Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовий проект:

«Проектування системи електропостачання живильної електричної мережі»



Зміст

• Короткий огляд 3
• Вихідні дані для проектування 4
• Перелік умовних позначень та скорочень 6
• Передмова 8
• 1. Визначення перспективних навантажень споживачів 12
• 1.1 Розрахунок споживання промисловим районом активної потужності 13
• 1.2 Розрахунок споживання промисловим районом реактивної потужності. Попередній розрахунок потужності компенсуючих пристроїв 14
• 2. Вибір схеми електричної мережі промислового району 21
• 2.1 Розгляд схем побудови мережі промислового району 25
• 2.2 Вибір трансформаторів 38
• 2.3 Вибір раціональної схеми електричної мережі на підставі техніко-економічного порівняння 47
• 3. Розрахунок режиму зимового максимуму навантаження 57
• 3.1 Розрахунок потокорозподілу в мережі та напругина підстанціях 57
• 3.2 Регулювання напруги 59
• 3.3 Уточнення потужності компенсувальних пристроїв 63
• 4. Розрахунок режиму річного мінімуму навантаження 65
• 5. Розрахунок найбільш важких післяаварійних режимів 66
• Висновки 68
• Перелік посилань 69


Короткий огляд

Курсовий проект виконано на 65 сторінках формату А4. До якого входять 5 рисунків, 9 таблиць та 22 джерела використаної літератури.

Мета курсової роботи - проектування електричних мереж, забезпечення електропостачання промислового району.

В роботі визначено рівень електрифікації та питомі розрахункові електричні навантаження житлових будівель та громадських споруд. З визначених даних розраховано навантаження житлових будинків і громадських споруд.

Виходячи з розрахункових навантажень житлових будинків і громадських споруд, визначено кількість та потужність трансформаторних підстанцій та розподільчих пунктів.

Виконано розрахунок режимів роботи схеми електропостачання. Для цього наведена характеристика об'єктів електропостачання, визначені перспективні розрахункові навантаження сільськогосподарських споживачів. Проведено розрахунок нормальних режимів роботи системи електропостачання, вибрано лінії електропередач; виконано розрахунок струмів короткого замикання.

З значенями струмів нормальних та аварійних режимів здійснено вибір і перевірку устаткування, розрахунок релейного захисту. Визначено річний економічний ефект.



1. Вихідні дані для проектування

Спроектувати електричну мережу для електропостачання підстанцій

ПС1-ПС5 від ЦЖ

Рисунок.1.1 Розташування пунктів споживання:

Масштаб: 1 см / 10 км

Таблиця 1.1. Інформація про вузли споживання:

У пунктах (підстанціях) ПС1- ПС5 має бути здійснено зустрічне регулювання напруги.

Номінальна напруга мережі нижчої напруги 10 кВ.

Напруга на шинах ЦЖ

- при найбільших навантаженнях 1,05 Uном

- при найменших навантаженнях 1,0 Uном,

- при важких аваріях в мережі 1,07 Uном.

Найменше навантаження 65 % від найбільшого зимового.

Тривалість використання найбільшого навантаження ТНБ = 3800 годин.

Кліматичний район по товщині стінки ожеледі-ІІІ.

Мінімальний коефіцієнт потужності системи cos цг = 0,93 .

Питомі річні збитки

- при відключеннях:

- аварійних 9,5 тис. грн. / кВт;

- планових 7,2 тис. грн. / кВт.



Перелік умовних позначень та скорочень

АВР - автоматичне введення резерву

АЕС - атомна електрична станція

АПВ- автоматичне повторне включення

АТ- автотрансформатор

БК- батарея статичних конденсаторів

ВН - висока напруга

ДЖ- джерело живлення

ДСТУ- державний стандарт України

ЕМ - електрична мережа

ЕП- електричний приймач

КЕС- конденсаційна електрична станція

КЗ- коротке замикання

ККД- коефіцієнт корисної дії

КЛ- кабельна лінія

КУ- конденсаторна установка для внутрішнього розміщення

КУН- конденсаторна установка для зовнішнього розміщення

ЛЕП- лінія електропередавання

НН- низька напруга

ОЕС- об'єднана енергетична система

ПБЗ- переключення без збудження

ПЛ- повітряна лінія

ПС- електрична підстанція

РПН- регулювання без розриву ланцюга навантаженням

СН- середня напруга

СТК- статичний тиристорний компенсатор

ТЕС- теплова електрична станція

ТЕЦ- теплофікаційна електрична станція

ЦЖ - центр живлення.

Передмова

Основним змістом проекту є проектування раціональної схеми електричної мережі, визначення параметрів характерних режимів її роботи, вибір засобів регулювання напруги і компенсації реактивної потужності.

Системи передачі та розподілення електроенергії передають електроенергію від постачальників до місць споживання. Старіння матеріалів передачі та проблеми з продуктивністю можуть призвести до втрат, що становлять близько 10% від загальної кількості електроенергії, що виробляється. Тому передові мережеві технології знаходяться на стадії розробки, щоб підтримувати більш високу ефективність мережі, а також забезпечувати якість та безпеку електроенергії.

Електрична енергія є домінуючою, оскільки її набагато легше передавати та розподіляти, ніж інші форми енергії, такі як механічна. Уявіть собі передачу механічної енергії на відстань 10 метрів. Чи не простіше використовувати дроти замість ременів, ланцюгів чи валів?

Розподільна система є кінцевою частиною енергосистеми, що забезпечує живлення споживачів від високовольтної системи електропередачі до нижчої напруги. Навантаження, пов'язане з розподільчою системою, є непостійним. Різні типи навантаження пов'язані із системою розподілу. Тому за допомогою аналізу навантаження можна проаналізувати напругу, струм, потужність, коефіцієнт потужності та реактивну потужність у різних точках електричної мережі. Для електричного проектування розподільчої системи необхідно володіти інформцією про величину навантаження та географічне положення навантаження.

Електрична енергія виробляється на генеруючих станціях і передається на великі відстані передавальними мережами. Метою проекту є запроектувати мережу розподілу електроенергії між споживачами.

Система розподілу електроенергії. Центр живлення ЦЖ (розподільна підстанція) розташований поблизу або всередині міста/селища/села/промислової зони. Він одержує енергію від мережі передачі. Потім висока напруга лінії передачі знижується понижуючим трансформатором до напруги первинного розподільчого рівня. Напруга первинного розподілу зазвичай становить 10 кВ, але може змінюватись від 6 до 35 кВ залежно від регіону або споживача.

Типова система розподілу електроенергії складається з:

Розподільча підстанція.

Мережі живлення.

Розподільні трансформатори.

Провідники-розподільники.

Службові мережні провідники

Поряд із цим розподільча система також складається з вимикачів, засобів захисту, вимірювального обладнання тощо.

