Проектування електричних мереж

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовий проект

Тема роботи: Проектування електричних мереж

Зміст

Вступ

1. Складання й обґрунтування схеми і варіантів номінальної напруги мережі

2. Баланс реактивної потужності і вибір пристроїв, що компенсують

3. Вибір типу і потужності трансформаторів понижуючих підстанцій з урахуванням регулювання напруги в мережі

4. Електричний розрахунок складених варіантів мережі при нормальних і післяаварійних режимах і аналіз результатів розрахунку

5. Вибір оптимального варіанта мережі на основі техніко-економічних розрахунків

6. Уточнені розрахунки обраного варіанта проектованої мережі в нормальному режимі при максимальних і мінімальних навантаженнях і в післяаварійному режимі

Список використаної літератури

Вступ

Електроенергетика - галузь промисловості, яка забезпечує електрифікацію господарства та побутові потреби населення на основі виробництва і розподілу електроенергії. Електроенергетика займає провідне місце в енергетиці країни. Вона є матеріальною основою науково-технічного прогресу, зростання продуктивності праці в усіх галузях суспільного виробництва.

Електрифікація - це основа технічного прогресу будь-якої галузі. Електрика є основою виробничих процесів, які без неї би не існували. Енергетика займає особливе місце в розвитку промисловості, у відновленні економіки і стабілізації виробництва.

Електрична мережа - сукупність підстанцій, розподільних пристроїв та з'єднуючих їх ліній електропередач, призначених для передачі і розподілу електричної енергії.

Електричні мережі здійснюють передачу, розподіл і перетворення електроенергії у відповідності з можливостями джерел і вимогами споживачів.

Мережа електропостачання характерна тим, що пов'язує територіально віддалені пункти джерел і споживачів. Це здійснюється за допомогою ліній електропередач - спеціальних інженерних споруд, що складаються з провідників електричного струму, споруд для розміщення (опори, естакади), засобів ізоляції (підвісні і опорні ізолятори) і захисту (грозозахисні троси, розрядники, заземлення).

Електричні мережі повинні відповідати таким основним вимогам:

- надійність електроживлення залежно від категорії електроприймачів. Надійність електропостачання залежить від наявності або відсутності резерву, а також від імовірності пошкодження ліній електричної мережі, трансформаторів і комутаційної апаратури. Однією з умов необхідного ступеня надійності є правильний вибір перерізу проводу за умовою механічної міцності. Залежно від умови прокладки й марки провода встановлені найменші допустимі за умовою механічної міцності перерізи проводів.

- висока якість напруги. Якість напруги визначається величиною відхилення фактичної напруги на затискачах електроприймача від номінального. Чим менше це відхилення, тим вища якість напруги.

- перерізи проводів ліній електричної мережі також повинні задовольняти умові економічності. Перерізи проводів електричної мережі повинні вибиратися за умовами: а) нагрівання електричним струмом; б) механічної міцності; в) втрати напруги; г) економічної щільності струму.

Завданням даного проекту є виконання комплексу робіт, пов'язаних з проектуванням електричної мережі 110 кВ зовнішнього електропостачання.

За заданими навантаженнями, їх місцерозташуванням і розміщенням джерел живлення, необхідно вибрати схему з'єднання мережі, її номінальну напругу, визначити конструктивне виконання певних ліній та їх основні характеристики: - число ланцюгів; - переріз проводів; - потокорозподіл потужностей; - рівні напруги різноманітних режимів.

Також у проекті вирішуються питання компенсації реактивної потужності.

Таблиця 1

Найменування підстанції	Координати точок підстанцій, мм	Активне навантаження, Р, МВт	Коефіцієнт потужності, cos
	х	у
А (джерело живлення)	75	80	-	-
Б	70	65	12	0,86
В	35	35	13	0,84
Г	40	70	15	0,89
	Масштаб =1,2 км/мм

- термін використання максимального навантаження - Тm = 4500 год.;

- активна мінімальна потужність навантаження складає 25% від максимальної;

- район по ожеледі - III.

