72777

Проектирование районной электрической сети

Курсовая

Энергетика

Задачи при курсовом проектировании районных электрических сетей заключаются в следующем: выборе конфигурации и основных параметров схемы развития сети; выборе трансформаторов, автотрансформаторов и компенсирующих устройств на подстанциях; обеспечение требуемого уровня напряжения в сети...

Русский

2014-11-28

266 KB

3 чел.

           Севастопольский   национальный   институт

                ядерной  энергии  и  промышленности

                       

                                  Кафедра  электрических сетей и

                                      систем  энергопотребления.

             

      

               Тема: «Проектирование районной

                             электрической  сети»

      группа ЭЧ-23В

                                                   Разработал: Самусенков Ю.И.

                                                    Проверил:  Коноплев К.Г.

                                 Севастополь

                                      2002 г.        

     Содержание  курсового  проекта:

  1.  Цель  курсового  проекта.
  2.  Требования по  обеспечению  надежности электроснабжения.
  3.  Составление целесообразных схем развития  электрической  сети в соответствии с требованиями надежности электроснабжения потребителей.
  4.  Расчет потокораспределения активных мощностей и выбор номинального напряжения в рассматриваемых вариантах сети.
  5.  Выбор сечения проводов линии.
  6.  Выбор автотрансформаторов.
  7.  Баланс реактивной мощности в сети.
  8.  Технико-экономическое сравнение целесообразных вариантов районной электрической сети.
  9.  Построение принципиальных схем электрической сети.
  10.  Построение схем замещения электрической сети.
  11.  Расчет параметров установившихся режимов электрической сети.

12.Выбор коэффициентов трансформации.

  1.  Окончательный расчет ТЭ.
  2.  Вывод.

               

                         Цель курсового проекта.

    Целью курсового проекта является закрепление и углубление знаний в области теории и практики проектирования электрических сетей в объеме учебной программы при изучении курса «Электрические сети и системы».

Задачи при курсовом проектировании районных электрических сетей заключаются в следующем:

  •  выборе конфигурации и основных параметров схемы развития сети;
  •  выборе трансформаторов, автотрансформаторов и компенсирующих устройств на подстанциях;
  •  обеспечение требуемого уровня напряжения в сети во всех рабочих режимах путем выбора способов регулирования напряжения на подстанциях путем выбора способов регулирования напряжения на подстанциях  районной электрической сети;
  •  оценке технико-экономической эффективности принятых решений в курсовом проекте.

 Требования по обеспечению надежности электроснабжения.

    Выбор тех или иных схем электрической сети зависит от протяженности линий и передаваемой по ним мощности, а также от надежности электроснабжения. Согласно этим требованиям, электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания и перерыв электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического ввода резервного питания. Вторая категория электроприемников- это такие, у которых перерыв электроснабжения допускается до включения резервного питания дежурным персоналом или выездной бригадой. Электроснабжение электроприемников третьей категории может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта, не превышают одних суток.

    При разработке схемы электроснабжения необходимо учитывать, что у нас во всех пунктах потребления существуют потребители всех трех категорий и это должно быть учтено в схемах соединения сети.

                Расчет мощностей по пункам потребления.

Исходные и расчетные

данные по подстанциям

       ПС-1

       ПС-2

           ПС-3

Активная мощность пот-

ребления в режиме max

напряжений.(МВт)

ΣPпс1

ΣPсн1

ΣPнн1

ΣPпс2

ΣPсн2

ΣPнн2

ΣPпс3

ΣPсн3

ΣPнн3

120

48

72

140

56

84

180

72

108

Коэффициент реактив-

ной мощности tgφ в режи-

ме max нагрузок

СН

НН

СН

НН

СН

НН

0,69

0,60

0,69

0,60

0,69

0,60

Реактивная мощность

Qсн = Pcн· tgφ        (МВар)

Qнн = Pнн· tgφ

ΣQвс1

ΣQсн1

ΣQнн1

ΣQвс2

ΣQсн2

ΣQнн2

ΣQпс3

ΣQсн3

ΣQнн3

72

28,8

43,2

84

33,6

50,4

108

43,2

64,8

Полная мощность (МВА)

ΣSпс1

ΣSсн1

ΣSнн1

ΣSпс2

ΣSсн2

ΣSнн2

ΣSпс3

ΣSсн3

ΣSнн3

139,9

55,9

84

163,3

65,3

98

209,9

83,9

126

 Комплексная мощность

S = P + jQ         (МВА)

120 +j72

48+j28,8

72+j43,2

140+j84

56+j33,6

84+j50,4

180+j209,9

72+j43,2

108+j64,8

Составление целесообразных схем развития электрической сети в соответствии с требованиями надежности электроснабжения потребителей первой, второй и третьей категорий.

