Электрические сети и системы

1 Содержание Введение 1. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии
2. Выбор конструкции и номинального напряжения линий сети 3. Выбор количества и мощности силовых трансформаторов на приемных подстанциях 4. Анализ и обоснование схем электрической сети 5. Технико-экономическое обоснование вариантов. Выбор и обоснование оптимального варианта электрической сети 6. Электрический расчет основных режимов сети 7. Выбор средств регулирования напряжения 8. Заключение Список литературы Введение
2 Начало развития электрических систем в нашей стране было положено планом ГОЭЛРО - планом электрификации России. Его идеи привели к созданию объединенных энергетических систем, в том числе и единой энергетической системы (ЕЭС). Задачу проектирования электрических систем следует рассматривать как задачу развития единой энергетической системы России. При проектировании электрических систем важно учитывать интересы и специфику административных и экономических районов. Поэтому проектирование ЕЭС России должно основываться на учете развития энергосистем и их объединений. В соответствии с основными положениями Энергетической программы на длительную перспективу в ближайшие два десятилетия намечено завершение формирования ЕЭС страны, сооружение магистральных линий электропередачи напряжением 1150 кВ постоянного тока. Создание мощных электрических систем обусловлено их большими технико-экономическими преимуществами. С увеличением их мощности появляется возможность сооружения более крупных электрических станций с более экономичными агрегатами, повышается надежность электроснабжения потребителей, более полно и рационально используется оборудование. Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей. Курсовой проект по дисциплине “Электрические системы и сети” выполняют на четвертом курсе студенты, обучающиеся электроэнергетическим специальностям. Этот проект должен развить у студента навыки практического использования знаний, которые он получил при изучении курса “Электрические системы и сети”. Следующий за теоретическим изучением курса учебный проект завершает работу над этой важной для каждого электроэнергетика дисциплиной. Первые шаги в области проектирования убеждают студента, что полученные знания, умение проводить различные расчеты сетей недостаточны для выполнения проекта. Расчетные задачи решаются по определенным формулам по известной методике на основе необходимых исходных данных. Задачи, которые поставлены в проекте электрической сети, в большинстве случаев не имеют однозначного решения. Выбор наиболее удачного варианта электрической сети производится не только путем теоретических расчетов, но и на основе различных соображений, производственного опыта. Выполнение курсового проекта и дает возможность студенту получить некоторый опыт, развивать проектное мышление, и только после нескольких лет молодой инженер становится полноценным специалистом в области проектирования электрических сетей. Любой проект электрической сети состоит из двух следующих основных разделов: 1) выбор наиболее рациональных вариантов схем электрической сети и электроснабжения потребителей; 2) сопоставление этих вариантов по различным показателям; 3)
3 выбор в результате этого сопоставления и технико-экономического расчета наиболее приемлемого варианта; 4) расчет характерных режимов работы электрической сети; 5) решение вопросов связанных с регулированием напряжения; 6) определение технико-экономических показателей электрической сети. Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта . Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремится к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам. Выбор наиболее приемлемого варианта , удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети. Содержание проекта во многом зависит от вида сети, ее назначения. В учебном проекте в большинстве случаев решаются вопросы электроснабжения района с промышленной и сельской нагрузками от электрической станции или районной подстанции энергосистемы. При реальном проектировании сетей и линий электропередачи рассматривается более обширный круг вопросов. В частности сюда входят: 1) изыскание трасс и линий электрической сети; 2) разработка схемы сети; 3) выбор номинальных напряжений; 4) расчеты сечений проводов; 5) определение числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях, питающихся от проектируемой сети; 6) электрический расчет сети в основных нормальных и аварийных режимах; 7) выбор способов регулирования напряжения, определение места установки и мощности устройств для регулирования напряжения; 8) расчет конструктивных параметров проводов, опор и фундаментов воздушных линий; 9) определение технико-экономических показателей электрической сети; 10) организация эксплуатации проектируемой работы. В процессе реального проектирования решают также и ряд других важных вопросов. К ним относятся разработка мероприятий по снижению потерь мощности и энергии в сети, релейная защита, расчет заземляющих устройств подстанций и опор линий, средств по грозозащите линий и подстанций.
4 1. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии. Главной задачей этого раздела является максимально полный подбор исходного материала для дальнейшего проектирования. Исходные данные к курсовому проекту сведены в таблицу 1.1.
Таблица 1.1. Исходные данные для проектирования Обозначение подстанций Состав потребителей по категориям
Время максимума нагрузки Режим максимальной нагрузки Режим минимальной нагрузки Кате-гория % ч/год S, МВА P, МВт Q, МВАр cosj S, МВА P, МВт Q, МВАр cosj а I 50 4000 53,76 50 19,76 0,93 39,77 35 18,89 0,88 б I 40 3900 13,33 12 5,81 0,9 9,41 8 4,96 0,85 в I 60 5500 16,85 15 7,68 0,89 11,76 10 6,19 0,85 г I 90 6500 107,53 100 39,52 0,93 94,44 85 41,17 0,9 д I 40 4400 38,04 35 14,91 0,92 28,73 20 10,8 0,88 В таблице 1.1. указаны следующие потребители: а - завод сельскохозяйственного машиностроения; б - механический завод; в - цементный завод; г - медеплавильный завод; д - завод электротехнических изделий. Определим необходимые климатические параметры в (соответствии с [1]), характеризующие заданный район. Район характеризуется: 1. Умеренной пляской проводов (1 раз в 5-10 лет); 2. Различными скоростными напорами ветра; 3. Невысоким числом грозовых часов (не более 20 в год); 4. Различной толщиной стенки гололеда. Взаимное расположение отдельных потребителей (в соответствии с заданием) изображено на рисунке 1.1.
5
б
в
а
г
д
Рис. 1.1 Схема расположения потребителей заданного района 2. Выбор конструкции и номинального напряжения линий сети. Т.к. потребители имеют значительное удаление от источника питания, то все линии электропередач будут воздушными.
Наметим несколько вариантов схем электроснабжения заданного района (рис 2.1). Вариант 1 Вариант2
Рис 2.1. Варианты схем электроснабжения заданного района В соответствии с требованиями ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаиморезервирующих источников питания и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения одного из источников может быть допущен лишь на время включения автоматического восстановления питания. Двухцепная линия, выполненная на одной опоре не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I категории. Для них целесообразно предусматривать две отдельные двухцепные линии. При выполнении требований надежности электроснабжения потребители I категории должны обеспечиваться 100-процентным резервом, который должен включаться автоматически.
Для потребителей II категории можно предусматривать питание по двухцепной линии. Однако, учитывая непродолжительность аварийного ремонта ВЛ, правила допускают производить электроснабжение нагрузок II категории по одной ВЛ. Опыт проектирования систем электроснабжения районов с потребителями I и II категорий показывает, что в большинстве случаев целесообразно использовать две группы сетей - разомкнутые магистральные или радиальные резервированные с двух цепными линиями и замкнутые сети. Потребителей III категории резервным питанием допускается не обеспечивать. Предварительный выбор номинального напряжения Uн линий производят совместно с разработкой схем сети, т.к. они взаимно дополняют друг друга. Напряжения для различных элементов проектируемой сети могут существенно различаться. Величина Uн зависит от передаваемой мощности. Наивыгоднейшее напряжение может быть определено по формуле Г.А. Илларионова: ,