1. Складання й обґрунтування схеми і варіантів номінальної напруги мережі

напруга електричний мережа трансформатор

Виконуємо три варіанти схем: радіальну (рис. 1), магістральну (рис. 2) та кільцеву (рис. 3).

Визначаємо на цих схемах изм (вимірювана довжина). Розрахункову довжинурасч знаходимо за формулою:

де - відстань, яке враховує неточність проходження траси в порівнянні з кресленням; =(0,10,15)

Результати вимірювання заносимо в таблицю №2.

Таблиця 2

Позначення лінії	Результати вимірювань, мм	Довжина лінії з урахуванням масштабу, , км	, км	, км
	16	19,2	2,5	21,7
	60	72	9,4	81,4
	46	55,2	7,2	62,4
	36	43,2	5,6	48,8
	35	42	5,5	47,5

Обираємо головні схеми понижуючих підстанцій.

Основним принципом, яким керуються при виборі схем з'єднання понижуючих підстанцій в ході проектування, будівництва та реконструкції електричних мереж, є забезпечення максимальної надійності та економічності електропостачання при збереженні необхідних показників якості електроенергії. Зазначеним вимогам відповідають більш прості уніфіковані схеми підстанцій з мінімальною кількістю вимикачів на високій стороні або зовсім без них.

Тому в практиці проектування деяких видів мереж в більшості випадків приймають певні типи уніфікованих підстанцій. Зокрема, в кільцевих схемах, виконаних одинланцюговими лініями, застосовують схему двохтрансформаторної підстанції типу «місток» з одним вимикачем в перемичці на високій стороні трансформатора. У магістральних і радіальних схемах, виконаних двохланцюговими лініями, застосовують схему двохтрансформаторної підстанції типу «два блоки лінія-трансформатор» без вимикачів на високій стороні трансформатора.

Визначаємо номінальні напруги в електричних мережах.

Номінальна напруга в електричних мережах при проектуванні виражається трьома способами:

- по кривим;

- по таблиці;

- за формулою:

, [2, стр.106]

де - довжина лінії, км;

Р - передавана потужність, МВт.

У даному курсовому проекті номінальну напругу будемо визначати третім способом для кожної схеми.

1. Радіальна схема:

- ділянка АБ:

Передавана потужність: Раб = Рб = 12 МВт

Довжина лінії = 21,7 км

Обираємо номінальну напругу Uн = 110 кВ.

- ділянка АВ:

Передавана потужність: Рав = Рв = 13 МВт

Довжина лінії = 81,4 км

Обираємо номінальну напругу Uн = 110 кВ.

- ділянка АГ:

Передавана потужність: Раг = Рг = 15 МВт

Довжина лінії = 48,8 км

Обираємо номінальну напругу Uн = 110 кВ.

2. Магістральна схема:

- ділянка АБ:

Передавана потужність:

Раб = Рб + Рв = 12+13=25 МВт

Довжина лінії = 21,7 км

Обираємо номінальну напругу Uн = 110 кВ.

- ділянка БВ:

Передавана потужність: Рбв = Рв = 13 МВт

Довжина лінії = 62,4 км

Обираємо номінальну напругу Uн = 110 кВ.

- ділянка АГ:

Ця ділянка аналогічна ділянці радіальної схеми, тому Uн = 110 кВ.

3. Кільцева схема:

Розрізаємо кільцеву схему по "А" і отримуємо:

Рис. 1 Розгорнута кільцева схема

Потокорозподілення знаходимо за правилом зворотних плечей.

Визначаємо

Перевіряємо правильність розрахунку по рівнянню:

Визначаємо потокорозподілення в мережі по I закону Кірхгофа:

Рис. 2 Потокорозподіл навантажень по мережі

Беремо найбільш завантажену дільницю АБ та по ній оберемо напругу для всієї мережі.