Розподільні фідери: Знижена напруга від підстанції передається до розподільних трансформаторів через провідники фідерів. Як правило, від фідерів не беруться відгалуження, тому струм скрізь залишається однаковим. Основним міркуванням при проектуванні фідерного провідника є його пропускна здатність струму.

Розподільний трансформатор: Розподільний трансформатор, також званий робочим трансформатором, забезпечує остаточне перетворення в системі розподілу електроенергії. По суті, це трифазний трансформатор. Розподільний трансформатор знижує напругу до 380 Y/220 вольт. Тут це означає, що напруга між будь-якою фазою та нейтраллю становить 220 вольт, а міжфазна напруга становить 380 вольт. Однак у США та деяких інших країнах використовується двофазна система 120/240 вольт; де напруга між фазою та нейтраллю 120 вольт.

Розподільники: вихід розподільчого трансформатора здійснюється за провідником розподільника. Відведення беруться від розподільчого провідника для подачі живлення до кінцевих споживачів. Струм через розподільник непостійний, тому що відводи беруться у різних місцях по всій його довжині. Таким чином, падіння напруги по довжині є основним фактором під час проектування провідника розподільника.

Режимом електроенергетичної системи називають її стан, пов'язаний із процесами вироблення, передавання, розподілу та споживання елект-ричноїенергії.Кожнийрежименергосистемихарактеризуєтьсясукупніс-тюпараметрів - частоти змінного струму, струмів або потужностей джерел та споживачів електричної енергії, напруг у вузлах робочої схеми, струморозподілу та потокорозподілу потужностей по ділянках схеми, втрат потужностей в устаткуванні електричних мереж та сумарних втрат потужності в енергосистемі. Такі характеристики називають параметрами режиму (або режимні параметри) електроенергетичноїсистеми.

Параметри режимів електроенергетичної системи поділяють на локальні та загальносистемні. До загальносистемних параметрів відносять частоту змінного струму та сумарні втрати потужності. Решта параметрів є локальними, оскільки характеризують режими окремих елементів електричної системи. Всі режими електроенергетичних систем поділяють на усталені та перехідні. Усталені режими системи характеризуються незмінністю їх параметрів протягом певного тривалого проміжку часу. Очевидно, що забезпечити усталені режими сучасних електроенергетичних систем практично неможливо. Дійсно, через велику кількість та складність приймачів електричної енергії, під'єднаних до електричних мереж, в електричній системі постійно відбуваються зміни режимів електроприймачів, зокрема комутаційні перемикання, пов'язані із увімкненням одних приймачів та вимкнення мінших. Такі комутації носять стохастичний характер та при-зводять до зміни технологічних режимів окремих споживачів електричної енергії та породжує перманентні перехідні режими енергосистеми. Загалом розрізняють три типи перехідних режимів, які мають місце в електроенергетичних системах:

1) електромагнітні перехідні режими;

2) електромеханічні перехідні режими;

3)тривалі перехідні режими.

Електромагнітні перехідні режими пов'язані із процесами обміну енергією між реактивними елементами робочих схем електричних мереж -- поздовжніми індуктивностями лінійелектропередавання, індуктивностями обмоток силових трансформаторів та реакторів, зарядними ємностями ліній, ємностями компенсаційних конденсаторів тощо. Такі перехідні режими виникають внаслідок комутаційних перемикань робочих схем, є короткотривалими, швидкими та характеризуються сталими часупорядку10--2…10--3 сек.

Електромеханічні перехідні режими пов'язані із коливаннями роторів електричних машин, зокрема синхронних генераторів, викликані раптовим накиданням навантаження на електричну машину. Такі перехідні режими триваліші за електромагнітні, їх стала часу має порядок 10--1…1сек.

Тривалі перехідні режими виникають в електроенергетичних системах внаслідок великих збурень і пов'язані з процесами в тепловому та гідравлічному обладнанні електростанцій. Справа в тому, що для того, щоб суттєво підвищити навантаження на ТЕС після серйозного порушення системи, необхідно генерувати більшу кількість пари, що, в свою чергу, потребує збільшення кількості палива, що подається в котел. . Все це визначає певний час зміни навантаження електричної станції і може розглядатися як перехідний режим енергосистеми. Такі перехідні режими є найбільш тривалими (тому вони мають таку назву) і характеризуються постійними часу порядку 10...102 секунд. Усі розглянуті перехідні режими в електроенергетиці виникають одночасно, накладаються один на одного, визначаючи динаміку коливань системи в просторі та часі.



1. Визначення перспективних навантажень споживачів

Правильне визначення величини навантаження на електричні станції та підстанції на етапі проектування дозволяє оптимізувати режим роботи СЕП в цілому та її окремих кіл, ланок, обладнання та інших її елементів. Завищення значень навантаження може призвести до перегріву струмопровідних частин і їхнього виходу з ладу, а заниження значень навантаження призводить до нераціональних витрат коштів, недонавантаження елементів системи, зниження коефіцієнта корисної дії та ін. Тому завдання правильного визначення розрахункових навантажень є одним з головних питань проектування. Для вирішення цього завдання головним фактором є графіки навантажень, які показують залежність значень витраченої активної та реактивної потужності у функції часу.

Застосовуються добові, річні графіки навантажень і річні графіки зміни добових максимальних навантажень. При проектуванні СЕП за графіками навантажень визначають потужність електричної станції або підстанції, здійснюють вибір кількості та потужності джерел і перетворювачів електричної енергії, розраховують поперечний переріз проводів ЛЕП, норми витрат електроенергії, втрати електроенергії в ЛЕП і потужних трансформаторах, а також ряд інших показників, які характеризують режими роботи електроустановок. Режими роботи електроустановок упродовж року в більшості випадків визначаються найбільш характерними графіками навантаження за зимову та літню добу.

На стадії проектування електроустановок потрібно спочатку визначити їхні режими роботи та установити деякі показники. Основним показником є сумарна установлена потужність приймачів електричної



1.1 Розрахунок споживання промисловим районом активної потужності

Розглянемо споживання активної потужності в мережі для періоду найбільших навантажень. Це споживання складається з навантажень понижуючих підстанцій (Pni), втрат потужності в лініях і понижуючих трансформаторах мережі. Орієнтовно можна вважати, що одночасно споживана активна потужність становить близько 90% від суми заданих найбільших навантажень кожного з пунктів. Тому коефіцієнт різночасності максимумів активних навантажень K сприймаємо рівним 0,9

Сумарні втрати активної потужності в лініях і трансформаторах проектованої мережі (е--DPлj +--е--DPтi ). Умовно приймаємо рівними 6% від суми заданих найбільших навантажень ПС.

