Расчет электрической сети

Содержание Введение

1. Разработка 4−5 вариантов конфигурации сети и выбор двух вариантов для дальнейших расчётов

2. Приближённые расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линий электропередачи

Выбор сечений проводов

Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

Технико-экономическое сравнение вариантов

Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелого послеаварийного режима

8. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения

9. Расчёт технико-экономических показателей

Введение

Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей. С учётом этого ведётся проектирование.

Расчётные задачи решаются по определённым формулам по известной методике на основе необходимых данных. Выбор наиболее удачного варианта электрической сети про изводится путём теоретических расчётов и на основе различных соображений.

К электрической сети предъявляются определённые технико-экономические требования, с учётом которых производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению, по мере возможности, наименьшей стоимости передачи энергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на сооружение сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учёт капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведён с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, — это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

В задании на курсовую работу даётся необходимая информация о потребителях: их взаимное расположение, максимальные и минимальные мощности, коэффициенты мощности, число часов использования максимальной нагрузки. Для решения вопросов надёжности электроснабжения указываются категории потребителей. В задании при водятся также исходные данные о месторасположении электрической станции без значения её мощности. Она принимается за балансирующий узел, в котором задаётся режим напряжений при максимальных и минимальных нагрузках.

Курсовая работа представляется в виде пояснительной записки и одного листа графической части.

1. Разработка 4−5 вариантов конфигурации сети При выборе вариантов необходимо соблюдать два условия: сеть должна иметь по возможности меньшую длину; для каждого потребителя в зависимости от его категории должна быть обеспечена соответствующая степень надёжности.

Разработанная схема считается удачной, если в ремонтных и аварийных режимах нагрузка оставшихся в работе питающих линий увеличивается не более чем на 50−60% от нагрузки нормального режима максимальных нагрузок. Под питающими линиями понимаются линии, отходящие от источников энергии — электростанции и системной подстанции (балансирующего узла). Такими свойствами обладают многоконтурные схемы с тремя и более питающими линиями. При двух питающих линиях их желательно выполнять двухцепными.

В соответствии с ПУЭ нагрузки 1-й и 2-й категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического восстановления питания. Допускается питание потребителей 2-й категории от одного источника при соответствующем технико-экономическом обосновании. Для электроприёмников 3-й категории достаточно питания по одной линии, питающейся от одного источника или, в виде отпайки, от проходящей вблизи линии.

Принимаемая схема должна быть гибкой и удобной в эксплуатации, желательно однородной. Такими качествами обладают многоконтурные схемы одного номинального напряжения. Отключение любой цепи в такой схеме сказывается в незначительной степени на ухудшении режима работы сети в целом.

В качестве критерия сопоставления вариантов сети на данном этапе проектирования рекомендуется использовать суммарную длину линий. Длины высоковольтных (одноцепных) линий увеличиваем на 10% из-за вероятного отклонения трассы линии электропередачи от длины прямой линии по причине изменения рельефа местности. Длины двухцепных линий при этом умножаются на 1,4−1,6 — во столько раз дороже двухцепная линия по сравнению с одноцепной. Этот критерий основывается на предположении, что все варианты схемы имеют один класс номинального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках, причём использованы одинаковые типы опор, конструкции фаз и т. д.

На основе выше изложенного принимаем для дальнейших расчётов варианты 1 и 3. Oба варианта имеют наименьшую протяженность сети ЛЭП, удовлетворяют требованиям по числу присоединений к категориям потребителей, имеют кольцевые схемы.

Рисунок 1.1 — Конфигурация вариантов сети

2. Приближенные расчеты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети Рассчитаем нагрузки потребителей:

S=P+jQ, где Q= P· tgц, где Р — активная мощность потребителей, МВт;

tgц=0,672 — коэффициент реактивной мощности потребителей, определяемый на основании соsц=0,83.

Для ПС3 на стороне НН задана активная мощность =10 МВт; реактивная мощность =10· 0,672=6,72 Мвар; полная мощность =10+j6,72MB· A.