Передавана потужність: Раб = 21,6 МВт

Довжина лінії = 21,7 км

Обираємо номінальну напругу Uн = 110 кВ.

2. Баланс реактивної потужності і вибір компенсуючих пристроїв

Компенсуючі пристрої застосовуються у всіх електричних мережах для того, щоб реактивна потужність, що передається по лінії, була мінімальною. Зменшення реактивної потужності призводить до зменшення струму, а отже і зменшуються втрати потужності в мережах. Вибір потужності компенсуючих пристроїв та їх розміщення на підстанції мережі впливають на техніко-економічні показники варіантів схем, а також можуть вплинути і на правильність вибору величини номінальної напруги і схеми проектованої мережі.

Слід обирати батареї конденсаторів такої потужності, щоб довести коефіцієнт потужності на шинах вторинної напруги кожної підстанції до 0,920,95 (менші значення бажаного коефіцієнта потужності потрібно приймати для підстанцій, розташованих поблизу від джерел живлення). Приймаємо cos жк = 0,93.

Наближене значення потужності компенсуючих пристроїв , встановлених на шинах вторинної напруги кожної підстанції, визначаємо за формулою:

[1, стр.17]

де Рк - активна потужність, задана на шинах вторинної напруги знижувальної підстанції;

к і жк - кут зсуву фаз між струмом і напругою на шинах вторинної напруги підстанції та його бажане значення після компенсації;

Кн - коефіцієнт навантаження, (приймаємо Кн = 0,92).

Результати обчислень зводимо в таблицю №3.

Таблиця 3

Параметри	Підстанції
	Б	В	Г
Активна потужність, Рк , МВт	12	13	15
Коефіцієнт потужності	cos к	0,86	0,84	0,89
	tg к	0,593	0,646	0,512
Бажаний коефіцієнт потужності	cos жк	0,93
	tg жк	0,395
Реактивна потужність компенсуючого пристрою, Qку , МВар	2,2	3,0	1,6
Бажана реактивна потужність, Qж , МВар	4,7	5,1	5,9
Бажана повна потужність, Sж , МВ . А	Рк + jQж	12+j4,7	13+j5,1	15+j5,9
		12,9	14,0	16,1

3. Вибір типу і потужності трансформаторів понижуючих підстанцій з урахуванням регулювання напруги в мережі

Силові трансформатори призначені для перетворення рівня напруги.

Розрізняють два режими роботи трансформатора: систематичні допустимі перевантаження; аварійні перевантаження.

Виходячи з допустимого перевантаження на час максимуму навантаження на 40%, потужність кожного з двох трансформаторів вибираємо рівною 0,650,7 максимального навантаження підстанції. При цьому забезпечується живлення всіх споживачів при аварійній відмові одного трансформатора.

Визначаємо орієнтовні потужності трансформаторів підстанцій та результати заносимо в таблицю №4.

Таблиця 4

	Підстанції
	Б	В	Г
Орієнтовна потужність трансформаторів, МВ*А	8,399,0	9,19,8	10,511,3

Обираємо трансформатори та заносимо їх в таблицю №5.

Таблиця 5

Підстанції	Sном , МВ*А	Тип	Каталожні дані	Розрахункові дані
			Uном , кВ	uк , %	Ркз , кВт	Рхх , кВт	Iхх , %	RT , Ом	ХТ , Ом	Qхх , кВар
			ВН	НН
Г	16	ТДН-16000/110	115	11	10,5	85	21	0,85	4,28	86,7	136
Б,В	10	ТДН-10000/110				60	14	0,9	7,95	139	90

Межі регулювання: 9 х 1,78%.

Виконуємо розрахунок втрат потужності в силових трансформаторах за формулами:

де Рхх и Iхх - втрати холостого ходу;

Ркз и uк - втрати короткого замкнення;

nТ - кількість трансформаторів, nТ =2.