7 где l - длина линии, км; р - передаваемая мощность на одну цепь, МВт. Произведем выбор питающих напряжений для трех рассматриваемых вариантов схем электроснабжения заданного района. Результаты расчетов сведены в таблицу 2.1. Таблица 2.1. Выбор питающих напряжений для рассматриваемых вариантов. Вариант Участок сети Мощность на одну цепь, МВт Напряжение, кВ Выбранное напряжение, кВ Длина линии, км по кривым института “Энергосетьпроект” по формуле Г.А. Илларионова ИП-а 75 110 150 220 45 а - г 50 110 112,54 220 15 ИП - в 25 110 91,28 110 25 I ИП - б 6 35 49,8 110 35 в - д 17,5 110 78,36 110 25 ИП - а 75 110 150 220 45 а - г 50 110 112,54 220 15 II ИП - в 31 110 99,7 110 25 в - д 17,5 110 78,4 110 25 в - б 6 35 47,9 110 25 Опыт эксплуатации электрических сетей показывает, что при прочих равных условиях предпочтительней вариант с более высоким номинальным напряжением, как более перспективный. В то же время недостатком является большое разнообразие напряжений ЛЭП в пределах электрической сети одного района. Поэтому в качестве уровня напряжения для схем всех вариантов выбираем один единственный - 110кВ.
8 3. Выбор количества и мощности силовых трансформаторов на приемных подстанциях. Для условий нормальной работы на подстанции устанавливают два трехфазных трансформатора с номинальной мощностью каждого , рассчитанной в пределах от 60 до 70% максимальной нагрузки т.е. Sн.тр.=(0,6¸0,7)Smax. Несмотря на то, что отключения трансформаторов довольно редки, однако с такой возможностью следует считаться и при наличии потребителей I и II категорий устанавливают на ГПП два трансформатора. При аварии любой из трансформаторов, оставшийся в работе, должен обеспечить бесперебойное питание потребителей нагрузки.
Согласно ПУЭ, при наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены поврежденного трансформатора за время не более 1 суток допускается питание потребителей II категории от одного трансформатора. Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения не превышают одних суток. Опыт Норильской энергосистемы показывает, что за это время возможна замена одного трансформатора мощностью не более 80 МВА, независимо от номинального напряжения.
Ряд номинальных напряжений трансформаторов и автотрансформаторов, рекомендуемых для современных проектов регламентирован ГОСТом 9680-77. Условия выбора трансформаторов сведены в таблице 3.1. (по [4]). Таблица 3.1. Условия выбора трансформаторов ГПП Вариант П/ст Макс.нагрузка, МВА Мощность потребителей I и II категорий, МВА Тип и номин. Мощность тр-ра, МВА Кол-во тр-ров Коэф. загрузки в норм. реж., Кз.н. Коэф. Загрузки в послеавар. реж., Кз.п. а 57,76 26,88 ТРДН-40000/220 2 0,68 1,34 б 13,33 5,33 ТДН-10000/110 2 0,67 1,33 I в 16,85 10,11 ТДН-16000/110 2 0,54 1,05 г 107,6 96,78 ТРДЦН-100000/220 2 0,54 1,08 д 38,4 15,36 ТДН-40000/110 2 0,61 1,19 а 57,76 26,88 ТРДН-40000/220 2 0,68 1,34 б 13,33 5,33 ТДН-10000/110 2 0,67 1,33 II в 16,85 10,11 ТДН-16000/110 2 0,54 1,05 г 107,6 96,78 ТРДЦН-100000/220 2 0,54 1,08 д 38,4 15,36 ТДН-40000/110 2 0,61 1,19
9 В таблице 3.1. имеют место следующие обозначения - коэффициент загрузки одного трансформатора в нормальном режиме; - коэффициент загрузки оставшегося в работе трансформатора в послеаварийном режиме. В соответствии с ПУЭ перегрузка трансформаторов в послеаварийном режиме не должна превышать 40% (для условий Крайнего Севера - 50%), что выполняется для выбранных типов трансформаторов. Характеристики выбранных типов трансформаторов представлены в таблице 3.2. (источник - [2]). Таблица 3.2. Характеристики выбранных типов трансформаторов Вар П/ст Тип трансформатора Ном.напряжение, кВ Пределы регулирования, % DРх, кВт DРк, кВт Uk, % Ixx, % Стоим., тыс.руб. а ТРДН-40000/220 230/6,3 ±8´1,5 50 170 12 28 0,9 169 б ТДН-10000/110 115/6,3 ±9´1,78 14 60 10,5 - 0,7 54 I в ТДН-16000/110 125/6,6 ±9´1,78 18 85 10,5 - 0,7 48 г ТРДЦН-100000/220 230/6,3 ±8´1,5 115 360 12 28 0,7 265 д ТДН-40000/110 115/6,3 ±9´1,5 34 170 10,5 - 0,65 78 а ТРДН-40000/220 230/6,3 ±8´1,5 50 170 12 28 0,9 169 б ТДН-10000/110 115/6,3 ±9´1,78 14 60 10,5 - 0,7 54 I в ТДН-16000/110 125/6,6 ±9´1,78 18 85 10,5 - 0,7 48 г ТРДЦН-100000/220 230/6,3 ±8´1,5 115 360 12 28 0,7 265 д ТДН-40000/110 115/6,3 ±9´1,5 34 170 10,5 - 0,65 78 4. Анализ и обоснование схем электрической сети Рассмотрим схемы электрических сетей заданного района, а также проанализируем их достоинства и недостатки, с тем чтобы выбрать наилучшие варианты для технико-экономического сравнения. Схемы замещения для трех рассматриваемых вариантов приведены на рисунке 4.1.