Для ПС4 на стороне СН задана активная мощность =10 МВт; реактивная мощность

=10· 0,672=6,72 Мвар; полная мощность =10+j6,72 МВ· А.

Суммарная нагрузка в узле 2:

=10+10+j (6,72+6,72)=20+j13,44 МВ· А.

Таблица 2.1-Значения нагрузок потребителей

Для определения номинальных напряжений и сечений проводов для выбранных конфигураций сети необходимо рассчитать потоки мощности в ветвях схемы. На первом этапе проектирования эту задачу приходится решать приближённо. В качестве приближённого метода применим метод контурных уравнений, т. е. метод, с помощью которого расчёт потокораспределения ведётся в два этапа, когда на первом этапе выполняется расчёт без учёта потерь мощности и потерь напряжения, а на втором — следуют уточнения с учётом потерь. Здесь используются результаты, полученные на первом этапе электрического расчёта. Чтобы создать предпосылки для возможности применения этого метода, прибегаем к допущениям:

— номинальные напряжения линий одинаковы;

— сечения проводов линий одинаковы, следовательно, их сопротивления пропорциональны их длинам, проводимости линий не учитываются;

— потери мощности в трансформаторах не учитываются, следовательно, заданные нагрузки узлов можно подключить в узлы связи линий и трансформаторы в расчётах не учитывать.

Расчет приближенного распределения потоков мощности для варианта 1

Находим распределение мощностей на участках кольца по известному выражению:

где и — длины противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

S12+ S15= ?Si

29,92+j20,04+31,08+j20,38=12+j8,04+22+j14,74+14+j9,38+13+j8,71

61+j40,87=61+j40,87

Распределение мощностей на остальных участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1- Результаты расчета потоков мощности

Расчет приближенного распределения потоков мощности для варианта 2

Проверка:

S12+ S14= ?Si

36.23+j21,08+30.76+j19.78=18+j8.04+22+j14.74+14+j9.38+13+j8.71

66.99+j40.86=67+j40,87

Распределение мощностей на остальных участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2- Результаты расчета потоков мощности

3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линии. Уточнение конфигурации сети Номинальное напряжение — это основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость.

Выбранное напряжение должно соответствовать принятой системе номинальных напряжений в энергосистеме региона. Предварительный выбор номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам или по эмпирическим формулам [4, c. 260]:

Формула Стилла: ;

Формула Илларионова: ;

Формула Залесского: ,

где? и Р — длина линии, км, и мощность на одну цепь линии, МВт.

Во всех случаях независимыми переменными при выборе номинальных напряжений являются длины линий и протекающие по ним активные мощности, которые были определены на этапе предварительного потокораспределения.

Произведём расчёт напряжений по экономическим зонам и эмпирическим формулам для участка 1−2 варианта 1:

Линия 1−2 одноцепная, длиной 30.36 км, передаваемая активная мощность Р=29.92 МВт. На пересечении координат осей искомая точка попадает в зону U=110 кВ. Предварительно для данной линии принимаем напряжение 110 кВ.

Формула Стилла: ;

Формула Илларионова: ;

Формула Залесского: .

Окончательно принимаем на участке сети 1−2 варианта 1 номинальное напряжение 110 кВ.

Аналогично производим расчет для остальных участков сети. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1

Таблица 3.1 — Предварительный выбор номинального напряжения линий электропередачи

Так как мощности, протекающие по участкам сети попадают в область значений Р, для которых ориентировочное напряжение сети 110 кВ, то окончательно на всех участках сети принимаем одноцепные линии электропередач с номинальным напряжением 110 кВ.

4. Выбор сечений проводов. Уточнение конфигурации сети Провода воздушных линий системообразующей сети выбираются по экономическим соображениям и проверяются по допустимой мощности (току) нагрева в послеаварийных режимах, а также по условиям короны для линий 110 кВ и выше. Эти критерии являются независимыми друг от друга, и выбранное сечение провода должно удовлетворять каждому из них. Результаты расчётов удобно представлять в виде таблицы 4.1. Эти расчёты выполняются для каждого из рассматриваемых вариантов.

