Реферати

Курсова робота: Проектування районної електричної мережі

Історія розвитку обчислювальної техніки. РЕФЕРАТ на тему "Історія розвитку обчислювальної техніки" Виконала: учащаяся групи ПРО2-2 Рогова Ганна м. Гомель, 2003 Зміст Зміст 2 Уведення 3

Діти розбратів. УВЕДЕННЯ: Родина -це суспільство в мініатюрі, від цілісності якого залежить безпека усього великого людського суспільства. Ф. Адлер. Родина приносить повноту життя, родина

Виндзорские насмішниці. (The Merry Hives of Hindsor) - Комедія (1597, опубл. 1602). Вільям Шекспір (Williame Shakespeare) 1564-1616. Англійська література.

Етика соціальної роботи. ПРИНЦИПИ ЕТИКИ СОЦІАЛЬНОЇ РОБОТИ Кожна людина має право на самореалізацію і зобов'язаний вносити свій внесок у добробут суспільства; у своїй діяльності соц. працівник керується принципом соціальної справедливості; соц. працівник поважає основні людські права і діє відповідно до Декларації прав людини ООН, іншими міжнародними конвенціями в цій області;

Проект модернізації електропривода скребкового конвеєра ОАО "Нойзидлер Сиктивкар". МІНІСТЕРСТВО УТВОРЕННЯ РОСІЙСЬКОЇ ФЕДЕРАЦІЇ СИКТИВКАРСКИЙ ЦЕЛЮЛОЗНО-ПАПЕРОВИЙ ТЕХНІКУМ Дипломний проект Тема: "Проект модернізації електропривода скребкового конвеєра ОАО "Нойзидлер Сиктивкар"

Федеральне агентство за освітою

Державна освітня установа вищої професійної освіти

Амурський державний університет

(ГОУ ВПО «АмГУ»)

Кафедра енергетики

КУРСОВИЙ ПРОЕКТ

на тему: Проектування районної електричної мережі

по дисципліні Електроенергетичні системи і мережі

Виконавець

студент групи 5402

А. В. Кравцов

Керівник

Н. В. Савіна

Благовещенськ 2010

ЗМІСТ

Введення

1. Характеристика району проектування електричної мережі

1.1 Аналіз джерел живлення

1.2 Характеристика споживачів

1.3 Характеристика кліматичних і географічних умов

2. Розрахунок і прогнозування ймовірностний характеристик

2.1 Порядок розрахунку ймовірностний характеристик

3. Розробка можливих варіантів схеми і їх аналіз

3.1 Розробка можливих варіантів конфігурацій електричної мережі і відбір конкурентно здатних

3.2 Детальний аналіз конкурентно здатних варіантів

4. Вибір оптимального варіанту схеми електричної мережі

4.1 Алгоритм розрахунку приведених витрат

4.2 Порівняння конкурентно здатних варіантів

5. Розрахунок і аналіз сталих режимів

5.1 Ручний розрахунок максимального режиму

5.2 Розрахунок максимального, мінімального і після аварійного і режиму на ПВК

5.3 Аналіз сталих режимів

6. Регулювання напруження і потоків реактивної потужності в прийнятому варіанті мережі

6.1 Методи регулювання напруження

6.2 Регулювання напружень на понижувальних ПС

7. Визначення собівартості електричної енергії

Висновок

Список використаних джерел

ВВЕДЕННЯ

Електроенергетика РФ деякий час назад була реформована. Це було слідством нових тенденцій розвитку у всіх галузях.

Основними цілями реформування електроенергетики РФ є:

1. Ресурсне і інфраструктурне забезпечення економічного зростання, з одночасним підвищенням ефективності електроенергетики;

2. Забезпечення енергетичної безпеки держави, запобігання можливій енергетичній кризі;

3. Підвищення конкурентоздатності російської економіки на зовнішньому ринку.

Основними задачами реформування електроенергетики РФ є:

1. Створення конкурентних ринків електроенергії у всіх регіонах Росії, в яких організація таких ринків технічно можлива;

2. Створення ефективного механізму зниження витрат в сфері виробництва (генерації), передачі і розподіли електроенергії і поліпшення фінансового становища організацій галузі;

3. Стимулювання енергозбереження у всіх сферах економіки;

4. Створення сприятливих умов для будівництва і експлуатації нових з виробництва по виробництву (генерації) і передачі електроенергії;

5. Поетапна ліквідація перехресного субсидування різних регіонів країни і груп споживачів електроенергії;

6. Створення системи підтримки малозабезпечених верств населення;

7. Збереження і розвиток єдиної інфраструктури електроенергетики, що включає в себе магістральні мережі і диспетчерське управління;

8. Демонополізація ринку палива для теплових електростанцій;

9. Створення нормативної правової бази реформування галузі, регулюючої її функціонування в нових економічних умовах;

10. Реформування системи державного регулювання, управління і нагляду в електроенергетиці.

На Дальньому Сході після реформування розділення сталося по видах бізнесу: виділилися генерація, передача і збутова діяльність в окремі компанії. При чому передачею електричної потужності на напруженні 220 кВ і вище займається ВАТ «ФСК», а на напруженні 110 кВ і нижче за ВАТИ «ДРСК». Таким чином при проектуванні рівень напруження (місце підключення) буде визначати організацію, у якої надалі треба буде запитувати технічні умови на підключення.

Метою даного КП є проектування районної електричної мережі для надійного електропостачання споживачів приведених в завданні на проектування

Виконання мети вимагає виконання наступних задач:

- Формування варіантів мережі

- Вибір оптимальної схеми мережі

- Вибір розподільних пристроїв ВН і НН

- Розрахунок економічного порівняння варіантів мережі

- Розрахунок електричних режимів

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНУ ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

1.1 Аналіз джерел живлення

Як джерела живлення (ИП) в завданні задані: ТЕС і УРП.

У Хабаровськом краї основними ИП є теплові електричні станції. Безпосередньо в м. Хабаровске знаходяться Хабаровська ТЕЦ -1 і ТЕЦ -3, а на півночі Хабаровського краю є ТЕЦ-1, ТЕЦ-2, Травнева ГРЕС (МГРЕС), Амурська ТЕЦ. Вся позначена ТЕЦ має шини 110 кВ, а ХТЕЦ-3 має і шини 220 кВ. МГРЕС працює тільки на шини 35 кВ

В м. Хабаровске ХТЕЦ-1 - «старіша» (введення більшої частини турбоагрегатів - 60-е - 70-е роки минулого сторіччя) розташована в південній частині міста, в Індустріальному районі, ХТЕЦ-3 - в Північному округу, недалеко від ХНПЗ.

Хабаровская ТЕЦ-3 - нова ТЕЦ має найбільш високі техніко-економічні показники серед ТЕЦ енергосистеми і ОЕС Сходу. Четвертий агрегат ТЕЦ (Т-180) був введений в експлуатацію в грудні 2006 р., після чого встановлена потужність електростанції досягла величини 720 МВт.