ПП1

1

2

3

4

5

6

ЦП

7

ПП2

8

9

10

ПП3

11

    a         в          c         d         e          f          g         h         k        L        M   

    Масштаб 1:25

    Рассчитаем длины линий по пунктам потребления в масштабе

    L 1 : ЦП-ПП1 : 11 кл · 25 км = 275 км

    L 2 : ЦП-ПП2 : 10 кл · 25 км = 250 км

    L 3 : ЦП-ПП3 :  6,5 кл · 25 км = 162,5 км

    L 4 : ПП1-ПП2 : 7 кл · 25 км = 175 км

    L 5 : ПП2-ПП3 : 6 кл ·25 км = 150 км

    L 6 : ПП1-ПП3 : 10,8 кл ·25 км = 270 км

            L1      Р1   L1       Р01        P1

ЦП                   Р01                    L4      P12

 L2

   P02

  L3   P03                    L3   P03  

                Р2

   Р2

 P3               Р3

           схема 1                схема 2

                           L1             L1                            P01       P01   L4 P12

   

       L3      P03 L5  

               L5 

  P32                                P32

                                     схема 3      схема 4

                                  L1       L1        P01      P01  L4   P12

             L2             P02       L3 P03 L5          L3     P03      L5                    P32              P32                  P3           P3  

                                 схема 5     схема 6 

Рассмотрим подробно схему №5, а результаты вычисления остальных сведем в таблицу.   

Расчет  потокораспределения активных мощностей и выбор номинального напряжения в рассматриваемых вариантах.

При предварительном расчете полагаем, что сечения проводников одинаковы во всех ветвях. Это упрощает расчет.

                      P1*                                    P1*- P1            P1*- P1- P2* –P3                                                  P2*                                          P2*- P3 

 Р3 

    Число независимых контуров определим как разность между числом ветвей –5 и нагрузочных узлов – 3.

Число независимых контуров 5-3 = 2

   P1*·L1 + ( P1* - P1)· L 4 + ( P1*- P1-P2+ P2*-P3)·L2=0

   P2*·L3 + ( P2* - P3)· L 5 + ( P1*- P1-P2+ P2*-P3)·L2=0

   700P1* + 250 P2* = 131000

   250 P1*+ 562,5 P2* = 137000

P2*= 190,7 (МВт)

(МВт)

P23 = P2* - P3 = 190,7- 180 = 10,7 (МВт)

P12 = P1* - P1 = 119,1 –120 = -0.9 (МВт)

P02 = P1* - P1+ P2*- P3 = 119,1-120-140+190,7-180=-130,9 (МВт)

Проверка:

Σ Рвых = Σ Рпотр

190,7+119,1+130,9 = 120+140+180

440,7≈440

               1

                                                                                                     2                                                       3    

По формуле Илларионова найдем напряжения каждой ветви:

 

 

 

              Расчет и выбор напряжений по ветвям вариантов сети

Варианты

   схем

                 Значения напряжения на отдельных линиях (кВ)

     L1

    L2

    L3  

     L4

    L5

      L6

схема №1

   232

    213

   216

    

по формуле

   220

    220

   220

по таблице

   220

    220

   220

принято

схема №2

   256

    

   216

  211

по формуле

   220

    

   220

  220

по таблице

   220

    

   220

  220

принято

схема №3

   232

    

   258

    

   208

по формуле

   220

    

   220

   220

по таблице

   220

    

   220

   220

принято

схема №4

   304

    

    255

   215

по формуле

   330

    

   

    220

   220

по таблице

   220

    

   

    220

   220

принято

схема №5

   209

    218

   249

    19

   65

по формуле

   220

    220

   220

    220

   220

по таблице

   220

    220

   220

    220

   220

принято

схема №6

   232

    198

   204

    

   77

по формуле

   220

    220

   220

   

   220

по таблице

   220

    220

   220

    

   220

принято

Выбор сечения проводов линии.

