Розробка проекту районної мережі, призначеної для електропостачання двох споживачів електроенергії від районної підстанції

ВСТУП Енергетика є однією з основних галузей суспільного виробництва і відіграє провідну роль у розвитку національної економіки, здійсненні технічного процесу і підвищенні рівня життя людей. Широке застосування електричної енергії в промисловості, сільському господарстві, на транспорті, у побуті та інших сферах зумовлене простотою її передачі на значні відстані і перетворення в інші види енергії - механічну, теплову, світлову тощо.

Джерелами електричної енергії є електричні станції, які перетворюють енергію палива, води та нетрадиційних джерел в електричну енергію. Теплофікаційні електричні станції поряд з електричною виробляють теплову енергію.

Електричні станції, розташовані в одному або різних районах, об'єднують за допомогою високовольтних ліній електропередавання для паралельної роботи. Таке об'єднання, призначене для виробництва, передачі і розподілу електричної енергії, називається електроенергетичною системою. До її складу входять генератори, лінії електропередавання високої і низької напруги, розподільні пункти, підстанції та електроприймачі. Окремі електроенергетичні системи з'єднуються між собою високовольтними лініями, в результаті чого утворюється об'єднана енергетична система.

Електрична мережа повинна задовольняти наступним вимогам:

— забезпечувати необхідну надійність електропостачання;

— забезпечувати відповідну якість електроенергії;

— бути економічною при будівництві та експлуатації;

— забезпечувати необхідні вимоги техніки безпеки.

Метою цього курсового проекту є розроблення проекту районної мережі, призначеної для електропостачання двох споживачів електроенергії від районної підстанції. Для цього потрібно вибрати схему і номінальну напругу мережі, потужність трансформаторів знижувальних підстанцій та перерізи проводів ліній електропередавання, провести техніко — економічне порівняння декількох варіантів схем і вибрати оптимальну схему з врахуванням надійності електропостачання. Для забезпечення якості електричної енергії на підставі розрахунку основних режимів роботи електричної мережі потрібно здійснити регулювання напруги на шинах знижувальних підстанцій, застосувавши трансформатори з регулюванням напруги під навантаженням.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

У завданні на курсове проектування задається план розміщення районної підстанції А і двох знижувальних підстанцій 1, 2, вторинні номінальні напруги підстанцій, максимальні активні потужності та коефіцієнти потужності навантаження споживачів, час використання найбільших навантажень і коефіцієнт потужності навантаження на шинах районної підстанції А.

Електропостачання споживачів пунктів 1, 2 здійснюється від районної підстанції А повітряними лініями електропередавання у третьому кліматичному районі за інтенсивністю ожеледі. На районній підстанції А розміщені три розподільні пристрої напругою 220, 110 і 35 кВ, які мають два незалежні взаємно резервовані джерела живлення. Так як значна частина електроприймачів відноситься до першої категорії надійності, то живлення підстанцій 1, 2 повинно здійснюватися по двоколових лініях електропередавання чи по кільцевій схемі. З метою забезпечення необхідної надійності електропостачання споживачів на знижувальних підстанціях 1, 2 потрібно встановити по два трансформатори. Для споживачів першої категорії надійності перерва електропостачання споживачів допускається тільки на час автоматичного введення резервного живлення.

Задане геометричне розміщення споживачів дозволяє будувати схеми електропостачання по радіальній, магістральній і кільцевій схемах. На підстанції 1 задано дві вторинні номінальні напруги 35 і 10 кВ, тому на цій підстанції будуть встановлені два триобмоткові трансформатори. На підстанції 2 передбачається встановлення двох двообмоткових трансформаторів з вторинною номінальною напругою 10 кВ.

У курсовому проекті на підставі техніко — економічного порівняння двох варіантів схем вибрана оптимальна схема електропостачання споживачів, розрахований режим максимальних навантажень і післяаварійний режим роботи електричної мережі, а також вибрані коефіцієнти трансформації трансформаторів, які забезпечать бажані рівні напруг на шинах знижувальних підстанцій.

електропостачання навантаження трансформатор підстанція

2. ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ СПОЖИВАННЯ АКТИВНОЇ ТА РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТЕЙ В РАЙОННІЙ МЕРЕЖІ

2.1 Розрахунок споживання активної потужності

Сумарне споживання активної потужності в період максимальних навантажень складається із заданих потужностей навантажень споживачів району і втрат потужності в лініях, знижувальних трансформаторах районної мережі. При проектуванні районної мережі припускаємо, що установлена потужність генераторів системи достатня для забезпечення сумарного споживання активної потужності.