10
Рис. 4.1.а Схема электроснабжения по варианту 1
ТДН-16000/110
П/ст “в”

п/ст “а”
п/ст “г”

ТДН-40000/110
п/ст “д”

ТДН-10000/110
п/ст “б”

2с
1с

ИП Вариант 1


ТРДН-40000/220
ТРДЦН-100000/110
11 Вариант 2
ТРДЦН-100000/220

ТРДН-40000/220
ИП
1с


2с
п/ст “б”

ТДН-10000/110
п/ст “д”

ТДН-40000/110
п/ст “г”

п/ст “а”
П/ст “в”

ТДН-16000/110
Рис. 4.1.б Схема электроснабжения по варианту 2

12
14 Силовые выключатели по стороне низкого напряжения на подстанциях схем всех вариантов смонтированы в ячейках КРУ с выкатными элементами (на схемах не показаны). Для увеличения надежности трансформаторы подстанций ГПП схем всех вариантов подключены к разным секциям источника питания. При разработке схем предполагается, что мощность источника питания достаточна для покрытия нагрузок района и вопросы поддержания частоты не рассматриваются. Проведем сравнение вариантов по упрощенным показателям. Проанализируем длины трасс, цепей и суммарный момент активной мощности. Результаты представлены в таблице 4.1. Таблица 4.1. Сравнение вариантов по упрощенным показателям Вариант Длина трасс,км Длина цепей,км Суммарн. момент мощности, Мвт×км 1 196 233 *** 2 139 278 3151 3 161 322 3481 Для варианта 1 значение суммарного момента мощности не имеет физического смысла. Как следует из таблицы 4.1. схема варианта 2 имеет лучший показатель момента мощности по сравнению со схемой варианта 3. Установим распределение потоков мощности в элементах сети для каждого из вариантов с учетом потерь мощности . Рассмотрим отдельно схему кольца в варианте 1. Развернутая схема замещения изображена на рис.4.2.
Рис.4.2. Развернутая схема замещения кольца по варианту 1 Определим приближенное потокораспределение в кольце с целью выявления точки потокораздела. Расчеты показывают, что п/ст “в” является точкой потокораздела мощности.
Проверим правильность определения точки потокораздела мощности на головных линиях кольца по условию: Определим мощность, поступающую с шин электростанции с учетом потерь мощности. Для этого ”разрежем” кольцо в точке потокораздела ( см. рис 4.3).
ИП
ИП
Sa Sв Sг
lИП-а=50 км
lа-в=27 км
lв-г=40 км
lг-ИП=42 км Рис.4.3. Преобразование исходной схемы замещения по варианту 1 На рисунке 4.3. имеют место следующие обозначения: S ‘ - мощность в начале линии; S" - мощность в конце линии. Нагрузки в узлах “в¢” и “в² ” равны Определим потоки мощности в линиях схемы с учетом потерь. Потери мощности в линии определяются по формуле где P - активная составляющая мощности в конце линии, МВт; Q - реактивная составляющая мощности в конце линии, МВАр; Uном - номинальное напряжение линии, кВ; r0 = 0,2 Ом/км - усредненное активное сопротивление линии (по [1]); x0 = 0,42 Ом/км - усредненное реактивное сопротивление; l - длина линии, км. Мощность в начале линии определяется как Потоки мощностей с учетом потерь для линий ИП-б и ИП-д определяются аналогично. В двухцепных линиях потоки мощности вначале линии определяем на одну цепь для последующего расчета тока и сечения провода (т.е. предполагая, что на одну цепь двухцепной линии приходится половина передаваемой мощности). Зарядную мощность линий на данном этапе проектирования не учитываем, т.к. нам неизвестны марка проводов и удельные реактивные проводимости линий b0 .
16 Результаты расчетов потоков мощностей для схем всех вариантов приведены в таблице 4.2. Таблица 4.2. Расчет потоков мощностей с учетом потерь для схем всех вариантов Вариант Участок сети Мощность в конце линии S¢¢, МВА Мощность в начале линии S¢, МВА Потери мощности DS, МВА Акт. cоставл. Реакт. cоставл. Акт. cоставл. Реакт. cоставл. Акт. cоставл. Реакт. cоставл. ИП-а 45,83 21,71 47,93 26,17 2,1 4,46 а-в 10,77 5,83 10,837 5,97 0,067 0,14 в-г 21,22 11,08 21,6 11,87 0,37 0,79 I ИП-г 41,22 20,76 64,46 37,34 3,24 6,8 ИП-б 30,0 12,77 30,77 13,76 0,47 1,0 ИП-д 80,0 29,03 81,2 31,54 1,19 2,51 ИП-а 35,0 15,94 36,2 18,48 1,21 2,55 ИП-д 80,0 29,03 81,2 31,54 1,19 2,51 II ИП-б 82,0 37,94 85,6 45,58 3,63 7,64 б-в 32,0 15,49 32,56 16,6 0,56 1,18 5.Технико-экономическое обоснование вариантов. Выбор и обоснование оптимального варианта электрической сети. Данный раздел проекта является основным. Из отобранных по результатам предварительного анализа трех вариантов необходимо выбрать наивыгоднейший. Определим сечение проводов ЛЭП. Для электрических сетей и линий электропередач до 220 кВ включительно оно выбирается по экономической плотности тока jЭК (по табл. 8 [1]) из соотношения