    Рассчитываем наибольший рабочий ток по формуле:

Определим cosφ по tgφ на подстанциях

tgφн = 0,6      φ = 30,96 0        cosφн = 0,858

 

   Вычислим рабочий ток по формуле:

         Iр = Iнб · ai · aT

Так как линии у нас 220 кВ, то ai = 1,04

aT коэффициент, учитывающий число часов использования max нагрузки линии Tнб и коэффициент попадания в максимум энергосистемы Kμ.

  aT = 0,9                  Kμ =0,8

Iр(цп-1) = 364·1,04·0,9 = 340 (А)

Iр(цп-2) = 400·1,04·0,9 = 374 (А)

Iр(цп-3) = 583·1,04·0,9 = 546 (А)

Iр(2-3) = 33·1,04·0,9 = 31  (А)

Iр(1-2) = 2·1,04·0,9 = 1,9 (А)

  Для  линий L1, L2, выбираем провод АС 300/39, для L4, L5 провод АС 240/32

  Для линии L3 выбираем провод АС 500/61

  Проверка по допустимому току:

    Ipmax < Iдоп (*)

    546 < 945·1,05 ; где 1,05 – поправочный коэффициент

    546 < 992, что удовлетворяет условию.

                                    Выбор сечения проводов по ветвям схем  

   Тип

   опор

Конструкция

Линия

Ip

A

Экономический интервал, А

Сечение

   мм2

 Марка

провода

схема 1

2х-цепн.

железобетон

L1

371

375

300

АС 300/39

2х-цепн.

железобетон

L2

332

375

300

АС 300/39

2х-цепн.

железобетон

L3

359

375

300

АС 300/39

схема 2

2х-цепн

железобетон

L1

518

680

500

AC 500/61

2х-цепн

железобетон

L3

329

375

300

АС 300/39

2х-цепн

железобетон

L4

312

375

300

АС 300/39

схема 3

2х-цепн

железобетон

L1

360

375

300

АС 300/39

2х-цепн

железобетон

L3

496

680

500

АС 500/61

2х-цепн

железобетон

L5

331

375

300

АС 300/39

схема 4

2х-цепн

железобетон

L1

517

680

500

AC 500/61

2х-цепн

железобетон

L4

423

480

400

AC 400/51

2х-цепн

железобетон

L5

295

375

300

AC 300/39

 

Тип

   опор

Конструкция

Линия

Ip

A

Экономический интервал, А

Сечение

   мм2

 Марка

провода

  схема 5

1-цепн.

железобетон

L1

340

385

300

АС 300/39

1-цепн.

железобетон

L2

374

385

300

АС 300/39

1-цепн.

железобетон

L3

546

700

500

AC 500/61

1-цепн

железобетон

 L4

1,9

280

240

АС 240/32

1-цепн

железобетон

L5

31

280

240

АС 240/32

схема 6

2х-цепн

железобетон

L1

371

385

300

АС 300/39

1-цепн

железобетон

L2

334

375

300

АС 300/39

1-цепн

железобетон

L3

347

375

300

АС 300/39

1-цепн

железобетон

L5

15

280

240

АС 240/32

   Выбор автотрансформаторов

    Выбор количества автотрансформаторов зависит от требований к обеспечению надежности электроснабжения потребителей, питающихся от подстанций. Так как у нас высшее напряжение 220 кВ и в каждом пункте есть потребители первой категории , то устанавливаем по два автотрансформатора.

    Суммарная установленная мощность трансформаторов  для двухтрансформаторной подстанции:

В настоящее время при выборе номинальной мощности трансформаторов двухтрансформаторной подстанции принимают К = К12/ Кпн =0,7

С учетом того, что потребление электроэнергии распределяется СН - 40% НН-60%,

формула суммарной установленной мощности будет иметь вид :

или ST можно рассчитать для двухтрансформаторной подстанции по формуле

ST = 0,7Smax

Тогда для ПС-1:

(МВА)

или  S1 = 0,7·139,9 = 97,9(МВА)

Для ПС-2:

(МВА)

Для ПС-3:

(МВА)

Для всех подстанций выбираем два автотрансформатора АТДЦТН 125000/220/10/6

   Баланс реактивной мощности. 