Сечения проводов определяем по экономической плотности тока по формуле:

F=,

где I-ток нагрузки на проводник при нормальной работе сети, А;

jээкономическая плотность тока, определяемая в зависимости от материала токоведущего проводника, конструкции линии и времени использования максимальной нагрузки, А/ммІ.

Согласно заданию время использования максимальной нагрузки Тмах=5100 ч для ПС2 и ПС3 и Тмах=5200 ч для ПС4 и ПС5.

Так как согласно заданию значения Тмах различны для потребителей, то для замкнутой сети находим Тср:

По параметру Тср и табл.3,1 принимаем расчётное значение экономической плотности тока равное 1,0 А/ммІ.

Проверка по условию короны осуществляется по выражению:

где Uраб — рабочее напряжение; Uкр — критическое напряжение короны; mо — коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных проводов mо=0,85; mп — коэффициент, учитывающий состояние погоды, mп=1 при сухой и ясной погоде; д — коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление и температуру воздуха, д=1; r — радиус провода, см; D — расстояние между осями проводов воздушной линии, см. Согласно стр. 46 предварительно для расчётов среднее расстояние между проводами D может быть принято равным 400 см.

В качестве материала для проводов воздушных линий используем сталеалюминиевые провода марки АС диаметром не менее 11,3 мм (по условию образования короны). Наименьшее сечение провода должно удовлетворять условию:. Если критическое напряжение получается меньше рабочего (номинального), следует принимать меры для повышения критического напряжения, т. е. взять большее сечение.

Для провода АС-70/11:

условие выполняется.

Расчетное сечение провода по экономическим условиям для участка 1−2 варианта 1:

Таблица 4.1- Выбор сечений проводов воздушных линий

Для проверки выбранных сечений по нагреву в замкнутой сети находят потокораспределение в различных послеаварийных режимах и соответствующие токи. Если ток в послеаварийном режиме превышает допустимый ток по нагреву для выбранных проводов на каком-либо участке, то на этом участке увеличивают сечение провода.

Результаты расчета сведем в таблицу 4.2 и 4.3

Таблица 4.2-Результаты расчета послеаварийного режима для варианта 1

Таблица 4.3-Результаты расчета послеаварийного режима для варианта 2

Согласно нормам технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше выбираем железобетонные опоры на всех участках сети для обоих вариантов.

5. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях На подстанциях, питающих потребителей 1-й и 2-й категорий, для бесперебойности электроснабжения число трансформаторов должно быть не меньше двух. Мощность трансформаторов рекомендуется выбирать из условия всей нагрузки потребителей при выходе из работы одного трансформатора и с учётом допустимой перегрузки до 40%:

Sт? Sнб/1,4.

Мощность однотрансформаторной подстанции определяется максимальной загрузкой трансформатора в нормальном режиме (до 100%).

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и в послеаварийном режимах:

Кз=· 100%.

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере ПС4.

Определим подключенную в момент максимума мощность:

Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки до 40%:

Принимаем по таблице II.2 два трансформатора типа ТДН-16 000/110. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и в послеаварийном режимах:

Кз, норм=

Кз, авар=

Аналогично произведём выбор трансформаторов для остальных подстанций. Результаты расчёта сведём в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 — Выбор трансформаторов для варианта 1 и варианта 3

Таблица 5.2 — Параметры трансформаторов

6. Технико-экономическое сравнение вариантов При технико-экономическом сравнении 2-х вариантов допускается пользоваться упрощёнными методами расчётов, а именно: не учитывать потери мощности в трансформаторах и линиях при определении распределения мощности в сети; находить распределение мощности в замкнутых сетях не по сопротивлениям линий, а по их длинам; не учитывать влияния зарядной мощности линий; определять потери напряжения по номинальному напряжению.

Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции, не дают полного представления об экономичности, т. к. не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может быть только учёт затрат всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Приведенные затраты могут быть определены по формуле:

З=рн· К+Гэ, где рн=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

Ккапитальные затраты на сооружение электрической сети;

К=Кл+Кпс

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Кл=Ко· ?,

где Костоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины по табл. IV.2[1] для железобетонных опор по II району по гололёду;? — длина воздушных ЛЭП, км.

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 года для двух вариантов.

Таблица 6.1- Стоимость линий

Капитальные затраты на сооружение подстанций

Кпс=Кт· m+Кру+Кпост, где Ктстоимость трансформаторов, тыс. руб.; Крустоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.; Кпостпостоянная часть затрат по подстанциям, тыс. руб.

Таблица 6.2 — Стоимость подстанций для вариантов 1 и 2.

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:

К1=Кл+Кпс=1924.956+1845=3769.956 тыс. руб.

К3=2184,072+1845=4029.072 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы:

Гэ=,

где ба+ бротчисления на амортизацию и обслуживание, %; - для силового оборудования и — для воздушных ЛЭП.

Д W — потери энергии в трансформаторах и линиях, МВт· ч; в — стоимость 1 кВт· ч потерянной энергии, руб./кВт· ч; для силового оборудования в=1,75· 10 руб./кВт· ч, для воздушных ЛЭП в=2,23· 10 руб./кВт· ч.

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах:

Д Wт = ДРх· Т +?Рк· (Smах / Sном) І· ф ,

Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах:

где ДPх и? Рк — потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; Smах — максимальная нагрузка трансформатора, МВ· А; Sном — номинальная мощность трансформатора, МВ· А; Т-продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; ф — продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Тmах по формуле:

;

Потери энергии в линиях:

Д Wл=

Для замкнутой сети варианта 1:

Для замкнутого контура варианта 2:

Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:

Гэ, пс1= Гэ, пс3=0.094· 1845+2024.95·1,75·=173.78 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Гэ, л1=0,028· 1924.956+6081.97·2,23·=55.25 тыс. руб.

Гэ, л3=0,028· 2184,072+7518.93·2,23·=62.83 тыс. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

Гэ1= Гэ, л1+ Гэ, пс1=173.78+55.25 =229,03 тыс. руб.

Гэ3= Гэ, л3+ Гэ, пс3=173,78+62.83 =236,61 тыс. руб.

Приведенные затраты:

З1=0,12· 3769,956+229,03 =681,42 тыс. руб.

З3=0,12· 4029,072+236,61 =720,09 тыс. руб.

Так как вариант В-2 дороже варианта В-1, то выбираем вариант В-1 и используем его в дальнейших расчетах.

7. Электрические расчеты характерных режимов сети: наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелого послеаварийного режима Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, а также расчёт напряжений на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах.

Составляем схему замещения электрической сети (линии замещаются П-образной, трансформаторы — Гобразной) и определяем её параметры:

Для линии R=r₀· ?/n, Х=х₀· ?/n, В=n· b₀·?, Qз=UІном· В/2,

где r₀, х₀ — удельные активное и реактивное сопротивления, Ом/км; b₀ — удельная реактивная (емкостная) проводимость, См/км;? — длина линии, км.

Удельные параметры ЛЭП r₀, х₀ и b₀ определяем по табл.I.2. 1].

Для участка сети 1−2, длиной 30,36 км и выполненного проводом АС-185/29:

активное сопротивление R12=0,159· 30.36=4.83Ом;

реактивное сопротивление: Х12=0,413· 30,36=12,54Ом;

Емкостная проводимость ЛЭП: В12=2,75· 10·30,36=83.49· См.

Зарядная мощность, подключенная к концам участка:

Qз, 15=83.49· /2 =0,5 Мвар Результаты расчета сведём в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 — Параметры ЛЭП

Для трансформаторов:

Где ?Рк — потери короткого замыкания, кВт; Uн — номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ; Sн — номинальная мощность трансформатора, МВ· А; Uк — напряжение короткого замыкания, %.