Найбільша сумарна активна потужність, яка споживається мережею [1],

(2.1)

де коефіцієнт, який враховує зміщення в часі максимальних навантажень споживачів, приймаємо ;

найбільша активна потужність і-го споживача;

сумарні втрати активної потужності в лініях і трансформаторах мережі, які наближено приймаємо рівними 5% від сумарного активного навантаження споживачів;

n кількість споживачів електроенергії.

Сумарна споживана активна потужність з врахуванням втрат

2.2 Баланс реактивної потужності

Наближену оцінку балансу реактивної потужності в мережі, що проектується, зробимо ще до вибору схеми мережі, так як для забезпечення балансу може виникнути необхідність у встановленні додаткових джерел реактивної потужності для компенсації реактивних навантажень споживачів, що в свою чергу буде впливати на вибір номінальної напруги мережі, потужність та параметри її елементів (номінальну потужність трансформаторів і поперечний переріз проводів ліній), а також на техніко-економічні показники роботи мережі втрати напруги, потужності й енергії в електричній мережі.

Сумарна реактивна потужність, що споживається в електричній мережі, складається з реактивної потужності навантаження споживачів і втрат реактивної потужності в лініях і трансформаторах. При цьому припускаємо, що періоди споживання найбільших активних і реактивних навантажень кожної підстанції збігаються в часі. Найбільші реактивні навантаження споживачів визначимо через найбільші активні навантаження й задані значення коефіцієнтів потужності на шинах вторинної напруги знижувальних підстанцій.

Найбільша реактивна потужність, що споживається в районній мережі,

(2.2)

де найбільша реактивна потужність навантаження і-го споживача;

відповідно сумарні втрати реактивної потужності в лініях і трансформаторах мережі;

реактивна потужність, що генерується лініями мережі.

Для повітряних ліній напругою 110 кВ і значної частини ліній напругою 220 кВ у період найбільших навантажень втрати реактивної потужності в лініях у першому наближенні можна прирівняти реактивній потужності, генерованій лініями, тобто. Таким чином, під час складання балансу реактивної потужності для районної мережі ці складові у рівнянні (2.2) можна не враховувати, так як вони взаємно компенсуються.

Втрати реактивної потужності в трансформаторах і автотрансформаторах підстанцій приймемо рівними 10% від повної потужності навантаження

(2.3)

де К=1 кількість ступенів трансформації напруги в мережі, що проектується;

повна сумарна потужність навантаження споживачів.

Реактивна потужність навантаження споживачів Сумарне навантаження споживачів Визначимо реактивну потужність, яка може бути передана від генераторів електричної системи за найбільшої сумарної активної потужності

(2.4)

де відповідає заданому в завданні коефіцієнту потужності на шинах живильної підстанції А,

.

Так як Q_ГСП, то в мережі, що проектується, потрібно передбачити установку компенсувальних пристроїв, потужність яких визначимо з рівняння балансу реактивної потужності:

(2.5)

де Q_КУ сумарна потужність компенсувальних пристроїв.

2.3 Вибір потужності і розміщення компенсувальних пристроїв На першому етапі виконання проекту необхідну потужність компенсувальних пристроїв (КП) орієнтовно визначимо з рівняння балансу (2.5) для режиму найбільших навантажень

(2.6)

.

Якщо електрична віддаленість підстанцій від джерела живлення приблизно однакова, то розміщення КУ можна здійснювати за умовою рівності коефіцієнтів потужності навантаження на шинах вторинної напруги підстанцій. Середній коефіцієнт реактивної потужності визначаємо з умови балансу потужностей за формулою [1]

(2.7)

Визначимо необхідну потужність КП на кожній підстанції з врахуванням середнього значення tg ?_ср :

Проводимо перевірку балансу

.

Потужність навантаження підстанцій 1, 2 з врахуванням встановленої потужності КП визначимо за формулою

(2.8)

при цьому одержимо:

Розрахункові потужності підстанцій 1, 2 з врахуванням компенсації становлять

3. ВИБІР СХЕМИ РАЙОННОЇ МЕРЕЖІ

Вибір економічно доцільної схеми електричної мережі є однією з основних задач проекту. Ця задача вирішується на підставі техніко-економічного порівняння ряду намічених варіантів. Розроблення варіантів мережі передбачає комплексне вирішення низки питань: вибір конфігурації мережі, номінальної напруги і схем електричних сполучень підстанцій, вибір перерізу проводів і кількості кіл повітряних ліній, вибір основного обладнання підстанцій. Під час вибору варіантів схем мережі слід керуватись такими основними принципами [2]:

— мережа повинна забезпечувати необхідну надійність електропостачання споживачів;

— передача електроенергії до споживачів повинна здійснюватись по найкоротшому шляху;

— конфігурація мережі і схеми електричних сполучень підстанцій повинні бути простими.