Найдем расход реактивной мощности по формуле:

     Qp = ΣPн·tgφ + ΔQТ + ΔQЛ

Расчет будем выполнять по оценочным формулам:

Для всех подстанций ΔQТ = 0,07 Sном

Так как у нас всего 6 автотрансформаторов, то

ΔQТ = 6·0,07·125 = 52,5 (МВар)

ΣPн·tgφ = 72+84+108 = 264 (МВар)

Определим потери в линии по формуле: ΔQЛ = 0,15Р

Рассчитаем потери для всей схемы:

ΔQЛ = ΔQЛ1QЛ2QЛ3QЛ4QЛ5

ΔQЛ1 = 0,15·119,1 = 17,9 (МВар)

ΔQЛ2 = 0,15·130,9 = 19,6 (МВар)

ΔQЛ3 = 0,15· 190,7 = 28,6 (МВар)

ΔQЛ4 = 0,15· 2 = 0,3 (МВар)

ΔQЛ5 = 0,15·10,7 = 1,6 (МВар)

Qрасхода = 52,5+264+68 = 384,5 (МВар)

Определим приходящую мощность:

Qпр = Qэс + Qс

Qэс = 1,08·ΣРн · tgφг , где tgφг = 0,62 для АЭС.

Qэс = 1,08·440·0,62 = 294,6 (МВар)

Зарядная мощность находится по формуле:

Qс = 14,5·L –на 100 км одноцепной линии.

Qс = Qсл1 + Qсл2 + Qсл3 + Qсл4 + Qсл5

Qсл1 = 0,145 ·275 =39,9 (МВар)

Qсл2 = 0,145·250 = 36,3 (МВар)

Qсл3 = 0,145·162,5 = 23,6 (МВар)

Qсл4 = 0,145·175 = 25,4 (МВар)

Qсл5 = 0,145·150 =  21,8 (МВар)

Qприхода = 294,6 + 147 = 441,6 (МВар)

Расчет сводного баланса реактивной мощности по вариантам.

Баланс по

вариантам

   1

    2

    3

    4

    5

  6

Qрасхода

Qприхода

Q

289,8

303,9

302,5

349,2

294.6

297,2

487,7

477,4

466,3

462,1

441.6

453,8

-197,9

-173,5

-163,8

-112,9

-147

-156,6

Так как у нас баланс получился со знаком минус, то у нас существует баланс по реактивной мощности, а значит выбор и расстановку компенсирующих устройств мы опускаем.

               Технико-экономическое сравнение целесообразных

                        вариантов районной электрической сети.

  Определим капиталовложения для каждого из сравниваемых вариантов.

При этом элементы, которые повторяются во всех вариантах, не учитываются, поэтому мы опускаем все затраты связанные с автотрансформаторами.

К =ΣКл   ΣКл = Σ(К0 · L)

K = К0ас300(L1+L2)+ К0ас240(L4+L5)+ К0ас500·L3 = 17,3(275+250) +

+ 16,4(175+150) +21,5·162,5 = 17906 (тыс.грн.)

Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ.

, где aал – отчисления на амортизацию

    aол – отчисления на обслуживание

Варианты схем

 Кл , тыс.грн

 Ил, тыс.грн.

схема №1

схема №2

схема №3

схема №4

схема №5

схема №6

19907

19754

18239

18857

17906

17804

557,4

553,1

510,7

527,9

501,4

498,5

Вычисляем ежегодные затраты на возмещение  потерь энергии Ипот

Ипот = β·ΔW , где β – стоимость потерь электрической энергии

β =0,8-1 коп/кВт·ч

Примем β = 1 коп/кВт·ч

Потери электрической энергии определим по формуле:

τ = Т · amax 

amax = Kμ2

amax = (0,6)2 = 0,36

τ = 3800 · 0,36=1368 часов

Для проводов сечением 240/32 удельные потери на корону будут равны 2,5 кВт/км, для проводов сечением  300/39 удельные потери на корону будут равны 2,3 кВт/км, для проводов сечением  500/64 удельные потери на корону будут равны 1,3 кВт/км.