В расчётах электрических сетей 2-х и 3-х обмоточные трансформаторы при Uвн. ном? 220 кВ представляется упрощённой схемой замещения, где вместо ветви намагничивания учитываются в виде дополнительной нагрузки потери холостого хода? Рх-j?Qх:

?Qх=

Для трансформаторов ПС2:

Результаты расчета сведём в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 — Параметры трансформаторов

Для данных трансформаторов предел регулирования напряжений

Электрический расчёт сети в режиме наибольших нагрузок

Нагрузки электрической сети обычно задаются на шинах вторичного напряжения районных или потребительских подстанций. Нагрузка сети высшего напряжения больше заданной нагрузки на величину потерь мощности в трансформаторах. Кроме того, необходимо учитывать зарядную мощность линии, которая обычно приводит к уменьшению реактивной нагрузки сети.

Приводим нагрузки к сети ВН:

Рвн+jQвн=(Рн+?Pх+ · Rт) + j (Qн+?Qх+ · Хт —? Qз),

где Рн, Qн — активная и реактивная мощности нагрузок, заданных на стороне вторичного напряжения подстанций;

Rт, Хт — суммарные активные и реактивные сопротивления трансформаторов данной подстанции;

? Qз — суммарная зарядная мощность линий, приложенная в точке подключения данной нагрузки (подстанции).

Для ПС2:

Рвн+jQвн=(12+0,038+)+j (8.04+0,22+;

— 1,09)=12,21+j7,73

Таблица 7.1.1.-Расчетные нагрузки ПС.

Производим расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым методом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.

Находим распределение мощностей на участках кольца:

где и — полное сопротивление противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

S12+ S15= ?Si 30,95+30,76+j (21,79+19,32) MB· A =61,71+j41,19 MB· A

61,71+j41,19 MB· A =61,71+j41,19 MB· A

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1.

Рисунок 7.1.1-Распределение потоков мощности на участках сети Корректируем найденное распределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности.

Мощность в конце участка 1−2:

Мощность в начале участка 1−2:

Мощность в конце участка 2−3:

Мощность в начале участка 2−3:

Мощность в конце участка 5−1:

Мощность в начале участка 5−1:

Мощность в конце участка 5−4:

Мощность в начале участка5−4:

Мощность в конце участка 4−3:

Мощность в начале участка4−3:

Результаты электрического расчёта режима наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.

Таблица 7.1.2-Распределение мощности на участках сети с учетом потерь мощности

Электрический расчёт сети в режиме наименьших нагрузок

Мощность потребителей в режиме наименьших нагрузок в общем определяется по графикам нагрузок. Иногда эта мощность задается в процентах от наибольшей мощности нагрузки. Этот процент зависит от характера потребителей и рода нагрузки. Согласно заданию: Pнм=0,5Pнб Для ПС2: S2,нм=0,5· S2,нб=0,5•(12+j8,04)=6+j4,02 MB· A.

Таблица 7.2.1-Расчетные нагрузки ПС.

Производим расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым методом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.

Находим распределение мощностей на участках кольца:

где и — полное сопротивление противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка:

S12+ S15= ?Si 15,45+j9,91+15,37+j8,84 MB· A =30,82+j18,75 MB· A

30,82+j18,75 MB· A =30,82+j18,75 MB· A

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.2.1.

Рисунок 7.2.1-Распределение потоков мощности на участках сети Корректируем найденное распределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности.

Таблица 7.2.2- Pаспределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности

Результаты электрического расчёта режима наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.

Электрический расчёт сети в nослеаварийном режиме

Наиболее тяжёлый случай аварии происходит при обрыве линии на головном участке 1−2. Поэтому рассмотрим аварийный случай при обрыве одноцепной линии на участке 1−2.