Знаходимо втрати напруги в трансформаторах за формулою:

де RT и XT - активний та реактивний опір трансформатора;

Рк - активна потужність, задана на шинах вторинної напруги знижуючої підстанції. Результати обчислень зводимо в таблицю №6.

Таблиця 6

Підстанції	Втрати потужності	Втрати напруги
	РТ , кВт	QТ , кВар	UТ , кВ	UТ , %
Б	77,9	1053,7	3,4	3,1
В	86,8	1209	3,7	3,4
Г	85,0	1122,5	2,6	2,4

Усі втрати напруги менше 5%, тобто в межах норми.

Визначаємо втрати енергії в трансформаторах за формулою:

де Т/ і Т// - кількість годин в році, впродовж яких відбуваються втрати електроенергії (залежні та незалежні від навантаження):

і

- час втрат, визначається за формулою:

Тm - число годин використання максимуму навантаження, Тm = 4500 год.

max - коефіцієнт потрапляння навантаження розглянутого додаткового споживача (додатковий споживач потужності) в максимум навантаження енергосистеми, приймаємо max = 0,9.

Визначаємо втрати енергії і результати заносимо в таблицю №7.

Таблиця 7

Підстанції	Втрати електроенергії в трансформаторах, WТ , кВт*ч
	залежні від навантаження	незалежні від навантаження
Б	233881	389368
В	259502	414989
Г	258891	492122
Разом, WТ.	752274	1296479

Визначаємо втрати електроенергії в конденсаторних установках за формулою:

де Кку - коефіцієнт питомих втрат в компенсаційних установках, приймаємо Кку = 0,003 кВт/кВар.

Результати заносимо в таблицю №8.

Таблиця 8

Підстанції	Втрати електроенергії в компенсаційних установках, Wку , кВт*ч
	залежні від навантаження	незалежні від навантаження
Б	21165,5	57816,0
В	28862,1	78840,0
Г	15393,1	42048,0
Разом, Wку.	65420,7	178704,0

4. Електричний розрахунок складених варіантів мережі при нормальних і післяаварійних режимах та аналіз результатів розрахунку

Знаючи втрати в трансформаторах приводимо навантаження трансформаторних підстанцій до високої сторони і результати записуємо в таблицю №9.



Таблиця 9

Параметри	Підстанції
	Б	В	Г
Активна потужність, Р2 , кВт	12077,9	13086,8	15085,0
Реактивна потужність, Q2 , кВар	5753,7	6309,0	7022,5
Повна потужність, S2 , кВ*А	Р2 + jQ2	12077,9+j5753,7	13086,8+j6309,0	15085,0+j7022,5
		13378,4	14528,2	16639,5

Приблизно визначаємо зарядну потужність лінії, тому як не знаємо перерізу проводів, за формулою:

де - довжина лінії, [км];

- наближене значення провідності лінії, для Uн = 110 кВ

Uн - номинальна напруга мережі, [кВ]

1. Радіальна схема:

2. Магістральна схема:

3. Кільцева схема:

Визначаємо приблизне потокорозподілення без урахування втрат в лініях.

Приблизне потокорозподілення - це потокорозподілення в лініях та трансформаторах без урахування втрат потужності.

У радіальній схемі, споживана потужність є передаваємою.

В магістральній схемі потокорозподіл знаходимо по I закону Кірхгофа.

В кільцевій схемі потокорозподіл знаходимо за правилом зворотних плечей.



Рис. 3 Розгорнута кільцева схема

Визначаємо

Перевіряємо правильність розрахунку за рівнянням:

Визначаємо потокорозподілення в мережі по I закону Кірхгофа:



Рис. 4 Потокорозподілення навантажень по мережі

Визначаємо переріз проводів в електричних мережах.

Критерієм для вибору перерізу провідників ВЛ є мінімум приведених витрат. У практиці проектування ліній масового будівництва вибір перерізу провідників здійснюється за нормативними узагальненими показниками.