У якості УРП можна прийняти одну з ПС 220/110 кВ або велику ПС 110/35 кВ, в залежності від раціональних напруження для вибраного варіанту мережі. До ПС 220/110 кВ в Хабаровськом краї відносяться: ПС «Хехцир», ПС «РЦ», ПС «Князеволклнка», ПС «Ургал», ПС «Старт», ПС «Вітрило» і т. д.

Умовно приймемо, що в якості ТЕС буде прийнята Хабаровська ТЕЦ-3, а в якості УРП - ПС «Хехцир».

КРИЧУ 110 кВ ХТЕЦ-3 виконана по схемі дві робочі систем шин з обхідною і секційним вимикачем, а на ПС «Хехцир» - одна робоча секционированная система шин з обхідною.

1.2 Характеристика споживачів

В Хабаровськом краї найбільша частина споживачів зосереджена у великих містах. Тому при обчисленні ймовірностний характеристик за допомогою програми «Розрахунок мережі» прийнято співвідношення споживачів, приведене в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 - Характеристика структури споживачів на ПС,

що проектуються Тип споживача

Відсоток від загального навантаження

Місто

45

Легка промисловість

15

Харчова промисловість

5

Сільське господарство

35

1.3 Характеристика кліматичних і географічних умов

Хабаровський край - один з самих великих регіонів Російської Федерації. Його площа - 788,6 тисяч квадратних кілометрів, що становить 4,5 відсотки території Росії і 12,7 відсотки - Далекосхідного економічного району. Територія Хабаровського краю розташована у вигляді вузької смуги на східній околиці Азії. На заході межа починається від Амура і сильно звиваючись, йде в північному напрямі спочатку по західним отрогам Буреїнського хребта, потім по західним отрогам хребта Турана, хребтів Езоя і Ям-Алиня, по хребтах Джагди і Джуг - Дір. Далі межа, перетинаючи Станової хребет, йде по верхньому басейну рік Травня і Учур, на північному заході - по хребтах Кет-Кап і Олега-Итабит, на північному сході по хребту Сунтар-Хаят.

Переважаюча частина території має гірський рельєф. Рівнинні простори займають значно меншу частину і тягнуться головним чином вдовж басейнів рік Амура, Тугура, Уди, Амгуні.

Клімат помірно-мусонний, з холодною малосніжною зимою і жарким вологим літом. Середня температура січня: від на півдні, до -40 градусів на півночі, на морському побережжі від -15 до; липня: від +11оС - в приморській частині, до +21оС у внутрішніх і південних районах. Осадків в рік випадає від 400 мм на півночі до 800 мм на півдні і 1000 мм на східних схилах Сихоте-Алиня. Вегетаційний період на півдні краю 170-180 днів. На півночі широко поширені многолетнемерзлие породи.

Хабаровский край відноситься до III району по гололеду

2. РОЗРАХУНОК І ПРОГНОЗУВАННЯ ЙМОВІРНОСТНИЙ ХАРАКТЕРИСТИК

В даному розділі проводиться розрахунок ймовірностний характеристик, необхідних для вибору основного обладнання мережі, що проектується і розрахунку втрат потужності і енергії.

Як початкові дані використовується інформація про встановлену потужність ПС і типові графіки навантажень характерних споживачів електричної енергії.

2.1 Порядок розрахунку ймовірностний характеристик

Розрахунок ймовірностний характеристик проводиться за допомогою програми «Розрахунок мережі». Цей програмний комплекс спрощує задачу по знаходженню необхідних для розрахунку характеристик. Задаючи як початкові дані тільки максимальну активну потужність, тип споживачів і їх процентне співвідношення на ПС ми отримуємо необхідні ймовірностний характеристики. Прийняті типи споживачів електроенергииприведени в таблиці 1.1.

Алгоритм розрахунку покажемо якісно. Для прикладу скористаємося даними по ПС А.

Визначення середньої потужності ПС на поточний період часу

Розрахунок для літа аналогічний розрахунку для зими, тому покажемо розрахунок тільки по зимі.,

(2.1)

де, - величина навантаження в i час діб влітку і взимку відповідно;

- кількість часів використання даного навантаження на ПС

З «Розрахунку мережі» отримуємо для ПС А МВт. МВАр.

Визначення ефективної потужності ПС на поточний період часу

(2.2)

По ПС А отримаємо

МВт, МВАр

Визначення середньої потужності,

що прогнозується По формулі складних відсотків визначаємо середню потужність, що прогнозується.

МВт, (2.3)

де - середня потужність за поточний рік;

- відносний приріст електричного навантаження (Для АТ =3,2 %);

- рік, на який визначається електричне навантаження;

- рік початки відліку (перший в проміжку, що розглядається ).

Визначення максимальної потужності, що прогнозується ПС,

(2.4)

де - середня потужність ПС;

- коефіцієнт Стьюдента;

- коефіцієнт форми.

(2.5)

Коефіцієнт форми для поточного і графіка, що прогнозується залишиться тим же, оскільки величини ймовірностний характеристик змінюються пропорціонально.

Таким чином, ми отримали встановлену потужність, що прогнозується ПС. Далі, використовуючи «Розрахунок мережі» отримуємо всі інші ймовірностний характеристики.

Необхідно звернути увагу на той факт, що встановлена максимальна потужність всієї в «розрахунку мережі» іноді виходить більше, ніж ми її задали. що фізично не можливо. Це пояснюється тим, що при написанні програми «Розрахунок мережі», коефіцієнт Стьюдента був прийнятий 1,96. Це відповідає більшій кількості споживачів, чого ми не маємо.

Аналіз отриманих ймовірностний характеристик

За даними з «Розрахунку мережі» отримаємо активні потужності цікавлячих нас вузлів. По вказаних в завданні на КП коефіцієнтах реактивної визначимо реактивну потужність в кожному вузлі

(2.6)

Результатом розрахунків по цьому розділу є розрахунок необхідних ймовірностний характеристик, що прогнозуються, які зведені в Додатку А. Для порівняння всі необхідні ймовірностний характеристики активної потужності зведені в таблицю 2.1. Для подальших розрахунків використовуються ймовірностний характеристики, що тільки прогнозуються. Реактивні потужності розраховані на основі формули (2.6) і відображені в додатку РОЗРОБКА МОЖЛИВИХ ВАРІАНТІВ СХЕМИ І ЇХ АНАЛІЗ

Метою розділу є порівняння і відбір найбільш економічно доцільних варіантів електричної мережі заданого району споживачів. Ці варіанти необхідно обгрунтувати, підкреслити їх достоїнства і недоліки, перевірити на практичну здійсненність. Якщо всі вони можуть бути реалізовані, то, зрештою, вибирається два варіанти, один з яких має мінімальну сумарну довжину ліній в одноцепном виконанні, а іншої мінімальною кількістю вимикачів.

3.1 Розробка можливих варіантів конфігурацій електричної мережі і відбір конкурентно здатних

Принципи побудови мереж

Схеми електричних мереж повинні з найменшими витратами забезпечити необхідну надійність електропостачання, необхідну якість енергії у приймачів, зручність і безпеку експлуатації мережі, можливість її подальшого розвитку і підключення нових споживачів. Електрична мережа повинна володіти також необхідною економічністю і гнучкістю./3, з. 37/.