ΔРкор= ΔРкор уд.·L

Так как у нас не рассчитана ранее Sнб, то будем ее рассчитывать по формуле:

tgφср = усредненное значение для данного напряжения.

Примем tgφср=0,6 для напряжения 220 кВ.

(МВт·ч)

R1 = R0·L1=0,098·275 = 26,95 (ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L1 = 2,3·275 =632,5 (кВт·км)

(МВт·ч)

(МВт·ч)

(МВт·ч)

(МВт·ч)

Ипот = β·ΣΔW = 1·49660 = 496,6 (тыс. грн.)

  Потери электроэнергии.

Вариант схемы

ΔWL1

ΔWL2

ΔWL3

ΔWL4

ΔWL5

ΣΔW

      1

23020

24574

15747

63341

      2

21105

15849

11070

14241

62265

      3

22544

15783

13974

52301

      4

29657

16402

14671

60730

      5

20231

21174

15478

3829

9179,5

69889

      6

22417

19895

7220

8979

58511

 

 Сводные данные расчета приведенных затрат сравниваемых

                        вариантов развития сети на первом этапе.

Вариант

схемы

Ен·К= 0,12·К

    Ил

   Ипот

З = Ен·К+ Ил+ Ипот

     1

2388,9

557,4

633,4

3579,7

     2

2370,5

553,1

622,7

3546,3

     3

2188,7

510,7

523

3222,4

     4

2262,8

527,9

607,3

3398

     5

2148,7

501,4

698,9

3349

     6

2136,5

498,5

585,1

3220,1

По полученным технико-экономическим расчетам я выбираю для дальнейшего

рассмотрения схему №5 и схему №6.

Расчет параметров установившегося режима.

Расчет сложнозамкнутой сети ( вариант №5)

                 Сводные данные по расчету сопротивлений линий.

 Линии

  Провода

             Сопротивления,Ом

Реак.

мощн

q0 на 100    км

Во

10-6

см/км

Длина

 км

Марка

N

  активное

 реактивное

   полное

Ro

 Rл

 Xo

 Xл

 Zo

 Zл

L1

L2

L3

L4

L5

275

250

162,5

175

150

300/39

300/39

500/64

240/32

240/32

1

1

1

1

1

0,098

0,098

0,06

0,121

0,121

26,95

24,5

9,75

21,18

21,8

0,429

0,429

0,413

0,435

0,435

117,9

107,3

67,1

76,1

65,3

0,44

0,44

0,42

0,45

0,45

121

110

68,3

78,8

67,5

14,1

14,1

14,6

13,9

13,9

2,64

2,64

2,74

2,6

2,6

Составляем систему уравнений по первому и второму закону Кирхгофа:

S01- S12 = SВ1;

S12+ S02+ S23= SВ2;

S01+(- S01 ) = SВ3;

S01·Z1+ S12·Z4 - S02·Z2 = 0;

S03·Z3+ S23·Z5 - S02·Z2 = 0.

S01- S12 = 120,6;

S12+ S02+ S23= 95,7;

S01+(- S01 ) = 108,1;

S01·121+ S12·78,8 - S02·110 = 0;

S03·68,3+ S23·67,5 - S02·110 = 0.

На основании системы составляем и решаем матрицы относительно полных,

активных и реактивных мощностей.

       1         0         0        -1       0     140,6

       0         1         0         1        1       162,7

А =  0         0         1         0       -1      194,1

      121   -110       0        78,8    0       0

       0      -110     68,3      0      67,5    0

S01 = 109,03 МВА  S02 = 96,79 МВА S03 = 118,58 МВА

S12 = -11,57 МВА   S23 = 10,48МВА

       1         0         0        -1       0     120,08

       0         1         0         1        1       140,05

А1 =0         0         1         0       -1      180,06

      121   -110       0        78,8    0       0

       0      -110     68,3      0      67,5    0

Р01 = 90,82 МВт Р02 = 80,98 МВт Р03 =98,39 МВт

Р12 = -9,26 МВт Р23 = 8.33 МВт

       1         0         0        -1       0     67,25

       0         1         0         1        1       52,48

А2= 0         0         1         0       -1      59,78

      121   -110       0        78,8    0       0

       0      -110     68,3      0      67,5    0

Q01 = 60,45 МВар  Q02=53,41 МВар Q03 = 65,35 МВар

Q12 = -6,8 МВар Q23 = 5,87 МВар

По полученным потокам мощности видно, что точка потокораздела – точка 1.