, мм2 где - расчетный ток соответствующий максимуму нагрузки, в нормальном режиме работы; S¢ - мощность в начале линии.
17 По таблице 8 [1] определяем значения экономической плотности тока для каждой из подстанций jэка = 1,1 А/мм2; jэкб = 1,0 А/мм2 ; jэкв = 1,1 А/мм2; jэкг = 1,0 А/мм2; jэкд = 1,1 А/мм2. Определим расчетные токи и сечения проводов линий для каждого из вариантов схем электрических сетей (по [4]). Результаты расчетов сведены в таблицу 5.1. Таблица 5.1. Определение расчетных токов в линиях, сечений и марки проводов линий Вар. Участок сети Номинальное напряжение, кВ Кол-во линий Макс. рабочий ток на одну цепь, А Эконом. плотность тока, А/мм2 Расчетно-экон. сечение провод, мм2 Принятый стандартный провод Послеаварийный ток, А Допустимый по нагреву ток, А ИП - а 230 2 213,95 1,1 194,5 АС-240 427,9 605 а - г 230 2 139,46 1,0 139,46 АС-240 278,9 605 I ИП - б 115 2 35,44 1,1 32,21 АС-70 70,88 265 ИП - в 115 2 147,66 1,0 147,66 АС-150 295,3 450 в - д 115 2 99,84 1,1 90,76 АС-95 199,68 330 ИП - а 230 2 213,95 1,1 144,75 АС-240 144,75 605 а - г 230 2 139,46 1,0 139,46 АС-240 139,46 605 II ИП - в 115 2 183,1 1,0 183,1 АС-185 188,1 510 в - б 115 2 35,44 1,1 35,44 АС-70 32,21 265 в - д 115 2 99,84 1,1 99,84 АС-95 90,76 330 Далее произведем сравнение вариантов по минимуму приведенных затрат. При сооружении всей сети в течении одного года и одинаковой степени надежности приведенные затраты каждого из вариантов определяются как З = РН К + И, где К - единовременные капиталовложения в данный вариант сети, тыс.руб;
18 И - ежегодные эксплуатационные расходы, тыс.руб;
РН = 0,15 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений. Капиталовложения включают в себя затраты на сооружение линий КЛ и понизительных подстанций КП/СТ . В капитальные затраты КП/СТ входят стоимость оборудования подстанции (стоимость ячеек выключателей на стороне высокого напряжения или другого коммутационного оборудования и трансформаторов) и постоянная часть затрат.
Ежегодные эксплуатационные расходы И имеют три составляющие: отчисление на амортизацию И1, ремонт и обслуживание И2, стоимость потерь электроэнергии И3. Стоимость потерь электроэнергии определяется как И3 = DА×b , где DА - потери электроэнергии в сети, кВт×ч; b = 100 руб/кВт×ч - удельная стоимость потерь электроэнергии. Потери электроэнергии в сети суммируются из потерь в линиях и потерь в трансформаторах. Укрупненные показатели ЛЭП и прочего электрооборудования определяем по справочнику [4]. Результаты расчетов сведены в таблицу 5.2. Таблица 5.2. Укрупненные показатели электрооборудования схем всех вариантов Вариант Кап затраты, млн. руб. Эксплуатационные показатели, млн.руб. Приведенные затраты, млн.руб. КЛ КП/СТ КS И1 И2 И3 ИS З I 3768 2917 6685 259,62 102,58 354,5 616,66 1619,41 II 3768 2917 6685 259,62 102,58 452,6 814,45 1817,2 Из данной таблицы видно, что наименьшие приведенные затраты приходятся на схему электроснабжения по варианту 1, т.е. данный вариант является оптимальным по экономическим показателям. 6. Электрический расчет основных режимов работы. Цель данного раздела - уточненный расчет распределения активной и реактивной мощностей по линиям сети, определение потерь мощности, требуемой мощности источника питания, а также уровня напряжений на шинах подстанций. Расчеты ведутся в следующей последовательности: составляется схема замещения сети и определяются параметры ее элементов; определяют расчетные нагрузки подстанций; производят расчет потокораспределения мощностей в сети; определяют уровни напряжений на шинах подстанций. Все это устанавливают для трех режимов: нормального (максимальные нагрузки) и нормального при минимальных нагрузках. Схема замещения составляется путем объединения схем замещений отдельных элементов в соответствии с последовательностью их соединения в рассчитываемой сети. Схема замещения для выбранного варианта электрической сети изображена на рисунке 6.1.
