Проектування електромережі

Подальший розрахунок ведуть так, як і для розімкненої мережі, при цьому не враховуються втрати потужності на ділянках ЛЕП Uн110 кВ.

У курсовому проекті проводять розрахунок потокорозподілу потужностей для трьох режимів роботи мережі: максимального, мінімального і післяаварійного із максимальними навантаженнями.

Для контуру 303-901-903-904-304 маємо:

  (МВА);

  (МВА);

також для контуру 303-905-902-304 маємо:

  (МВА);

  (МВА).

Перетік потужності у вітці 901-903 знайдемо, склавши рівняння за першим законом Кірхгоффа для вузла 901:

  (МВА).

Для інших ділянок:

  (МВА);

  (МВА).

Оскільки ланцюг ліній 303-901-903-904-304 включений між підстанціями з різними напругами, то виникає зрівняльний струм:

 ;

або зрівняльна потужність:

 ,

де  .

Дані про напруги вузлових підстанцій беремо з розрахунку усталеного режиму вхідної електричної мережі (додаток Д).

U303 = 33,671 (кВ); U304 = 33,153 (кВ);

  (МВА).

Для контуру 303-905-902-304:

U303 = 33,671 (кВ); U304 = 33,153 (кВ);

  (МВА).

Після накладання зрівняльної потужності на отримане потокорозподілення отримаємо:

  (МВА);

  (МВА);

  (МВА);

  (МВА);

  (МВА);

  (МВА);

  (МВА).

Розриваємо ланцюг в точці потокорозподілу за активною потужністю і подальший розрахунок ведемо так, як і для розімкненої мережі, не враховуючи втрати потужності на ділянках ЛЕП.

Результати розрахунків потокорозподілення для мінімального та післяаварійного режимів знаходяться в додатках Е та Ж.

 

 

Розрахунок робочих рівнів напруги в вузлових точках мережі проводиться від пункту живлення до найбільше віддалених точок мережі. По відомій напрузі U1 на однім із кінців лінії напругу другого кінця U2 можна визначити за такими формулами:

 ;

Так як ми розраховуємо максимальний режим, то напругу на шинах вузлових підстанції приймаємо рівною 115,5 кВ.

Розрахуємо робочий рівень напруги у всіх вузлах для максимального режиму. Для інших режимів результати дістанемо з розрахунку відповідних режимів за допомогою програмного комплексу “Втрати –High” (додаток Е та Ж).

Для ділянки 303-901 маємо:

 ;

  (кВ);

  (кВ).

Напруги в інших вузлах знайдемо аналогічно, при цьому розрахункові значення напруг вузлів заносимо в таблицю 8.2

Таблиця 8.2 – Рівні напруг у різних режимах

Номер вузла за схемоюНапруга вузла навантаження, кВ

максимальний режиммінімальний режимпісляаварійний режим

90133,0610,00534,03110,16531,62310,006

90232,96310,03234,03410,13531,92610,004

90332,51710,15133,86410,11330,21410,162

90432,55910,13433,89510,11229,3839,988

90533,31710,034,12710,16931,05610,056

 

 

Регулювання напруги проводиться з метою забезпечення нормальних відхилень напруги на шинах нижчої напруги споживачів. Рівень напруги у цьому випадку має становити (0,95–1,05)Uн, тобто 9,5–10,5 кВ для номінальної напруги 10 кВ. Забезпечення допустимого рівня напруги у кожному вузлі на шинах споживачів проводиться у такий спосіб.

Визначаємо втрати напруги в трансформаторах, зведені до вищої напруги:

Бажаний коефіцієнт трансформації знаходимо з умови забезпечення на боці НН трансформаторної підстанції бажаної напруги UНН.б = (1–1,05)Uн:

Бажані рівні напруги приймаються у відповідності з рекомендаціями (ПУЕ) для кожного з характерних режимів.

