Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Системообразующая сеть ЕЭС России сформирована электрическими сетями напряжения 150 - 1110 кВ от Байкала до Калининграда, общей протяженностью более 148 тыс. км.

Наличие протяженной единой энергетической системы позволяет использовать максимумов нагрузки по часовым поясам суммарным эффектом до 8 мил. кВт.

Развитие системообразующей сети должно осуществляться с использованием двух систем номинальных напряжений 110-150-500-1110 кВ на большей части территории России и 110-330-750 кВ в западной части ОЭС Центра и ОЭС Северо-запада.

В период до 2010 г. на большей части Европейской территории России, включая Северный Кавказ, в Сибири и на Дальнем востоке станет развиваться сложная многокольцевая сеть напряжением 500 кВ. В западных районах для выдачи мощности АЭС заканчивается формирование линий 750 кВ.

В 1997 году в энергосистемах России напряжением 110 кВ и выше эксплуатировалось около 440 тыс. км ВЛ и почти 530 млн. кВА общей трансформаторной мощности.

Для передачи избытков мощности из восточной части ОЭС Сибири в западные энергосистемы и через Казахстан на Южный Урал завершается строительство ВЛ 1150 кВ Итат-Барнаул. Ее включение увеличит пропускную способность электромагистрали в отдельных сечениях на 800МВт. Для создания связи между восточной и европейской частями ЕЭС России после 2000 г. намечается сооружения ВЛ-1150 кВ Сибирь-Урал, которая пройдет по территории России.

Целью выполнения курсового проекта является практическое освоение методов электрического расчета замкнутой системы электроснабжения потребителей с трехфазными симметричными синусоидальными нагрузками и уяснение принципов технико-экономических расчетов на базе изучения теоретического материала курса, развитие навыков проектной работы.

Исходные данные

Расчетная схема электропередачи

Наибольшая мощность нагрузки потребляемой с шин СН понижающей подстанции Р_нб.снВ=24 МВт, с шин НН - Р_нб.ннВ=15 Мвт.

Средний коэффициент реактивной мощности потребителей шин СН понижающей подстанции 0,87, шин НН - 0,78.

Категория потребителей сети, питающейся от шин СН понижающей подстанции I, II - 77%, от шин НН I, II - 67%.

Продолжительность использования наибольшей нагрузки потребителей шин СН 9300 час/год, шин НН 4500 час/год.

Номинальное напряжение сети, питающейся от шин СН понижающей подстанции U_номСН = 35кВ, от шин НН - U_номНН = 10кВ.

Номинальное напряжение линии электропередачи U_номL=150кВ.

Отклонение напряжения в начале линии электропередачи:

при наибольшей нагрузке: +3,5%;

при наименьшей нагрузке: - 3,0%.

Число цепей линии электропередачи: 2.

Длина линии электропередачи L=60 км.

Стоимость электроэнергии 1,9 руб./кВт.ч.

1. Выбор расчетных режимов и определение мощности потребителей подстанции

1.1 Выбор расчетных режимов питающих электрических сетей

Под режимом работы электрической сети понимается определенное состояние системы или сети, характеризуемое передаваемой или генерируемой мощностью, напряжениями в узлах, частотой и т.д.

В данном курсовом проекте рассматриваются три режима работы питающей сети:

1. Нормальный установившийся режим наибольших (максимальных - МАХ) нагрузок (Р_НБ);

2. Нормальный установившийся режим наименьших (минимальных - MИН) нагрузок (Р_НМ=0,3Р_НБ);

3. Послеаварийный режим (Р_ПАВ=Р_НБ).

При этом первые два - режимы, при которых параметры системы или сети близки к номинальным значениям или отклоняются на величину, соответствующую нормативным документам. Третий - режим после локализации аварии. Главное для него - обеспечить требуемую надежность работы сети и бесперебойное электроснабжение I и II категорий потребителей.

При нормальном установившемся режиме максимальных нагрузок на подстанции у потребителей работают 2 трансформатора. Для режима минимальных нагрузок на подстанции потребителей работает N-1 трансформаторов. Схема питания по двухцепной ЛЭП-220 кВ.

