Проектирование электрической сети 110 (220) КВ

При этом секционный выключатель на шинах источника питания в расчете не учитывается, поскольку он присутствует во всех рассматриваемых вариантах схем. Получаем n = 12. Суммарные капиталовложения в вариант сети складываются из суммарных капиталовложений в линии электропередачи и суммарных капиталовложений в оборудование подстанций:

Суммарные издержки эксплуатации линий электропередачи:

Где — суммарная норма отчислений на амортизацию и обслуживание воздушных линий электропередач, 2,8%.Суммарные издержки эксплуатации выключателей подстанций

Где — суммарная норма отчислений на амортизацию и обслуживание электрооборудования подстанций 110 кВ, 9,4%.Суммарные издержки эксплуатации оборудования складываются из суммарных издержек эксплуатации линий электропередач и выключателей подстанции

Суммарные издержки складываются из суммарных издержек эксплуатации оборудования и суммарных издержек на возмещение потерь электроэнергии:

Приведенные затраты на радиальный вариант сети

Где EН — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 0,12Расчеты всех параметров сведены в таблицу 6.5Таблица 6.5Расчеты затрат для кольцевого варианта

ЛинияПотери электроэнергии

Капиталовложения ЛЭПКапиталовложения в переключатели

Стоимость эксплуатации

ЛЭПСтоимость эксплуатации переключателей

Приведенные затраты

ИП14 967,408357739,210 016,71−21 173,115147382,24 126,7022−3831,2 105 831,952963,295ИП34 966,966363712,310 183,94всего11 938,69974665,6 514 940 027 290,6414043,6 176 222,1время потерь2497,96издержки17 908,035тариф1,5Выбор лучшего варианта схемы сети

Результаты расчета приведенных затрат рассматриваемых вариантов сведены в таблицу Таблица 6.

6.Сравнение приведенных затрат

Название схемы

ЗначениеРадиальная 251 694

Кольцевая 176 222

Выбираем самый экономически целесообразный вариант, которому соответствуют наименьшие приведенные затраты. Выбираем кольцевой вариант построения сети. Расчет режимов кольцевой схемы сети

Определяем расчетные нагрузки подстанций: = 18,1 МВт;= 40,18 МВт;= 25,13 МВт;Для определения точки потокораздела по активной и реактивной мощности, необходимо рассчитать предварительные потоки мощности, протекающие по линиям кольцевой сети. Активная и реактивная мощность на головных участках сети ИП-1 и ИП-3: = 39,17 МВт = 15,66 Мвар = 44,25 МВт = 18,73 Мвар

Правильность расчета подтверждается проверкой баланса мощностей:

Потоки мощностей на оставшихся участках определяются на основе первого закона Кирхгофа, записанного для узлов 1 и 3 схемы сети: = 39,17 — 18,1 = 21,06 МВт = 15,66 — 4,27 = 11,39 Мвар = 44,24 — 25,13 = 19,12 МВт = 18,73 — 9,99 = 8,73 Мвар

Так как все вычисленные мощности положительные, то выбранные направления мощностей — верные. По точке 2 разделим сеть на две разомкнутые части — левую и правую. Определим мощность в конце линий 1−2 и 2−3: = 21,06 МВт = 11,39 Мвар = 19,12 МВт = 8,73 Мвар

Определим потери мощности в линиях 1−2 и 2−3:Мощность в начале линии = 21,52 МВт = 12,32 Мвар = 19,43 МВт = 9,27 Мвар

Мощность в конце линий ИП-1, ИП-3 = 39,62 МВт = 16,59 Мвар = 44,56 МВт = 19,27 Мвар

Потери мощности в линиях ИП-1, ИП-3Мощность в начале линий ИП-1 и ИП-3 = 41,46 МВт =22,89 Мвар = 46,38 МВт =27,41Мвар

Определим напряжение в конце линий ИП-1 (U1), 1−2 (U2), ИП-3 (U3):Определяем напряжение на шинах низшего напряжения подстанций, приведенное к высшему напряжению для ПС1 (U'н1), ПС2 (U'н2), ПС3 (U'н3)Рассчитанные параметры в послеаварийном режиме работы сети при отключении линии ИП-3Расчетные нагрузки подстанций: = 18,1 МВт = 40,18 МВт = 25,13 МВт = 4,27 Мвар = 20,12 Мвар = 13,11 Мвар