Далі визначаємо дійсний коефіцієнт трансформації kТД трансформатора, дійсну напругу на боці НН трансформаторної підстанції і положення перемикача відгалужень за [4, таблиця 8,1], яка складається, виходячи з меж регулювання коефіцієнта трансформації трансформатора.

Проведемо регулювання напруги у вузлі 901:

  (кВ);

 ;

 ;

  (кВ).

Розрахунок по визначенню робочих рівнів напруг для всіх інших вузлів проводимо аналогічно. Для проведення розрахунку по регулюванню напруги на боці НН трансформаторних підстанцій у мінімальному та після аварійному режимах користуємось результатами з розрахунку відповідних режимів за допомогою програмного комплексу “Втрати –High” (додаток Е та Ж).

Результати наведені в таблиці 9.1.

Таблиця 9.1–Рівні напруг на нижній стороні трансформаторів

Umax,кВ

90110,005

90210,032

90310,151

90410,134

90510,0

 

 

Розрахунок режимів за допомогою ЕОМ може здійснюватись за програмними комплексами ВТРАТИ-High, АЧП, ДАКАР, КОСМОС або іншими.

Для виконання розрахунків необхідно розробити розрахункову модель і схему заміщення електричної мережі, на основі яких провести підготовку вихідної інформації. Підготовка вхідної інформації для всіх вказаних програм здійснюється аналогічно.

В курсовому проекті користуємося програмним комплексом “Втрати- High” для розрахунку трьох режимів – максимального, мінімального та післяаварійного. Правила підготовки вхідної інформації наведені в п.1. курсового проекту. 

В мінімальному режимі найбільше навантаження складає 35% від максимального, напругу балансуючих вузлів приймаємо рівною 110 кВ. В післяаварійному режимі розриваємо найбільш завантажені вітки 304-904 та 303-905, та підтримуємо напругу балансуючих вузлів на рівні 110 % від номінальної.

В максимальному режимі аналізуючи отриману інформацію, ми впевнились, що напруга у всіх вузлах є допустимою. Вхідна електрична мережа характеризується малими втратами потужності 2,906 МВт або 5.0% від потужності генерації (Додаток Д).

Вхідні дані та результати розрахунку мінімального та післяаварійного режимів електричної мережі після розвитку відповідно представлені в додатках Е та Ж.

 

 

Заключна частина проекту має на меті визначення витрат, необхідних для спорудження мережі (одноразових капіталовкладень) та для її експлуатації на протязі року (відрахування на амортизацію, поточний ремонт і обслуговування), а також системних витрат на компенсацію втрат потужності та електроенергії в мережі. Ці показники визначаються по методиці, викладеній в п.6. Окрім цих основних показників, необхідно визначити ряд вторинних показників, які характеризують економічність експлуатації.

До них відносяться:

– собівартість передачі електроенергії у мережі:

 ,

де Аріч – сумарна електроенергія, яка відпущена у розподільчі мережі з шин 10 кВ підстанцій протягом року;

В – щорічні витрати на експлуатацію мережі, що враховують збільшення втрат електроенергії в існуючій мережі.

Аріч = Тнб = Рнв махТнб,

 

де Рнв мах - сумарне максимальне навантаження підстанцій мережі.

 

Аріч = (1,4 + 1,7 + 2,1 + 2,3 + 1,1)5000 = 43000 (МВтгод/рік);

В = Вл + Вп + Вw = 698,22 + 1731,91 + 4116,79 = 6546,93 (тис. грн.),

де 

 ,

де Р1 (1,275 МВт) та Р2 (2,906 МВт) – втрати активної потужності взяті відповідно з розрахунку режиму максимальних навантажень вхідної електричної мережі та мережі з врахуванням нових споживачів електричної енергії.

 

 15,23 (коп /кВтгод);

–  рентабельність:

 ;

– відносне значення сумарних втрат активної потужності в режимах максимальних навантажень мережі в процентах від сумарного навантаження підстанцій для всієї мережі та спроектованої електричної мережі:

  (%);

 (%).