Режим послеаварийных нагрузок возникает после одной цепи ЛЭП, по которому протекает наибольшая мощность. В работе находятся все трансформаторы.

1.2 Определение мощностей потребителей подстанции в расчетных режимах

1.2.1 Определение мощностей потребителей на шинах НН и СН подстанции

Активная в МВт и реактивная в МВАр мощности шин НН для режима максимальных нагрузок равны:

Рнб.ннВ = РннВ, (1)

Qнб.ннВ = РннВ. tgцннВ, (2)

где РннВ - активная мощность потребителей на шинах низкого напряжения (НН) в режиме наибольших нагрузок, МВт, РннВ = 15 МВт;

tgцннВ - коэффициент реактивной мощности потребителей шин НН tgцннВ = 0,78.

Рнб.ннВ = 15 МВт

Qнб.ннВ = 15. 0,78 = 11,7 МВАр

Активная и реактивная мощности потребителей на шинах среднего напряжения подстанции В равна:

Рнб.снВ = 24 МВт; Qнб.снВ = 20,88 МВАр

Активная и реактивная мощности потребителей на шинах высокого напряжения подстанции В равна:

Рнб.внВ = Рнб.снВ + Рнб.ннВ, МВт, (3)

Qнб.внВ = Qнб.снВ + Qнб.ннВ, МВАр, (4)

Рнб.внВ = 15+24 =39 МВт

Qнб.внВ = 11,7+20,88=32,58 МВАр

Для режима минимальных нагрузок расчетные формулы аналогичны, только уменьшаются нагрузки (до 30%).

Что касается послеаварийного режима, то там картина будет точно такая же, как и для режима максимальных нагрузок.

Результаты расчетов мощностей потребителей на шинах подстанции В сводим в таблицу 1.

понижающий подстанция трансформатор проводник

Таблица 1. Нагрузки потребителей на шинах подстанции в расчетных режимах

Подстанция	S=P+jQ, МВА
	Режим наибольших нагрузок	Режим наименьших нагрузок	Режим послеаварийных нагрузок
В	Sнб.ннВ =15+11,7j	Sнм.ннВ =4,5+3,51j	Sнб.ннВ =15+11,7j
	Sнб.cнВ =24+20,88j	Sнм.cнВ =7,2+6,26j	Sнб.cнВ =24+20,88j
	Sнб.внВ =39+32,58j	Sнм.внВ=11,7+9,77j	Sнб.внВ =39+32,58j

2. Выбор количества и типа трансформаторной подстанции

2.1 Выбор количества трансформаторов

Число трансформаторов подстанции определяется категорией потребителей, присоединенных к шинам подстанции. При наличии потребителей первой категории, трансформаторов должно быть не менее двух. Поэтому на подстанциях В принимаем к установке два трансформатора Nт=2.

2.2 Определение номинальной мощности трансформаторов

Номинальная мощность трансформатора двухтрансформаторной подстанции В определяется исходя из двух режимов работы: нормального установившегося режима максимальных нагрузок (в работе два трансформатора) и послеаварийного режима (в работе один трансформатор).

Тип трансформатора подстанции определяется классом напряжения сети, потребителей, номинальной мощности трансформатора режим нейтрали сети.

По условиям первого режима:

, (5)

где S_maxB - расчетная нагрузка трансформатора, МВА, k_з - коэффициент загрузки трансформатора, при котором КПД наибольший (k_з = 0,65).

Для трансформаторной подстанции В S_maxB = S_нб.внВ = 50,82 МВА:

МВА.

Для подстанции выбираем трехфазный трехобмоточный трансформатор ТДТН-40000/150 с S_номт=40 МВА.

Выбранная мощность проверяется по условию работы трансформатора в послеаварийном режиме. В послеаварийном режиме трансформатор может работать с перегрузкой 140% от номинальной мощности в течении шести суток, но не более пяти часов каждых суток. При этом допускается отключение потребителей третьей категории.

1,4. S_номт > S_павВ, (6)

Мощность в ПАВ режиме при отключении потребителей III категории находим по формуле, МВАр

, (7)

где m_ннI,II и m_снI,II - доля потребителей I, II категории соответственно на шинах низкого и среднего напряжения.

