49933

Проект районної електричної мережі

Курсовая

Энергетика

Робота виконується з метою розробки ескізного проекту районної електричної мережі. Мета роботи –- спроектувати електричну мережу провести розрахунок режиму максимальних навантажень розрахувати післяаварійний режим та зробити аналіз режимів електричної мережі. ДОНЕЦЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ Кафедра Електричні системи і мережі Дисципліна Електричні системи і мережі Спеціальність

Украинкский

2014-01-12

5.1 MB

20 чел.

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

ДОНЕЦЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

Кафедра "Електричні системи"

КУРСОВИЙ ПРОЕКТ

Тема: "Проект районної електричної мережі"

Пояснювальна записка до курсового проекту

з дисципліни "Електричні системи і мережі"

КП 09.0601-08-932.08.00.00. ЕО

                           Виконав

                           студент гр. ЕС – 05_________________ Демчішин О. О.               

                            Перевірив

                            к.т.н каф. ЕСІМ____________________ Сольона О. Я.

                            Нормоконтролер___________________ Сольона О. Я.

Донецьк – 2011

РЕФЕРАТ

Пояснювальна записка до курсової роботи:

 54 с.,  13 рис. ,42  табл. , 5  додатків,7 джерел

Об'єктом дослідження у приведеній роботі є електроенергетична система, до складу якої входять шість вузлів навантаження, один з яких виконує функції вузлової підстанції, та одне джерело живлення(електростанція з розподільними пристроями). Робота виконується з метою розробки ескізного проекту районної електричної мережі.

Мета роботи – спроектувати електричну мережу, провести розрахунок режиму максимальних навантажень, розрахувати післяаварійний режим та зробити аналіз режимів електричної мережі.

Дослідження, проведені в роботі, базуються на використанні різних електротехнічних методів (законів Ома та Кірхгофа) та основ теорії електричних мереж.

Економічну ефективність цього проекту можна оцінити, порівнявши витрати часу на його створення з витратами на дослідження та аналіз електроенергетичної системи без використання цього проекту. Слід відмітити, що      отримані під час виконання роботи результати свідчать про значне зниження втрат електроенергії та потужності при правильному виборі схеми електропостачання споживачів району, номінальної напруги в схемі, перетинів проводів, трансформаторів, а також внаслідок встановлення компенсуючих пристроїв, що в свою чергу дозволяє знизити собівартість електроенергії. З данної точки зору економічна ефективність очевидна. Реалізація поставлених задач потребує гарного знання електричних систем та мереж, а також теоретичних основ електротехніки, тому ця робота крім всього іншого має велике значення в плані систематизації знань з цих дисциплін та отримання нових свідомостей для їх подальшого вивчення.

Усі вище перелічені аспекти даного питання призводять до необхідності та доцільності виконання цієї роботи.

ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЧНА СИСТЕМА, ВУЗЕЛ НАВАНТАЖЕННЯ, ДЖЕРЕЛО ЖИВЛЕННЯ, ВУЗЛОВА ПІДСТАНЦІЯ, РЕЖИМ МАКСИМАЛЬНИХ НАВАНТАЖЕНЬ, ПІСЛЯАВАРІЙНИЙ РЕЖИМ, НОМІНАЛЬНА НАПРУГА, ПЕРЕТИН ПРОВОДІВ, КОМПЕНСУЮЧІ ПРИСТРОЇ, ЕКОНОМІЧНА ЕФЕКТИВНІСТЬ.

               ДОНЕЦЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ         

          

Кафедра  Електричні системи і мережі

Дисципліна    Електричні системи і мережі

Спеціальність  7.09.06.01 "Електричні станції"

Курс       III         Група          ЕС -08 нде       Семестр                 6

ЗАВДАННЯ

на курсовий проект (роботу) студента

Демчішина Олександра Олександровича

1. Тема проекту (роботи)  Проект районної електричної мережі

2. Срок здачі студентом закінченого проекту (роботи)

3. Вихідні дані до проекту (роботи) 1. Ситуаційний план;

                   2. Дані про вузли навантаження (значення потужності у максимальному

                       режимі, вторинна напруга, категорія надійності);

                   3. Значення часу використання максимального навантаження Тм;

                   4. Кліматичні умови у районі розташування вузлів навантаження.

4. Зміст розрахунково – пояснювальної записки (перелік посилань, які підлягають розробці)

     1. Розробка варіантів схем електропостачання вузлів навантаження і вибір

         найбільш економічного за умовами мінімуму приведених витрат;

     2. Вибір раціонального рівня напруги у схемі електропостачання;

     3. Розрахунок режимів максимального навантаження і після аварійних;

     4. Регулювання напруги у мережі.

5. Перелік графічного матеріалу (з точним визначенням креслень)

    1. Ситуаційний план варіантів електропостачання;

    2. Ситуаційний план повної схеми електропостачання споживачів;

    3. Принципова схема електропостачання.

6. Дата видачі завдання

КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН

Назва етапів курсового проекту (роботи)

Срок виконання етапів проекту (роботи)

Примітки

1

Розробка схем електропостачання вузлів

1 неділя

1.1-1.4

навантаження. Порівняння варіантів за натуральними

показниками.

2

Розрахунок номінальної напруги. Вибір і перевірка

1 неділя

1.5-1.6

перерізів проводів.

3

Вибір трансформаторів підстанцій споживачів.

1 неділя

1.7-1.8

Розрахунок втрат потужності і електроенергії в

елементах мережі.

4

Вибір оптимального варіанта електропостачання

1 неділя

1.9

за умовами мінімума приведених витрат

5

Проектування системи зовнішнього

1 неділя

1.10

електропостачання

6

Вибір потужності компенсуючих пристроїв. Опис

1 неділя

1.11-1.12

схеми електропостачання.

7

Розрахунок потоків потужності у режимі

1 неділя

2.1-2.3

максимального навантаження.

8

Визначення напруги в вузлах схеми. Регулювання

1 неділя

2.4-2.5

напруги на вузловій підстанції та підстанціях

споживачів.

9

Розрахунок потоків потужності у після аварійному

1 неділя

3.1-3.3

режимі

10

Визначення напруги в вузлах схеми у після

1 неділя

3.4-3.5

аварійному режимі. Регулювання напруги на

вузловій підстанції та підстанціях споживачів.

11

Аналіз економічності режимів мережі.

1 неділя

4

12

Оформлення матеріалів проекту.

Студент ______________________

Керівник _____________________                                    _________________________

«        »                                        2011 р.

ЗМІСТ

Вступ.................................................................................................................................

1.Проектування електричної мережі.............................................................................

 1.1 Стисла характеристика споживачів району........................................................

  1.2 Визначення сумарного розрахункового навантаження району.........................

  1.3 Обгрунтування необхідності і вибір місця спорудження вузлової підстанції.

  1.4 Розробка варіантів схем електропостачання споживачів району....................

  1.5 Попередній розрахунок потокорозподілу і вибір номінальної напруги.........

  1.6 Розрахунок перетинів проводів...........................................................................

  1.7 Вибір трансформаторів на підстанціях споживачів..........................................

  1.8 Розрахунок втрат потужності і електроенергії..................................................

  1.9 Вибір найбільш економічного варіанта електропостачання............................

          1.9.1 Критерій вибору..........................................................................................         

        1.9.2 Розрахунок капітальних вкладень..............................................................

        1.9.3 Розрахунок щорічних витрат......................................................................

         1.9.4 Розрахунок приведених витрат...................................................................

  1.10 Проектування системи зовнішнього електропостачання...............................

        1.10.1 Вибір кількості і потужності трансформаторів на вузловій  підстанції.

        ................................................................................................................................

        1.10.2 Вибір і перевірка перетинів проводів......................................................

  1.11 Вибір потужності компенсувальних пристроїв...............................................

  1.12 Опис схеми електропостачання району...........................................................

2 Розрахунок режиму максимальних навантажнень..................................................

  2.1 Складання розрахункових схем..........................................................................

  2.2 Визначення потоків потужності з урахуванням втрат......................................

  2.3 Визначення напруги у вузлах електричної мережі...........................................

  2.4 Регулювання напруги на підстанціях споживачів.............................................

3 Розрахунок післяаварійного режиму........................................................................

4 Аналіз режимів електричної мережі.........................................................................

  4.1 Оцінка завантаження ліній електропередач.......................................................

  4.2 Аналіз складу втрат потужності і к.к.д. електропередачі.................................

   4.3 Аналіз напруг........................................................................................................

Висновки.........................................................................................................................

Додаток А. Перелік зауважень нормоконтролера.......................................................

Додаток Б. Варіанти конфігурації мережі для кожної групи споживачів................

Додаток В. Конфігурація електричної мережі............................................................

Додаток Д. Принципова схема електричної мережі району......................................

Додаток К. Розрахункова схема максимального режиму..........................................

Додаток Л. Розрахункова схема післяаварійного режиму.........................................