Тогда исходная схема сети с учетом точки разрыва  в точке потокораздела выглядит так:

                                                                                                                                                            Покажем расчет режима максимальных нагрузок вручную, а итерации и остальные режимы сведем в таблицу.

                        ЦП S1        S01н           ZL1        S01k         SВ1                                       -jQc01н   -jQc01к

Q01К = 0,5 · (220)2 · 2,64 ·275 = 14,2 (МВар)

S01К = S01 - j Q01к = 90,82 + j60.45 – j14,2 = 90,82 + j46,25 (МВА)

 (МВА)

S01Н = S01КS01 = 90,82+j46,2 +4,95 +j 17,79= 95,77+j63,99 (МВА)

UВ1 = U1 – ΔU01Н -jδU01Н = 237,6-37,3-j32 = 200,3 – j32 (кВ)

 

S1 = S01Н -j Q01Н = 95,77 +j63,99 –j14,2= 95,77 + j49,79 (МВА)

Рассчитываем теперь кольцевую часть этой схемы. Теперь у нас точка потокораздела-

это точка 2 и в ней мы делаем разрыв для расчета напряжений в точке 2 и 3.

      SA       L3       3       L5           2         L2  SВ

       SA3        S23 SВ2                          S3   S2

S2 = 162,1 +j67,3 (МВА)

S3 = 194,1+j59,78 (МВА)

L2 = 250 км

L3 = 162,5 км

L5 = 150 км

Найдем мощности в точке потокораздела

S23 = SA3 –S3 = 4,45+j5,08 (МВА)

 QA3"        QA3        Q23"  Q23  QВ2"       QВ2

        Z3    3  Z5  2      2'      Z2                               SA3Н     SA3K  S23Н           SВ2Н         S3          S23K       SВ2K

Q23' = 0,5·b0·L·U2

Q23' = 2,946 (МВар)

S23К = S23 - j Q23к =4,45 – j2,95 (МВА)

S23Н = S23КS23 = 4,45-j2,913 (МВА)

QА3' = 0,5·b0·L3·U2 = 11,326 (МВар)

SА3К = S23Н+S3 -j Q23' -j QА3' = 94,515 + 41,187 (МВА)

SA3Н = SA3КSA3 =9,238 +j14,99 (МВА)

Правую ветвь рассчитаем аналогично.

 Рассчет параметров сети в режиме максимальных нагрузок.

№ итерации

Uпс-1 (кВ)

Uпс-2 (кВ)

Uпс-3 (кВ)

        0

        1

        2

201,3

198,3

197,8

218,5

216

231,5

232,5

197,8

216

232,5

         Рассчет параметров сети в режиме минимальных нагрузок

№ итерации

Uпс-1 (кВ)

Uпс-2 (кВ)

Uпс-3 (кВ)

        0

        1

        2

181,5

174,2

173,1

196,5

195,4

213,5

212,9

173,1

195,4

212,9

         Рассчет параметров сети в послеаварийном режиме

          Допустим , что у нас произошел обрыв линии L1

№ итерации

Uпс-1 (кВ)

Uпс-2 (кВ)

Uпс-3 (кВ)

        0

        1

        2

187,9

184,9

183,3

218,5

216

231,5

232,5

183,3

216

232,5

 Рассчитаем параметры режимов кольцевой сети( вариант №6)

№ итерации

Uпс-1 (кВ)

Uпс-2 (кВ)

Uпс-3 (кВ)

        0

        1

        2

224,2

224,2

220,3

219,2

232,9

234

224,2

219,2

234

Рассчет параметров сети в режиме минимальных нагрузок.