= МВА

1,4. 40= 56 > 37,23 МВА

Условие (2.2) выполняется.

Паспортные данные трансформаторов берем из [3] и заносим в таблицу 2.

блица 2. Паспортные данные трансформаторов

Параметр трансформатора	Подстанция В
Тип	ТДТН-40000/150
Номинальная мощность Sномт, МВА	40
Номинальное напряжение обмотки высокого напряжения (ВН) Uнв, кВ	158
Номинальное напряжение обмотки среднего напряжения (СН) Uсв, кВ	38,5
Номинальное напряжение обмотки низкого напряжения (НН) Uнн, кВ	6,6
Напряжение короткого замыкания между обмоткой ВН и СН uВС, %	10,5
Напряжение короткого замыкания между обмоткой ВН и НН uВН, %	18
Напряжение короткого замыкания между обмоткой СН и НН uСН, %	6,0
Мощность короткого замыкания ДРк, кВт	185
Мощность холостого хода ДР0, кВт	53
Ток холостого хода I0, %	0,8
Схема и группа соединения обмоток	Ун / Ун/Д-0-11
Пределы регулирования РПН	±8х1,5%

3. Определение сечения и выбор типа проводников ЛЭП

Выбор типа проводников ЛЭП 150 кВ и выше производится, исходя, из следующих условий:

1. условие экономической целесообразности

2. условие коронирования

3. условия нагрева длительным рабочим, максимальным током

3.1 Определение сечения и выбор проводников ЛЭП

3.1.1 Определение экономического сечения проводника

Находим ток в А в ЛЭП в режиме наибольших нагрузок по формуле:

, (8)

где - количество цепей ЛЭП, m_ц = 2.

=97,8 А

Для выбора экономической плотности тока Jэ необходимо знать продолжительность использования максимальной нагрузки для ЛЭП, которую находим по формуле, час/год:

, (9)

где Р_потрk - активная мощность k-го потребителя в режиме наибольших нагрузок, МВт; Т_нбk - продолжительность использования наибольшей нагрузки k-го потребителя, час/год.

час/год

Поскольку в качестве проводов ЛЭП выбираем сталеалюминиевые провода типа АС, в соответствии с материалом проводника и продолжительностью использования наибольшей нагрузки, принимаем [2.3] Jэ = 1,0 А/мм².

Тогда экономическое сечения проводника ЛЭП равно, мм²

, (10)

мм²

Принимаем из ряда стандартных сечений [1] ближайшее стандартное значение F_пр = 120/19 мм².

3.1.2 Проверка по условию коронирования

Для ЛЭП напряжением 150 кВ минимальным сечением по условию коронирования является сечение 120 [2,3]. Поскольку 120 мм² = 120 мм² выбранный в предыдущем подпункте проводник удовлетворяет условию коронирования.

3.1.3 Проверка по условию нагревания

Определяем максимальный рабочий ток - это ток в ПАВ режиме.

, (11)

195,6 А

Допустимый длительный ток I_доп для провода АС120/19 равен 390 А [1,2]. Видно, что условие нагрева длительным максимальным рабочим током.

< , (12)

выполняется.

Делаем вывод, что провод АС120/19 удовлетворяет всем трем заданным критериям и может быть использован в проектируемой ЛЭП.

4. Составление схемы замещения электропередачи

4.1 Определение параметров схемы замещения подстанции

При проектировании электрических сетей используется «Г» - образная схема замещения трансформаторов [4], для трехфазных трансформаторов - «Г» - образная схема трехлучевой звезды (рис. 4.1) [4].

Рис. 1 «Г» - образная схема замещения трехобмоточного трансформатора

Параметры схема замещения рассчитывается для всех режимов. В режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном режимах на подстанции В работает 2 трансформатора, в режиме наименьших нагрузок - 1 трансформатор. На рис 4.1 точкой 3 обозначены шины ВН, точкой 2 - шины СН, точкой 1 - шины НН.