ВСТУП

Енергосистема є найважливішою складовою частиною техніко-економічного потенціалу регіону, від функціонування якої залежать його економічні показники. Дослідження та аналіз робочих режимів системи є важливою задачею. Однак  передчасно повинні бути визначені параметри елементів системи. Аналіз роботи системи дає можливість зробити висновки про її стан та дати пропозиції по поліпшенню її техніко-економічних показників.

За допомогою енергосистеми здійснюється виробництво(генерація), розподіл та споживання електричної та теплової енергії. Енергетична система складається з електричних станцій, електричних мереж і споживачів електроенергії, з'єднаних між собою та зв'язаних спільністю режиму в неперервному процесі виробництва, розподілення та споживання електричної та теплової енергії, при спільному керуванні цим режимом. Задача проектування енергосистем полягає в розробці та     

техніко-економічному обґрунтуванні рішень, визначаючих розвиток енергосистем, забезпечуючи при найменших витратах постачання споживачів електричною та тепловою енергією при виконанні технічних обмежень за надійністю електропостачання та якістю електроенергії.

В наш час людство вже не може обходитися без електроенергії, вона знайшла  широке застосування у всіх областях людської діяльності, тому якісне вивчення електроенергетики є необхідним для подальшого розвитку суспільства.

1 ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

     1.1 Стисла характеристика споживачів району

У цьому пункті охарактеризовані вузли навантаження (ВН), для яких спроектована система електропостачання: указана їх кількість, описан характер. Відомості про вузли навантаження занесені до табл.1.1

Таблиця 1.1 – Відомості про вузли навантаження

Найменування вузла

Навантаження у

максимальному

режимі, МВ*А

Галузь

промисловості

Вторинна

номінальна

напруга , кВ

Категорія

надійності

А

20+j12.4

Хімія

6

І

Б

30+j17.8

Машинобудування

10

ІI

В

10+j6

Сільське господарство

10

ІІ

Г

25+j12.8

Деревообробна

10

ІІ

Д

18+j7.7

Чорна металургія

6

І

Е

28+j13.6

Вуглевидобуток

6

І

Сума

131+j70.3

-

-

-

     На рис. 1.1 показан ситуаційний план розташування на місцевості споживачів і

джерела електроенергії.

Рисунок 1.1 – Ситуаційний план

1.2 Визначення сумарного розрахункового навантаження району

     В якості розрахункових навантажень на цьому етапі проектування приймаємо максимальні навантаження. Сумарне навантаження району визначаємо за такими формулами:

     де  і  - сумарні розрахункові максимальні навантаження споживачів району (їх значення знаходяться у табл. 1.1); коефіцієнт участі споживачів у створенні максимуму навантаження енергосистемою  приймаємо рівним 0.93; втрати активної й реактивної потужності ( і ) складають відповідно 5% і 15% від переданої позирної потужності ().

     Таким чином, підставивши усі значення, маємо:

МВт,

Мвар.

     1.3 Обґрунтування необхідності і вибір місця спорудження вузлової підстанції

     Доцільно спорудити вузлову підстанцію (ВП), яка буде живити більшість  споживачів, одержуючи електроенергію від джерела живлення (ДЖ). Для вибору місця спорудження треба визначити теоретичний центр навантаження (ТЦН) за наступними формулами:

                               

     де  - активна потужність ВН, що територіально не тяжіють до ДЖ, МВт;  координати розташування цих споживачів на ситуаційному плані, мм.

     Після підстановки і  обчислення отримуємо:  мм,  мм.

     Координати ТЦН указуємо на рис. 1.1.

Вузлову підстанцію доцільно споруджувати, якщо виконується умова:                                        (1.1)

     де відстань від джерела живлення до ТЦН (вимірюється лінійкою на ситуаційному плані і дорівнює 190 мм);

середньозважена відстань від ТЦН до вузлів навантаження.

     Значення  може бути розраховане за формулою:

     де  активна потужність ВН, що не тяжіють територіально до ДЖ, у ;

відстань від го ВН до ТЦН у мм (вимірюється лінійкою на ситуаційному плані).

     Розрахунки доцільно занести в табл. 1.2.

Таблиця 1.2 – Розрахунок місця розташування ВП

Назва ПС

МВт

мм

МВтмм

мм

МВтмм

мм

,МВтмм

А

20

55

1100

120

2400

18

357

Б

30

20

600

140

4200

48

1434

В

10

115

1150

120

1200

67

672

Г

25

45

1125

150

3750

48

1186

Д

18

45

810

85

1530

19

334

Е

28

90

2520

65

1820

55

1541

Разом

131

-

7305

-

14900

-

5524

     За даними табл. 1.2 розрахуємо середньозважену відстань від ТЦН до вузлів навантаження:

мм.

     Перевіримо умову (1.1):

.

     Таким чином, ВП доцільно споруджувати. Причому, її з економічної точки зору необхідно сполучити з найближчою до ТЦН підстанцією. Це є підстанція А.

     1.4 Розробка варіантів схем електропостачання споживачів району

     У проектній практиці для побудови раціональної конфігурації мережі застосовують поваріантний метод, при якому для заданого розташування споживачів намічається кілька варіантів і з них на основі техніко-економічного порівняння вибирається кращий. Тому для пошуку найбільш економічного рішення складемо ряд варіантів схем мережі, що відрізняються як за технічними, так і за економічними показниками, і які задовольняють вимогам, викладеним у „Правила устройства электроустановок[2].

     Для першої групи можливі 5 схем живлення споживачів, які зображені на рис.1.2.Схеми живлення споживачів другої групи зображені на рис.1.3.

     Для мережі зовнішнього електропостачання доцільно вибрати радіальну схему.

Довжини ділянок визначені з урахуванням непрямолінійності трас (дійсна довжина ділянки приймається на 5 – 15% більше довжини при вимірюванні лінійкою на плані району). Тому довжина ділянки визначається наступним чином:

     де прийнятий масштаб, км/см (його обрали рівним 3 км/см);

довжина i-ї ділянки, см.

Перша група має 5 схем живлення споживачів, а друга - 6, тому необхідно порівняти можливі варіанти за натуральними показниками.

До основних натуральних показників відносяться сумарна довжина ліній електропередачі і кількість вимикачів.    

     Сумарна довжина ЛЕП у варіанті розраховується за формулою:

     де коефіцієнт, що враховує конструктивний тип опор ЛЕП і кількість ліній електропередач на ділянці траси (є еквівалентом різної вартості однолан-цюгових і дволанцюгових ЛЕП).

     Для кільцевих схем електропостачання застосовуються одноланцюгові опори, тому  В магістральних схемах при живленні тільки споживачів II категорії надійності використовуються дволанцюгові опори ( ), а при живленні споживачів тільки I категорії або одночасно I і II категорій ЛЕП виконуються на одноланцюгових опорах ( ). Значення коефіцієнта  для кожної ділянки ЛЕП повинні бути приведені на рисунках з варіантами схем електропостачання споживачів району.

     При порівнянні варіантів за натуральними показниками приймається, що вартість одного вимикача в 3 рази більше вартості одного кілометра ЛЕП. Тоді еквівалентна довжина ЛЕП ( ) у варіанті електропостачання обчислюється як

     де кількість вимикачів у варіанті електропостачання.

     Результати розрахунку натуральних показників приводяться в табл. 1.3.

                 Таблиця 1.3 – Порівняння варіантів за натуральними показниками

Натуральні показники

І група

ІІ група

Вар.а

Вар.б

Вар.г

Вар.д

Вар.а

Вар.б

Вар.в

Вар.г

Вар.д

Вар.е

шт.

4

2

2

5

6

4

км

61.38

35.31

39.27

51.48

45.21

37.27

км

73.38

76.62

84.54

66.48

75.42

75.38

     Для подальших розрахунків з кожної групи споживачів відбираємо 2 варіанта схем принципово різної конфігурації з найменшою величиною LЕКВ (в табл. 1.3 ці варіанти виділені сірим кольором).

     1.5 Розрахунок попереднього потокорозподілу і вибір номінальної напруги

     Визначення попереднього розподілу потужності в режимі максимального навантаження необхідний для вибору номінальної напруги в схемах електропостачання споживчих підстанцій і вибору перетинів проводів на ділянках мережі.

     Для незамкненої ділянки мережі потокорозподіл знаходиться за I законом Кірхгофа при русі від кінцевих вузлів до ЦЖ.

     Для замкненої ділянки електричної мережі спочатку визначаються потужності на головних ділянках. Для цього кільцева мережа розрізається у ЦЖ і подається у вигляді схеми з двобічним живленням зі співпадаючими за величинами і напрямком напругами. Розрахунок виконується за формулами:

              

     де навантаження j-го вузла, МВ·А;

довжина ділянок у км від вузла підключення j-ого навантаження до ЦЖ 1 і ЦЖ 2;

відстань у км між ЦЖ 1 і ЦЖ 2.

Розрахунок потокорозподілу кільцевої мережі споживачів І групи:

 МВА,

МВА.

