТрансф. струму нул.послідВР2-10-1000-31,5У3ТЛК-10/1000-1У3ТЛК-10/800-1У3ВР2-10-630-31,5У3ТНПШ-1У3Uном > Uмер10=1010=1010=1010=1010=10Іном > Імах.раб1000>659,51000>659,5600>48630>481500>48Івим > Ік.з.31,5>25,96—-Ідин > іуд.81>63,14681>63,14681>63,14681>63,14681>63,146І2к.з·tk >Bk2976,75>67,392976,75>67,392976,75>67,392976,75>67,392976,75>67,39

Таблиця 12.5 — Обладнання для ЗРП 10 кВ.

Комірка власних потребКомірка збірних шинЗапобіжникТрансф. струму ВимикачТранcф. напругиТрансф. струму нул.послідПКТ101-10-8-31,5У3ТЛК-10/800-1У3ВР2-10-630-31,5У3ЗНОЛ.06-10У3ТНПШ-1У3Uном > Uмер10=1010=1010=1010=1010=10Іном > Імах.раб8>7,39600>7,39600>48-1500>48Івим > Ік.з.——Ідин > іуд.-81>63,14681>63,146-81>63,146І2к.з·tk >Bk-2976,75>67,392976,75>67,39-2976,75>67,39

Обираємо розєднувачі для трансформатора напруги НКФ та для висовольтного вводу до підстанції:

РДЗ-2-220/1000УХЛ1 для трансформатора напруги;

РДЗ-1-220/1000УХЛ1 для високовольтного вводу на підстанцію.

13. Основні техніко-економічні показники мережі

До головних техніко-економічних показників мережі відносять сумарні одноразові капіталовкладення, сумарні річні експлуатаційні витрати, зведені річні народогоспадарські витрати, собівартість передачі електроенергії.

Споживча потужність електроприймачів:

(13.1)

де Рni — потужність в узлах, МВт.

МВт

Електроенргія за рік:

(13.2)

де Тмах — час використання максимального навантаження, год/рік.

МВт∙год

Сумарні транспортні витрати потужності:

(13.3)

де Рдж — потужність джерела, МВт.

МВт

Сумарні транспортні витрати електроенергії:

(13.4)

де ΔWл , ΔWТ — втрати електроенергії у лініях і трансформаторах відповідно, МВт∙год.

(13.5)

(13.6)

МВт∙год

МВт∙год

МВт∙год

Коефіцієнт корисної дії за потужністю:

(13.7)

.

Коефіцієнт корисної дії за електроенергією:

(13.8)

%.

Собівартість передачі електроенергії:

(13.9)

де И — річні експлуатаційні витрати, тис.грн.

коп/кВт∙год

Результати розрахунків заносимо в таблицю 13.1.

Таблиця 13.1 — Зведена таблиця техніко-економічних показників електричної мережі

№ПоказникЗначенняОдиниця1Споживча потужність електроспоживачів Електроенергія73 394,2МВт млн. кВт год2Сумарні транспортні витрати: · потужності · електроенергії 1,352 8,54812 МВт млн. кВт год3Коефіцієнт корисної дії: · за потужністю · за електроенергією 98,15 97,83 % %4Сумарні одноразові капіталовкладення28445,854тис грн.5Сумарні річні експлуатаційні витрати5095,11тис грн.6Зведені річні витрати8508,61тис грн.7Собівартість передачі електроенергії1,29коп./кВт год.

Висновки

Схема розробленої електричної мережі вибиралася в два етапи: попередній аналіз та порівняння шести схем мережі та вибір найбільш економічних та задовільняючих умовам допустимих втрат напруги в основних режимах; аналіз двох найкращіх схем ха технічно-економічним розрахунком.

Спроектована мережа задовольняє вимогам надійності електропостачання та забезпечує задовільний рівень напруги на знижуючих підстанціях споживачів у всіх основних нормальних та аварійних режимах роботи згідно закону зворотнього регулювання напруги. Регулювання напруги здійснюється пристроями РПН трансформаторів.

Мережа має перспективу розвитку.

Перелік літератури

  • Правила устройства электроустановок. -Х.: индустрия, 2007 — 416с.
  • Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 8.090603 «Електотехнічні системи електроспоживання» денної форми навчання / Укл. О.І.Байша, К.О.Братковська. — Запоріжжя: ЗНТУ, 2005 — 42 с.
  • Солдаткина Л.А. электрические сети и системы: Учеб. пособие для вузов. — М.: Энергия, 1978. — 216 с.
  • Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.
  • Блок В.М. электрические сети и системы. Учебное пособие для вузов. — М.:Высшая школа, 1986 — 430 с.
  • Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред.С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро — М.:Энергоатомиздат, 1985-352с.
  • Методические указания к курсовому проектированию по дисцеплине: электрические системы и сети / Состав. В.И. Корнилова — Запорожье: ЗГТУ, 1988 — 35с.
  • Идельчик В.И. электрические системы и сети — М.: Энергоатомиздат 1989-592с.
  • Электроэнергетические системы в примерах и илюстрациях / Под. Ред. В.А. Веникова — М.: Энергоатомиздат, 1983-504с.
  • электрические системы и сети / под.ред. Г.Н. Динисенко — К.:Вища школа, 1986-584с.
  • Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Проектирование электрических сетей и систем. — Минск.: Высш. Шк., 1978-304с.
  • Методичні вказівки до курсового проекту з дисципліни «Електричні станції та підстанції» для студентів спеціальності 8.090603 «Електротехнічні системи електроспоживання» всіх форм навчання / Укл. О.М. Климко, К.В. Строна — Запоріжжя ЗДТУ, 1999-32с.
  • электрический справочник: В З т / под общ. Ред. В.Г. Герасимова, П.Г. Грудиского, Л.А.Жукова, и др.- М.: Энергоатомиздат 1981-Т2 Электромеханические устройства, 1982-Т3, кн1, Производство передача и распределение электрической энергии.
  • Справочник по проектированию электроснабжения — под ред Ю.Г. Барыбина и др. — М.: Энергоатомиздат 1990-570с.
  • Учебная работа. Районна електрична мережа 35-220 кВ