Мощность в конце линии 2−3 = 25,13 МВт = 13,11 Мвар

Потери мощности в линии 2−3 =0,56 МВт = 0,98 Мвар

Мощность в начале линии 2−3 = 25,69 МВт = 14,1 Мвар

Мощность в конце линии 1−2 = 65,88 МВт = 34,22Мвар

Потери мощности в линии 1−2 =4,34 МВт =8,95Мвар

Мощность в начале линии 1−2 = 70,22 МВт =43,17Мвар

Мощность в конце линии ИП-1 = 88,33 МВт = 47,44 Мвар

Потери мощности в линии ИП-1 =9,99 МВт =34,29Мвар

Мощность в начале линии ИП-1 = 98,32 МВт =81,73Мвар

Напряжение в конце линий:

ИП-1: U1 = 80,45кВ1−2: U2 = 61,57кВ2−3: U3 = 54,65кВНапряжение на шинах НН, приведенное к ВНU’н1 = 69,71кВU'н2 = 48,13кВU'н3 = 39,37кВРегулирование режимов на подстанциях сети

Встречное регулирование напряжения на подстанциях 110/10 осуществляется с помощью устройств РПН трансформаторов. Оно предполагает поддержание уровня напряжения на шинах 10 кВ понижающих подстанций на 5% больше номинала, а в период наименьших нагрузок равно номинальному. Таким образом, в нормальном и послеаварийном режиме Uн жел = 1,05 Uном.=10,5 кВНормальный режим

Ответвление регулируемой части обмотки понижающего трансформатора, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения Uн жел, определяется:

Где — ступень регулирования напряжения трансформатора,% - рассчитанное напряжение со стороны низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения, — номинальное напряжение обмотки низшего напряжения — номинальное напряжение обмотки высшего напряжения

Вычисленное значение округляем до ближайшего целого числа с учетом максимального числа ответвлений (9 в обе стороны) Определяем действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции:

Результаты расчетов регулирования напряжения представлены в таблице 8.1Таблица 8.1Расчет регулирования напряжения№ ПСnотв. желn принятоUн1−5,74−610,552−10,03−910,273−6,24−610,45Послеаварийный режим

Результаты расчетов регулирования напряжения представлены в таблице 8.2Таблица 8.2Расчет регулирования напряжения№ ПСnотв. желn принятоUн1−20,5−97,942−32,66−95,233−36,03−94,48Заключение

По результатам расчетов можно сделать вывод, что наименьшие затраты достигаются при построении кольцевой схемы линии электропередач. В нормальном режиме работы встречным регулированием напряжения достигается желаемое напряжение. В послеаварийном режиме желаемое напряжение достигнуть не удается. Список используемых источников

Боровиков В.А., Косарев В. К., Ходот Г. А. Электрические сети энергетических систем. — Л.: Энергия, 1997

Правила устройства электроустановок. — М.: Энергоатомиздат, 2001

Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д. Л. Файбисовича. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005

Методические указания и справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по предмету «Проектирование электрических сетей"ОАО «Чирчикский трансформаторный завод». Трансформаторы двухобмоточные с РПН на стороне ВН типа ТМН, ТДН, ТРДН.

http://www.chtz.uz/catalog/tr2₂_2.pdf

http://www.axistrans.com/transformatori/trdn/ОАО «Иркутсккабель». Провода сталеалюминиевые неизолированные для воздушных линий электропередачи.

http://irkutskkabel.ru/catalog_descriptions/provoda_stalealuminivie_as_ask_asks/stalealuminivie_neizolirovannie_as_ask_asks.html

http://forca.ru/info/spravka/raschetnye-dannye-stalealyuminievyh-provodov-marok-as-ask.html

http://forca.ru/info/spravka/raschetnye-dannye-vl-35−150-kv-so-stalealyuminievymi-provodami.html