     Правильність виконаного розрахунку підтверджується перевіркою балансу потужностей:

,

,

     Баланс виконується. Точка потокорозподілу – Е.

     Потокорозподіл для споживачів першої групи показан на рис.1.5

  Рисунок1.4. Потокорозподіл потужності в схемах електропостачання споживачів І групи

Розрахунок потокорозподілу кільцевої мережі споживачів ІІ групи:

МВА,

МВА.

     Правильність виконаного розрахунку підтверджується перевіркою балансу потужностей:

,

,

.

     Баланс виконується. Точка потокорозподілу – Г.

    

Рисунок 1.5. – Потокорозподіл потужності в схемах електропостачання

                                споживачів другої групи

             

     Оптимальна величина номінальної напруги мережі може бути визначена лише шляхом техніко-економічних розрахунків варіантів з різними номінальними напругами. Але досить обмежитися вибором величини раціональної напруги, яка може бути розрахована за формулою Стіла:

,

     де довжина ділянки ЛЕП, км;

потужність, що протікає на ділянці, МВт;

кількість електричних кіл (або ЛЕП) на ділянці.

     Розрахункові значення напруги округляються до найближчих номінальних значень. Результати розрахунку приводяться в табл. 1.4. У цій же таблиці приведен розрахунок номінальної напруги в мережі зовнішнього електропостачання. Її величина визначається за значенням розрахункового активного навантаження на район ( (див. п. 1.2) і відстанню між ДЖ і ВП в системі зовнішнього електропостачання.

 

Таблиця 1.4 – Вибір номінальної напруги в схемах

Група

Варіант

Ділянка

, км

, МВт

n

, кВ

, кВ

І

а)

ЦЖ1- В

19,8

27.4987

1

80.235

110

ЦЖ2- Е

21,45

27.5

1

80.42

110

д)

ЦЖ-О

12.21

38

2

111.294

110

ІІ

а)

ЦЖ1- Д

12,21

50

1

128.089

110

ЦЖ2- Г

10,56

23

1

86.231

110

г)

ЦЖ- Г

10,56

55

2

134.008

110

ЦЖ- Д

12,21

18

2

76.704

110

Мережа зовнішнього електропостачання

ДЖ-ЦЖ

179.343

125.334

2

202.854

220

          

Схема внутрішнього електропостачання має номінальну напругу  кВ, а зовнішнього -  кВ. Це свідчить про те, що ВП – знижувальна.

     В якості критерію приємності намічених номінальних напруг можуть служити перетини сталеалюмінієвих проводів, які розраховані за економічною щільністю струму, а також найбільші втрати напруги в нормальному і післяаварійному режимах роботи ЛЕП.

     1.6 Розрахунок перетинів проводів

     Згідно ПУЕ перетини проводів вибираються за економічною щільністю струму jек.:      

     де робочий струм на ділянці мережі в нормальному режимі роботи.      Його значення розраховується за формулою:

     де Sділ – позірна потужність ділянки мережі в режимі максимальних навантажень, ;

nкількість ЛЕП або кіл ЛЕП на ділянці.

     Значення економічної щільності струму приймається за нормами ПУЕ [2] в залежності від струмопровідного матеріалу, конструкції провідника і числа годин використання максимального навантаження.

     Результати розрахунку перетинів проводів приводяться в табл. 1.5.

Таблиця 1.5 – Розрахунок перетинів за економічною щільністю струму

Гру-па

Варі-ант

Ділянка мережі

Pділ+jQділ,

МВА

Sділ,

МВА

Uном,

кВ

n

Iр, А

Fек,

мм2

Прийнята марка

І

а)

ВП-В

19+j9,8

19.165

110

1

163.545

163.545

АС-185/29

В-Е

9+j3,8

9.035

110

1

47.424

47.424

АС-70/11

Е-ВП

19+j9,8

19.165

110

1

163.545

163.545

АС-185/29

д)

ВП-О

38+j19.6

38.329

110

2

100.588

100.588

АС-120/19

О-Е

28+j13.6

28.192

110

2

73.984

73.984

АС-95/16

О-B

10+j6

10.156

110

2

26.652

26.652

АС-70/11

ІІ

а)

ВП-Г

23+j10

23.102

110

1

121.252

121.252

АС-150/24

Б

2+j2.8

2.53

110

1

13.279

13.279

АС-70/11

Б-Д

32+j20.6

32.653

110

1

171.384

171.384

АС-185/29

Д-ВП

50+j28.3

50.622

110

1

265.696

265.696

АС-240/32

г)

Г-Б

30+j17.8

30.448

110

2

79.905

79.905

АС-95/16

Г-ВП

55+j30.6

55.64

110

2

146.017

146.017

АС-150/24

ВП-Д

18+j7.7

18.075

110

2

47.433

47.433

АС-70/11

     Обрані проводи повинні задовольняти:

     - умовам відсутності втрат потужності на корону ;

     - механічній міцності;

     - допустимому нагріву в післяаварійному режимі;

     - допустимій втраті напруги в післяаварійному режимі.

     Перевірка за умовою відсутності втрат на корону виконується в мережі з  спрощено – з урахуванням мінімальних перетинів допустимих до використання за ПУЕ.

Перевірка марок сталеалюмінієвих проводів за механічною міцністю виконується з урахуванням області їх застосування за ПУЕ в залежності від відношення реальних перетинів алюмінієвої (А) і сталевої (С) частин проводу і товщини стінки ожеледі. Результати перевірки заносяться в табл.1.6.

Таблиця 1.6 – Перевірка марок проводів за механічною міцністю

Марка проводу

Реальні перетини, мм2

Відношення А : C

алюмінія

сталі

фактичне

за ПУЕ

АС-70/11

68

11.3

6.02

6.0 - 6.25

АС-95/16

95.4

15.9

6

6.0 – 6.25

АС-120/19

118

18.8

6.28

6.0 – 6.25

АС-150/24

149

24.2

6.16

6.0 - 6.25

АС-185/29

181

29

6.24

6.0 - 6.25

АС-240/32

244

31.7

7.7

7.71 – 8.04

     Перевірка прийнятих проводів за нагрівом виконується за струмом у післяаварійних режимах. Струм на кожній ділянці мережі Iав порівнюється з довгостроково допустимим струмом Iдоп для відповідної марки проводу. Провід не буде перегріватися, якщо виконується умова

Iав Iдоп .                               (1.2)

     У магістрально-радіальних  мережах  післяаварійним  режимом  є  вимкнення одного кола для дволанцюгової ЛЕП або однієї з одноланцюгових ЛЕП. У цьому режимі струм на кожній ділянці буде дорівнювати  

     У кільцевій мережі розглядають 2 найбільш важкі режими – почергове вимкнення кожної з головних ділянок схеми. При цьому кільцева мережа перетворюється в магістральну, у якій визначається новий розподіл потужностей і розраховуються значення післяаварійних струмів ділянок. Потокорозподіл потужностей у післяаварійних режимах у кільцевих мережах приводиться на відповідних рисунках. Результати перевірки за нагрівом приводяться в табл. 1.7.

Таблиця 1.7 – Перевірка прийнятих марок проводів за нагрівом

Гру-па

Варі-ант

Ділянка мережі

Pділ+jQділ,

МВА

Sділ,

МВА

Uном,

кВ

Iав, А

Марка проводу

Iдоп,А

Iав

Ідоп

І

а)вимкнення Sгол1

ВП-Е

38+j19.6

38.329

110

201.175

АС-150/24

450

<

Е-В

10+j6

10.156

110

53.304

АС-70/11

265

<

а)вимкнення Sгол2

ВП-В

38+j19.6

38.329

110

201.175

АС-185/29

510

<

В-Е

28+j13.6

28.192

110

147.967

АС-70/11

265

<

д)

ВП-О

38+j19.6

38.329

110

100.588

АС-150/24

450

<

О-Е

28+j13.6

28.192

110

73.984

АС-70/11

265

<

О-В

10+j6

10.156

110

26.652

АС-95/16

330

<

ІІ

а)вимкнення Sгол1

ВП-Г

73+j38.3

73.676

110

386.697

АС-185/29

510

<

Г-Б

48+j25.5

48.466

110

254.383

АС-120/19

390

>

Б-Д

18+j7.7

18.075

110

103.299

АС-70/11

265

<

а)вимкнення Sгол1

ВП-Д

73+j38.3

73.676

110

386.697

АС-240/32

605

<

Д-Б

55+j30.6

55.64

110

292.034

АС-95/16

330

<

Б-Г

25+j12.8

28.151

110

147.753

АС-120/19

390

<

г)

Г-Б

30+j17.8

30.448

110

79.905

АС-95/16

330

<

ВП-Г

55+j30.6

55.64

110

146.017

АС-150/24

450

<

ВП-Д

18+j7.7

18.075

110

47.433

АС-95/16

330

<

   Для кільцевої мережі ІІ групи споживачів на ділянці Г-В післяаварійний струм перевищує довгостроково допустимий, тому збільшуємо перетин проводу до виконання умови (1.2) і отримуємо марку проводу АС-150/24.