4.1.1 Определение активных и индуктивных сопротивлений схемы замещения для подстанции

Активные сопротивления в Ом находим по формуле:

, (13)

где U_ном.с - номинальное напряжение сети, кВ, U_ном.с = 150 кВ

Индуктивные сопротивления находим по формуле:

, (14)

, (15)

, (16)

Находим значения активных и индуктивных сопротивлений для подстанции В для режима наибольших нагрузок:

Ом

Ом

Ом

Ом

4.1.2 Определение активных и индуктивных проводимостей схемы замещения для всех подстанций

Активные и индуктивные проводимости в См схемы замещения трансформаторов определяются по выражениям для всех подстанций:

, (17)

, (18)

Для подстанции В для режима наибольших нагрузок получаем

См

См

Результаты остальных расчетов сносим в таблицу 3.

Таблица 3. Параметры схемы замещения трансформаторов подстанции в расчетных режимах

Режим	RT1, Ом	RT2, Ом	RT3, Ом	ХT1, Ом	ХT2, Ом	ХT3, Ом	GT, См	ВT, См
Наибольших нагрузок и ПАВ	0,65	0,65	0,65	31,64	-2,11	18,98	4,71.10-6	2,84.10-5
Наименьших нагрузок	1,3	1,3	1,3	63,28	-4,22	37,97	2,36.10-6	1,42.10-5

4.2 Определение параметров схемы замещения участков ЛЭП

При проектировании высоковольтной электрической сети ЛЭП замещают «П» - образной схемой (рис. 4.3)

Рис. 2. «П» - образная схема замещения ЛЭП

Поскольку линия двухцепная и напряжение 150 кВ выбирают в качестве промежуточной опоры - опору двехцепную свободностоящую ПБ150-2 [4], расстояние между фазами:

D_AB = 4 м, D_AС = 8 м, D_BС = 4 м,

Теперь можно найти среднегеометрическое расстояние между проводами

, (19)

Определяем параметры схемы замещения 1 км ЛЭП:

Ом/км, (20)

, Ом/км, (21)

, См/км, (22)

где r₀ - удельное активное сопротивление фазы ЛЭП, Ом/км, - удельная проводимость алюминия =32^.10⁶ См/м, R_пр - радиус провода АС120/19, R_пр = 7,6 мм, х₀ - удельное индуктивное сопротивление фазы ЛЭП, Ом/км, b₀ - удельная емкостная проводимость фазы ЛЭП, См/км.

Ом/км

Ом/км

См/км

Соответственно теперь можно переходить к расчету параметров схем замещения участков ЛЭП используя формулы:

, Ом, (23)

, Ом, (24)

, См, (25)

, МВАр, (26)

Ом

Ом

См

МВАр

Остальные результаты расчетов сводим в таблицу 4.

Таблица 4. Параметры схемы замещения участков ЛЭП

Режим	L, км	RЛ, Ом	ХЛ, Ом	ВЛ,10-4, См	QЗ, МВар
Наибольших и наименьших нагрузок	60	7,81	28,74	1,4.10-4	1,58
ПАВ режим		3,91	14,37	0,7.10-4	0,79

На основании схем замещения трансформаторов подстанции и ЛЭП составляем схему замещения электропередачи.



5. Определение мощности источника питания в расчетных режимах

5.1 Определение потерь мощности и мощности на шинах подстанции

Потери мощности определяются мощностью в конце любого звена (ветви) схемы замещения.

Потери мощности активные МВт и реактивные МВАр в звеньях а-3 и а-2 определяются по формулам:

, (27)

, (28)

, (29)

, (30)

Далее определяем мощности в начале звеньев а-3 и а-2, МВА:

, (31)

, (32)

Мощность в конце звена а-1^/ находится, МВА:

, (33)

Потери в звене а-1^/ определяется по выражению:

, (34)

, (35)

Тогда полная мощность в звена а-1^/ равна, МВА:

, (36)

Потери мощности в поперечной ветви схемы замещения находятся:

, МВт, (37)

, МВАр, (38)

Теперь имея все необходимые данные можно найти мощность в начале звена 1-1^/

, МВА (39)

Приведем пример расчета для подстанции В (режим наибольших нагрузок и ПАВ режим). Результаты расчетов по остальным режимам сведем в таблицу 5.