Активну потужність енергосистеми, що видається в проектовану мережу, наближено можна визначити за виразом:

де розрахункове навантаження трансформаторів окремих ТП мікрорайону, приєднаних до центру живлення

Для проектування електропостачання промислового району з п'ятьма знижувальними підстанціями зробити попередню оцінку споживання активної потужності районом з енергосистеми від ЦЖ. Навантаження ПС:

Pn1 = 7 МВт; Pn 2 = 12 МВт; Pn3 = 16 МВт;

Pn 4 = 11 МВт; Pn5 = 12 МВт.

Орієнтовна величина втрат активної потужності



е--DPлi +--е--DPтi =0,06 ґ--е--Pni = 0,06 ґ (7 + 12 + 16 + 11 + 12) = 0,06ґ58 = 3.48 МВт.

Таким чином, активне розрахункове електричне навантаження, наведене до шин 10 кВ центру живлення мікрорайону, становить:

е Pр тп = 0,9 ґ 58 + 3.48 = 55.48 МВт.

1.2 Розрахунок споживання промисловим районом реактивної потужності. Попередній розрахунок потужності компенсуючих пристроїв

Орієнтовний розрахунок потужності КП в проектованої мережі на основі наближеної оцінки можливих складових балансу реактивної потужності рекомендується виконувати до вибору схеми електричної мережі. Це обумовлено тим, що КП змінюють реактивну складову навантаження, отже, і повну потужність, споживану з мережі ПС. Останнє може вплинути на перетин проводів ПЛ, номінальні потужності трансформаторів, втрати напруги, потужності і енергії в мережі і, як результат, на правильність рішення щодо вибору оптимального варіанту мережі.

Необхідна реактивна потужність проектованої мережі визначається реактивними навантаженнями ПС і втратами реактивної потужності в елементах мережі для періоду найбільших навантажень. При проектуванні умовно приймають збіг за часом періодів споживання найбільших активних і реактивних навантажень.

В середньому генератори електростанцій забезпечують близько 60% споживання реактивної потужності в енергосистемі. Близько 20% генерують лінії високої і надвисокої напруги. В якості додаткових

Qг --Qкп --Qcj --KQрм --Q"ni --?Qтi ----Qлi , (5.1)

де Qг реактивна потужність, що видається енергосистемою в проектовану електричну мережу;

Qкп сумарна потужність КП в електричній мережі;

Qcj сумарна зарядна потужність ліній; Q"ni сумарне реактивне навантаження всіх ПС в електричній мережі;

Qтi сумарні втрати реактивної потужності в трансформаторах підстанцій;

Qлi сумарні втрати реактивної потужності ліній;

QK рм 0.95-коефіцієнт різночасності максимумів реактивних навантажень,

Qг Pг tgг , (5.2)

де tgг коефіцієнт реактивної потужності, що відповідає заданому cos Г. Визначаємо найбільше реактивне навантаження на нижчій стороні кожної з підстанцій (Q"ni):

Дані для розрахунку реактивних потужностей

cos цг = 0,9; cos ц1 = 0,85;

cos ц2 = 0,88; cos ц3 = 0,83; cos ц4 = 0,82; cos ц5 =0,83.

Реактивну потужність, що видається з ЦЖ визначаємо по формулі:

У Qr = У Рr x tg цг (5.3)

Коефіцієнт реактивної потужності, що відповідає заданому cosцr,

tg цr = 0,426

У Qr = 55,48х0.484=26,85

Найбільші реактивні навантаження підстанцій на стороні НН знаходжу по формулі

У Q"ni = У Рnі x tg гi. (5.4)

Коефіцієнти реактивної потужності і-й ПС, що відповідають заданим cos цi:

g ц1 = 0.62; tg ц2 = 0.54; tg ц3 = 0.67; tg ц4 = 0.7; tg ц5 = 0.62

--Q"ni----Pni--tgi, (5.5)

--Q"n17_,62=4,34--Мвар

--Q"n212_,54=6,48--Мвар

--Q"n316_,67=1_,72--Мвар

--Q"n411_,7=7,7--Мвар

--Q"n512_,62=8,_4--Мвар

Де tgi коефіцієнт реактивної потужності і-ої ПС, що відповідає заданому cosi

Сумарна реактивна потужність буде становити

--Q"ni+--Q"ni+--Q"ni+--Q"ni+--Q"ni+--Q"ni (5.6)

Q"ni=4,34+6,48+10,72+7,7+8,04=37,28Мвар

Визначаю орієнтовну величину втрат реактивної потужності в трансформаторах:

УДQті =0.1 х =6,01 (МВар)

Визначаю необхідну сумарну потужність пристроїв, що компенсують:

УQку = КQрм х У Q"ni + УД Qті У Qr (1.7)

УQку =0.95 х 37,28+ 6.01 - 26,85 =14.57 (МВар)

Визначаємо величину балансового коефіцієнта реактивної потужності:

(5.7)

tgi==0,41

Розрахункова потужність компенсуючих пристроїв в кожному

пункті споживання (на кожній ПС) визначають за виразом:

Qкпі Pni (tgi tgбаж ) . (5.8)

Qкп1 7 (0,62 0,41 )=1,47 Мвар

Qкп2 12 (0,54 0,41 )=1,08 Мвар

Qкп3 16 (0,67 0,41 )=4,16 Мвар

Qкп4 11 (0,7 0,41 )=3,19 Мвар

Qкп5 12 (0,62 0,41 )=2,52 Мвар

Для компенсації реактивної потужності можливо використовувати батареї конденсаторів типів КСКГ-1,05-125 і КС2-1,05-60, потужністю відповідно 6,5 і 3,2 Мвар кожна при напрузі 10 кВ.

З огляду на, що в режимі зимового максимуму навантажень за:умовами зустрічного регулювання напруга на нижчій стороні ПСповинно бути не менше ніж на 5% перевищувати номінальне значення, потужність кожної з встановлених батарей КП. електричне навантаження споживач житловий

Фактичну потужність КП, встановлених на кожній з ПС, визначаємо за формулою:

Qкуi = Qкуi ном Ч(U/Uном)2 (5.9)

Qку1 = 1,47Ч(10,5/10)2=1,61

Qку2 = 1,08Ч(10,5/10)2=1,19

Qку3 = 4,16Ч(10,5/10)2=4,58

Qку4 = 3,19Ч(10,5/10)2=3,5

Qку5 = 2,52Ч(10,5/10)2=2,77

Визначаю потужність відповідних КП:

Qкуi = Qкуi ном Ч(U/Uном)2 (5.10)

Qкуi = 6,5 Ч(10,5/10)2 =7,2

Qкуi = 3,2Ч(10,5/10)2 =3,5

Визначаю найбільше реактивне й повне навантаження на нижчій стороні підстанцій:

Qni = Q"ni Qфкуi (5.11)

Qn1 =4,34-3,5=0,84

Qn1 =6,48-3,5=2,98

Qn1 =10,72-3,5=7,22

Qn1 =7,7-3,5=4,3

Qn1 =8,04-3,5=4,54

Qпi=(Ni Qкп i) (5.12)

QФкупi=0,84+2,98+7,22+4,3+4,54=19,88 Мвар



де n кількість ПС; Ni кількість КП кожного з типів на кожній ПС.