Для забезпечення нормальних умов роботи споживачів електроенергії необхідно, насамперед, забезпечити належну величину напруги у вузлових точках мережі. Так, у мережах 35 – 110 кВ в післяаварійних режимах –  [3].

     Втрата напруги на кожній ділянці мережі визначається за попереднім розподілом потужності і номінальною напругою

     де активна і реактивна потужності на ділянках мережі

активний і реактивний опір відповідних ділянок мережі.

     Опори ділянок розраховуються за питомими опорами (, ) 1 км проводу, значення яких визначаються для кожної марки проводу за [1, 4]:

 

                  

Втрати напруги визначаються від ЦЖ до кожної кінцевої точки мережі як сума втрат напруги на всіх ділянках, послідовно розташованих між ЦЖ і кінцевою точкою мережі. Результати перевірки мереж за втратою напруги приводяться в табл. 1.8.

Таблиця 1.8 – Розрахунок втрат напруги в післяаварійних режимах

Гру-па

Вар.

Ділянка мережі

Марка проводу

L,км

 Омм

 Ом/км

Rділ,

Ом

Xділ,

Ом

Pділ+jQділ,

МВА

U,кВ

I

а)вимкнення Sгол1

ВП-B

АС-185/29

19.8

0,162

0,413

3.276

8.18

38+j19.6

  2.59

B

АС-70/11

19.83

0,428

0,444

8.48

8.8

28+j13.6

3.247

а)вимкн. Sгол2

B

АС-70/11

19.83

0,428

0,444

8.48

8.8

10+j6

  1.251

Е-ВП

АС-150/24

21.45

0,198

0,42

4.11

9.02

38+j19.6

3.027

До точки Е

  5.837

До точки B

4.278

д)

ВП-О

АС-150/24

12.21

0,198

0,42

2.41

5.12

38+j19.6

1.745

О-Е

АС-150/24

12.21

0,198

0,42

2.41

5.12

28+j13.6

1.246

О-В

АС-150/24

11.55

0,198

0,42

2.28

4.85

10+j6

0.472

До точки Е

2.991

До точки Б

2.217

ІІ

а)вимкнення Sгол1

ВП-Г

АС-185/29

10.56

0,162

0,413

1.72

4.36

73+j38.3

2.66  

Г-Б

АС-120/19

8.91

0,198

0,42

1.76

3.74

48+j25.5

1.737

Б-Д

АС-95/16

19.8

0,428

0,444

8.48

8.79

18+j7.7

2.802

а)вимкнення Sгол2

ВП-Д

АС-240/32

12.21

0,12

0,405

1.46

4.94

73+j38.3

2.689

Д-Б

АС-95/16

19.8

0,306

0,434

4.06

8,59

55+j30.6

4.42

Б-Г

АС-120/19

8.91

0.198

0.42

1.76

3.745

25+j12.8

0.836

До точки Д

7,199

До точки Г

7,945

г)

Г-Б

АС-150/24

8.91

0,198

0.42

1.75

3.745

30+j17.8

1.083

ВП-Г

АС-150/24

10.56

0,198

0,42

2.1

4.43

55+j30.6

2.282

ВП-Д

АС-150/24

12.21

0,198

0.42

2.42

5.12

18+j7.7

0.754

До точки Б

3,365

До точки Д

0,754

1.7 Вибір трансформаторів на підстанціях споживачів

     Установка на підстанції двох однакових трансформаторів забезпечує міні-мально необхідну надійність електропостачання споживачів I і II категорії і є економічно найбільш доцільним рішенням. Трансформатор вибирається за величиною потужності, за величинами первісної і вторинної напруг.

     Необхідна потужність трансформаторів () дорівнює

                                                        (1.3)

     де повна потужність вузла навантаження в режимі максимальних навантажень.

     За величиною  вибираємо трансформатор з найближчим стандартним значенням номінальної потужності ( ), а правильність вибору перевіряємо за коефіцієнтами завантаження трансформаторів у нормальному  і післеаварій-ному (при вимкненні одного трансформатора)  режимах:

                ,

     де кількість трансформаторів, встановлених на ПС.

     Коефіцієнт завантаження в нормальному режимі повинний знаходитися в економічно доцільних межах

0,5 ≤ Kз≤ 0,75,

а в післеаварійному режимі не перевищувати технічно допустимого значення

                              Кз ав ≤ 1,5. (1.4)                         (1.4)

   Результати розрахунку при виборі трансформаторів приводяться в табл. 1.9.

Таблиця 1.9 – Вибір трансформаторів ПС

Назва вузла

Uном мережі, кВ

,

МВА

,

МВА

,

МВА

,

МВА

Б

110

30+j17,8

34.883

24.418

25

2

0.698

1.395

В

110

10+j6

11.662

8.163

10

0.583

1.166

Г

110

25+j12.8

28.086

19.66

24

0.585

1.17

Д

110

18+j7.7

19.578

13.704

16

0.612

1.224

Е

110

28+j13.6

31.128

21.79

24

0.649

1.297

    

 1.8 Розрахунок втрат потужності і електроенергії

     Втрати потужності в лініях визначаються за формулою:

                           (1.5)

     Втрати потужності в трансформаторах при однакових номінальних напругах варіантів будуть однаковими і можуть бути виключені з розгляду.

     Втрати електроенергії у лініях

τ,

     де τ - час максимальних втрат визначається за формулою:

,

годин.

Результати розрахунку втрат потужності і електроенергії в ЛЕП приводяться в табл. 1.10.

Таблиця 1.10 – Визначення втрат потужності і електроенергії в ЛЕП

Гру-па

Варі-ант

Найм ділянки

кВ

МВА

Марка

проводу

,

Ом/км

,

км

Ом

МВт

МВтг

І

 

а)

ВП-B

110

19+j9.8

АС-185/29

0,162

19.8

22

3.206

0.121

737,26

B

110

9+j3.8

АС-70/11

0.428

19,83

8,48

0.066

402,14

Е-ВП

110

19+j9.8

АС-150/24

0.198

21,45

4,24

0.16

974.891

Всього за варіантом

0,347

2086

д)

ВП-О

110

38+j19.6

АС-150/24

0,198

12,21

2,41

0.182

1109,1

О-Е

110

28+j13.6

АС-95/16

0,306

12,21

3,73

0.149

907,86

О-В

110

10+j6

АС-70/11

0,428

11,55

4,94

0.028

170.606

Всього за варіантом

0,359

2186

ІІ

   а)

Г-Б

110

25+j12.8

АС-120/19

0,201

8,91

2

1,79

0,058

353.398

Б-Д

110

55+j30.6

АС-150/24

0,198

19,8

3,92

0,35

1951

Д-ВП

110

73+j38.3

АС-185/29

0,162

12,21

1,97

0,27

1645

Всього за варіантом

0,678

3949

г)

Г-Б

110

30+j17.8

АС-95/16

0,306

8,91

2

2,72

0,336

2047

Г-ВП

110

55+j30.6

АС-150/24

0,198

10,56

2,09

0,234

1400

ВП-Д

110

18+j7.7

АС-185/29

0,162

12,21

1,97

0,179

1017

Всього за варіантом

0,749

4464

     1.9 Вибір найбільш економічного варіанта електропостачання

           1.9.1 Критерій вибору

Критерієм остаточного вибору варіанта електропостачання споживачів є критерій мінімуму приведених витрат:

                            (1.6)

де Ен – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень. При мінімальній банківській ставці 18 % і ступеня ризику 2-5 % приймається рівним 0,21 1/рік;

капіталовкладення у варіанті мережі, тис. грн.;

щорічні експлуатаційні витрати у варіанті мережі, тис. грн./рік.

1.9.2 Розрахунок капітальних вкладень

Капіталовкладення в кожному варіанті мережі розраховуються за формулою:

де вартість ліній електропередачі;

вартість електроустаткування електропередачі;

Вартість ЛЕП у варіанті електропостачання розраховується за формулою:

де вартість спорудження 1км ЛЕП, що залежить від матеріалу і типу опор, які використовуються [1, 4];

кількість ЛЕП на ділянці траси.

Розрахунок вартості ЛЕП приводиться в табл. 1.11.

Таблиця 1.11 – Вартість ліній електропередачі

Група

Варі-ант

Назва ділянки

,

км

,

кВ

Марка проводу

Тип опор

,

тис.у.о.

км

,

тис. у.о.

тис. грн.