У проектній практиці для побудови раціональної конфігурації мережі застосовують повариантний метод, згідно з яким для заданого розташування споживачів намічається декілька варіантів, і з них на основі техніко-економічного порівняння вибирається кращий. Варіанти, що Намічуються не повинні бути випадковими - кожний засновується на ведучому принципі побудови мережі (радіальна мережа, кільцева і т. д.) /3, з. 37/.

При розробці конфігурації варіантів мережі використовують наступні принципи:

1 Навантаження I категорії повинні забезпечуватися електроенергією від двох незалежних джерел живлення, по не менш двох незалежних лініях і перерва в їх електропостачанні допускається лише на період автоматичного включення резервного живлення /3, п. 1.2.18/.

2 Для споживачів II категорії в більшості випадків також передбачають живлення по двох окремих лініях або по двухцепной лінії

3 Для електроприемника III категорії досить живлення по однойлинії.

4 Виключення зворотних потоків потужності в розімкнених мережах

5 Розгалуження електричної мережі доцільно здійснювати у вузлі навантаження

6 В кільцевих мережах повинен бути один рівень номінального напруження.

7 Застосування простих електричних схем розподільних пристроїв з мінімальною кількістю трансформації.

8 Варіант мережі повинен передбачати забезпечення необхідного рівня надійності електропостачання

9 Магістральні мережі мають в порівнянні з кільцевими мають велику протяжність ВЛ в одноцепном виконанні, менш складні схеми РУ меншу вартість втрат електроенергії; кільцеві мережі більш надійні і зручні при оперативному використанні

10 Необхідно передбачити розвиток електричних навантажень в пунктах споживання

11 Варіант електричної мережі повинен бути технічно здійснимо, т. е. повинні існувати трансформатори, виконані на навантаження, що розглядається і перетини ліній на напруження, що розглядається.

Розробка, порівняння і відбір варіантів конфігурацій мережі

Розрахунок порівняльних показників запропонованих варіантів мережі приведений в додатку для зручності роботи в розрахункових програмах буквені позначення ПС замінені відповідними цифровими.

Враховуючи розташування ПС, їх потужності запропоновано чотири варіанти підключення споживачів до ИП.

У першому варіант живлення трьох ПС здійснюється від ТЕС по кільцевій схемі. Четверта ПС Г (4) харчується від ТЕС і УРП. Достоїнством варіанту є надійність всіх споживачів, оскільки все ПС в даному варіанті будуть мати два незалежних джерела живлення. Крім того схема зручна для диспетчерського управління (все ПС транзитні, що полегшує висновок в ремонт і дозволяє швидко резервувати споживачів).

Малюнок 1 - Варіант 1

Для зниження струму в ПА режимі (при відключенні однієї з головних дільниць) в кільці ПС 1, 2, 3 запропонований варіант 2, де ПС 2 і 3 працюють в кільці, а ПС 1 харчується по двухцепной ВЛ. Малюнок 2.

електрична мережа напруження витрата

Малюнок 2- Варіант 2

Для посилення зв'язку між центрами живлення, що розглядаються приведений варіант 3, в якому ПС 3 і 4 харчуються від ТЕС і УРП. Даний варіант поступається першим двом про протяжності ВЛ, однак має місце збільшення надійності схеми електропостачання споживачів ПС В (3). Малюнок 3.

Малюнок 3- Варіант 3

У варіанті № 4 самий могутній споживач ПС 4, виділений на окреме живлення по двухцепной ВЛ від ТЕС. У цьому випадку зв'язок між ТЕС і УРП менш вдалий, однак ПС Г (4) працює незалежно від інших ПС. Малюнок 4.

Малюнок 4- Варіант 4

Для повноцінного порівняння необхідно враховувати напруження по рекомендованих варіантах мережі.

По формулі Ілларіонова визначимо раціональні рівні напружень для всіх головних дільниць, що розглядаються і радіальних ВЛ:,

(3.1)

де - довжина дільниці, на якій визначається напруження;

- потік потужності, що передається по цій дільниці.

Для визначення напруження в кільці необхідно визначити раціональне напруження на головних дільницях. Для цього визначаються потоки максимальної активної потужності на головних дільницях, при цьому використовується допущення про відсутність втрат потужності на дільницях. У загальному вигляді:,

(3.2),

(3.3)

де Pi- максимальна потужність нагрузкиi- го вузла, що прогнозується;

li0', li0''- довжини ліній отi- й точки мережі до відповідного кінця (0' або 0'') розгорненої схеми заміщення кільцевої мережі при її розрізанні в точці джерела живлення;

l0'-0'' - сумарна довжина всіх дільниць кільцевої мережі. /4, з 110/

Таким чином, отримуємо напруження для цікавлячих нас дільницях схем, розрахунок яких відображений в додатку Б. Для всіх дільниць, що розглядаються розрахункове раціональне напруження дорівнює 110 кВ.

Порівняння варіантів приводиться в таблиці 3.1

Таблиця 3.1 - Параметри варіантів мережі

№ варіанту

Сумарна довга ВЛ, км

Кількість вимикачів ВН (110 кВ)

1

161.065

16

2

163.426

17

3

192.556

18

4

183.294

17

По підсумках попереднього порівняння вибираємо для подальшого розгляду варіанти 1 і 2.

3.2 Детальний аналіз конкурентно здатних варіантів

В даному подпункте необхідно оцінити кількість обладнання, яка необхідна для надійного і якісного електропостачання споживачів: трансформатори, перетини ЛЕП, потужність компенсуючих пристроїв, схеми розподільних пристроїв. Крім того на даному етапі оцінюється технічна можливість (доцільність) реалізації запропонованих варіантів.

Вибір кількості і потужності компенсуючих пристроїв

Компенсація реактивної потужності - цілеспрямований вплив на баланс реактивної потужності у вузлі електроенергетичної системи з метою регулювання напруження, а в розподільних мережах і з метою зниження втрат електроенергії. Здійснюється з використанням компенсуючих пристроїв. Для підтримки необхідних рівнів напруження у вузлах електричної мережі споживання реактивної потужності повинно забезпечуватися необхідною потужністю, що генерується з урахуванням необхідного резерву. Реактивна потужність, що Генерується складається з реактивної потужності, що виробляється генераторами електростанцій і реактивної потужності компенсуючих пристроїв, розміщених в електричній мережі і в електроустановках споживачів електричної енергії.

Заходи щодо компенсації реактивної потужності на ПС дозволяють:

- зменшити навантаження на трансформатори, збільшити термін їх служби;

- зменшити навантаження на проводи, кабелі, використати їх меншого перетину;

- поліпшити якість електроенергії у електроприемников;

- зменшити навантаження на комутаційну апаратуру за рахунок зниження струмів в ланцюгах;

- знизити витрати на електроенергію.

Для кожної окремо взятої ПС попередня величина потужності КУ визначається по формулі:,

(3.4)

- максимальна реактивна потужність вузла навантаження, МВАр;

- максимальна активна потужність вузла навантаження, МВт;

- коефіцієнт реактивної потужності визначуваний наказом Мінпроменерго № 49 (для мереж 6-10 кВ =0,4)/8/;

Далі проводиться підбір кількості КУ по секціях шин для рівномірної компенсації реактивної потужності і визначення фактичної величини КРМ.