У якості такого показника при проектуванні ВЛ 35500 кВ використовується економічна щільність струму jэ , яка в залежності від типу проводу і кількості годин використання максимуму навантаження на рік вибирається за формулою: [4, стр.40]

jэ=1,1 А/мм 2

Економічно доцільний переріз S [мм 2] визначається із співвідношення:

де Imax - максимальний струм в аварійному режимі (при обриві однієї з ліній), [А].

Розрахунковий струм визначається за формулою:

де Sлинии - потужність, що передається по конкретній лінії. При двохланцюговій лінії (nл=2) це значення зменшується в два рази.

Значення Imax знаходиться за тією ж формулою, але при обриві однієї з ліній живлення.

1. Радіальна схема

- ділянка АБ:

де Sаб = Sб = 12,9 МВ*А = 12900000 В*А

Визначаємо переріз:

Мінімальний діаметр проводів ВЛ за умовами корони для напруги Uн = 110 кВ та фаз з одиночними проводами дорівнює:

15,2 мм (АС-70/11) [4, стр. 227]

Обираємо провід типу АС-70/11. Його характеристики зведені у таблиці №10.

- ділянка АВ:

Sав = Sв = 14,0 МВ .А = 14000000 В .А

Визначаємо переріз:

Обираємо провід типу АС-70/11.

- ділянка АГ:

Sаг = Sг = 16,1 МВ .А = 16100000 В .А

Визначаємо переріз:

Обираємо провід типу АС-95/16.

2. Магістральна схема

- ділянка АБ:

де ;

Визначаємо переріз:

Обираємо провід типу АС-150/24.

- ділянка БВ:

Sбв = Sв = 14,0 МВ .А = 14000000 В .А

Визначаємо переріз:

Обираємо провід марки АС-70/11.

- ділянка АГ:

Ця ділянка аналогічна ділянці в радіальній схемі, тому обираємо провід марки АС-95/16.

3. Кільцева схема

- ділянка АБ:

де ;

;

;

Визначаємо переріз:

Враховуючи ймовірні великі втрати напруги, обираємо провід типу АС-120/19, прокладений у дві нитки (з розчепленими фазами).

- ділянка БВ:

;

;

;

Визначаємо переріз:

Враховуючи ймовірні великі втрати напруги, обираємо провід типу АС-120/19, прокладений у дві нитки (з розчепленими фазами).

- ділянка ВГ:

;

;

;

Визначаємо переріз:

Обираємо провід марки АС-150/24.

- ділянка АГ:

;

;

;



Визначаємо переріз:

Враховуючи ймовірні великі втрати напруги, обираємо провід типу АС-120/19, прокладений у дві нитки (з розчепленими фазами).

Вибрані дроти та їхні характеристики представлені в таблиці №10.

Таблиця 10

Схема	Ділянка	Розрахунковий струм, Iр, А	Максим. струм, Imax, А	Марка дроту	Допустимий тривалий струм дроту, А	Погонний опір (провідність)
						активний, R0, Ом/км	індуктивний, Х0 , Ом/км	ємнісний, 0 , 10 -6 1/(Ом .км)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
радіальна	АБ	33,9	67,7	АС-70/11	265	0,46	0,425	2,6
	АВ	36,7	73,5
	АГ	42,3	84,5	АС-95/16	330	0,33	0,414	2,75
магістральна	АБ	70,6	141,2	АС-150/24	445	0,21	0,401	2,85
	БВ	36,7	73,5	АС-70/11	265	0,46	0,425	2,6
	АГ	42,3	84,5	АС-95/16	330	0,33	0,414	2,75
кільцева	АБ	121,8	225,7	2* АС-120/19	2*380			2,79
	БВ	54,1	225,7
	ВГ	19,4	141,2	АС-150/24	445	0,21	0,401	2,85
	АГ	104,5	225,7	2* АС-120/19	2*380			2,79

Середньогеометрична відстань між дротами прийнята для напруги Uн=110 кВ дорівнює 4 м [3, стр.48].