І

а)

 ВП-В

19,8

110

АС-185/29

Одноланцюгові з/б

13.8

1

273,24

2177,72

В-Е

19,83

110

АС-70/11

14.6

1

289,5

2307,315

Е-ВП

21,45

110

АС-150/24

13.2

1

283,14

2256,.625

Всього за варіантом

845,88

6741,66

д)

ВП-О

12,21

110

АС-150/24

Одноланцюгові з/б

13.2

2

322,344

2569,08

О-Е

12,21

110

АС-95/16

14.3

2

349,206

2783,171

О-В

11,55

110

АС-70/11

14.6

2

337,26

2687,96

Всього за варіантом

1008,81

8040,17

а)

ВП-Д

12,21

110

АС-240/32

Одноланцюгові з/б

15.1

1

184,231

1468,21

Д-Б

19,8

110

АС-150/24

13,2

1

261,36

2083,039

Б-Г

8,91

110

АС-95/16

14,3

1

127,413

1015,481

Г-ВП

10,56

110

АС-185/29

13.8

1

145,728

1161,452

Всього за варіантом

718,732

5728,294

г)

Б-Г

8,91

110

АС-95/16

Одноланцюгові з/б

14,3

1

127,413

1015,481

Б-ВП

13,56

110

АС-150/24

13,2

1

178,92

1425,992

ВП-Д

12,21

110

АС-185/29

Двохланцюговіз/б

13,8

2

336,996

2685,851

Всього за варіантом

789,057

6288,784

    Перерахування  у гривні було зроблено за курсом 1 у.о. = 7,97 грн.

     Вартість електроустаткування визначається за формулою:

,

     де вартість трансформаторів споживчих підстанцій (СПС);

вартість чарунок з вимикачами відкритого розподільного пристрою (ВРП) центра живлення;

вартість чарунок з вимикачами ВРП споживчих підстанцій.

     Тип ВРП ЦЖ визначається згідно [5] в залежності від номінальної напруги і кількості приєднань.

     Схема ВРП СПС залежить від схеми живлення: у замкнених мережах використовується схема “місток”, у магістрально-радіальних мережах – “блок лінія-трансформатор”.

     Вартість однотипного устаткування визначається через вартість  одиниці устаткування ( , ) і його кількості  ( , ):

     У варіантах електропостачання першої та другої групи споживачів прийнята  однакова  тому складову  можна не враховувати.

     Розрахунок вартості ВРП центра живлення і споживчих підстанцій приводиться в табл. 1.12.

Таблиця 1.12 – Вартість ВРП ЦЖ та СПС

Група

Варіант

Тип ВРП ЦП

,

грн.

тис.у.о.

шт.

Тип ВРП СПС

nспс,

грн

тис.у.о

шт.

тис.

у.о.

тис.

грн.

Тис.

у.о.

тис.

грн.

  І

а)

Дві робочі і обхідна система шин

2

35.2

70.4

373.12

„Місток”

2

120

240

1912,8

д)

2

35.2

70.4

373.12

БЛТ

2

2×36

144

1147

 ІІ

а)

2

35.2

70.4

373.12

„Місток”

3

120

360

2869

г)

4

35.2

140.8

746.24

БЛТ

3

2×36

216

1722

 

     Складова капітальних вкладень, що дозволяє зрівняти варіанти електропостачання за ОВЕ , пропорційна сумарним втратам потужності в елементах мережі :

     де питома вартість 1 МВт устаткування теплових електростанцій, що дорівнює 160 тис. у.о.

     Розрахунок цієї складової капіталовкладень приводиться в табл. 1.13.

Таблиця 1.13 – Розрахунок складової

Група

Варіант

,МВт

,тис.грн.

І

а)

0,347

442,49

д)

0,359

457,8

ІІ

а)

0,678

864,6

г)

0,749

955,13

 Розрахунок сумарних капіталовкладень приводиться в табл. 1.14.

       Таблиця 1.14 – Сумарні капіталовкладення у варіантах мережі

Група

Варіант

,тис. грн.

,тис. грн.

Куст,тис. грн.

Кл,тис. грн.

,тис. грн.

К,тис. грн.

І

а)

373.12

1912,8

1645.12

6741,66

442,49

9221,526

д)

373.12

1147

1136.32

8040,17

457,8

11154,41

ІІ

а)

373.12

2869

2281.12

   5728,294

864,6

11936,13

г)

746.24

1722

1891.04

6288,784

955,13

11603,1

     1.9.3 Розрахунок щорічних витрат

     Щорічні витрати при експлуатації мережі складаються з експлуатаційних витрат на лінії електропередач , устаткування підстанцій  і витрат , зв’язаних з покриттям втрат електроенергії:

     Загальні норми відрахувань від капітальних вкладень на відповідний вид експлуатації приводяться в [6] і у 2005 році складають: = 8%, руст = 24%.

     Таким чином, витрати на ЛЕП і обладнання розраховуються за формулами:

                    

     У сумі Вл і Вуст складають постійні витрати Впост. Їх розрахунок приводиться в табл. 1.15.

Таблиця 1.15 – Розрахунок постійних витрат

Група

Варі-ант

Кл,тис. грн.

,%

Вл,

тис.грн

рік

Куст,

тис. грн.

pуст,%

Вуст,

тис.грн

рік

Впост,тис.грн

рік

  І

а)

6741,66

8

539,33

1645.12

24

394.83

934,16

д)

8040,17

643,21

1136.32

272.717

915,927

  ІІ

а)

   5728,294

458,27

2281.12

547.47

1005,74

г)

6288,784

503,11

1891.04

453.85

956,96

     Витрати, які звязані з покриттям втрат електроенергії (змінні витрати), визначаються за середнім тарифом  на електроенергію:

     де   сумарні втрати електроенергії в елементах мережі.

     На 1 січня 2005 з урахуванням ПДВ bc = 0,1865 грн./кВтּг в мережах напругою вище 35 кВ.

     Розрахунок змінних витрат приводиться в табл. 1.16.

                                Таблиця 1.16 – Розрахунок змінних витрат

Група

Варі-ант

,

МВтг

,

тис. грн.

рік

І

а)

2086

389,039

д)

2186

407,689

ІІ

а)

3949

736,49

г)

4464

832,54

     1.9.4 Розрахунок приведених витрат

     Приведені витрати в кожному варіанті розраховуються за формулою (1.6). Кращим вважається варіант, що має найменші приведені витрати.

     Приведені витрати у варіантах можуть відрізнятися незначно. Тому для остаточного вибору варіанта в кожній групі розраховують економічний ефект Е варіанта, що має найменші витрати , стосовно витрат в інших варіантах

а також його економічну ефективність

     Варіанти вважаються рівноекономічними, якщо їх економічна ефективність відрізняється не більше ніж на 3% [7]. Розрахунок приведених витрат приводиться в табл. 1.17.

Таблиця 1.17 – Розрахунок приведених витрат

Гру-

па

Варі-

ант

К,

тис. грн.

Впост,

тис. грн.

рік

,

тис. грн.

рік

В,

тис.грн.

рік

З,

тис. грн.

рік

Е,

тис.грн.

рік

Еф,%

І

а)

9221,526

934,16

389,039

1323.2

2210.576

10.286

0.4675

д)

11154,41

915,927

407,689

1323.6

2200.29

0

0

ІІ

а)

11936,13

1005,74

736,49

1742.23

3205.3

100.31

3.23

г)

11603,1

956,96

832,54

1789.5

3104.99

0

0

     За результатами табл. 1.17 виявилося, що варіанти першої групи рівноекономічні, але у варіанті а) втрати потужності та електроенергії меньше, ніж у варіанті д), тому перевага надається саме йому. У другій групі найоптимальнішим варіантом електропостачання споживачів є варіант г).

     

     1.10 Проектування системи зовнішнього електропостачання

     1.10.1 Вибір кількості і потужності трансформаторів на вузловій підстанції

     На ВП, як і на споживчих ПС, можна обґрунтувати установку двох трансформаторів, якщо до неї не предявляється особливих вимог. Тому їх потужність визначається як і в п. 1.7. Відмінність полягає в тому, що замість  необхідно прийняти розрахункову потужність ВП SР.ВП. Проектом передбачене живлення усіх без винятку вузлів навантаження з шин ВП, тому SР.ВП збігається з розрахунковим навантаженням району. Тоді потужність ВП буде дорівнювати:

МВА,

МВА

     Найближчий трансформатор має номінальну напругу  МВА.

     За величиною прийнятої номінальної потужності трансформаторів і SР.ВП роз-

рахуємо коефіцієнти завантаження нормального і післяаварійного режимів:

        

  

    

     ВП – знижувальна. Тому на ній можна встановити триобмотковий трансформатор або автотрансформатор (АТ). Але встановимо АТ, бо він підходить за низькою напругою АТДЦТН–125000/220/110.

     1.10.2 Вибір і перевірка перетинів проводів

Система зовнішнього електропостачання являє собою радіальну лінію, яка зв’язує ДЖ і ВП, тому через неї передається розрахункова потужність району, а      

розрахунок перетинів такий же, як і в п. 1.6. Зведемо його до табл. 1.18-1.20.