– відносне значення сумарних річних втрат електроенергії ( ) в мережі в процентах від Аріч для всієї мережі та спроектованої електричної мережі:

 (%);

 (%).

Окрім вказаних показників, представимо дані, які характеризують необхідність мережі в елементах обладнання. До них відносяться:

–кількість трансформаторного обладнання за номінальними напругами та марками.

–кількість вимикачів.

–кількість компенсуючих пристроїв по марках.

Таблиця 11.1 – Дані про силове обладнання на підстанціях

№ п/стДані про трансформаториКількість вимикачівКП

кількістьмарка35 кВ

9012ТМН-1600/353–

9022ТМН-1600/353–

9032ТМН-2500/353–

9042ТМН-2500/353–

9052ТМН-1000/353–

–кількість кілометрів проводів ПЛЕП по марках (на одну фазу).

Провід АС 95/16 – 107.25 (км).

 

В даному курсовому проекті було здійснено:

а) вибір перерізу проводів за розрахунковими струмами. В спроектованій схемі мережі використовуються проводи марки АС-95/16, що забезпечує нормальне функціонування всієї мережі і дає можливість подальшого її розвитку, тобто підключення нових потужностей без додаткових витрат на реконструкцію вже існуючої мережі;

б) вибір відповідного рівня напруги за перетоками потужності і довжинами ділянок мережі. В результаті розрахунків номінальна напруга мережі була вибрана 35 кВ, що дає можливість подальшого розвитку мережі;

в) із намічених п’яти варіантів було вибрано оптимальний за встановленим в теперішній час критерієм “дисконтні затрати”. Під час розрахунку, мінімальні затрати відповідали 1-му варіанту схеми мережі, а остаточні затрати З = 85471.08 тис.грн.. Остаточна рентабельність склала 13.48 %.

Також у курсовому проекті було складено баланс як по активній, так і по реактивній потужності. Співставлення величини сумарної реактивної потужності, яка споживається, з реактивною потужністю, яка надходить від джерела, дозволяє зробити висновок про непотрібність встановлення компенсуючих пристроїв. 

Для проектованої мережі за допомогою програмного комплексу “Втрати- High” було проведено розрахунок основних режимів роботи мережі, а саме максимального, мінімального та післяаварійного. Для виконання розрахунків була сформована розрахункова модель мережі, отримані результати проаналізовані. Аналізуючи отриману інформацію, було виявлено, що напруга у деяких вузлах на стороні НН 10 кВ не є допустимою. Тому було проведено регулювання рівнів напруги за допомогою зміни коефіцієнтів трансформації трансформаторів.

 

 

1.Идельчик В.И. Электрические системы и сети: учебник для ВУЗов. – М.: Энергоиздат, 1989.

2.Романюк Ю.С. Електричні мережі і системи. – Івано-Франківськ.: І ІІ, 2000 р.

3.Сегеда Л.П. Електричні мережі і системи. – Львів.: ЛПІ, 2001р.

4.Справочник по проектированию электроэнергетических систем  // Под ред. С.С.Рокотяна и И.М.Шапиро.- М.: Энергоатомиздат, 1985. - 362 с.

5.Правила устройств электроустановок / Минэнерго СССР. 6-ое издание. – М.: Энергоатомиздат 1986 г.

6.Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование. – Минск, Высшая школа, 1988 г.

7.Пособие к курсовому и дипломному проектированию. / под ред. В.М. – Высшая школа 1988 г.

8.Методичні вказівки до курсового проекту з дисципліни “Передача і розподіл електричної енергії”/ уклад. В.С. Білоусов, Ж.І. Остапчук, Л.Р. Пауткіна. – Вінниця:, ВДТУ, 1997 - 79с. 

9.Остапчук Ж.І., Кулик В.В., Видмиш В.А. Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи і мережі». – Вінниця: ВНТУ, 2004.