Знаходимо втрати напруги мереж за формулою:

[кВ]

Втрати потужності знаходимо за формулами:

Втрати електроенергії знаходимо за формулою:

Усі втрати заносимо в таблицю №11.

Таблиця 11

Схема	Ділянка	Довжина ділянки, , км	Втрати напруги	Втрати потужності	Втрати електроенергії, , кВт *ч
			Uл , кВ	Uл , %	Рл , кВт	Qл , кВар
1	2	3	4	5	6	7	8
радіальна	АБ	21,7	0,74	0,67	0,069	0,06	199,1
	АВ	81,4	3,0	2,72	0,3	0,28	875,3
	АГ	48,8	1,64	1,5	0,17	0,22	490,7
	Всього, Wл.	-	-	-	-	1565,1
магістральна	АБ	21,7	0,9	0,82	0,14	0,26	404,1
	БВ	62,4	2,3	2,1	0,23	0,21	663,8
	АГ	48,8	1,64	1,5	0,17	0,22	490,7
	Всього, Wл.	-	-	-	-	1558,6
кільцева	АБ	21,7	0,92	0,84	7,15	9,46	20636,3
	БВ	62,4	1,32	1,2	5,14	3,4	14835,1
	ВГ	47,5	0,32	0,29	0,004	0,008	11,5
	АГ	48,8	1,77	1,61	0,22	0,33	635,0
	Всього, Wл.	-	-	-	-	36117,9

Усі втрати напруги менше 5%, тобто в межах норми.

5. Вибір оптимального варіанта мережі на основі техніко-економічних розрахунків

Для вибору техніко-економічного варіанта або найбільш вигідного варіанту зіставляються економічні і технічні варіанти.

До найважливіших техніко-економічних показників відносяться: надійність, довговічність, зручність експлуатації, ступінь автоматизації.

Одним з основних економічних показників є витрати на спорудження:

Капіталовкладення лінії (Кл) - це витрати на вишукувальні роботи, підготовку траси, витрати на придбання опор, проводів, ізоляторів, на їх транспортування і монтаж. Капіталовкладення підстанції (Кп/ст) - це витрати на придбання обладнання та його монтаж.

Експлуатаційні витрати (витрати - И), складаються з витрат на амортизацію, ремонт, обслуговування електричних мереж та вартості втрат електроенергії на протязі одного року:

де ИW - річні витрати, пов'язані з втратою електроенергії.

/ и // - вартість 1 кВт*год втраченої електроенергії, залежної та незалежної від навантаження.

За графіком [1, стр. 22] визначаємо, що / = 6,4 коп./(кВт*год) и // = 4,8 коп./(кВт*год).

Витрати в [%] від капіталовкладення - це відрахування на амортизацію. Встановлюються з таким розрахунком, щоб до моменту можливого зносу устаткування або споруди накопичилася сума, необхідна для їх відновлення (реконструкція):



Відрахування на амортизацію йдуть на капітальний ремонт і інновацію. Ремонтні витрати пов'язані з поточним ремонтом обладнання для підтримання його в нормальному стані (дрібний ремонт, профілактика, чистка ізоляції):

У витрати на обслуговування входять: зарплата обслуговуючого персоналу, витрати на зв'язок, транспорт, житлові будинки для обслуговуючого персоналу:

У розрахунках витрати визначаються за формулою:

де , приймаємо =5%;

, приймаємо =15%.

Розрахунок капіталовкладень трьох варіантів представлений в таблиці №12, експлуатаційні витрати за один рік - у таблиці №13.