Таблиця 1.18 – Розрахунок перетину за економічною щільністю струму

системи зовнішнього електропостачання

Ділянка мережі

Pділ+jQділ,

МВА

Sділ,

МВА

Uном,

кВ

n

Iр, А

Fек,

мм2

Прийнята марка

ДЖ-ВП

131+j70.3

132.324

220

2

173.631

173.631

АС-240/32

       Прийнята марка провода задовольняє ПУЕ.

Таблиця 1.19 – Перевірка прийнятої марки проводу за нагрівом

Ділянка мережі

Pділ+jQділ,

МВА

Sділ,

МВА

Uном,

кВ

Iав, А

Марка

проводу

IдопА

Iав Iдоп

ДЖ-ВП

131+j70.3

132.324

220

434.07

АС-240/32

605

<

Таблиця 1.20 – Розрахунок втрат напруги в післяаварійних режимах

Ділянка мережі

Марка проводу

L,км

Ом/км

Ом/км

Rділ,

Ом

Xділ,

Ом

Pділ+jQділ,

МВА

U,кВ

ДЖ-ВП

АС-240/32

53.54

0.121

0.435

6.47

23.289

131+j70.3

11.294

     1.11 Вибір потужності пристроїв, що компенсують

     Потужність КП, що встановлюються поблизу споживачів у системі, у цілому, визначається на основі балансу реактивної потужності. Однак, у розподільній мережі 35-220 кВ величина  розраховується за формулою:

     де  максимальне значення активної потужності вузла навантаження;

тангенс кута навантаження;

максимальне значення реактивної потужності;

економічне значення тангенса, що задається енергосистемою в залежності від вищої напруги мережі. Для живильної напруги 110 кВ  220 кВ  

     Потужність КП розподіляється нарівно між секціями шин 6-10 кв ПС.

     Результати вибору КП приводяться в табл.1.21.

Таблиця 1.21 – Вибір потужності КП

Назва ПС

,

МВт

,

Мвар

,

Мвар

Тип трансформаторів

,

кВ

Кількість, тип і потужність КП

,

Мвар

А

20

12.4

0.62

6

АТДЦТН–125000/220/110

6

2×УК-10-2700 +2×УК-10-1125

5,82

Б

30

17.8

0.593

9.4

ТРДН-25000/110

10

8×УК-6-1125

9,165

В

10

6

0.6

3.2

ТДТН-10т./110

10

2×УК-10-1800

3,1

Г

25

12.8

0.512

5.8

ТМ-24000/110

10

-

5,6

Д

18

7.7

0.428

2.66

ТДН-16000/110

6

4×УК-6-900

2,6

Е

28

13.6

0.486

5.76

ТМ-24000/110

6

2×УК-10-675

5,6

                                  Всього

32,82

31,88

     Компенсацію можна вважати виконаною задовільно, якщо розходження між потрібною потужністю КП у районі () і потужністю встановлених КП () не перевищує 5%:

,

.

     Встановлення компенсувальних пристроїв приводить до розвантаження трансформаторів за реактивною потужністю. Тому необхідно перевірити коефіцієнти завантаження й оцінити можливість встановлення трансформаторів меншої потужності. Розрахунок виконується аналогічно п. 1.7 з урахуванням зміни потужності вузла

     де Pн = Pм, Qн = QмQкп ном.

     Для визначення потужності навантаження ВП після встановлення КП з розрахункової потужності ВП (див. п. 1.10.1) віднімаються потужності КП тих СПС, що одержують живлення від шин середньої і нижчої напруг ВП. Результати перевірки заносяться в табл. 1.22.

Таблиця 1.22 – Перевірка завантаження трансформаторів після встановлення КП

Назва

вузла

,

МВА

,

МВА

,

МВА

Тип трансформатора

,

МВА

ВП

131+j70.3

25.2

132.324

АТДЦТН-125000/220/110

   125

2

0.595

1.189

Б

30+j17.6

9

34.883

ТРДН-25000/110

25

0.698

1.395

В

10+j6

3.6

11.662

 ТДТН-10000/110

10

0.583

1.166

Г

25+j12.8

0

28.086

ТМ-24000/110

24

0.585

1.17

Д

18+j7.7

3.6

19.578

ТДН-16000/110

16

0.612

1.224

Е

28+j13.6

1.35

31.128

ТМ-24000/110

24

0.649

1.297

     Як видно з табл. 1.22, трансформатори на ВП та підстанції Б треба замінити на інші, бо коефіцієнти завантаження після встановлення КП не знаходяться у проміжках, вказаних у п. 1.7. Коефіцієнти завантаження інших трансформаторів задовільняють необхідним умовам. Заміна трансформаторів наведена у табл. 1.23

Таблиця 1.23- Уточнення потужності трансформаторів ПС

Назва

вузла

,

МВА

,

МВА

,МВА

Коефіцієнт завантаження після заміни

до заміни

після заміни

Тип трансформатора

ВП

131+j70.3

132.324

125

125

2

0.595

1.189

АТДЦТН-125000/220/110

Б

30+j17.6

34.883

25

25

0.698

1.395

ТРДН-25000/110

     1.12 Опис схеми електропостачання району

     Мережа електропостачання району містить два рівні напруги: зовнішня – 220 кВ, внутрішня – 110 кВ. Вузловою є підстанція А, з шин якої живляться усі без винятку вузли навантаження. Система зовнішнього електропостачання являє собою радіальну лінію, яка зв’язує ДЖ і ВП  і виконана маркою проводу АС-240/32, вона розташована на з/б опорах, тому мережа є резервованою. На високій стороні ВП вибрана схема розподільного пристрою (РП) – „Б-Л-Т”, тому що потужність автотрансформатора дорівнює 125 МВА. На середній напрузі встановлені дві системи шин і обхідна система шин. У внутрішньому електропостачанні є дві групи споживачів: перша група – Б і Е– споживається по кільцевій лінії, друга група – В, Г і Д – споживається по кільцевій с радіальной лінії. ЛЕП у мережі внутрішнього електропостачання виконані на з/б опорах. Марки проводів внутрішнього електропостачання наступні: АС-70/11, АС-95/16, АС-120/19, АС-150/24, АС-185/29 та АС-240/32. На усіх підстанціях РП низької напруги виконані однією секційної системою шин. На усіх лінійних вимикачах встановлюється автоматика АПВ, на усіх секційних 6-10 кВ нормально відключених вимикачах встановлюється автоматика АВР. За режимом роботи нейтралі трансформатори мережі 110 кВ працюють з ефективно заземленою нейтраллю, нейтраль автотрансформатора ВП– глухо заземлена. На рис. 1.8 приведена конфігурація мережі.

      

Рисунок 1.8. Конфігурація електричної мережі

2 РОЗРАХУНОК РЕЖИМУ МАКСИМАЛЬНИХ НАВАНТАЖЕНЬ

     2.1 Складання розрахункових схем

     Розрахунок режиму роботи електричної мережі виконується за розрахунко-вою схемою. Для її одержання необхідно виконати ряд перетворень принципової схеми мережі, яка була спроектована в розділі 1.

     Спочатку вихідна схема приводиться в однолінійному виконанні на рисунку аналогічному рис. 2.1.

                        

Рисунок 2.1. – Вихідна схема

     Розрахуємо втрати потужності трансформаторів споживчих підстанцій. Втрати потужності в сталі розраховуються за формулами:

             .

     А втрати потужності в міді обчислюємо за каталожними даними трансформатора

      .

     У цих формулах потужність навантаження і коефіцієнти завантаження беруться після встановлення КП з табл. 1.22 та 1.23.

     Величини активних і реактивних опорів трансформаторів розрахуємо за формулами:

              .

     Оскільки на підстанціях встановлено два трансформатора, то визначаються еквівалентні значення їх опорів

                    

     Результати розрахунку втрат потужності в трансформаторах і значень їх еквівалентних опорів приводяться в табл. 2.1.

Таблиця 2.1 – Розрахунок втрат потужності в трансформаторах

Назва вузла

Тип транс-форматора

,

МВА

,

МВА

,

МВт

,

МВт

1

2

3

4

5

6

7

8

Б

ТРДН-25000/110

2

25

34.66

0.693

0.025

0.12

В

 ТДН-16000/110

16

17.8986

0.559

0.018

0.085

Г

ТРДН-25000/110

25

35.735

0.7147

0.025

0.12

Д

ТРДН-40000/110

40

37.798

0.4725

0.034

0.17

Е

ТДН-16000/110

16

23.13

0.723

0.018

0.085

Продовження табл. 2.1

Назва вузла

,

%

,

%

,

Ом

,

Ом

,

МВт

,

МВт

,

Мвар

,

Мвар

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Б

0.65

10.5

1.2696

27.7725

0.05

0.11526

0.325

2.52

В

0.7

10.5

2.1956

43.3945

0.036

0.053

0.224

1.0499

Г

0.65

10.5

1.2696

27.7725

0.05

0.1226

0.325

2.68168

Д

0.55

10.5

0.7025

17.3578

0.068

0.0759

0.44

1.87535

Е

0.7

10.5

2.1956

43.3945

0.036

0.08886

0.224

1.75637

     Для автотрансформаторів ВП втрати в сталі визначаються так само, як і для двообмоткових трансформаторів. Активні опори обмоток розраховуються за  формулою, викладеною вище,  з урахуванням знайдених значень втрат активної потужності в режимі короткого замикання в кожній обмотці (  ). Значення останніх визначаються за паспортними даними з урахуванням співвідношення номінальних потужностей обмоток. Для автотрансформаторів 100% / 100% / % ( коефіцієнт вигідності).