Після установки на підстанціях обґрунтованих КП, зміниться івеличина споживаної на них реактивної потужності. Для визначення найбільшого реактивної і повного навантаження на нижчій сторон підстанцій скористаємося виразами:

Повне розрахункове електричне навантаження мікрорайону:

(5.13)

кВ·А.

Визначаєм найбільше повне навантаження на нижчій стороні підстанцій:

кВ·А

кВ·А

кВ·А

кВ·А

кВ·А



Таблиця 5.1. Навантаження підстанцій з урахуванням потужності КП.

Розподіл КП по ПС виконуємо в залежності від їх розрахункової потужності. Для компенсації реактивної потужності необхідно використовувати 4 батареї конденсаторів типу КСКГ-1, 05-125 і 1 батарею конденсаторів типу КС 2-1, 05-60З огляду на те, що напруга на стороні нижчої напруги ПС в режимі зимового максимуму навантажень буде на 5% перевищувати номінальне значення, визначимо потужність відповідних КП на 5% більше.



2. Вибір схеми електричної мережі промислового району

При проектуванні електроенергетичних об'єктів використовується метод варіантного зіставлення можливих до виконання конкурентоспроможних технічно реалізованих рішень задачі. Для кількісної оцінки економічності варіанту технічного рішення проектованої мережі використовують дисконтовані витрати. На підставі аналізу вихідних даних складають можливі до виконання варіанти мережі. Найвигіднішим з них є той, при якому дисконтовані витрати будуть мінімальними. У разі, якщо в результаті техніко-економічного порівняння варіантів деякі з них виявляться рівно-економічними, до виконання приймають той з них, який краще буде забезпечувати якісні та перспективні показники. В живильних електричних мережах застосовують різні за будовою схеми розімкнуті (нерезервовані й резервовані) радіальні, магістральні, радіально-магістральні і замкнуті (резервовані) кільцеві, з двостороннім живленням, складнозамкнуті.

Вибір конкретної схеми визначається складом споживачів за категоріями необхідної надійності електропостачання і взаємним розташуванням ЦЖ і понижувальних підстанцій.

Для живлення електроприймачів I і II категорій застосовують різні резервовані схеми. Можливість живлення електроприймачів II категорії по нерезервованої повітряної одноланцюгової лінії повинна бути доведена техніко-економічним порівнянням з варіантом резервованого електропостачання. Живлення електроприймачів III категорії може здійснюватися по одноланцюгових нерезервованої лініях.

На ПС, як правило, встановлюють два трансформатора (автотрансформатора), що відповідає вимогам до надійності електропостачання вузлів навантаження, що мають споживачів I і II категорій. Для виключення пошкоджених елементів мережі, для їх резервування, а також для здійснення ремонту обладнання без припинення електропостачання споживачів при виборі схеми побудови мережі, що відповідає вимогам надійності, необхідно передбачати установку відповідних комутаційних апаратів для відключення і перемикання.

Найбільш раціональні схеми побудови мережі розглядаються при виборі можливих варіантів схеми електричних з'єднань. Схема електричних з'єднань мережі (конфігурація мережі) залежить від взаємного розташування ЦЖ і ПС на плані місцевості, а також від співвідношення навантажень підстанцій промислового району. Використовують розімкнуті нерезервованої і резервованих замкнуті і сложнозамкнутие схеми.

Основні положення раціональної побудови конфігурації мережі полягають в наступному:

живлення споживачів промислового району здійснюється по найкоротших зв'язків;

слід уникати зворотних потоків потужності навіть на окремих ділянках мережі;

застосування замкнутих і сложнозамкнутих схем для живлення декількох ПС промислового району економічно доцільно при умовах:

а) сумарна довжина замкнутої схеми значно менше сумарної довжини ліній радіально-магістральної резервованої схеми в одинланцюговому численні;

б) при об'єднанні в замкнутий контур декількох ПС не утворюється протяжних малозавантажених ділянок мережі, які практично використовуються тільки в післяаварійних режимах.

Складання варіантів схем мережі є досить складним завданням, рішення якого багато в чому залежить від досвіду і мистецтва проектувальника.

Розробку варіантів починаєм з найбільш простих схем. На рисунку Рис.6.1 приведені можливі варіанти схем мережі.



Рисунок.2.1. Варіанти схеми мережі

Варіанти схеми мережі: а I варіант; б III варіант; в IV варіант; г V варіант

До таких варіантів відносяться схеми радіального і магістрального типу, а також кільцеві. Поряд з простими і дешевими варіантами розглядають схеми зі збільшеними капіталовкладеннями, за рахунок чого досягається велика експлуатаційна гнучкість, зниження втрат потужності, підвищена надійність електропостачання. До числа таких варіантів відносяться змішана магістральної-радіальна схема, схеми з двома і більше взаємно замкнутими контурами. Число ланцюгів ПЛ вибирається на основі вимог щодо надійного електропостачання. Електроприймачі I і II категорій повинні забезпечуватися електроенергією від двох незалежних джерел живлення (такими, зокрема, вважаються дві системи шин або дві секції шин однієї підстанції або електростанції). Якщо в схемі варіанту мережі є тупикова лінія, яка живить електроприймачі III категорії, то необхідно визначити доцільне число ланцюгів такий ПЛ. Правил улаштування електроустановок (ПУЕ) [2, п.1.2.19] допускається живлення електроприймачів II категорії по одній ПЛ, якщо забезпечена можливість проведення її ремонту протягом доби.

Кращою є схема, при якій ПЛ виконуються на окремих опорах, йдуть по різних трасах з метою охоплення електрифікацією додаткової території.

Для живлення ПС зі споживачами I категорії рекомендується використовувати резервовані одноланцюгові ПЛ.

Довжини ПЛ через непрямолінійності й нерівності рельєфу місцевості приймають більше на 20% по відношенню до повітряної прямої між відповідними пунктами. Марку проводів ПЛ вибирають по довідковій літературі [9]. Найпоширеніші на ПЛ 35 220 кВ є сталеалюмінієві проводи (АС). В процесі проектування мережі вибирають число, потужність і тип трансформаторів, схему електричних з'єднань ПС.

З точки зору розташування ПС в мережі і способу приєднання їх до мережі з боку високої напруги (ВН), ПС виконуються тупиковими, відгалужувальними, прохідними і вузловими (Додаток П.3). Кількість ПЛ з боку ВН підстанцій і схема підключення до мережі визначають схему електричних з'єднань ПС і, отже, її конструктивне виконання і вартість.