Таблица 7.3.1- Расчетные нагрузки ПС

Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.2.1

Рисунок 7.3.1-Распределение потоков мощности на участках сети

Рассчитываем потокораспределение на участках сети в послеаварийном режиме с учетом потерь мощности:

Мощность в конце участка 2−3:

Мощность в начале участка2−3:

Мощность в конце участка 3−4:

Мощность в начале участка 3−4:

Мощность в конце участка 4−5:

Мощность в начале участка 4−5:

Мощность в конце участка 5−1:

Мощность в начале участка5−1:

Результаты расчёта сведем в таблицу 7.3.2

Таблица 7.3.2- Потокораспределение с учётом потерь мощности

Результаты электрического расчёта послеаварийного режима приведены на листе графической части проекта.

8. Оценка достаточности регулирования диапазона трансформатора из условия встречного регулирования напряжения Целью такого расчёта является определение приведенных к высокой стороне напряжений на шинах низшего напряжения подстанций. Эти напряжения рассчитываются на основе напряжения опорного узла. Таким опорным узлом могут быть шины питающей станции или подстанции системы, а также другие точки сети. Напряжение опорного узла выбирается таким образом, чтобы у всех потребителей получались напряжения приемлемые как по уровню изоляции, так и по условиям работы.

Режим наибольших нагрузок

Напряжение источника питания U1нб=1,06Uном=1,06· 110=116,6 кВ Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:

U₂=U1- =116,6 -=116,6−3,08=113,22кВ.

Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции 2, приведенное к стороне высшего напряжения:

Uґ2=113,22-=113,22−1,72=111,5 кВ.

Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Расчёты напряжений выполняем для всех рассматриваемых режимов работы. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.1.1

Таблица8.1.1 — Расчёты напряжения на шинах ПС

Режим наименьших нагрузок

Напряжение источника питания U1нм=1,02Uном=1,02· 110=112,2 кВ Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:

U₂=U1- =112,2 -=112,2−2,19=

=110,01 кВ.

Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции 2, приведенное к стороне высшего напряжения:

Uґ2=110,01-=110,01−0,87=109,14 кВ.

Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Расчёты напряжений выполняем для всех рассматриваемых режимов работы. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.2.1

Таблица 8.2.1 — Расчёты напряжения на шинах ПС

Послеаварийный режим

Напряжение источника питания U1нб=1,06Uном=1,06· 110=116,6 кВ Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:

U₅=U1- =116,6 -=116,6−7,35=109,25 кВ.

Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции 2, приведенное к стороне высшего напряжения:

Uґ5=109,25 -=109,35−1,21=108,04 кВ.

Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.3.1

Таблица 8.3.1 — Расчёты напряжения на шинах ПС

Расчёт ответвлений трансформаторов Зная напряжения на шинах низшего напряжения в режимах наибольших, наименьших нагрузок и в послеаварийном режиме, приведенные к высокой стороне, можно найти расчётное регулировочное ответвление трансформатора. Оно выбирается с таким расчётом, чтобы обеспечить наименьшее отклонение напряжений на шинах подстанций в различных режимах сети.

Определяем желаемое (расчётное) напряжение регулировочного ответвления обмотки ВН трансформатора ПС 2 при работе в режиме наибольших нагрузок:

Uвн.ж=Uґн· =111,5·=116,8кВ, где Uнн — номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ

Uн.ж — напряжение желаемое, которое необходимо поддерживать на шинах низшего напряжения в различных режимах работы сети, кВ.

В режиме максимальных нагрузок и в послеаварийном режиме Uн. ж=1,05· Uн=1,05·10=10,5 кВ, в режиме минимальных нагрузок Uн. ж=1,0· Uн=10 кВ; Uн — номинальное напряжение сети, кВ.

По найденному значению расчётного напряжения регулировочного ответвления выбирают стандартное ответвление с напряжением, ближайшим к расчётному:

Uотв=115 кВ (0%)

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения ПС 2:

Uд= Uґн· Uнн /Uотв =111,5· =10,66 кВ Получающееся отклонение напряжения составит

?Uотк=

Допустимое отклонение напряжения от номинального напряжения сети в режиме наибольших нагрузок должно быть не ниже +5%.