     Щоб розрахувати значення реактивних опорів обмоток автотрансформаторів ВП, визначають значення напруг короткого замикання кожної обмотки (  ) за паспортними значеннями спільних значень напруг короткого замикання   

а потім використовують формулу вище. При розрахунку активних і реактивних опорів враховується кількість автотрансформаторів, встановлених на ВП. Результати розрахунку втрат потужності в сталі і значення опорів обмоток автотрансформаторів ВП приводяться в табл. 2.2.

Таблиця 2.2 – Параметри автотрансформаторів ВП

Назва вузла

Тип трансформатора

,

МВА

,

МВт

,%

,

МВт

,

Мвар

,

МВт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

А (ВП)

АТДЦТН-125000/220/110

125

2

0.065

0.4

0.13

1

0.315

Продовження табл. 2.2

Назва

вузла

Ом

Ом

%

%

%

%

%

%

Ом

Ом

Ом

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

А (ВП)

0.266616

0.5625

45

11

28

14

0

31

29.624

0

65.596

     Значення еквівалентних опорів ЛЕП обчислюються за питомими значеннями активного й індуктивного опорів [1, 4] або вибираються з даних табл. 1.10:

                         

     Досліджувальна мережа з . Тому для визначення розрахункового навантаження вузлів обчислюється зарядна потужність ЛЕП:

.

     де питома ємнісна провідність ЛЕП [1, 4].

     Результати розрахунку параметрів ЛЕП приводяться в табл. 2.3.

Таблиця 2.3 – Визначення параметрів ЛЕП

Назва

ділянки

Марка

проводу

,

км

,

Ом/км

  ,

Ом/км

,

10-6 См/км

,

Ом

,

Ом

,

Мвар

ШСН-Б

АС-185/29

17.25

1

0.162

0.413

2.75

2.7945

7.124

0.57399

Б-Е

АС-70/11

9.24

1

0.428

0.444

2.55

3.95472

4.1

0.2851

Е-ШСН

АС-150/24

15.4

1

0.198

0.42

2.7

3.0492

6.468

0.50312

ШСН-В

АС-150/24

13.55

2

0.198

0.42

2.7

1.34145

2.8455

0.88536

В-Г

АС-95/16

14.48

2

0.306

0.434

2.61

2.21544

3.142

0.91459

ШСН-Д

АС-95/16

9.24

2

0.306

0.434

2.61

1.41372

2.005

0.5836

ДЖ-ШСН

АС-240/32

53.9

2

0.121

0.435

2.6

3.26095

11.723

13.566

     Лінійні параметри режиму трансформаторних гілок двообмоткових транс-форматорів СПС враховують втрати активної і реактивної потужностей у міді трансформаторів і визначаються за наступною формулою:

а зарядні потужності вузлів обчислюються з урахуванням зарядних потужностей усіх ЛЕП, що примикають до вузла, який розглядається:

     Потім визначаються розрахункові навантаження вузлів. Для споживчих ПС вони визначаються з урахуванням втрат активної і реактивної потужностей у сталі трансформаторів і зарядних потужностей вузла:

     Для знижувальної ВП визначаються розрахункові навантаження на шинах вищої і середньої напруги:

на ШВН

на ШСН

     Розрахункове навантаження на шинах нижчої напруги ВП дорівнює потуж-ності навантаження вузла, сполученого з ВП, після встановлення КП. Результати розрахунку приводяться в табл. 2.4.

Таблиця 2.4 – Лінійні параметри режиму трансформаторних гілок і розрахункові           навантаження вузлів

Назва

вузла

Рн +jQн,

МВА

ΔPмд + j ΔQмд,

МВА

,

МВА

,

МВА

,

Мвар

,

МВА

Б

33+j10.6

0.11526+j2.52

33.115+j13.12

0.05+j0.325

j0.4295

33.1653j12.915

В

17+j5.6

0.05312+j1.05

17.053+j6.65

0.036+j0.224

j0.9

17.089+j5.974

Г

34+j11

0.1226+j2.682

34.12+j13.68

0.05+j0.325

j0.4573

34.1726+j13.55

Д

36+j11.52

0.0759+j1.875

36.076+j13.395

0.068+j0.44

j0.2918

36.144+j13.54

Е

22+j7.5

0.0889+j1.756

22.089+j9.256

0.036+j0.224

j0.3941

22.125+j9.086

А (ВП): ШВН

0.13+j1

j6.78278

0.13-j6.583

ШСН

-j1.273

ШНН

23+j7.35

23+j17.35

     За результатами табл. 2.4 будуємо дві заступні схеми: проміжну (рис.2.2) і розрахункову (рис. 2.3).

         

Рисунок 2.2. – Проміжна заступна схема електричної мережі

              

Рисунок 2.3. – Розрахункова заступна схема

     2.2 Визначення потоків потужності з урахуванням втрат

     Розрахунок режиму роботи мережі виконується від кінцевих точок мережі. Для магістральної ділянки мережі розрахунок режиму виконується за наступним алгоритмом:

     - визначається потужність наприкінці останньої N-ої ділянки

     де розрахункове навантаження останнього N-го вузла.

     - обчислюються втрати потужності на останній N-їй ділянці

     - розраховується потужність на початку N-ої ділянки

     - за першим законом Кірхгофа, складеному для вузла (N-1) визначається значення потужності наприкінці ділянки (N-1)

     Далі пункти повторюються доти, поки не буде знайдена потужність на початку першої ділянки.

Замкнена ділянка мережі розрізається у точці розділу активної потужності на дві магістральні ділянки. Далі в отриманих магістральних ділянках виконується розрахунок потоків потужностей з урахуванням втрат згідно з алгоритмом.

           Розрахункове навантаження на боці нижчої напруги автотрансформатора ВП дорівнює потужності вузла навантаження, сполученого з ВП (після встановлення КП); на стороні середньої напруги при напрузі 110 кВ – сумі половин зарядних потужностей ЛЕП, що живляються від шин (див. таблицю. 2.4).

     Результати розрахунку заносяться в табл. 2.5.

Таблиця 2.5 – Розрахунок потокорозподілу з урахуванням втрат

Назва ділянки

Назва вузла приєднання

навантаження

,

МВА

,

МВА

  ,

Ом

,

МВА

,

МВА

С

Г

34.1726+j13.55

34.1726+j13.55

2.21544+j3.142

0.2474+j0.351

34.4196+j13.9

В-ШСН

В

17.089+j5.974

51.5087+j19.874

1.34+j2.8455

0.3379+j0.7168

51.8466+j20.59

Д-ШСН

Д

36.144+j13.54

36.1439+j13.544

1.4137+j2.005

0.174+j0.246865

36.3179+j13.79

Б-ШСН

Б

28.098+j12.418

28.098+j12.418

2.7945+j7.124

0.218+j0.5556

28.316+j12.9746

Б-Е

Б

5.06726+j0.49745

5.06726+j0.49745

3.95472+j4.1

0.00847+j0.00878

5.0757+j0.50624

Е-ШСН

Е

22.125+j9.086

27.2+j9.5925

3.0492+j6.468

0.2096+j0.44466

27.4096+j10.037

ШСН-О

ШСН

-j1.273

143.89+j56.1186

0.2666

0.52557

144.4157+j56.12

ШНН-О

ШНН

23+j7.35

      23+j7.35

0.5625+j65.596

0.00678+j0.79

23.007+j8.14

О′-ШВН

О′

0

167.42+j64.2586

0.2666+j29.624

0.177+j19.6837

167.5995+j83.94

ШВН-ДЖ

ШВН

0.13-j6.583

167.729+j78.935

3.26095+j11.723

2.315+j8.3233

170.044+j87.258

     На підставі даних табл. 2.5 складаємо остаточну розрахункову схему .

     2.3 Визначення напруги у вузлах електричної мережі

     Розрахунок виробляється за відомими потужностями і напругою на початку кожної ділянки. Початковою точкою розрахунку є шини джерела живлення. Величина напруги на ДЖ приймається відповідно до принципу зустрічного регулювання рівною:

     де найменша вища номінальна напруга трансформаторів, що живляться від ЛЕП ДЖ-ВП або від шин ВН вузлової підстанції.