При виборі трансформаторів для ПС слід приймати тільки ті з них, які мають вбудоване регулювання напруги під навантаженням (РПН).

Число осередків вимикачів в ЦЖ приймають рівним кількості ПЛ, що від нього відходять. Число осередків вимикачів ПС на стороні ВН визначається типом схеми ПС. Типові схеми ПС [10] наведені в додатку П4. Схема П4.1 призначена для тупикових нерезервованих радіальних ліній; схема П4.2 для відгалужувальних ПС в нерезервованих магістральних ПЛ; схема П4.3 для всіх ПС резервованих радіальних і магістральних мереж; схеми П4.4 і П4.5 17.

При проектуванні електроенергетичних об'єктів використовується метод варіантного зіставлення можливих до виконання конкурентоспроможних технічно реалізованих рішень задачі. Для кількісної оцінки економічності варіанту технічного рішення проектованої мережі використовують дисконтовані витрати. На підставі аналізу вихідних даних складають можливі до виконання варіанти мережі. Найвигіднішим з них є той, при якому дисконтовані витрати будуть мінімальними У разі, якщо в результаті техніко-економічного порівняння варіантів деякі з них виявляться рівноекономічними, до виконання приймають той з них, який краще буде забезпечувати якісні та перспективні показники

2.1 Розгляд схем побудови мережі промислового району

В живильних електричних мережах застосовують різні за будовою схеми розімкнуті (нерезервовані й резервовані) радіальні, магістральні, радіально-магістральні і замкнуті (резервовані) кільцеві, з двостороннім живленням, складнозамкнуті. Вибір конкретної схеми визначається складом споживачів за категоріями необхідної надійності електропостачання [1, с.247] і взаємним розташуванням ЦЖ і понижувальних підстанцій. Для живлення електроприймачів I і II категорій застосовують різні резервовані схеми. Можливість живлення електроприймачів II категорії по нерезервованої повітряної одноланцюгової лінії повинна бути доведена техніко-економічним порівнянням з варіантом резервованого електропостачання. Живлення електроприймачів III категорії може здійснюватися по одноланцюгових нерезервованих лініях. На ПС, як правило, встановлюють два трансформатора (автотрансформатора), що відповідає вимогам до надійності електропостачання вузлів навантаження, що мають споживачів I і II категорій. Для виключення пошкоджених елементів мережі, для їх резервування, а також для здійснення ремонту обладнання без припинення електропостачання споживачів при виборі схеми побудови мережі, що відповідає вимогам надійності, необхідно передбачати установку відповідних комутаційних апаратів для відключення і перемикання. Найбільш раціональні схеми побудови мережі розглядаються при виборі можливих варіантів схеми електричних з'єднань.

Схема електричних з'єднань мережі (конфігурація мережі) залежить від взаємного розташування ЦЖ і ПС на плані місцевості, а також від співвідношення навантажень підстанцій промислового району. Використовують розімкнуті нерезервованої і резервованих замкнуті і сложнозамкнутие схеми. Основні положення раціональної побудови конфігурації мережіполягають в наступному:

живлення споживачів промислового району здійснюється по найкоротших зв'язків;

слід уникати зворотних потоків потужності навіть на окремих ділянках мережі;

застосування замкнутих і складно замкнутих схем для живлення декількох ПС промислового району економічно доцільно при умовах:

а) сумарна довжина замкнутої схеми значно менше сумарної довжини ліній радіально-магістральної резервованої схеми в один ланцюговому численні;

б) при об'єднанні в замкнутий контур декількох ПС не утворюється протяжних малозавантажених ділянок мережі, які практично використовуються тільки в післяаварійних режимах.

Складання варіантів схеми мережі є досить складним завданням, рішення якої багато в чому залежить від досвіду і мистецтва проектувальника

Розробку варіантів починають з найбільш простих схем. До таких варіантів відносяться схеми радіального і магістрального типу, а також кільцеві. Поряд з простими і дешевими варіантами розглядають схеми зі збільшеними капіталовкладеннями, за рахунок чого досягається велика експлуатаційна гнучкість, зниження втрат потужності, підвищена надійність електропостачання. До числа таких варіантів відносяться з мішана магістральної-радіальна схема, схеми з двома і більше взаємно замкнутими контурами.

Рішенням задачі розрахунку усталених режимів проектованих варіантів мережі промислового району є відповідь на питання про технічну можливість варіанта схеми мережі бути реалізованим. При проектуванні мережі одночасно з розробкою варіантів схеми конфігурації вирішуються питання вибору номінальної напруги мережі. Комплексне вирішення цих питань вимагає визначення потоків потужності по ПЛ в нормальному і після аварійних режимах по окремих дільницях і напрузі в вузлах мережі.

На першому етапі попереднього порівняння та відбору конкурентоспроможних варіантів схеми навантаження в вузлах мережі визначають наближено, без урахування втрат потужності в трансформаторах і реактивної потужності, що генерується лініями. Вихідними даними для розрахунку потокорозподілу в нормальному і після аварійних режимах на даному етапі проектування є навантаження ПС на стороні НН. Наближений розрахунок потокорозподілу виробляють без урахування втрат потужності в елементах мережі за умов рівності напруг уздовж гілок схеми номінальному і однорідності мережі. ном U

Розрахунок потоків потужності в магістральних мережах проводиться в напрямку від найбільш електрично віддаленій ПС до ЦЖ шляхом послідовного підсумовування розрахункових навантажень в вузлах мережі. У простих замкнутих мережах навантаження ПС враховують в вузлах замкнутої мережі ВН і визначають потоки потужності на головних ділянках пропорційно довжині ділянок мережі і, виходячи з умов балансу потужності, знаходять потоки потужності на інших ділянках.

Визначимо потоки потужності, що передаються в нормальному режимі по лініях: Для розрахунку кільцеву мережу представляють у вигляді лінії з двостороннім живленням. При цьому кільцеву мережу розривають в ЦЖ, замінюючи джерело живлення в ЦЖ двома джерелами живлення: А і В.

При розрахунках режимів складних замкнутих мереж може бути використаний метод перетворення мережі. Цей метод полягає в тому, що мережа поступовими перетвореннями приводиться до ПЛ з двостороннім живленням, в якій знаходять розподіл потужностей, як у простої замкнутої мережі. Потім розгортанням схеми визначають розподіл потужностей у вихідній мережі

Перетворення складної замкнутої мережі засноване на використанні наступних еквівалентних перетворень: заміни декількох гілок однієї еквівалентної, перенесення навантажень (виняток вузла), перетворення трикутника в зірку і назад Наприклад, еквівалентування двох паралельних гілок виробляють за висловом

Число осередків вимикачів на стороні нижчої напруги (НН) ПС визначають умовно по навантаженню ПС, виходячи з можливої передачі в режимі максимального навантаження по кожній лінії до 3-4 МВА. Крім цього, необхідно врахувати вступні осередку вимикачів понижуючих трансформаторів, секційні вимикачі і вимикачі КП.