Таблиця 12

Найменування обладнання	Одиниця виміру	Ціна, тис.грн/шт., (тис.грн/км)	Варіанти схем
			радіальна	магістральна	кільцева
			шт. (км)	тис. грн	шт. (км)	тис. грн	шт. (км)	тис. грн
ОРУ 110 кВ с МВ	шт.	36,0	12	432	8	468	11	540
ТП-110/10 кВ; 16 МВ*А	шт.	130 (блочн.) 150 (мост.)	1	130	1	130	1	150
ТП-110/10 кВ; 10 МВ*А	шт.	120 (блочн.) 142 (мост.)	2	240	2	240	2	284
Компенсуючі пристрої; 1,6 МВар	шт.	4,0	1	4	1	4	1	4
Компенсуючі пристрої; 2,2 Мвар	шт.	5,0	1	5	1	5	1	5
Компенсуючі пристрої; 3,0 Мвар	шт.	6,0	1	6	1	6	1	6
Разом, Кп/ст	-	817	-	853	-	989
ВЛ-110 кВ (одноцепна) з з/б опорами, провід АС-150/24	км.	9,0					47,5	427,5
То же, провід 2*АС-120/19	км.	10,3					265,8	2737,8
ВЛ-110 кВ (двохцепна) з з/б опорами, провід АС-70/11	км.	13,5	103,1	1391,9	62,4	842,4
То же, провід АС-95/16	км.	14,5	48,8	707,6	48,8	707,6
То же, провід АС-150/24	км.	16,0			21,7	347,2
Разом, Кл	-	2099,5	-	1897,2	-	3165,3
Всього, К	-	2916,5	-	2750,2	-	4154,3

Таблиця 13

Найменування показника	Одиниця виміру	Варіанти схем
		радіальна	магістральна	кільцева
1	2	3	4	5
Втрати електроенергії, залежні від навантаження, W /	кВт*год	817694,7
Втрати електроенергії, незалежні від навантаження, W//	кВт*год	1476748,1	1476741,6	1511300,9
Витрати, пов'язані з втратою електроенергії, ИW	тис. грн	123,2	123,2	124,9
Витрати, пов'язані з амортизацією, ремонтом та обслуговуванням ВЛ, Ил	тис. грн	105,0	94,9	158,3
Витрати, пов'язані з амортизацією, ремонтом та обслуговуванням ТП, Ип/ст	тис. грн	122,6	128,0	148,4
Разом, И	тис. грн	350,8	346,1	431,6

З трьох варіантів схем найбільш доцільною є магістральна схема. При капітальному будівництві вона буде дешевше радіальної схеми на 166,3 тис. грн, а також експлуатаційні витрати на утримання менші на 4,7 тис. грн. При будівництві ВЛ-110 кВ магістральна та радіальна мережі будуть однакової довжини - 483 км.

6. Уточнені розрахунки обраного варіанта проектованої мережі в нормальному режимі при максимальних і мінімальних навантаженнях і в післяаварійному режимі

Розрахунок проектованої мережі будемо проводити в трьох режимах:

- режим максимального навантаження;

- режим мінімального навантаження;

- післяаварійний режим.

Розрахунки включають в себе:

- точне потокорозподілення;

- рівні напруг;

- коефіцієнт трансформації в трьох режимах.

Знаючи переріз проводів, визначаємо точні значення зарядної потужності:

1. Максимальний режим:

- ділянки АБ і БВ:

Рис. 5 Підстанція Б. Фрагмент схеми

Визначаємо потужність, що передається мережею:



Рис. 6 Підстанція В. Фрагмент схеми

Визначаємо:

Визначаємо рівні напруг у трансформаторних підстанцій:

де U1 - напруга, що виробляється підстанцією А, U1=115 кВ. Знаходимо:

Визначаємо коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанцій:

;



;

- ділянка АГ:

Рис. 7 Підстанція Г. Фрагмент схеми

Визначаємо потужність, що передається мережею:

Визначаємо повну потужність та коефіцієнт потужности джерела живлення А:



;

;

Визначаємо рівень напруги у трансформаторних підстанцій:

Визначаємо коефіцієнт трансформації трансформатора підстанції:

;

2. Мінімальний режим:

З метою скорочення однотипних розрахунків режим найменших навантажень можна розглядати спрощено з деякою неточністю, допустимою в цьому випадку. Можна вважати, що втрати напруги в мережі в режимі найменших навантажень зменшуються пропорційно величині:

А втрати потужності пропорційно величині:

Тому величини втрат напруги та потужності в лініях і обмотках трансформаторів в режимі найменших навантажень можуть бути отримані шляхом множення відповідних значень, знайдених для режиму найбільших навантажень, на приведені значення.