(3.5)

- фактична потужність КУ, МВАр;

- номінальна потужність КУ з стандартного ряду що пропонується заводами виготівниками, МВАр;

- кількість пристроїв.

Визначення величини некомпенсованої потужності, яка буде протікати через трансформатори визначається по вираженню:

(3.6)

- некомпенсована зимова (що прогнозується) реактивна потужність ПС;

Тип і кількість прийнятих КУ зведено в таблицю 3.2. Докладний розрахунок приводиться в додатку

ПС (№ вузла ВН)

Тип КУ

Кількість, шт

Загальна потужність, МВАр

А (1)

УКЛ56 450/10,5

8

3,6

Би (2)

УКЛ56 1350/10,5

2

2,7

В (3)

УКЛ56 900 /10,5

УКЛ 56 600/10,5

6

2

6,6

Г (4)

УКЛ56 450/10,5

6

2,7

Вибір проводів по економічних струмових інтервалах.

Сумарний перетин провідників ВЛ приймається по табл. 43.4, 43.5 /6, с.241-242/ в залежності від розрахункового струму, номінального напруження лінії, матеріалу і кількості ланцюгів опор, району по гололеду і регіону країни.

Розрахунковими для вибору економічного перетину проводів є: для ліній основної мережі - розрахункові тривалі потоки потужності; для ліній розподільної мережі - суміщений максимум навантаження підстанцій, приєднаних до даної лінії, при проходженні максимума енергосистеми.

При визначенні розрахункового струму не треба враховувати збільшення струму при аваріях або ремонтах в яких-небудь елементах мережі. Значення визначається по вираженню

(3.7)

де - струм лінії на п'ятому році її експлуатації;

- коефіцієнт, що враховує зміну струму по роках експлуатації;

- коефіцієнт, що враховує число часів використання максимального навантаження лінії Тмі її значення в максимумі ЕЕС (визначається коефіцієнтом КM).

Введення коеффициентаучитивает чинник разновременности витрат в техніко-економічних розрахунках. Для ВЛ 110-220 кВ приймається =1,05, що відповідає математичному очікуванню вказаного значення в зоні темпів зростання навантаження, що найчастіше зустрічаються.

Значення Кмпрінімаєтся рівним відношенню навантаження лінії в час максимума навантаження енергосистеми до власного максимума навантаження лінії. Усереднені значення коефіцієнта α Тпринимаются за даними табл. 43.6. /6, з. 243/.

Для визначення струму на 5 рік експлуатації ми спочатку при проектуванні спрогнозували навантаження в розділі 3. Таким чином, ми вже оперуємо навантаженнями, що прогнозуються. Тоді для знаходження струму на п'ятому році експлуатації нам необхідно,

(3.8)

де - максимальна зимова (що прогнозується) активна потужність ПС;

- нескомпенсированная зимова (що прогнозується) реактивна потужність ПС;

- номінальне напруження лінії;

- кількість ланцюгів в лінії.

Для Хабаровського краю приймається III район по гололеду.

Для двох варіантів мережі розрахункові перетини на всіх дільницях приведені в таблиці 3.3. По тривало допустимих струмах проводиться перевірка за умовою нагріву проводів. Тобто, якщо струм в лінії в післяаварійному режимі менше, ніж тривало допустимий, то даний перетин проводу можна вибрати для даної лінії.

Таблиця 3.3 - Перетини проводів у варіанті 1

Гілки

Розрахунковий струм, А

Марка вибраного проводу

Кількість ланцюгів

Марка опор

1

2

3

4

5

5-4

226,5

АС-240/32

1

ПБ 110-3

6-4

160,1

АС-240/32

1

ПБ 110-3

5-1

290,6

АС-300/39

1

ПБ 220-1

5-3

337

АС-300/39

2

ПБ 220-1

1-2

110,8

АС-150/24

1

ПБ 110-3

2-3

92,8

АС-120/19

1

ПБ 110-8

Таблиця 3.2 - Перетини проводів у варіанті 2

Гілки

Розрахунковий струм, А

Марка вибраного проводу

Кількість ланцюгів

Марка опор

1

2

3

4

5

5-4

226,5

АС-240/32

1

ПБ 110-3

6-4

160,1

АС-240/32

1

ПБ 110-3

3-5

241,3

АС-240/32

1

ПБ 110-3

2-5

212,5

АС-240/32

1

ПБ 110-3

2-3

3,4

АС-120/19

1

ПБ 110-3

1-5

145

2хАС-240/32

2

ПБ 110-4

Перевірка ку по ПА режиму всі прийняті проводи пройшли.

Вибір потужності і числа трансформаторів

Вибір трансформаторів проводиться по розрахунковій потужності для кожного з вузлів. Оскільки на кожної ПС ми маємо споживачів принаймні 2 категорії, то на всіх ПС необхідна установка 2 трансформаторів.

Розрахункова потужність для вибору трансформатора визначається по формулі,

(3.9)

де - середня зимова активна потужність;

- число трансформаторів на ПС, в нашому випадку;

- оптимальний коефіцієнт завантаження трансформаторів (для двухтрансформаторной ПС =0,7).

Далі ми приймаємо трансформатори номінальною потужністю, найбільш близькою до розрахункової.

Останнім етапом перевірки трансформаторів є перевірка на післяаварійне завантаження.

Ця перевірка модулює ситуацію перенесення навантаження двох трансформаторів на один. При цьому післяаварійний коефіцієнт завантаження повинен відповідати наступній умові,

(3.10)

де - післяаварійний коефіцієнт завантаження трансформатора.

Розглянемо для прикладу вибір і перевірку трансформатора на ПС 2

МВА

Приймаємо трансформатори ТРДН 25000/110.

Далі перевіряється їх на коефіцієнт завантаження в післяаварійному режимі.

Аналогічно вибираються трансформатори на все ПС. Результати вибору трансформаторів приведені в таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 - Силові трансформатори вибрані для мережі, що проектується.

ПС

(№ вузла ВН)

Тип силового трансформатора

А (1)

ТДН-16000/110

Би (2)

ТРДН-25000/110

В (3)

ТРДН-25000/110

Г (4)

ТДН-40000/110

Вибір оптимальних схем РУ на ПС.

Схеми РУ вищого напруження.

Через більше число ПС здійснюється транзит потужності, тому оптимальним варіантом для них є схема місток з вимикачами в ланцюгах трансформаторів, з неавтоматичною ремонтною перемичкою з боку лінії.

Схеми РУ ВН визначаються положенням ПС в мережі, напруженням мережі, числом приєднань. Розрізнюють наступні типи підстанцій по ознаці їх положення в мережі вищого напруження: вузлові, прохідні, ответвительние і кінцеві. Вузлові і прохідні підстанції є транзитними, оскільки потужність, що передається по лінії, проходить через збірні шини цих підстанцій.

У даному курсовому проекті на всіх транзитних ПС застосована схема «Місток з вимикачем в ланцюгах ліній», для забезпечення набольшей надійності транзитних перетоков. Для тупикової ПС, що харчується по двухцепной ВЛ, застосована схема «два блоки лінія-трансформатор» з обов'язковим застосуванням АВР по стороні НН. Дані схеми відображені на першому листі графічної частини.