№ итерации

Uпс-1 (кВ)

Uпс-2 (кВ)

Uпс-3 (кВ)

        0

        1

        2

208,1

207,4

198,7

197,2

215,4

214,5

207,4

197,2

214,5

Рассчет параметров сети в послеаварийном режиме

           Допустим , что у нас произошел обрыв линии L1

№ итерации

Uпс-1 (кВ)

Uпс-2 (кВ)

Uпс-3 (кВ)

        0

        1

        2

201,3

198,3

197,8

171,8

161,1

160,2

192,8

184,2

183,1

197,8

160,2

183,1

Мы видим , что при работе потребителей всех категорий при аварии на линии L2

напряжения на подстанциях, а следовательно у потребителей, подключенных к СН и

НН очень низкое, поэтому отключим потребителей третьей категории и произведем пересчет.

№ итерации

Uпс-1 (кВ)

Uпс-2 (кВ)

Uпс-3 (кВ)

        0

        1

        2

200

197,3

196,5

229,5

226,7

225,4

238,1

236,2

235,6

196,5

225,4

235,6

    Выбор коэффициентов трансформации автотрансформаторов.

    Исходя из расчетных значений, приведенных к ВН напряжений на шинах

СН и НН подстанций, находим действительные значения напряжения на этих шинах во всех режимах. Для этого выберем такие коэффициенты трансформации, чтобы получить желательные действительные напряжения на этих шинах в соответствующих режимах. Допустим, что желательно иметь напряжение на шинах СН в режиме максимальных нагрузок и для послеаварийного режима UСН = 1,08Uном = 1,08·110=119 кВ, а в режиме минимальной нагрузки UСН = 110 кВ. Допустим также, что на шинах НН желательно иметь в режиме максимальной нагрузки и в послеаварийном режиме напряжение: UНН = 1,05Uном = 1,05·6 = 6,3 кВ, а в режиме минимальной нагрузки :

UНН = Uном = 6 кВ

По расчетам у нас получилось, что

UНН1max = 193,2 кВ

UНН1min = 170,1 кВ

UНН1п.а. = 178,4 кВ

UСН1max = 196,8 кВ

UСН1min = 172,1 кВ

UСН1п.а. = 182,3 кВ

Для получения желательных напряжений на шинах СН необходимы следующие коэффициенты трансформации между обмотками ВН-СН:

Зная желательные коэффициенты трансформации выбираем по таблице наиболее близкие к ним действительные коэффициенты между обмотками ВН-СН:

КВ-С = 1,695(+12,0%, Пр.сн.=1,12) – для всех режимов.

Тогда действительные значения  напряжений на шинах СН будут равны:

UСН1MAX = 196,8/1,695 = 116,1 (кВ)

UСН1MIN = 172,1/1,695 = 102 (кВ)

UСН1П.А = 182,1/1,695 = 107,4 (кВ)

Для получения желательных напряжений  желательных напряжений на шинах НН необходимы следующие коэффициенты трансформации между обмотками ВН-НН:

Коэффициенты трансформации между обмотками ВН-НН:

Тогда действительные напряжения на шинах НН будут равны:

Так как у нас напряжения на шинах подстанции в рассматриваемом случае не равны желательным, поэтому требуется установить дополнительно линейный регулятор последовательно с обмотками или могут быть использованы батареи статических конденсаторов, либо можно установить синхронные компенсаторы.

Для других трансформаторов напряжения и коэффициенты трансформации покажем на принципиальных схемах.

 Технико-экономические показатели спроектированной сети. 

Так как ранее выполненное технико-экономическое обоснование проводилось не по оценочным, а по точным формулам, то нам нужно лишь расчитать приведенные ежегодные затраты из-за нарушения электроснабжения.

ВАРИАНТ №5

Ув = ω· Тв · Рнб · ξн · Уов

где ω – параметр потока отказов

     Рнб – суммарная наибольшая нагрузка нормального режима, кВт

     Тнб – среднее время восстановления лет/отказа

     ξн – коэффициентов ограничения нагрузки потребителя

Уов – расчетный удельный годовой ущерб из-за вынужденного перерыва электроснабжения.

Ув = 0,006 ·1,1 ·1·180 ·7· 275 = 2286,9 (тыс.грн.)

ВАРИАНТ №6

Ув = 0,006 ·1,1 ·1·180 ·7· 250 = 2079 (тыс.грн.)

Вывод: Рассчитав эти варианты, получили, что наиболее выгодной является сложнозамкнутая сеть, так как по ТЭ она является лучше, чем кольцевая. С точки зрения обеспечения надежности электроснабжения и потерь напряжения она также является лучше по сравнению с кольцевой сетью.