Все расчёты по выбору регулировочных ответвлений и определению действительных напряжений и отклонений напряжения на вторичной стороне заносим в таблицу 8.4.1

Таблица 8.4.1- Действительные напряжения ПС

Во всех режимах на шинах низшего напряжения ПС должно обеспечиваться требуемое отклонение напряжения у потребителей, подключенных к шинам обмотки НН, т. е. в режиме наибольших нагрузок? Uотк %, в режиме наименьших нагрузок? Uотк % и в послеаварийном режиме? Uотк %.

На подстанциях 3, 4 и 5 невозможно установить у потребителей желаемое напряжение из условия встречного регулирования напряжения в послеаварийном режиме. На этих подстанциях необходимо использовать другое средство регулирования.

Определим расчётное ответвление обмотки среднего напряжения трансформатора ПС4 :

где Uвн.д.нб и Uвн.д.нм — действительные напряжения обмотки ВН, кВ; - напряжения на шинах 35 кВ в максимальном и минимальном режимах, приведенные к стороне ВН, кВ; Uс — желаемое напряжение на шинах среднего напряжения, Uс=37 кВ.

.

Uотв=39,46 кВ (0%).

Определим действительные напряжения на шинах СН ПС2:

9. Расчет технико-экономических показателей

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Кл=Ко· ?,

где Костоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины по табл. IV.2[1] для железобетонных опор по II району по гололёду;? — длина воздушных ЛЭП, км.

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 года для двух вариантов.

Таблица 9.1- Стоимость линий

Капитальные затраты на сооружение подстанций

Кпс=Кт· m+Кру+Кпост,

где Ктстоимость трансформаторов, тыс. руб.; Крустоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.; Кпостпостоянная часть затрат по подстанциям, тыс. руб.

Таблица 9.2 — Стоимость подстанций для вариантов 1

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:

К1=Кл+Кпс=1924.956+1845=3769.956 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы:

Гэ=,

где ба+ бротчисления на амортизацию и обслуживание, %; - для силового оборудования и — для воздушных ЛЭП.

Д W — потери энергии в трансформаторах и линиях, МВт· ч; в — стоимость 1 кВт· ч потерянной энергии, руб./кВт· ч; для силового оборудования в=1,75· 10 руб./кВт· ч, для воздушных ЛЭП в=2,23· 10 руб./кВт· ч.

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах:

Д Wт = ДРх· Т +?Рк· (Smах / Sном) І· ф ,

Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах:

где ДPх и? Рк — потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; Smах — максимальная нагрузка трансформатора, МВ· А; Sном — номинальная мощность трансформатора, МВ· А; Т-продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; ф — продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Тmах по формуле:

;

Потери энергии в линиях:

Д Wл=

Для замкнутой сети варианта 1:

Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:

Гэ, пс1= Гэ, пс3=0.094· 1845+2024.95·1,75·=173.78 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Гэ, л1=0,028· 1924.956+6081.97·2,23·=55.25 тыс. руб

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

Гэ1= Гэ, л1+ Гэ, пс1=173.78+55.25 =229,03 тыс. руб.

Приведенные затраты:

З1=0,12· 3769,956+229,03 =681,42 тыс. руб.

Стоимость передачи электроэнергии:

Себестоимость передачи электроэнергии:

Удельные капитальные затраты:

.

1. Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин. Проектирование электрических сетей и систем. — Мн.: Вышейшая школа, 1986.

2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро — М.: Энергия, 1977.

3. В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. В. Паперно и др. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: сеть трансформатор напряжение потокораспределение

4. Учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов. — М.: Высшая школа, 1990.

5. В. И. Идельчик. Электрические системы и сети. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

6. Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР — М.: Энергоиздат, 1986.

7. П. В. Лычёв, В. Т. Федин. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для вузов. — Мн.: ДизайнПРО, 1997.

8. Н. М. Сыч, В. Т. Федин. Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем. Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине «Электрические системы и сети». — Мн.: УП «Технопринт», 2001.