19 Рис. 6.1. Расчетная схема замещения для выбранного варианта электроснабжения Выполним приведение заданных на стороне низкого напряжения нагрузок потребителей к стороне высокого напряжения для каждой из подстанций. Расчетная нагрузка приведенная к стороне ВН определяется по формуле где Sнн=Pнн+jQнн - заданная нагрузка на стороне НН; Rтр, Хтр - сопротивления трансформатора (определяемые по [5]); DРх, DQх - потери холостого хода трансформатора в стали; SQз = 0,5U2ном b0 - сумма зарядных мощностей линий электропередач; b0 - удельная реактивная проводимость для конкретной линии ( по [4]). Результаты расчетов по приведениям нагрузок подстанций к стороне ВН приведены в таблице 6.1.
20 Таблица 6.1. Приведение нагрузок п/ст к стороне ВН П/ст SHН, МВА SР, МВА Активн. составл. Реактивн.составл. Активн. составл. Реактивн. составл. а 50 19,76 50,11 15,95 б 12 5,8 12,08 4,5 в 15 7,68 15,11 8,75 г 100 39,52 100,97 59,95 д 35 14,91 35,19 18,09 Определяем потоки мощности в сети с учетом потерь в линиях и с учетом приведенных к стороне ВН нагрузок. Для этого воспользуемся ранее полученными соотношениями (см. стр. 13-14). Таблица 6.2. Определение потоков мощности в проектируемой сети Участок сети Мощность в конце линии S¢¢, МВА Мощность в начале линии S¢, МВА Потери мощности DS, МВА Акт. составл. Реакт. составл. Акт. составл. Реакт. Составл Акт. составл. Реакт. составл ИП - а 50,33 23,68 50,43 24,06 0,11 0,38 а - г 75,43 28,42 76,1 30,83 0,67 2,4 ИП - в 17,57 7,79 17,79 8,09 0,21 0,3 в - д 25,29 11,61 25,58 12,22 0,29 0,61 ИП - б 6,04 2,25 6,09 2,3 0,05 0,05 Определим суммарную мощность, потребляемую всей схемой с шин электростанции: S = Sа + Sб + Sв + Sг + Sд = 55,62+6,45+19,22+80,61+27,83 = 189,73 МВА Расчет напряжений и послеаварийных режимов Напряжение источника питания, к которому подсоединены распределительные сети должно поддерживаться не ниже 105% от номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок. С учетом вышесказанного, напряжение на шинах источника питания принимаем равным:
- для режима максимальных нагрузок - 115 кВ; - для режима минимальных нагрузок - 110 кВ.
21 Потери напряжения в линии ИП-а max 4.2+j5.46 min 3.57+j5.69 Потери напряжения в линии а-г max 1.36+j6.68 min 1.16+j6.95 Потери напряжения в линии ИП-в max 2.71+j1.52 min 1.54+j1.22 Потери напряжения в линии в-д max 2.7+j1.57 min 1.81+j1.27 Потери напряжения в линии ИП-б max 1.08+j0.57 min 0.76+j0.48 Рассмотрим послеаварийные режимы. ИП-а 3.54+j3.5 а-г 7.36+j6.92 ИП-в 6,39+j2.89 в-д 6.07+j2.96 б 2.48+j0.79 Определим напряжение на шинах НН трансформатора приведенное к стороне ВН, путем вычитания из напряжения падения напряжения на трансформаторе. где Pр и Qр - расчетные нагрузки подстанций; Rтр, Xтр - соответственно активные и реактивные сопротивления трансформатора установленного на подстанции (определяемые по [5]); U - напряжение на шинах ВН, кВ. Далее определяем параметры схемы в режиме наименьших нагрузок. С некоторой погрешностью можно считать, что потери напряжения в элементах сети уменьшаются пропорционально снижению нагрузок подстанций. Тогда потери напряжения в линии можно определить путем умножения соответствующих значений, найденных для режима максимальных нагрузок, на отношение наименьшей нагрузки к наибольшей. Результаты расчетов сведены в таблицу 6.3. Таблица 6.3. Расчет напряжений для трех режимов работы сети Обозн. п/ст а г в д б Участки линий ИП - а а - г ИП - в в - д ИП - б Режим наибольших нагрузок Напряж. в начале уч-ка, кВ 242 237,66 121 118,3 121 Падение напряж. в линии, кВ 4,34 1,07 2,7 2,69 1,06 Напряж. в конце уч-ка, кВ 237,66 236,59 118,3 115,61 119,94 Падение напряж. на тр-рах, кВ 1,35 8,44 3,65 5,76 4,23 Напряж. на стороне НН приведенное к стороне ВН, кВ 236,31 228,15 114,65 109,85 115,71 Режим наименьших нагрузок Напряж. в начале уч-ка, кВ 230 226,5 115 113,47 115 Падение напряж. в линии, кВ 3,5 1,05 1,53 1,8 0,06 Напряж. в конце уч-ка, кВ 226,5 225,45 113,47 111,67 114,94 Падение напряж. на тр-рах, кВ 1,31 6,89 2,08 3,86 2,94 Напряж. на стороне НН приведенное к стороне ВН, кВ 225,19 218,56 111,39 107,81 112 Послеаварийный режим Напряж. в начале уч-ка, кВ 242 238,48 121 120,65 121 Падение напряж. в линии, кВ 3,52 7,28 0,35 6,03 2,48