4. ВИБІР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРІАНТУ СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

Мета даного розділу вже винесена в його заголовок. Однак потрібно відмітити, що критерієм порівняння варіантів в цьому розділі буде їх економічна привабливість. Це порівняння буде зроблене по приведених витратах для відмінних частин схем проектів.

4.1 Алгоритм розрахунку приведених витрат

Приведені витрати визначаються по формулі (4.1),

(4.1)

де Е - нормативний коефіцієнт порівняльної ефективності капітальних вкладень, Е=0,1;

До - капітальні вкладення, необхідні для споруди мережі;

І - щорічні експлуатаційні витрати.

Капітальні вкладення на будівництво мережі складаються з капітальних вкладень в повітряні лінії і в ПС,

(4.2)

де КВЛ- капітальні вкладення на споруду ліній;

КПС- капітальні вкладення на споруду підстанцій.

Виходячи з параметрів порівняння, видно що для даного конкретного випадку необхідне буде враховувати капіталовкладення в будівництво ВЛЕП.

Капітальні вкладення при споруді ліній складаються з витрат на дослідницькі роботи і підготовку траси, витрат на придбання опор, проводів, ізоляторів і іншого обладнання, на їх транспортування, монтажні і інші роботи і визначаються по формулі (4.3),

(4.3)

де- питома вартість споруди одного кілометра лінії.

Капітальні витрати при споруді підстанцій складаються з витрат на підготовку території, придбання трансформаторів, вимикачів і іншого обладнання, витрат на монтажні роботи і т. д.,

(4.4)

де - капітальні витрати на споруду КРИЧУ;

- капітальні витрати на купівлю і монтаж трансформаторів;

- постійна частина витрат на ПС в залежності від типу КРИЧУ і Uном;

- капітальні витрати на купівлю і монтаж КУ.

Капітальні вкладення визначаються по укрупнених показниках вартості окремих елементів мережі. Сумарні капітальні вкладення приводяться до поточного року за допомогою коефіцієнта інфляції відносно цін 1991 року. По порівнянні реальної вартості ВЛ сьогодні, коефіцієнт інфляції по ВЛ в даному КП kинфВЛ= 250, а для елементів ПС kинфВЛ= 200.

Другим важливим техніко-економічним показником є експлуатаційні витрати (витрати), необхідні для експлуатації енергетичного обладнання і мереж протягом одного року:,

(4.5)

де - витрати на поточний ремонт і експлуатацію, включаючи профілактичні огляди і випробування, визначаються по (4.6)

- Витрати на амортизацію за період служби (Тсл=20 років), що розглядається, формула (4.7)

- Вартість втрат електроенергії, визначається по формулі (4.8),

(4.6)

де - норми щорічних відрахувань на ремонт і експлуатацію ВЛ і ПС (= 0.008; = 0.049).

Витрати на амортизацію,

(4.7)

де - термін служби обладнання (20 років),

що розглядається Вартість втрат електроенергії,

(4.8)

де - втрати електроенергії, кВт-ч;

С0- вартість втрат 1 МВт-ч електроенергії. (У завданні на КП ця величина рівна С0=1.25 крб./кВт∙ ч.

Втрати електроенергії визначаються по потоках ефективних потужностей і включають в себе втрати в ВЛЕП, трансформаторах і КУ для зимового і літнього часу року.,

(4.9)

де - втрати електроенергії в ВЛЕП

- втрати електроенергії в трансформаторах

- втрати електроенергії в компенсуючих пристроях

Втрати електроенергії в ВЛЕП визначаються таким чином,

(4.10)

де, - потік ефективної активної зимової і літньої потужності по лінії, МВт;,

- потік ефективної реактивної зимової і літньої потужності по лінії; МВАр;

Тз, Тл- відповідно кількість зимових - 4800 і літніх - 3960 годин;

(4.11)

Втрати в КУ. Оскільки на всіх ПС встановлені батареї конденсаторів або Статичні тиристорние компенсатори (СТК) те втрати у КУ будуть виглядати таким чином,

(4.12)

де - питомі втрати активної потужності в компенсуючих пристроях, в цьому випадку - 0.003 кВт/кВар.

Рівні напруження ПС не відрізняються в обох варіантах, тому трансформатори, компенсуючі пристрої і втрати в них при порівнянні можна не враховувати (вони буду однакові).

4.2 Порівняння конкурентоздатних варіантів

Оскільки у варіантах, що порівнюються один рівень напруження, отже трансформатори і кількість компенсуючих пристроїв в них буде незмінним. Крім того ПС Г (4) запитивается однаково в двох варіантах, тому в порівнянні не бере участь.

Відрізнятися будуть тільки лінії (протяжність і перетин проводу) і розподільні пристрої живильні ПС А, Би, і В, то при порівнянні доцільно враховувати тільки відмінність в капіталовкладеннях на мережі і розподільні пристрої позначених об'єктів.

Порівняння по всіх інших параметрах в даному розділі не потрібно. Даний розрахунок приведений в Пріложенії В.

За результатами розрахунків побудуємо таблицю 4.1, вмісну основні показники порівняння економічної привабливості кожного варіанту

Таблиця 4.1 - Економічні показники порівняння варіантів.

№ варіанту,

млн. руб

І, млн. руб

З, млн. руб

1

1 187

74,55

181,7

2

1 072

80,09

198,8

Таким чином, ми отримали самий оптимальний варіант схеми мережі, який задовольняє всім пред'явленим вимогам і при цьому найбільш економичен.- Варіант 1.

5. РОЗРАХУНОК І АНАЛІЗ СТАЛИХ РЕЖИМІВ

Мета цього розділу - прорахувати типові сталі режими, характерні для цієї мережі і визначити умови їх допустимості. При цьому необхідно оцінити можливість існування «крайніх» режимів і величини втрат потужності в різних елементах мережі

5.1 Ручний розрахунок максимального режиму

Підготовка даних для ручного розрахунку максимального режиму

Для ручного розрахунку режиму, передусім, необхідно знати параметри схеми заміщення. При складанні даною, ми виходили з того, що на кожної ПС встановлені 2 роздільно працюючих на половину навантаження трансформатора. Зарядну потужність ліній ми рознесли по її вузлах; трансформатори представляємо Г образною схемою, в якій гілка поперечної провідності представлена втратами неодруженого ходу (ХХ).

Схема заміщення представлена на малюнку 5 і на листі графічної частини проекту.

Малюнок 5 - Схема заміщення для розрахунку режиму.

Параметри вузлів схеми зведені в таблицю 5.1

Таблиця 5.1 - Параметри вузлів схеми заміщення

№ вузла

Тип вузла

U ном вузла, кВ

Р н, МВт

Q н, МВАр

1

2

3

4

5

6

Балансуючий

110

5

Балансуючий

110

1

Навантажувальний

110

11

Навантажувальний

10

14,7

5,7

12

Навантажувальний

10

14,7

5,7

2

Навантажувальний

110

21

Навантажувальний

10

17,7

6,95

22

Навантажувальний

10

17,7

6,95

3

Навантажувальний

110

31

Навантажувальний

10

20,6

8,2

32

Навантажувальний

10

20,6

8,2

4

Навантажувальний

110

41

Навантажувальний

10

34,2

13,7

42

Навантажувальний

10

34,2

13,7

Параметри гілок задані в таблиці 5.2.