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВА

МВА

МВА

МВт

МВАр

МВА

МВт

МВАр

МВА

Таблицу 5. Результаты расчетов приведенных нагрузок подстанции в расчетных режимах

Режим	Обозначение	Мощность и потери мощности
Наибольших нагрузок и ПАВ режим	, МВА	15+j11,7
	, МВА	24+j20,88
	, МВА	0,01+j0,31
	, МВА	0,03 - j0,09
	, МВА	15,01+j12,01
	, МВА	21,03+j20,79
	, МВА	39,04+j32,79
	, МВА	0,08+j3,66
	, МВА	39,11+j36,45
	, МВА	0,106+j0,64
	, МВА	39,22+j37,09
Наименьших нагрузок	, МВА	4,5+j3,51
	, МВА	7,2+j6,26
	, МВА	0,002+j0,05
	, МВА	0,01 - j0,02
	, МВА	4,5+j0,05
	, МВА	7,21+j6,25
	, МВА	11,71+j6,3
	, МВА	0,01+j0,5
	, МВА	11,72+j6,8
	, МВА	0,053+j0,32
	, МВА	11,77+j7,12

5.2 Определение потерь мощности в ЛЭП и мощности источника

Определение мощности источника производим с учетом потерь активной и реактивной мощностей на участках ЛЭП по методике определения мощности на шинах подстанции из подраздела 5.1, только используя данные по участкам схемы замещения ЛЭП.

Так для режима наибольших нагрузок:

- мощность в конце звена bB, МВА

, (40)

= 39,22+j37,09-j1,58=39,22+j35,51МВА

- потери мощности на участке bB

МВт

МВар

- мощность в начале звена bB

= МВА

- мощность источника питания А

МВА

Результаты всех расчетов сводим в таблицу 6.

Таблица 6. Расчеты расчетов мощности источника питания

Режим	Мощности и потери мощности на участке ЛЭП
	В начале , МВА	Потери мощности, , МВА	В конце , МВА
Наибольших нагрузок	39,22+j35,51	0,972+j3,576	40,19+j39,09
	=40,19+j37,51
Наименьших нагрузок	11,77+j5,54	0,059+j0,216	11,83+j5,76
	=11,83+j4,19
ПАВ режим	39,22+j36,30	0,496+j1,824	39,72+j38,12
	=39,72+j37,33

6. Определение напряжения на шинах подстанции

6.1 Определение напряжения источника питания в расчетных режимах

Напряжение источника питания (вектор) для режима наибольших нагрузок равно

, (41)

где m_НБ - отклонение напряжения на шинах источника питания при режиме наибольших нагрузок, m_НБ=3,5%.

Напряжение источника питания (вектор) для режима наименьших нагрузок равно

, (42)

где m_НМ - отклонение напряжения на шинах источника питания при режиме наименьших нагрузок, m_Нм=-3%.

Для послеаварийного режима напряжение источника питания идентично значению в режиме наибольших нагрузок.

6.2 Определение напряжения на шинах ВН подстанций

Для всех режимов формулы алгоритма определения напряжения на шинах ВН подстанции выглядят одинаково, только меняются исходные данные. Поэтому приводим расчет только для режима наибольших нагрузок, а остальные результаты сводим в таблицу 7.

Находим падение напряжения на участке bВ, кВ

, (43)

где - комплексное сопряженное значение полной мощности в начале участка ЛЭП bB, МВА; - полное сопротивление участка ЛЭП bB.

кВ

Напряжение на шинах ВН подстанции в режиме наибольших нагрузок равно, кВ

, (44)

кВ

Таблица 7. Результаты расчетов напряжений на шинах ВН подстанций в расчетных режимах

Режим	Напряжения и падение напряжения на участках ЛЭП
	В начале,	Падение напряжения,	В конце (на шинах ВН подстанций),
Наибольших нагрузок	155,25 - j·0	9,71+j·5,36	145,54 - j·5,36
Наименьших нагрузок	145,5 - j·0	1,46+j·2,11	144,04 - j·2,11
ПАВ режим	155,25 - j·0	4,81+j·2,64	150,44 - j·2,64

6.3 Определение напряжения на шинах потребителей, приведенное к высокому напряжению

Расчет ведем на основании схемы замещения трансформаторов и ее параметров, см. рис. 1 и табл. 3, по формулам (43) и (44), результаты всех расчетов заносим в таблицу 8.