Для умов завдання, наведеного в Додатку П1, запропонувати схеми електричних з'єднань мережі.

Відстані між підстанціями визначимо відповідно до плану розташування ПС відповідно до заданого масштабом (П1). При цьому довжину ліній збільшуємо на 20% (п. 2.3.3).

Попередній розрахунок усталених режимів проектованих варіантів мережі промислового району розглянемо для схеми приведеної на рисунку Рис. 2.2

Рис.2.1. Радіально-магістральна мережа.

Рішенням задачі розрахунку є відповідь на питання про технічної можливості бути реалізованим варіанта схеми мережі. Розрахунок роблять для кожного з розглянутих варіантів. При проектуванні мережі одночасно з розробкою варіантів схеми конфігурації вирішуються питання вибору номінальної напруги мережі. Комплексне вирішення цих питань вимагає визначення потоків потужності по ПЛ в нормальному і післяаварійних режимах по окремих дільницях і напрузі в вузлах мережі.

. Вихідними даними для розрахунку потокорозподілу в нормальному і після аварійних режимах на даному етапі проектування є навантаження ПС на стороні НН. Наближений розрахунок потокорозподілу виробляють без урахування втрат потужності в елементах мережі за умов рівності напруг уздовж гілок схеми номінальному і однорідності мережі. ном U

Розрахунок потоків потужності в магістральних мережах проводиться в напрямку від найбільш електрично віддаленій ПС до ЦЖ шляхом послідовного підсумовування розрахункових навантажень в вузлах мережі. У простих замкнутих мережах навантаження ПС враховують в вузлах замкнутої мережі ВН і визначають потоки потужності на головних ділянках пропорційно довжині ділянок мережі і, виходячи з умов балансу потужності, знаходять потоки потужності на інших ділянках.

Визначаю потоки потужності, передані по лініях у нормальному режимі:

SЦ1 = S1 = 7 + j0,84 (MBA);

S32 = S3 = (16 + j7,22) = 16 + j7,22 (MBA);

SЦ3 =S32+ S2 = (16 + j7,22)+(12 + j2,98)=28+j 10,2(МВА).

S54 = S5 = 12 + j4,54 (МВА);

SЦ5 = S54+ S4= (12 + j4,54)+( 11+ j4,3)= 23 + j8,94 (МВА);

Повну потужність в лініях знаходжу по формулі:

(МВА)

(МВА)

(МВА)

(МВА)

(МВА)

При проведенні еквівалентних перетворень іоперують значеннями довжин ліній замість опорів так, як це зроблено у формулі (1.15) .Перенос навантаження визначають за рівнянням розрахунку потужності на головних ділянках лінії з двостороннім живленням по (1.15) .

На підставі попередньої оцінки розрахункових навантажень ліній проводиться вибір номінальної напруги. Номінальна напруга UНОМ визначається, в основному, переданої активною потужністю Р (МВт) і довжиною 1 (км).

Для орієнтовного визначення величини економічно доцільного напруги ліній UНОМ (кВ) можна скористатися емпіричної формулою, запропонованою Г.А. Ілларіоновим [1, с. 257],

Визначаємо номінальну напругу для ділянок мережі:

(мВ)

(мВ)

(мВ)

(мВ)

(мВ)

Однак, автоматично користуватися цією формулою неприпустимо. Необхідно враховувати діапазони фактично переданих по одного ланцюга ПЛ потужностей при тому чи іншому номінальній напрузі, а також граничні протяжності ПЛ. Так, наприклад, для ПЛ 110 кВ при діапазоні 21 перетинів проводів від 70 до 240 мм 2 передана потужність лежить в межах від 15 до 65 МВт при граничній довжині ПЛ до 150 км. Для ПЛ 220 кВ при перетинах 240 400 мм 2 діапазон потужностей лежить в межах від 100 200 МВт при граничній довжині ПЛ до 250 км.

Рекомендується виконувати проектовану мережу з одним рівнем напруги. При цьому визначальним слід вважати номінальну напругу, отримане за (1.17) для більш завантажених головних ділянок.

Знаючи потоки потужностей по ПЛ , Номінальну напругу UНОМ, можна перейти до вибору перетинів проводів. Для цього визначають струми в ПЛ

е nпл - число паралельно працюючих ПЛ; Sл повна потужність, що передається по ПЛ, яка визначається виразом:

Перетини проводів вибирають за струмовим економічним інтервалах в залежності від розрахункового струму I р

Ip = ai x aT x I5 (1.17)

Коефіцієнт ai = 1,05; коефіцієнт aT = 0,8; приймаємо I5 = Iл

Iр12 = 1.05 х 0.8 х 18,50 = 5,54 (А);

Ipц1 = 1.05 х 0.8 х 30,99 = 25,96 (А);

Ip43 = 1.05 х 0.8 х 18,02 = 15,13(А);

Ip54 = 1.05 х 0.8 х 33,67 = 27,72 (А);

IpЦ5 = 1.05 х 0.8 х 64,70 = 54,24 (А).

де I5 струм лінії на п'ятий рік її експлуатації; i a коефіцієнт, що враховує зміну навантаження по роках експлуатації ПЛ; T a -коефіцієнт, що враховує час найбільшого навантаження THб і коефіцієнт її потрапляння в максимум навантаження енергосистеми KM.

Для ПЛ 110 220 кВ i a = 1,05; T a вибирають по таблиці [9, с. 15б].

При виконанні курсового проекту можна прийняти KM = 0,8; IЛ = I5 .

Таблиця для вибору коефіцієнта T a дана в додатку П5.

Перетини проводів ПЛ вибирають з економічних інтервалах

струмових навантажень в залежності від номінальної напруги, району

по ожеледі, матеріалу опор і кількості ланцюгів на них [9]. Таблиця

економічних інтервалів дана в додатку П6.

Якщо розрахунковий струм IP перевищує верхню межу інтервалу використання максимального перетину для даного напруги, то даний варіант може бути виключений з подальшого розгляду як технічно не реалізовуються. В даному випадку рекомендується розглянути можливість введення додаткових ПЛ, паралельних ланцюгів або перекладу мережі на вищий щабель напруги.

Вибираю провідником провід відповідно: АС-70; АС-70; АС-70; АС-70; АС-70.

Вибрані перетини проводів повинні бути перевірені по допустимому току на нагрів в найбільш важких після аварійних режимах. Для магістральних і радіальних ПЛ це відключення одного ланцюга, для кільцевих і складнозамкнутих мереж відключення головних ділянок мережі. Умова перевірки:

IЛА? КПЧІдоп .