Таблиця 5.2 - Параметри гілок схеми заміщення

№ вузла початку гілки

№ вузла кінця гілки

Марка проводу

Активний опір гілки, Ом

Реактивний опір гілки, Ом

Зарядна потужність лінії, МВАр

1

2

3

4

5

6

5

4

АС 240/32

2,7

9

0,76

6

4

АС 240/32

3,8

12,8

1,08

5

1

АС 300/39

2,2

9,6

0,71

5

3

АС 300/39

2

8,6

0,64

2

3

АС 120/19

1

9,5

0,72

1

2

АС 240/32

8

8,1

0,68

Для розрахунку потоків потужностей по лініях необхідно розрахувати розрахункові навантаження, що включають в себе безпосередньо навантаження ПС, втрати в трансформаторах, і зарядні потужності ліній Приклад розрахунку даної величини приведений в /5, з. 49-52/.

(5.1)

де - максимальне зимове навантаження ПС 1;

- повні втрати в 2 трансформаторах ПС 1;

- половини зарядних потужностей ліній 1-5 і 1-2.

Алгоритм розрахунку режим

Ручний розрахунок режиму найбільш економічно доцільного варіанту схеми мережі зробимо за допомогою математичного пакету MathCAD 14.0. Докладний розрахунок режиму представлений в додатку Г. В додатку Д представлені розрахунки режимів з допомогою ПВК: нормальних максимального і мінімального і післяаварійного (ПА).

Покажемо коротко етапи ручного розрахунку режиму.

Маючи розрахункові навантаження в чотирьох основних вузлах схеми приведемо основні етапи розрахунку.

Спочатку знаходиться потоки потужності на головних дільницях 6-4 і 6-5. Для прикладу запишемо для дільниці 6-4

(5.2)

де - розрахункове навантаження 4-й ПС;

- сума зв'язаних комплексів опорів між джерелами живлення

Далі розраховуються потоки потужності по інших гілках без урахування втрат і визначаємо точки потокоразделов по активній і реактивній потужностях. У нашому разі даних дільниць не буде, однак буде зрівняльна потужність, яка виникає через різницю напружень на ИП.

де - зв'язані комплекси напружень джерел живлення.

Після визначення зрівняльної потужності знаходяться фактичні потоки потужності на головних дільницях мережі.

Після визначення потоків потужностей на всіх дільницях знаходимо точки потокоразделов по активній і реактивній потужностях. Це точки визначаються там, де потік потужності міняє знак на протилежний. У нашому випадку вузол 4 буде точкою потокораздела по активній і по реактивній потужності.

При подальшому розрахунку ми розрізаємо кільце по точках потокоразделов і вважаємо потоки потужності на цих дільницях з урахуванням втрати потужності на них як для розгалуженої мережі. Наприклад

(5.5)

(5.6)

Знаючи потоки потужності на всіх дільницях, визначаємо напруження у всіх вузлах. Наприклад, у вузлі 4

(5.7)

5.2 Розрахунок максимального, мінімального і післяаварійного режиму з допомогою ПВК

Коротка характеристика вибраного ПВК

В якості ПВК ми вибрали SDO-6. Даний ПВК призначений для рішення задач аналізу і синтезу, виникаючих при дослідженні сталих режимів ЕЕС і може використовуватися при експлуатації і проектуванні ЕЕС в рамках АСДУ, САПР і АРМ ЕЕС.

ПВК моделює дію і роботу різних пристроїв, призначених для управління напруженням, перетоками активної і реактивної потужності, генерацією і споживанням, а також роботу деяких видів протиаварійної автоматики - від наброса потужності, підвищення/пониження напруження.

ПВК містить досить повний математичний опис основних елементів мережі ЕЕС - навантаження (статичні характеристики по U і f), генерації (облік втрат в генераторі в режимі СК, залежність Qрасп (Pg)), комутованих реакторів, ліній, трансформаторів лінійно-додаткових, 2-х і 3-х обмотувальних з подовжньо-поперечним і пов'язаним регулюванням.

ПВК забезпечує роботу з розрахунковою схемою мережі ЕЕС, що має в своєму складі вимикачі, як елементи розподільних пристроїв станцій і підстанцій.

ПВК забезпечує ефективне і надійне рішення задач за рахунок надмірності складу алгоритмів їх рішення.

ПВК є зручним і ефективним засобом досягнення цілей, що формулюються користувачем. У його складі реалізоване значне число основних і допоміжних функцій.

До основних функцій відносяться:

1) розрахунок сталого режиму ЕЕС при детермінований характері інформації з обліком і без урахування зміни частоти (модифікації методу Ньютона-Рафсона);

2) розрахунок граничного сталого режиму при різних способах обважнювати і критеріях завершення;

3) розрахунок допустимого сталого режиму;

4) розрахунок оптимального сталого режиму (метод узагальненого приведеного градієнта);

- по втратах активної і реактивної потужності в мережі ЕЕС;

- по витратах на виробіток електроенергії;

5) отримання необхідних значень для окремих параметрів режиму (модулів напруження, активних і реактивних генерацій і т. д.) з вибором складу компонент вектора рішення;

6) визначення "слабих місць" в мережі ЕЕС і аналіз на цій основі граничних режимів;

7) формування еквівалента розрахункової схеми ЕЕС, отриманого при виключенні заданого числа вузлів (метод Уорда);

8) отримання еквівалента розрахункової схеми мережі, адаптивного до заданих розрахункових умов і визначення функціональних характеристик мережі, що відкидається, що включаються в граничні вузли;

9) розрахунок статичної апериодической стійкості режиму ЕЕС на основі аналізу коефіцієнтів характеристичного рівняння;

10) аналіз динамічної стійкості режиму ЕЕС відносно заданої сукупності розрахункових обурень при обліку широкого набору коштів протиаварійної автоматики як традиційних, так і перспективних з можливістю моделювання похідних законів їх управління. Дана функція забезпечується можливістю спільної роботи ПВК СДО-6 і ПВК ПАУ-3М (розробка СЕИ) і постачається замовнику при встановленні ним договірних відносин з розробниками ПВК ПАУ-3М.

До допоміжних функцій відносяться:

1) аналіз і пошук помилок в початкових даних;

2) коректування складу елементів розрахункової схеми мережі ЕЕС, параметрів режиму і розрахункових умов;

3) формування і зберігання на зовнішніх запам'ятовуючих пристроях власного архіву даних про розрахункові схеми мережі ЕЕС;

4) робота з даними в уніфікованому форматі ЦДУ (експорт/імпорт);

5) уявлення і аналіз вихідної інформації з використанням різноманітних таблиць і графіків;

6) відображення результатів розрахунку на графі розрахункової схеми мережі.

ПВК має в своєму складі зручну і гнучку мову управління завданнями, вмісний до 70 керуючих директив (команд). З їх допомогою може задаватися довільна послідовність виконання його основних і допоміжних функцій при роботі в пакетному режимі.