В процессе работы я овладел расчетом всех параметров данной районной электрической сети и разобрался в способах повышения напряжения в линии и на подстанциях.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

46619. Общие требования к уроку изобразительного искусства. Традиционный урок его структура и особенности 22.37 KB
  опыт; развивающий характер занятий; реализация дидактических принципов в оптимальных соотнощениях; обеспечение надлежащих условий для продуктивнопознавательной деятти с учетом особенностей интересов; установление межпредметных связей; связь с ранее изученным преемственность; активизация познавательных процессов мотивации; логичность и эмоциональность педагогического процесса; эффективное использование педагогических средств; связь с жизнью; формирование ЗУНОВ;формирование умения учиться; ориентировка на зону ближайшего...
46620. Удельная государственно-политическая система (на примере Владимиро-Суздальского и Галицко-Волынского княжеств). Русское право периода раздробленности. Дворцово-вотчинная система управления 22.38 KB
  Период феодальной раздробленности характерен бесконечными войнами распрями междоусобицами разорявшими крестьянство города ослаблявшими военную мощь Руси. Под властью Владимирского князя оказалась огромная территория северовосточной Руси. Как утверждают историки это было сильное и жизнеспособное политическое образование которое могло претендовать не только на самсютоятельность но и на центральное положение во всей Руси. киевский митрополит Максим не терпя насилия татарского оставил Киев и переехал во ВладимирСуздальский что...
46621. Анализ программы «Изобразительное искусство» под ред. В.С.Кузина (1-7 класс) 22.42 KB
  3 В основе программы лежат принципы:1 тематический принцип планирования учебного материала; 2принцип воспитывающего обучения; 3научность обучения; 4доступность обучения; 5систематичность и последовательность бучения; 6сознательность и активность в обучении; 7принцип межпредметных связей; 8преемственности; 9прочности усвоения матла; 10проблемности. Сущность процесса обучения. Процесс обучения – это целенапр. науки и процесс обучения дидактич.
46622. Внеклассная и внешкольная работа по изобразительному искусству (кружок, конкурс рисунков, экскурсия, поисковая работа) 22.53 KB
  Работы и их классифик; 3особенти методики организации кружка конкурса рисунков эскурсии поисковой работы. 2К Основ формам внеклас и внешк работы относятя: кружок кл. Кружок по Изонаиболее распростр вид внеклас работы в школе. Организация работы кружка включает разработку содержания занятий с учетом склонностей интересов учся разного возраста.
46623. Эмиль Антуан Бурдель 22.67 KB
  С их подчас неистовой экспрессией Памятник павшим в Монтобане бронза 1893 1902 отмечены дробностью ритмов объёмов усложнённостью общего построения. отличаются единством конструктивности и динамики контрастностью света и тени грубоватоэнергичной обработкой утрированнокрупных плотных форм активностью пространственного построения Геракл стреляющий из лука 1909 Пенелопа 1909 12 Сафо 1924 25 все бронза. Роден бронза 1909; А. Франс бронза 1919 Б.
46624. Методика знакомства с архитектурой как искусством на уроках изобразительного искусства 22.78 KB
  Учебная мотивация – частный вид мотивации включенный в учебную деятельность и определяющий потребность учащегося в получении знаний. Выделяют такие типы мотивации связанной с результатами учения как: мотивация которая условно может быть названа отрицательной. Косвенно об учебной мотивации свидетельствует уровень реальной успешности учебной деятельности. Зная тип мотивации учитель может создать условия для подкрепления соответствующей положительной мотивации.
46626. Основные понятия терминов «Энергосбережение», «энергосберегающая политика государства», «энергоэффективность» 22.93 KB
  Энергоэффективность – это количественная характеристика показатель предполагающий максимальное использование способности энергии совершать работу. Понятие энергии. Энергетические ресурсы – это материальные объекты в которых сосредоточен тот или иной вид энергии пригодной к экономически обоснованной для практического использования на данном этапе развития науки и техники. Топливноэнергетический комплекс Республики Беларусь включает системы добычи транспорта хранения производства и распределения основных видов энергоносителей: природного...