Таблица 8. Напряжения на шинах потребителя подстанций в расчетных режимах, приведенные к высокому напряжению

Режим	Напряжение и падение напряжения	Значения
Наибольших нагрузок	UВН, кВ	145,54 - j5,36
	ДU1-а, кВ	8,58+j8,64
	ДUа-3, кВ	1,51+j2,18
	ДUа-2, кВ	-0,157 - j0,49
	Uа, кВ	136,96 - j14,0
	U'НН, кВ	135,45 - j16,18
	U'СН, кВ	136,803 - j14,49
Наименьших нагрузок	UВН, кВ	144,04 - j2,11
	ДU1-а, кВ	3,02+j5,13
	ДUа-3, кВ	-0,0072+j1,21
	ДUа-2, кВ	-0,11 - j0,28
	Uа, кВ	141,02 - j7,24
	U'НН, кВ	141,03 - j8,45
	U'СН, кВ	141,13 - j6,96
ПАВ режим	UВН, кВ	150,44 - j2,64
	ДU1-а, кВ	8,46+j8,2
	ДUа-3, кВ	1,51+j2,06
	ДUа-2, кВ	-0,16 - j0,46
	Uа, кВ	141,98 - j10,84
	U'НН, кВ	140,47 - j12,9
	U'СН, кВ	142,14 - j10,38

7. Выбор рабочих ответвлений трансформаторов подстанции

Регулирование коэффициента трансформации трансформаторов осуществляется путем переключения контактов на специальных регулировочных ответвлениях, которыми снабжены их обмотки. Такие переключения можно выполнять без возбуждения (ПБВ), то есть отключив трансформатор со всех сторон (ВН, СН, НН), или под нагрузкой (РПН). Устройство РПН обычно располагают на стороне высокого напряжения, где токи относительно невелики, благодаря чему конструкция переключателя упрощается.

В питающей сети должен соблюдаться встречный принцип регулирования напряжения.

1. В режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах СН и НН должно быть не менее 1,05 U_ном

2. В режиме наименьших нагрузок напряжение на шинах СН и НН должно быть не более U_ном

3. В режиме ПАВ напряжения на шинах СН и НН должно быть не менее U_ном

7.1 Определение действительных значений напряжений потребителей. Расчет желаемых значений напряжения на шинах потребителей

Сначала определяем коэффициенты трансформации:

, (45)

, (46)

Затем определяем действительные значения напряжений (по модули) на шинах потребителей для всех подстанций и режимов работы, кВ:

, (47)

, (48)

Желаемые значения напряжения в кВ (т.е. те значения, которые исходят из принципа встречного регулирования) находятся по формулам:

- режим наибольших нагрузок

, (49)

где - номинальное значение напряжения сети потребителей НН и СН

- режим наименьших нагрузок

, (50)

- ПАВ режим

, (51)

Выполняем расчет по формулам для подстанции В, результаты остальных расчетов заносим в таблицу 9:

- действительные напряжения на шинах потребителей подстанции В для режима наибольших нагрузок равны:

кВ

кВ

- желаемые напряжения в расчетных режимах для подстанции В равны:

Шины СН

кВ

кВ

кВ

Таблица 9. Действительные и желаемые напряжения на шинах потребителя подстанций в расчетных режимах

РЕЖИМ	Показатели	Подстанция
Наибольших нагрузок	КТ.СН	3,9
	КТ.НН	22,73
	UНОМ.СН.Ж, кВ	35
	UНОМ.НН.Ж, кВ	6
	UНБ.СН.Ж, кВ	36,75
	UНБ.НН.Ж, кВ	6,3
	UНБ.СН, кВ	35,11
	UНБ.НН, кВ	5,96
Наименьших нагрузок	UНМ.СН.Ж, кВ	35
	UНМ.НН.Ж, кВ	6
	UНМ.СН, кВ	36,22
	UНМ.НН, кВ	6,21
ПАВ режим	UПАВ.СН.Ж, кВ	35
	UПАВ.НН.Ж, кВ	6
	UПАВ.СН, кВ	36,48
	UПАВ.НН, кВ	6,18

7.2 Определение рабочих ответвлений трансформаторов подстанций

Количество отпаек, на которое должны переключить РПН от основной отпайки, чтобы выполнялся принцип встречного регулирования для расчетных режимов:

- для потребителей шин НН

, (52)

- для потребителей шин СН

, (53)

где б - доля напряжения при переключении с одной отпайки на соседнюю, %.