ПВК розроблений і реалізований на мові ФОРТРАН, TurboCI. Він може експлуатуватися в складі математичного забезпечення обчислювальних центрів, оснащених СМ-1700 і ПЕВМ (MS DOS).

ПВК має наступні основні технічні характеристики:

- граничний об'єм розрахункових схем визначається ресурсами пам'яті, що розташовуються ЕОМ і для поточної версії ПВК складає не менше за 600 вузлів і 1000 гілок;

- є програмні засоби для настройки і генерації ПВК на необхідний склад елементів і об'єм розрахункових схем мережі;

- можлива робота в пакетному і діалоговому режимі.

ПВК може тиражуватися і постачатися користувачу на магнітній стрічці і/або дискетке в складі завантажувального модуля і документації по його супроводу і використанню.

Розробники: Артемьев В. Е., Війтів О. Н., Володіна Е. П., Мантров В. А., Насвіцевич Б. Г., Семенова Л. В.

Організація: Сибірський Енергетичний інститут ЗІ АН РОСІЇ

Підготовка даних для розрахунку в SDO 6

Оскільки в SDO6 для завдання вузла досить використати значення номінального напруження і потужності навантажень (генерацій), то для створення масиву даних в цьому ПВК досить використати таблицю 5.1.

Для завдання параметрів лінії в SDO 6 додатково до комплексного опору додається ємкісна провідність, а не зарядна потужність, як в ручному розрахунку. Тому додатково до таблиці 5.2 задамо ємкісну провідність в таблиці 5.3.

Таблиця 5.3 - Ємкісна провідність гілок

№ вузла почала гілки

№ вузла кінця гілки

Ємкісна провідність гілки, мкСм

5

4

62,8

6

4

88,9

5

1

59

5

3

52,8

2

3

59,5

1

2

556,2

Спочатку при ручному розрахунку для завдання поперечної гілки провідності ми використали втрати неодруженого ходу трансформатора. Для завдання трансформаторів в ПВК необхідно замість них використати провідність цієї гілки, яка приведена в таблиці 5.4. Всі інші дані ті ж, що і для ручного розрахунку (Додаток Е).

Таблиця 5.4 - Поперечна провідність трансформаторів

ПС (№ вузла ВН)

Активна провідність гілки, мкСм

Індуктивна провідність гілки, мкСм

А (1)

2,231

14,463

Би (2)

1,587

10,283

В (3)

0,93

4,298

Г (4)

3,512

7,438

Порівняльний аналіз ручного розрахунку максимального режиму і розрахунку з допомогою ПВК

Для порівняння розрахунку в ВПК і ручного необхідно визначитися з параметрами порівняння. У цьому випадку будемо порівнювати значення напружень у всіх вузлах і номера отпаек РПН в трансформаторах. Цього буде цілком досить для висновку про зразкове розходження ручного і машинного розрахунку.

Порівняємо спочатку напруження у всіх вузлах, результати вмістимо в таблицю 5.5

Таблиця 5.5 - Порівняння напружень при ручному і машинному розрахунку

№ вузла

Ручний розрахунок, кВ

ПВК SDO-6., кВ

Відмінність, %

1

121,5

121,82

0,26

2

120,3

121,89

1,32

3

121,2

121,86

0,54

4

121,00

120,98

-0,02

11, 12

10,03

10,07

0,40

21, 22

10,41

10,47

0,58

31, 32

10,41

10,49

0,77

41, 42

10,20

10,21

0,10

Виходячи з результатів порівняння можна сказати, що при точності розрахунку в 5% на ПВК ми маємо достатню точність розрахунку. При тому, що отпайки трансформаторів при обох розрахунках сходяться.

5.3 Аналіз сталих режиму

Структура втрат електричної енергії

Проаналізуємо структури втрат для трьох режимів, розрахованих з допомогою ПВК.

Структуру втрат для 3 режимів представимо в таблиці 5.6

Таблиця 5.6 - Структура втрат в режимах,

що розглядаються Режим

Втрати в трансформаторах, МВт і МВАр

Втрати в ЛЕП, МВт і МВАр

Сумарна споживана потужність, МВт

Активні

Реактивні

Активні

Реактивні

Максимальний нормальний

1,076

17,147

1,816

6,198

174,4

Мінімальний

0,057

0,921

0,094

0,322

38,8

Післяаварійний

1,25

19,823

6,827

23,240

174,1

Аналіз рівнів напружень у вузлах

Для аналізу рівнів напруження розраховуються найбільш важке ПА режими і режим минмимальних навантажень.

Оскільки нам необхідно підтримувати бажані рівні напружень у всіх трьох режимах, то відмінності будуть в номерах отпаек РПН.

Напруження, отримані в режимах, що розглядаються приведені в таблиці 5.7.

Таблиця 5.7 - Фактичні напруження на низьких сторонах ПС

Режим

Максимальний, нормальний

Максимальний, післяаварійний

Мінімальний, нормальний

Вузли

U i

№ РПН

U i

№ РПН

U i

№ РПН

11, 12

10,03

4

10,13

7

10,15

6

21, 22

10,41

9

10,49

14

10,39

10

31, 32

10,41

9

10,56

16

10,56

11

41, 42

10,20

8

10,26

11

10,17

9

Всі необхідні межі по напруженню на стороні НН витримуються при всіх трьох режимах.

Розрахунок і аналіз всіх режимів, що розглядаються показує, що спроектована мережа дозволяє підтримувати необхідні рівні напружень як в нормальних, так і післяаварійних режимах.

Таким чином, спроектована мережа дозволяє надійно і якісно забезпечувати споживачів електричною енергією.

6. РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУЖЕНЬ І ПОТОКІВ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ В ПРИЙНЯТОМУ ВАРІАНТІ МЕРЕЖІ

Мета розділу - пояснити застосування засобів регулювання напруження, що використовуються і дати їх опис.

6.1 Методи регулювання напруження

Напруження мережі постійно міняється разом із зміною навантаження, режиму роботи джерела живлення, опорів ланцюга. Відхилення напруження не завжди знаходяться в інтервалах допустимих значень. Причинами цього є: а) втрати напруження, що викликаються струмами навантаження, що протікають по елементах мережі; б) неправильний вибір перетинів токоведущих елементів і потужності силових трансформаторів; в) неправильно побудовані схеми мереж.

Контроль за відхиленнями напруження проводиться трьома способами: 1) по рівню - ведеться шляхом порівняння реальних відхилень напруження з допустимими значеннями; 2) по місцю в електричній системі - ведеться в певних точках мережі, наприклад на початку або кінці лінії, на районній підстанції; 3) по тривалості існування відхилення напруження.

Регулюванням напруження називають процес зміни рівнів напруження в характерних точках електричної системи за допомогою спеціальних технічних засобів. Використовується регулювання напруження в центрах живлення розподільних мереж - на районних підстанціях, де зміною коефіцієнта трансформації підтримувалося напруження у споживачів при зміні режиму їх роботи і безпосередньо у самих споживачів і на енергообъектах (електростанціях, підстанціях) /1, з. 200/.