де IЛА струм через розглянуту ПЛ в найбільш важкому з післяаварійних режимів; Ідоп допустимі струмові навантаження на дроти згідно [9. с. 292], значення яких наведені в Додатку П6; КП поправочний коефіцієнт на температуру повітря [9, c.292], в проекті його рекомендується прийняти рівним 1.

(А);

(А);

(А);

(А);

(А);

Перевіряєм:

21,36? 1Ч256 .

35,78? 1Ч256

90,30? 1Ч265

38,87? 1Ч256

74,78? 1Ч256

У нормальному й після аварійному режимах максимальні втрати напруги в мережі не перевищують припустимих значень за умовою регулювання напруги, струм у всіх лініях менше припустимого по нагріванню.

Визначаю активний й реактивний опори по формулах:

Далі визначаю активний та реактивний опір ПЛ, у нормальному режимі, проводів лінії rл і індуктивне опір фази лінії xл:

(1.18)

(Ом)

(Ом)

(Ом)

(Ом)

(Ом)

(1.19)

(Ом)

(Ом)

(Ом)

..(Ом)

..(Ом)

Визначаю активний і реактивний опори ПЛ у після аварійному режимі:

(1.18)

(Ом)

(Ом)

(Ом)

(Ом)

(Ом) (1.19)

(Ом)

(Ом)

(Ом)

(Ом)

(Ом)

де r 0 і x 0 питомі активні й реактивні опори повітряної лінії, Ом / км (Додаток П6); l довжина лінії, км; nЛ число паралельних ліній (ланцюгів).

Потім розраховую втрати напруги в лініях у відсотках від номінального в нормальному ДUН і післяаварійних ДUА

Знаходжу падіння напруги на кожній ПЛ у нормальному й після аварійному режимах по формулах:

(%)

(%)

(%)

(%)

(%)

(%)

(%)

(%)

(%)

(%)

(%)

(%)

У нормальному й після аварійному режимах максимальні втрати напруги в мережі не перевищують припустимих значень за умовою регулювання напруги, струм у всіх лініях менше припустимого по нагріванню. Варіант можна технічно реалізувати.

Результати розрахунків заносимо в таблицю 1.2.

Траси розподільних ліній 10 кВ проектуємо по можливості ближче до доріг для зручності їхньої експлуатації. Навантаження між лініями, що відходять від однієї підстанції доцільно розподіляти рівномірно, що дозволяє встановити на підстанції однотипне устаткування й апаратуру.

При побудові схеми мережі необхідно прагнути до виділення явно вираженої магістралі.

У схемі мережі передбачена можливість застосовувати резервування ПЛ -10 кВ від різних підстанцій або різних секцій двотрансформаторних підстанцій шляхом спорудження перемичок між лініями.

Дроти доцільно вибирати одного перетину, що дозволяє поліпшити режим роботи споживачів при живленні від резервного джерела.

Таблиця 2.1 - Результати розрахунку радіально-магістральної мережі. В-І

Перед розрахунком розподільних мереж 10 кВ необхідно ретельно спроектувати конфігурацію кожної лінії, керуючись наступними міркуваннями:

на листку формату А1 нанести в масштабі координатні осі У, X і точки місця установки споживчих підстанцій;

місце розташування головної підстанції вибирається в центрі навантажень;

враховуючи, що від сільськогосподарських підстанцій 110/10 кВ відійде 45 повітряних ліній, приєднати всі споживчі підстанції;

кожна відпайка повинна підключатися під кутом 60-90°;

лінії повинні мати сумарну приєднану потужність не вище за 2000 кВА;

Перетин проводів розподільчих мереж 10 кВ потрібно вибирати по економічних інтервалах навантажень з перевіркою на допустиму втрату напруги. Для цього знаходиться максимальна лінійна потужність кожної дільниці:

де: Ко коефіцієнт одночасності споживчих підстанцій;

п кількість підстанцій, приєднаних за дільницею;

Sрпі розрахункова максимальна потужність і-тої підстанції.

По лінійній потужності з рис. 3 знаходиться розрахунковий перетин. Перевірка прийнятих перетинів по допустимій втраті напруги може бути здійснена після знаходження величини допустимої втрати напруги в мережі 10 кВ. Для цього по відомих точках з регулюванням напруги в схемі електропостачання повинна бути складена таблиця відхилення напруги 3.1.

Частіше за все точкою регулювання напруги є опорна підстанція енергосистеми, на якій внаслідок підключення різних споживачів здійснюється, як правило, стабілізація напруги. Норми технологічного проектування вимагають, щоб на підстанції 35-110/10 кВ встановлювалися трансформатори з регулюванням напруги під навантаженням. Інтервали економічних навантажень для вибору розрахункового перерізу ВЛ-10 кВ [2]

АС25/4,2; 25 -- до 85 кВА 1.

АС35/6,2; А35 -- до 425 кВА

AC50/S,0; А50 -- до 790 кВА

АС70/11; А70 --вище 790 кВА

2.2 Вибір трансформаторів

Вибір кількості та потужності трансформаторів на підстанціях здійснюється з урахуванням частоти і напруги живильної мережі, умов їх встановлення та виду охолодження, а також напруги, потужності і режимів роботи приймачів електричної енергії, категорування споживачів та інших факторів.

Головним фактором при виборі кількості трансформаторів виступає категорування споживачів електроенергії. Споживачі І категорії повинні живитись від двох незалежних джерел електричної енергії. При живленні цих споживачів від однієї підстанції потрібно встановити по одному трансформатору на кожну з двох секцій шин. Потужність цих трансформаторів повинна бути вибрана з урахуванням можливості перенаван таження кожного з них при вимиканні іншого. При живленні цих споживачів від двох підстанцій на них можна встановлювати по одному трансформатору. При живленні споживачів ІІ категорії від однієї підстанції на ній також потрібно встановлювати два трансформатори, але з потужністю, яка дозволяє вимикання лише частину споживачів на час заміни трансформатора, який вийшов із ладу. Споживачів ІІІ категорії можна забезпечувати електроенергією від підстанції з одним трансформатором за наявності резервного трансформатора на складі. Вибір кількості трансформаторів залежить також і від режиму роботи підстанції. При низькому коефіцієнті навантаження (Кн Ј--0,5) доцільно мати, з економічних міркувань, два трансформатори замість одного. У цих випадках два транс форматори використовуються в години максимуму навантаження і один з них вимикається при зниженні навантаження.