На підставі заданого геометричного розміщення споживачів електроенергії та центра живлення, а також даних про навантаження і категорійність електроприймачів, намітимо раціональні варіанти схем електричної мережі. При цьому необхідно врахувати, що споживачі І категорії надійності повинні забезпечуватись резервним живленням. Живлення споживачів бажано забезпечувати при найменшій кількості трансформацій електричної енергії. Застосування двох номінальних напруг для окремих частин електричної мережі може бути економічно виправдане тільки у випадку великої довжини і завантаження ліній. Можливі варіанти схем районної мережі зображені на рисунку 3.1.

Для намічених варіантів мережі проведемо попередній вибір номінальної напруги.

Спочатку для кожної схеми визначимо наближений розподіл потужностей в режимі найбільших навантажень без урахування втрат потужності в лініях. У замкнених мережах розподіл потужностей можна визначити через довжини ліній в припущенні, що мережа є однорідною Рисунок 3.1 — Варіанти схем районної мережі 1 — кільцева мережа; 2 — магістральна мережа Для вибору номінальних напруг використаємо дані про пропускну здатність ліній, наведені в таблиці 3.1 .

Таблиця 3.1 Пропускна здатність ліній електропередавання

Варіант 1. Кільцева мережа.

Визначимо розподіл потужностей в кільцевій мережі, умовно розімкнувши її в центрі живлення, А (рисунок 3.2).

Довжини ділянок: l_А-1= 31 км; l_А-2= 41 км; l₁₋₂= 22 км.

Рисунок 3.2 — Кільцева мережа

Потужності головних ділянок розрахуємо за правилом моментів:

Згідно з таблицею 3.1, враховуючи розрахункові навантаження головних ділянок і та відповідні довжини ліній, вибираємо номінальну напругу кільцевої мережі 110 кВ.

Потужність навантаження на ділянці 1−2 визначимо з балансу потужностей для вузла 1

.

Варіант 2. Магістральна мережа.

Визначимо розподіл потужностей для магістральної мережі (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 — Магістральна мережа Згідно з таблицею 3.1 вибираємо для двоколової лінії А-1 номінальну напругу 110 кВ, а для двоколової лінії 1−2 — напругу 35 кВ.

3.1 Вибір схем електричних сполучень знижувальних підстанцій У курсовому проекті вибір схем електричних сполучень підстанцій проводимо спрощено без їх техніко-економічного обґрунтування. В електричних мережах 35−220 кВ застосовують транзитні (прохідні), тупикові (кінцеві) і проміжні підстанції.

Варіант 1. На проміжних підстанціях ПС1 і ПС2 кільцевої мережі з боку високої напруги 110 кВ вибираємо схему містка з вимикачами в колі трансформаторів, а з боку нижчої напруги 10 (35) кВ підстанцій — одиночну секціоновану систему шин (рисунок 3.4). Кількість високовольтних вимикачів: 8×110кВ, 3×35кВ.

Рисунок 3.4 — Схема кільцевої мережі

Варіант 2. На транзитній підстанції ПС-1 з боку живильної лінії напругою 110 кВ вибираємо блочну схему, а з боку вторинної напруги 35 і 10 кВ — одиночну секціоновану систему шин. На тупиковій підстанції ПС-2, яка одержує живлення від ПС1 по двоколовій лінії напругою 35 кВ, приймаємо блочну схему «лінія — трансформатор», а з боку нижчої напруги 10 кВ — одиночну секціоновану систему шин (рисунок 3.5). Кількість високовольтних вимикачів: 4×110кВ, 7×35кВ.

На підстанції А на всіх приєднаннях напругою 110 кВ в обох варіантах встановлюємо високовольтні вимикачі. Крім того, з боку високої напруги ПС — 1 і ПС — 2 передбачаємо ремонтні перекладки з двома роз'єднувачами, які служитимуть для оперативних перемикань. У схемі містка такі перекладки встановимо з боку трансформаторів, а в блочних схемах — з боку ліній.