24 Напряж. в конце уч-ка, кВ 238,48 231,2 120,65 114,62 118,52 Падение напряж. на тр-рах, кВ 1,55 8,42 4,45 6,07 8,02 Напряж. на стороне НН приведенное к стороне ВН, кВ 236,93 222,78 116,2 108,55 110,5 7. Выбор средств регулирования напряжения. В данном разделе требуется проверить достаточность стандартных диапазонов регулирования устройств РПН, установленных на трансформаторах. Для сетей с номинальным напряжением 6 кВ необходимые напряжения равны 6,3 кВ в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме и 6 кВ - в режиме наименьших нагрузок.
Расчетное (желаемое) напряжение регулировочного ответвления трансформатора определяется по формуле где UHH - номинальное напряжение обмотки НН трансформатора; UН.Ж - напряжение, которое необходимо поддерживать на шинах НН при различных режимах работы сети; U’Н - напряжение на шинах по низкой стороне трансформатора, приведенное к высокой стороне в режиме наибольшей (наименьшей) нагрузки и в послеаварийном режиме. Действительные значения напряжения на шинах НН подстанции определяют как : где - действительное значение напряжения трансформатора на стороне ВН. Для трансформаторов со стандартным диапазоном регулирования будем иметь значения регулировочных отпаек приведенных в таблице 7.1. Таблица 7.1. Стандартные значения регулировочных отпаек выбранных тр-ров Номер ответвления Добавка напряжения Напряжение ответвления, UВН.Д, кВ Напряжение ответвления, UВН.Д, кВ 1 16,02 266,8 133,4 2 14,24 263,8 131,4 3 12,46 258,7 129,3 4 10,68 254,6 127,3 5 8,9 250,47 125,2