     Розрахунок виконується за наступним алгоритмом (поперечна складова па-діння напруги визначається тільки у зовнішній мережі, тому що ):

    - визначається напруга на початку першої ділянки

     - розраховуються подовжня і поперечна складові падіння напруги на ділянці

          

     - розраховується напруга наприкінці ділянки

     - визначається напруга на початку наступної ділянки

     Розрахунок повторюється доти, поки не будуть знайдені напруги в кожному кінцевому вузлі мережі.

Цей же алгоритм використовується для розрахунку втрати напруги в транс-форматорах СПС за значеннями потужностей  (див. табл. 2.4) і опорів трансформаторів  (табл. 2.1). У результаті визначаються напруги на стороні низької напруги трансформаторів, які є приведеними до вищої напруги.

     При розрахунку напруги варто враховувати статус вузлової підстанції. ВП є знижувальною. В цьому випадку автотрансформаторами ВП виконується додаткове регулювання напруги для споживачів мережі, що живляться від шин середньої напруги. Тому розрахунок виконується спочатку в системі зовнішнього електропостачання (табл. 2.6).

Таблиця 2.6 – Визначення напруг у вузлах мережі

Назва початк. вузла

,кВ

Назва

ділянки

,МВА

,Ом

, кВ

, кВ

Назва кінцевого вузла

,кВ

ДЖ

241.5

ДЖ-ШВН

170.044+j87.258

3.261+j11.723

6.532

7,076

ШВН

235,075

ШВН

234.968

ШВН-

167.6+j83.94

0.267+j29.624

10.773

21,22

224,195

224.195

-ШНН

23.007+j8.14

0.5625+j65.596

2.4394

6,752

ШНН

221,755

224.195

-ШСН

144.416+j56.119

0.2666

0.1717

0,06675

ШСН

224,023

     Розрахунок РПН автотрансформатора ВП ведеться наступним чином:

РПН ±8×1.5%

     - бажаний рівень напруги в мережі, що живиться від ШСН

    

 

- напруга відгалуження РПН

 

     - напруга ступеня регулювання

     - необхідний номер відгалуження

     Таким чином, близький стандартний номер відгалуження .

     - напруга прийнятого стандартного відгалуження

     - фактична напруга на ШСН автотрансформатора ВП

     Вважається, що розрахунок виконаний правильно, якщо виконується умова

,

              .

     Подальший розрахунок напруг у внутрішній мережі такий, як і для зовнішньої. Але напруга на початку ділянок, що відходять від шин середньої напруги  автотрансформатора ВП, дорівнює фактичні напрузі   кВ. Результат розрахунку зведен до табл. 2.7.

 

Таблиця 2.7–Визначення напруг у вузлах мережі внутрішнього електропостачання

Назва

початкового вузла

  ,кВ       

Назва ділянки

,МВА

,Ом

, кВ

Назва кінцевого вузла

,кВ

ШСН

121.39

ШСН-В´

51.8466+j20.59

1.34+j2.8455

1.0556

В´

120,3344

В

120.334

В´-Г´

34.4196+j13.9

2.215+j3.142

0.9966

Г´

119,3378

ШСН

121.39

ШСН-Д´

36.3179+j13.79

1.4137+j2

0.65

Д´

120,7393

ШСН

121.39

ШСН-Б´

28.316+j12.975

2.795+j7.124

1.4133

Б´

119,977

ШСН

121.39

ШСН-Е´

27.41+j10.037

3.049+j6.468

1.2233

Е´

120,1667

Е

120.167

Е´-Б´

5.07573+j0.506

3.955+j4.1

0.1843

Б´

119,9824

Б´

119.977

Б´-Б

33.11526+j13.12

1.27+j27.77

3.3875

Б

116,589

В´

120.334

В´-В

17.053+j6.65

2.196+j43.39

2.709

В

117,6252

Г´

119.338

Г´-Г

34.1226+j13.68

1.27+j27.77

3.547

Г

115,7907

Д´

120.74

Д´-Д

36.076+j13.395

0.7025+j17.36

2.1357

Д

118,6

Е´

120.167

Е´-Е

22.089+j9.26

2.1956+j43.39

3.746

Е

116,42

     2.4 Регулювання напруги на підстанціях споживачів

     Регулювання напруги трансформаторами СПС виконується відповідно до закону зустрічного регулювання. Розрахунок пристроїв РПН двообмоткових трансформаторів аналогічний, викладеному вище. Результати вибору відгалужень приводиться в табл. 2.8 (РПН  ±91,77% - для всіх СПС).

Таблиця 2.8 – Вибір відгалужень РПН на трансформаторах СПС

Назва СПС

,

кВ

кВ

,

кВ

,

кВ

,

кВ

,

кВ

,

%

Б

116,589

6.3

6.3

116,589

0.78

1

117.0355

6.276

0.38

В

117,6252

11

10.5

123.2264

4.04

4

123.142

10.507

0.068

Г

115,7907

10.5

10.5

115.7907

0.39

0

115

10.572

0.687

Д

118,6

6.3

6.3

118.6

1.77

2

119.071

6.275

0.396

Е

116,42

11

10.5

121.964

3.42

3

121.1065

10.574

0.71

3 РОЗРАХУНОК ПІСЛЯАВАРІЙНОГО РЕЖИМУ

     На ділянці мережі ВП-В відбулася аварія. В результаті чого з ладу виведена одна з ЛЕП. Під дією автоматики АПВ спрацював вимикач на початку ЛЕП і вивів її з роботи. Коротке замикання в ЛЕП носить стійкий характер, тому ЛЕП залишається вимкненою. Це призвело до того, що по одному трансформатору на СПС В і Г втрачають напругу. На відсутність  напруги реагує захист мінімальної напруги. Під його дією виключаються вимикачі в колі низької напруги трансформаторів, що втратили напругу. Потім спрацьовує АВР і під його дією виключається секційний вимикач на боці низької напруги. Все навантаження лягає на один трансформатор підстанції. В результаті на ділянці, де відбулася аварія, мають місце наступні зміни: 1) в ЛЕП і трансформаторах у два рази збільшилися активні й реактивні опори; 2) зарядна потужність зменшилася у два рази; 3) втрати в міді збільшилися в два рази; 4) втрати в сталі зменшилася у два рази.

     Розрахунок післяаварійного режиму виконується аналогічно викладеному в розділі 2. Результати приводяться у табл. 3.1 - 3.5 і на рисунках.

    

Таблиця 3.1 – Лінійні параметри режиму трансформаторних гілок і  розрахункові навантаження вузлів, яких торкнулося КЗ  

Назва

вузла

Рн +jQн,

МВА

 ΔPмд + j ΔQмд,

МВА

,

МВА

,

МВА

,

Мвар

,

МВА

В

17+j5.6

0.106+j2.0998

17.106+j7.6998

0.018+j0.112

j0.44999

17.124+j7.362

Г

34+j11

0.2452+j5.3634

 34.245+j16.36

0.025+j0.1625

j0.22865

34.27+j16.297

ШСН

j1.05169

-j1.05169

Таблиця 3.2 – Розрахунок потокорозподілу з урахуванням втрат після КЗ

Назва ділянки

Назва вузла

приєднання

навантаження

,

МВА

,

МВА

,

Ом

,

МВА

,

МВА

Г-В

Г

34.27+j16.297

34.27+j16.297

4.431+j6.284

0.527+j0.74786

34.797+j17.045

В-ШСН

В

17.124+j7.362

51.92+j24.407

2.683+j5.691

0.7298+j1.548

52.6498+j25.955

Д-ШСН

Д

36.144+j13.54

36.1439+j13.544

1.4137+j2.005

0.174+j0.246865

36.3179+j13.79

Б-ШСН

Б

28.098+j12.418

28.098+j12.418

2.7945+j7.124

0.218+j0.5556

28.316+j12.9746

Б-Е

Б

5.06726+j0.49745

5.06726+j0.49745

3.95472+j4.1

0.00847+j0.00878

5.0757+j0.50624

Е-ШСН

Е

22.125+j9.086

27.2+j9.5925

3.0492+j6.468

0.2096+j0.44466

27.4096+j10.037

ШСН-О

ШСН

-j1.05169

144.6933+j61.484

0.2666

0.13584

144.829+j61.489

ШНН-О

ШНН

23+j7.35

      23+j7.35

0.5625+j65.596

0.00678+j0.79

23.00678+j8.14

О′-ШВН

О′

0

167.836+j69.624

0.2666+j29.624

0.18145+j20.21

168.017+j89.832

ШВН-ДЖ

ШВН

0.13-j6.583

168.14745+j83.249

3.26095+j11.723

2.3719+j8.527

170.519+j91.776

             

Рисунок 3.1.Проміжна заступна схема електричної мережі при

короткому замиканні на ділянці мережі ВП-В

       

Рисунок 3.2- Розрахункова заступна схема при короткому

      замиканні на ділянці мережі ВП-В

Таблиця 3.3 – Визначення напруг у вузлах мережі після КЗ

Назва початкового вузла

,

кВ

Назва ділянки

,

МВА

,

Ом

, кВ

, кВ

Назва кінцевого вузла