Порівняння техніко-економічних розрахунків різноманітних варіантів СЕП показують, що в більшості випадків двотрансформаторні підстанції економічно більш доцільні, ніж підстанції з одним або з кількістю більше двох трансформаторів. Тому на знижувальних підстанціях напругою 35 кВ і більше рекомендується встановлювати два трансформатори. Встановлення більшої кількості трансформаторів повинно бути підтверджено техніко-економічним обґрунтуванням. Потужність трансформаторів повинна в нормальних умовах забезпечувати живлення приймачів електричної енергії всіх категорій. При цьому навантаження трансформаторів за умов нагріву не повинно викликати зменшення природного терміну його роботи, який складає приблизно 20 років. Відхилення температури ізоляції трансформатора на 6 К від номінального теплового навантаження, яке дорівнює 358 К, зменшує (при перевищенні номінального теплового навантаження) або збільшує термін працездатності її ізоляції у два рази. При виборі потужності трансформаторів потрібно враховувати їхню спроможність до перевантаження. Трансформатори в умовах експлуатації допускають аварійне та можливе систематичне перевантаження, тобто допустиме перевантаження. Сухі та масляні трансформатори при аваріях, незалежно від тривалості попереднього навантаження, температури навколишнього середовища та місця їх встановлення, допускають короткочасні перевантаження. Рівень граничних перевантажень трансформаторів розраховується за допомогою коефіцієнта граничних перевантажень К2, який показує співвідношення між дійсною робочою потужністю трансформатора та номінальним значенням його потужності Sном

Масляний трансформатор допускає перевантаження на 40 % на термін 6 годин на добу впродовж 5 діб, коли його навантаження до цього було не більше 0,93Sном. Трансформатори допускають додаткове систематичне перевантаження Sгрп в години максимальних навантажень за рахунок неповного використання його номінальної потужності в інші години доби, тобто за рахунок його попереднього недовантаження.

Трансформатори, крім вище сказаного, можуть бути перевантажені зимою за рахунок їхнього недовантаження в літній час. У такому випадку допускається перевантаження трансформатора на один відсоток у зимовий період на кожний відсоток його недовантаження в літній час, але не більше ніж на 15 %, а загальне систематичне перевантаження не повинно перевищувати 30 %. Систематичні перевантаження масляних трансформаторів для підстанцій, коли вони живлять споживачів роздільно, більш точно можна визначати за допомогою графіків спроможності трансформаторів до перевантаження. За цими графіками визначається залежність коефіцієнтів граничного перевантаження трансформатора К2 від коефіцієнтів попереднього навантаження К1 на трансформатор при різноманітній тривалості максимуму перевантаження tп, характеристиках трансформаторів та умовах їхньої роботи . В нашому випадку вибирати трансформатори для проектованої мережі. Врахувати установку КП . В енергосистемі є можливість заміни пошкоджених трансформаторів протягом доби.

Навантаження підстанцій:

МВ·А (SI.II1=30%)

МВ·А (SI.II2=50%)

МВ·А (SI.II3=40%)

МВ·А (SI.II4=40%)

МВ·А (SI.II5=50%)

Для визначення перевантажувальної спроможності трансформаторів з тим, щоб зношення їхньої ізоляції було в межах технічних норм за ГОСТ 14209-95, потрібна інформація про графіки навантаження споживачів. Якщо при виконанні проекту добові графіки навантаження ПС не задані, то можна вважати допустимим перевантаження на 40 % у після аварійному режимі. Тому на двотрансформаторних ПС номінальна потужність трансформаторів вибирається з урахуванням таких умов:

у нормальному режимі повинно бути забезпечено живлення навантаження споживачів, приєднаних до трансформатора з боку НН без перевантаження трансформаторів,

де Sni - повна потужність споживачів;

якщо енергосистема може забезпечити при виході з ладу одного з трансформаторів його ремонт або заміну протягом доби, то потрібно резервування тільки споживачів I і II категорій. При цьому в роботі трансформатор, що залишився, повинен забезпечити живлення споживачів I і II категорій ПС з урахуванням допустимого перевантаження на 40 % понад номінальну потужність:

за відсутності можливості заміни протягом доби пошкодженого трансформатора його номінальну потужність вибирають за формулою:

4,2 МВ·А

МВ·А

/1,4=12,54 МВ·А

/1,4=8,44 МВ·А

/1,4=9,16 МВ·А

Вибираю трансформатори згідно з каталожними і розрахунковими даними найбільш використовуваних трансформаторів.

Проводжу вибір трансформаторів. Результати розрахунків зведені до табл. 2.3.



Таблиця 2.2. Результати вибору трансформаторів.

№ з/п	Позначення	Одиниця вимірювання	ПІДСТАНЦІЇ
			1	2	3	4	5
1	Uном	кВ	110	110	110	110	110
2	Sni	МВат	5,88	12,36	17,56	11,81	12,83
3	SniІ,ІІ	%	30	50	40	40	50
4	SТнорм	МВат	4,0	6,3	10	6,3	6,3
5	Тип трансфор- матора	----	ТМН	ТМН	ТДН	ТМН	ТМН
6	n	шт	2	2	2	2	2
7	КniН	в.о	5,88	12,36	17,56	11,81	12,83
8	КniА	в.о	4,2	8,83	12,54	8,44	9,16
9	NIIIвимк	%	6,8	57,0	33,8	12,5	62,2

Завантаження трансформаторів характеризує коефіцієнт завантаження, що визначається за формулами:

у нормальному режимі:

де n - кількість трансформаторів на ПС;

у після аварійному режимі:

При визначенні завантажень трансформаторів у після аварійному режимі користуємось формулами (2.25) та (2.26). У після аварійному режимі необхідно враховувати, що частина споживачів III категорії може бути відключена для забезпечення КniН Ј--1,4. Слід визначити відсотковий обсяг споживачів III категорії, які підлягають вимиканню (NІІІвимкн ). Він визначається за формулою:

NІІІвимкн=

NІІІвимкн1=

NІІІвимкн2=

NІІІвимкн3=

NІІІвимк4=

NІІІвимкн5=

2.3 Вибір раціональної схеми електричної мережі на підставі техніко-економічного порівняння

Техніко-економічне порівняння варіантів виконую два етапи. На першому етапі проводять експертне зіставлення варіантів. Використовуючи попередні дані, складають з однаковою номінальною напругою порівнюють за сумарною довжиною ПЛ в одноколовому виконанні, кількістю комірок лінійних вимикачів у ЦП й на ПС. Враховуються також умови регулювання напруги за сумарними втратам напруги від ЦП до електрично найвіддаленішої точки мережі. При виконанні техніко-економічного порівняння варіантів можливих схем не враховують ті елементи мережі, які не змінюються при переборі варіантів, наприклад закриті розподільні пристрої 10 кВ ПС, трансформатори ПС, якщо вони однакові у всіх варіантах. Для цих елементів не визначають вартість капіталовкладень, відрахування на амортизацію, витрати на поточний ремонт і обслуговування, а також витрати на відшкодування втрат електроенергії. Результатом розрахунків і аналізу матеріалів цього розділу є вибір оптимального варіанта, що характеризується найменшими приведеними витратами. Якщо приведені витрати на спорудження мережі за двома або більше варіантами розрізняються не більш ніж на 5 %, то такі варіанти вважаються рівно економічними.

...