При необхідності на шинах повторного напруження понижувальних підстанцій забезпечується зустрічне регулювання напруження в межах 0... + 5% номінальних напруження мережі. Якщо відповідно до добового графіка навантаження сумарна потужність знижується до 30 % і більш від її найвищого значення, напруження на шинах повинно підтримуватися на рівні номінального напруження мережі. У часи найбільшого навантаження напруження на шинах повинно перевищувати номінальне напруження мережі не менш ніж на 5 %; допускається підвищення напруження навіть до 110 % номінального, якщо при цьому відхилення напруження у найближчих споживачів не перевищать найбільшого значення, що допускається Правилами пристрою електроустановок. У післяаварійних режимах при зустрічному регулюванні напруження на шинах нижчого напруження не повинно бути нижче номінального напруження мережі.

Як спеціальні кошти регулювання напруження передусім можуть бути використані трансформатори з регулюванням напруження під навантаженням (РПН). Якщо з їх допомогою неможливо забезпечити задовільні величини напружень, потрібно розглянути доцільність установки статичних конденсаторів або синхронні компенсатори. /3, з. 113/. Цього в нашому випадку не потрібно, оскільки цілком досить регулювання напружень у вузлах на низьких сторонах з допомогою РПН.

Існують різні методики вибору регулювальних ответвлений трансформаторів і автотрансформаторов з РПН і визначення напружень, що отримуються.

Розглянемо методику, засновану на безпосередньому визначенні необхідного напруження регулювального відгалуження і що характеризується, на думку авторів, простотою і наглядністю.

Якщо відомо приведене до високої сторони трансформатора напруження на шинах нижчого напруження підстанції, то можна визначити бажане (розрахункове) напруження регулювального відгалуження обмотки вищого напруження трансформатора

(6.1)

де - номінальне напруження обмотки нижчого напруження трансформатора;

- напруження бажане, яке необхідно підтримувати на шинах нижчого напруження в різних режимах роботи мережі UH- в режимі найбільшого навантаження і в післяаварійних режимах і UH- в режимі найменших навантажень);

UH- номінальне напруження мережі.

Для мереж з номінальним напруженням 6 кВ необхідні напруження в режимі найбільших навантажень і в післяаварійних режимах рівні 6,3 кВ, в режимі найменших навантажень вони становлять 6 кВ. Для мереж з номінальним напруженням 10 кВ відповідні значення становитимуть 10,5 і 10 кВ. Якщо в післяаварійних режимах неможливо забезпечити напруження UH, допускається його зниження, але не нижче за 1 UH

Застосування трансформаторів з РПН дозволяє змінювати регулювальне відгалуження без їх відключення. Тому потрібно визначати напруження регулювального відгалуження роздільно для найбільшого і найменшого навантаження. Оскільки час виникнення аварійного режиму невідомий, то будемо вважати, що цей режим виникає в найбільш несприятливому випадку, т. е. в часи найбільших навантажень. З урахуванням сказаного вище розрахункове напруження регулювального відгалуження трансформатора визначається по формулах:

для режиму найбільших навантажень

(6.2)

для режиму найменших навантажень

(6.3)

для післяаварійного режиму

(6.4)

По знайденому значенню розрахункового напруження регулювального відгалуження вибирають стандартне відгалуження з напруженням, найближчим до розрахункового.

Певним таким чином значення напружень на шинах нижчого напруження тих підстанцій, де застосовані трансформатори з РПН, порівнюються з бажаними значеннями напруження, вказаними вище.

На трехобмоточних трансформаторах регулювання напруження під навантаженням виконується в обмотке вищого напруження, а обмотка середнього напруження містить відгалуження, які перемикаються тільки після зняття навантаження.

7. ВИЗНАЧЕННЯ СЕБИСТОИМОСТИ ПЕРЕДАЧІ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ

Метою цього розділу є визначення собівартості передачі електричної енергії в мережі, що проектується. Цей показник важливий оскільки є одним з показників привабливості всього проекту загалом. Повна собівартість передачі електричної енергії визначається як відношення витрат на споруду мережі загалом до сумарного її середньорічного споживання, руб/МВт

(7.1)

де - сумарні витрати для всього варіанту з урахуванням втрат електричної енергії, руб;

- середньорічне електропотребление мережі, що проектується, МВтч.

(7.2)

де - максимальна споживана зимова потужності мережі, що розглядається, МВт;

- чило часів використання максимального навантаження, ч.

Таким чином, собівартість передачі електроенергії виходить рівна 199,5 крб. за МВтч або 20 коп. за кВтч.

Розрахунок собівартість передачі електроенергії приведений в додатку При даному аналізі були враховані потужності навантажень споживачів, їх взаємне розташування. На основі цих даних нами були запропоновані варіанти схем електричної розподільної мережі, що найбільш повно відображають специфіку їх складання.

За допомогою розрахунку по типових графіках електричних навантажень нами були отримані ймовірностний характеристики, що дозволяють з більшою точністю проаналізувати надалі всі параметри режимів спроектованої електричної розподільної мережі.

Також було зроблене порівняння проектних варіантів мережі по можливості технічної реалізації, по надійності, по економічних вкладеннях.

Внаслідок економічного прорахунку був вибраний найбільш вдалий варіант схеми ЕС з представлених нами на розгляд. Для цього варіанту були розраховані 3 найбільш характерних для енергосистеми сталих режиму, в яких ми витримали бажане напруження на шинах НН всіх понизительних ПС.

Собівартість передачі електроенергії в запропонованому варіанті становив 20 коп. за кВтч.

БИЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Идельчик В. И. Електрічеськиє системи і мережі

2. Допомога до курсового і дипломного проектування для електроенергетичних спеціальностей вузів. Під ред. Блок В. М.

3. Поспелов Г. Е. Федін В. Т. Електрічеськиє системи і мережі. Проектування

4. Правила експлуатації електроустановок ПУЕ видання 6, 7-е доповнене

5. Савина Н. В., Мясоєдов Ю. В., Дудченко Л. Н. Електрічеськиє мережі в прикладах і розрахунках: Учбова допомога. Благовещенск, Видавництво АмГУ, 1999, 238 з.

6. Електротехнічний довідник: У 4 т. Т 3. Виробництво, передача і розподіл електричної енергії. Під общ. Ред. ПРОФ. МЕИ Герасимова В. Г. і інш. - 8-е изд., испр. І доп. - М.: Видавництво МЕИ, 2002 г, 964 з.

7. Основи сучасної енергетики: підручник для вузів: в 2 т. / під загальною редакцією чл.-корр. РАН Е. В. Аметістова. - 4-е изд., перераб. і доп. - Видавничий будинок МЕИ, 2008. Тому 2. Сучасна електроенергетика / під ред. професорів А. П. Бурмана і В. А. Строєва. - 632 з., мул.

8. Порядок розрахунку значень співвідношення споживання активної і реактивної потужності для окремих енергопринимающих пристроїв (груп енергопринимающих пристроїв) споживачів електричної енергії, вживаних для визначення зобов'язань сторін в договорах про надання послуг по передачі електричної енергії (договори енергопостачання). Затверджений Наказом Мінпроменерго Росії від 22 лютого 2007 р. №49