Для режима наибольших нагрузок и ПАВ режима выбираем наименьшее из двух значений по модулю, для режима наименьших нагрузок - наибольшее значение.

Выбираем рабочее ответвление для рассматриваемого режима

N_р=N_осн±n_отп, (54)

где N_осн - номер основной рабочей отпайки, на которой коэффициент трансформации равен номинальному.

Пример расчета для подстанции (режим наибольших нагрузок).

Трансформатор ТДТН-40000/150 имеет ±8 ответвлений РПН по 1,5% регулирования на каждом (N_осн=9).

Находим количество отпаек:

Выбираем из условий соблюдения принципа встречного регулирования n = -9.

Находим номер рабочего ответвления

N_р=9-4=5 ответвление.

Расчеты для остальных режимов производим по формулам и результаты заносим в таблицу 9.2.

7.3 Определение напряжения на шинах потребителей с учетом регулирования

Напряжение на шинах НН и СН потребителя на выбранной отпайке определяется по формулам:

, (55)

, (56)

Пример расчета подстанции В для режима наибольших нагрузок.

кВ > 6,3 кВ

кВ > 38,5 кВ

Результаты остальных расчетов заносим в таблицу 10.

Таблица 10. Рабочие ответвления и напряжения на шинах потребителя подстанций с учетом регулирования в расчетных режимах

Режим	Показатели	Подстанция
Наибольших нагрузок	nотп.сн	-3,44
	nотп.нн	-2,84
	nотп	-4
	Nр	5
	UНБ.СН.Ж, кВ	36,75
	UНБ.НН.Ж, кВ	6,3
	UСН..Р, кВ	37,35
	UНН..Р, кВ	6,34
Наименьших нагрузок	nотп.сн	2,07
	nотп.нн	2,12
	nотп	4
	Nр	4
	UНМ.СН.Ж, кВ	35
	UНБМНН.Ж, кВ	6
	UСН..Р, кВ	38,54
	UНН..Р, кВ	6,60
ПАВ режим	nотп.сн	1,83
	nотп.нн	1,83
	nотп	2
	Nр	7
	UПАВ.СН.Ж, кВ	35
	UПАВНН.Ж, кВ	6
	UСН..Р, кВ	37,61
	UНН..Р, кВ	6,37

8. Определение себестоимости передачи электроэнергии

Для определения себестоимости передачи электроэнергии необходимо найти издержки производства, обусловленные амортизацией и обслуживанием оборудования подстанции и ЛЭП и стоимость потерь электроэнергии в элементах ЛЭП

, (57)

Издержки на амортизацию и обслуживание оборудования определяется величиной капитальных вложений и специально установленными нормативами для каждого вида оборудования:

тыс. руб., (58)

тыс. руб., (59)

где Р_ам - доля амортизационных отчислений на оборудование электрической сети, %. Р_об - доля на обслуживание, текущий ремонт и эксплуатацию оборудования, %, К - капитальные затраты на оборудование сети, тыс. руб.

Для ЛЭП - 150 кВ Р_ам=2,4%, Р_об=0,4%, для оборудования подстанции 150 кВ Р_ам=6,4%, Р_об=3,0%.

Капитальные затраты находим по укрупненным показателям стоимости сооружения электроэнергетических объектов.

Стоимость сооружения ЛЭП определяем по формуле

тыс. руб., (60)

где К₀ - стоимость сооружения 1 км ЛЭП, тыс. руб./км; К_пр - стоимость сооружения просеки для ЛЭП, тыс. руб./км; К_пов - коэффициент, учитывающий изменение цен 2005 года по сравнению с 1990 годом, принимаем К_пов = 30.