25 6 7,12 246,4 123,2 7 5,34 242,3 121,1 8 3,56 238,2 119,1 9 1,78 234,1 117,0 10 0 230,0 115,0 11 -1,78 225,9 113,0 12 -3,56 221,8 110,9 13 -5,34 217,7 108,9 14 -7,12 213,6 106,8 15 -8,9 209,5 104,8 16 -10,68 205,4 102,7 17 -12,46 201,3 100,7 18 -14,24 197,24 98,6 19 -16,02 193,2 96,6 По определенному значению расчетного напряжения регулировочного ответвления выбираем стандартные ответвления с напряжением ближайшим к расчетному. Результаты расчетов сведены в таблицу 7.2. Таблица 7.2. Выбор регулировочных отпаек Обозн. п/ст а г в д б Режим наибольших нагрузок Напряж.UН.ВЖ, кВ 236,31 228,15 114,65 109,85 115,71 Стандартн. напряжение, кВ 238,2 230 115 110,9 115 Номер регулировочн. отпайки 8 10 10 12 10 Напряж. на шинах НН, кВ 6,25 6,26 6,28 6,24 6,34 Режим наименьших нагрузок Напряж.UН.ВЖ, кВ 225,19 218,56 111,39 107,81 112 Стандартн. напряжение, кВ 225,9 217,7 110,9 106,8 113 Номер регулировочн. отпайки 11 13 12 14 11 Напряж. на шинах НН, кВ 6,28 6,32 6,33 6,35 6,24 Послеаварийный режим Напряж.UН.ВЖ, кВ 236,93 222,78 116,2 108,55 110,5 Стандартн. напряжение, кВ 236,2 221,8 117 108,9 110,9 Номер регулировочн. отпайки 8 12 9 13 12 Напряж. на шинах НН, кВ 6,32 6,32 6,26 6,28 6,28
26
8. Заключение Спроектированная электрическая сеть за счет взаиморезервирования линий и применения двух трансформаторов на подстанции, подключенных к разным секциям источника питания, обеспечивает надежное электроснабжение потребителей всех категорий заданного района ( в том числе и в послеаварийном режиме), а также удовлетворяет всем требованиям ПУЭ. Предусмотренная конфигурация коммутационных аппаратов (выключателей и разъединителей) обеспечивает удобство оперативных переключений и техническую гибкость схемы. Все двухцепные линии смонтированы на двух опорах (одна цепь на одну опору), что также повышает надежность электроснабжения. Список литературы 1. Электрические сети и системы: Методические указания по курсовому проектированию для студентов специальности 10.04 всех форм обучения. - Норильск, 1991; 2. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР.- 6-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергоатомиздат,1987; 3. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989; 4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебн. пособ. для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989; 5. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование: Учеб. пособие для втузов Мн.: Выш. шк.,1988.