- ділянки АБ і БВ:

Визначаємо потужність, що передається мережею:

Визначаємо:

Визначаємо рівні напруг у трансформаторних підстанцій:

Знаходимо:

Визначаємо коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанцій:

;

;

- ділянка АГ:

Визначаємо потужність, що передається мережею:

Визначаємо повну потужність та коефіцієнт потужності джерела живлення А:

Визначаємо рівень напруги у трансформаторних підстанцій:



Визначаємо коефіцієнт трансформації трансформатора підстанції:

;

3. Післяаварійний режим:

У цьому режимі стався обрив одного з ланцюгів дволанцюгової лінії, тому втрати електроенергії в лініях і трансформаторах, і втрати напруги збільшаться в два рази, а зарядна потужність - зменшиться у два рази.

- ділянки АБ та БВ:

Визначаємо потужність, що передається мережею:

Визначаємо:

Визначаємо рівні напруг у трансформаторних підстанцій:



Знаходимо:

- ділянка АГ:

Визначаємо потужність, що передається мережею:

Визначаємо повну потужність та коефіцієнт потужності джерела живлення А:

Визначаємо рівень напруги у трансформаторних підстанцій:



Результати розрахунків заносимо в таблицю №14.

Таблиця 14

Параметри	Режими мережі
	максимальний	мінімальний	післяаварійний
Повна потужність джерела живлення А, S1 , кВ*А	40250,2+j14751,0	10015,6-j198,3	40500,5+j20304,1
Рівень напруги біля підстанції, кВ	Б	114,1	114,8	113,2
	В	111,8	114,2	108,6
	Г	113,4	114,6	111,7
Коефіцієнт трансформації на підстанції, КТ	Б	10,37	10,43	-
	В	10,16	10,38	-
	Г	10,31	10,42	-

Визначаємо межі регулювання коефіцієнтом трансформації силових трансформаторів:

Знаходимо:

Тобто коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції в максимальному і мінімальному режимах відповідають нормам.

Визначаємо собівартість передачі 1 кВт*ч електроенергії по проектованій мережі за формулою:

 [1, стр. 26]

де W - річна кількість електроенергії, що передається споживачам за допомогою проектованої мережі з урахуванням втрат енергії в ній:

Р1 - максимальне значенння потужності, кВт.

Визначаємо:

Список використаної літератури

1) Электрические системы и сети. Методические указания по выполнению курсового проекта. Под ред. Лопухина А.Ф., Кондратюк О.Ю. - Харьков: УИПА, 2003.

2) Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро - Москва: Энергоатомиздат, 1985.

3) Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Проектирование электрических сетей и систем. - Минск: «Высшая школа», 1978.

4) Боровиков В.А., Косарев В.К., Ходот Г.А. Электрические сети энергетических систем. Л., Энергия, 2003.

5) Правила устройства электроустановок./Минэнерго СССР. - Москва: Энергоатомиздат, 1985.

6) Электрические сети. Сборник задач [Текст] : учеб. пособие для электроэнерг. спец. вузов / Л. И. Петренко. - К. : Вища шк., 1976. - 215 с.

7) Электрические станции, сети и системы [Текст] : учебник для вузов / С. Ф. Артюх, И. В. Пантелеева. - Х. : Б.и., 2001. - 368 с.

Размещено на Allbest.ru

...