Стоимость сооружения 1 км двухцепной ЛЭП на железобетонных опорах с проводами АС-120/19 - 25,4 тыс. руб./км, стоимость 1 км просеки под ЛЭП - 150 кВ - 1,3 тыс. руб./км.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.,

Подстанция выполняется блочной, тогда стоимость подстанции - 760 тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.,

Стоимость потерь электроэнергии складывается из стоимости потерь электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах подстанций

(61)

где b - стоимость 1 кВт.ч. энергии, руб./кВт.ч.; W_ЛЭП, W_п/ст - потери активной энергии соответственно в ЛЭП и трансформаторах подстанции сети, МВт.ч.

Для определения потерь электроэнергии будем использовать метод по времени максимальных потерь.

Потери энергии вЛЭП равны, МВт.ч

, (62)

Где ДР_ЛЭП - суммарные потери на участках ЛЭП - 150 кВ в режиме наибольших нагрузок, МВт; ф_ЛЭП - время максимальных потерь для ЛЭП, час/год.

Суммарные потери на участках ЛЭП - 150 кВ в режиме наибольших нагрузок определяем из раздела 5, МВт.

Время максимальных потерь ЛЭП, час/год

, (63)

Тогда потери энергии в ЛЭП равны

МВт

Время максимальных потерь ЛЭП, час/год

час/год

Мвт^.ч/год

Потери энергии в трансформаторах подстанции состоят из потерь в обмотках (переменные) и потерь в магнитной системе (постоянные), МВт.ч/год

, (64)

Постоянные потери определяем исходя из потерь мощности в активной проводимости поперечной ветви схемы замещения и временем работы трансформаторов под напряжением, Т, МВт.ч/год.

, (65)

Переменные потери определяем исходя из потерь мощности в активных, сопротивлениях продольных ветвей схемы замещения, МВт.ч/год

, (66)

Где ф₃, ф₂, ф₁ - время максимальных потерь соответственно в обмотках НН, СН и ВН, час/год.

Время максимальных потерь для обмотки ВН такое же как и для ЛЭП.

Приводим пример расчета для подстанции В.

Мвт^.ч/год

час/год

час/год

Мвт^.ч/год

Мвт^.ч/год

тыс. руб.

Общие издержки равны

тыс. руб.

Себестоимость передачи электроэнергии в проектируемой сети равна, руб./кВт.ч

(67)

Что составляет 3,56% от тарифа на электроэнергию

9. Определение энергетических показателей электропередачи

9.1 Определение коэффициента реактивной мощности

(68)

9.2 Определение коэффициента полезного действия

(69)

9.3 Определение коэффициента мощности электропередачи

(70)

Векторные диаграммы напряжений

Диаграммы мощностей

Заключение

На основании выполненного проекта можно сделать следующие выводы:

1. Выбраны трансформаторы для подстанции исходя из нагрузки потребителей в режиме наибольших нагрузок.

2. Выбрано по условию экономической целесообразности сечение провода ЛЭП - 220 кВ.

3. Определено потокораспределение мощностей по участкам сети, найдены потери мощности в трансформаторах и на участках ЛЭП.

4. Рассчитаны значения напряжения на шинах потребителей в расчетных режимах, выбраны рабочие ответвления устройства РПН. В данной сети 220 кВ принцип встречного регулирования можно осуществить во всех режимах.

5. Определена себестоимость передачи электроэнергии в спроектированной электрической сети, которая составляет 0.041 руб./кВт.ч (1,68% от тарифа).

Список литературы

понижающий подстанция трансформатор проводник

1. Методические указания к выполнению курсового проекта на тему «Электрический расчет и элктропередача». А.А. Буравлев.: ДВГУПС, 2008 г.

2. Ананичева С.С., Мызин А.Л., Шелюг С.Н. Справочные материалы

3. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). - 7-е изд.-М.: Энас, 2003 г.-735 с.

4. Справочник по проектированию электрических сетей - М.: Энас, 2005. - 352 с.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

6. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов.: Учебное пособие для вузов. - 2-е изд., перераб. И доп. - М.: Энергоатомиздат, 1990. -383 с.

7. Идельчик В.И. Электрические системы. Электрические сети.: Учебное пособие для вузов. - 2-е изд., перераб. И доп. - М.: высш. шк., 1989. - 511 с. процессы в электрических системах. - М.: Энергия, 1970. - 520 сП.М.

Размещено на Allbest.ru