Рисунок 3.5 — Схема магістральної мережі

Кількісні показниками електричної мережі для варіантів 1, 2 наведені в таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 — Кількісні показники електричної мережі

3.2 Вибір знижувальних трансформаторів Вибір номінальної потужності встановлених трансформаторів на двотрансформаторних підстанціях проводимо, виходячи з наступних умов. Коефіцієнт завантаження трансформаторів у нормальному режимі повинен знаходитись в межах (65−70)% від максимального розрахункового навантаження підстанції. Після виходу з ладу одного з трансформаторів другий трансформатор повинен прийняти на себе все навантаження підстанції. Правила улаштування електроустановок (ПУЕ) дозволяють перевантажувати трансформатори на 40% на час максимуму, але не більше 6 годин на добу протягом 5 діб. Навантаження трансформаторів у післяаварійних режимах не повинно перевищувати 140% від максимального навантаження підстанції.

Вихідними даними для вибору трансформаторів є:

— максимальна розрахункова потужність навантаження підстанції S_нб;

— номінальна напруга мережі живлення і вторинна номінальна напруга;

— категорія надійності електропостачання споживачів.

Потужність трансформаторів на двотрансформаторних підстанціях визначимо за формулою [1]

(3.1)

За довідником вибираємо трансформатори відповідної номінальної напруги та потужності, після чого визначаємо коефіцієнти завантаження трансформаторів у нормальному та аварійному режимах.

Варіант 1. Кільцева мережа.

Підстанція 1

.

Вибираємо трансформатори типу ТДТН — 40 000/110.

Визначимо коефіцієнти завантаження в нормальному та післяаварійному режимах роботи:

;.

Підстанція 2

.

Вибираємо трансформатори типу ТДН — 16 000/110.

Коефіцієнти завантаження в нормальному і післяаварійному режимах роботи:

;.

Варіант 2. Магістральна мережа.

Підстанція 1

.

Вибираємо трансформатори типу ТДТН — 63 000/110.

Визначимо коефіцієнти завантаження в нормальному і післяаварійному режимах роботи:

; .

Підстанція 2

.

Вибираємо трансформатори типу ТДНС-16 000/35.

Коефіцієнти завантаження в нормальному і післяаварійному режимах роботи:

;.

Номінальні дані вибраних трансформаторів зведемо в таблицю 3.3.

Таблиця 3.3 — Номінальні параметри трансформаторів

3.3 Вибір поперечного перерізу проводів ліній електропередавання На повітряних лініях (ПЛ) районних мереж напругою 35 кВ і вище рекомендується використовувати сталеалюмінієві проводи марки АС. Більшість ліній напругою 35 — 220 кВ споруджуються на залізобетонних опорах. При спорудженні двох ліній, що проходять по одній трасі, можна використовувати двоколові опори, які забезпечать необхідну надійність електропостачання споживачів першої категорії. Переріз проводів ПЛ виберемо методом економічних інтервалів.

Варіант 1. Кільцева мережа.

Визначимо розрахункові навантаження ліній за формулою

(3.2)

де І_р робочий струм лінії в режимі максимальних навантажень;

_і коефіцієнт, який враховує динаміку зміни навантаження в часі. Для ліній напругою 35 220 кВ значення _і приймають рівним 1,05;

_Т коефіцієнт, який залежить від часу використання найбільшого навантаження Т_нб і коефіцієнта К_м попадання цього навантаження в максимум енергосистеми. Значення _Т приймаємо згідно з таблицею 5.2. Для Т_нб=4500 годин і К_м = 1 ?_Т = 1,0.

Ділянка А-1

Визначимо струм, який протікає по лінії А-1,

.

Розрахункове навантаження лінії А-1

.

Економічний переріз проводів вибираємо за таблицею 5.3 залежно від номінальної напруги лінії, типу опор і кліматичного району за умовою

І_гр.ек? I_р, (3.3)

де І_гр.ек — граничне економічне навантаження лінії.

Для повітряної лінії напругою 110 кВ, яка споруджується на залізобетонних опорах у третьому районі за ожеледдю, вибираємо провід АС-185, для якого граничне економічне навантаження І_гр.ек.= 230А > I_р = 211,05 А_.

Вибраний переріз перевіримо в нормальному і післяаварійному режимах роботи мережі за умовою допустимого нагрівання

І_max? І_д, (3.4)

де І_max — максимальний робочий струм лінії;

І_д — тривалий допустимий струм навантаження проводу, який приймаємо за довідником .

Для проводу АС-185

У нормальному режимі I_р = 211,5А < І_д = 520 А.

У післяаварійному режимі

І_А-1(ав) = 327А < І_д = 520 А.

Отже вибраний переріз проводу задовольняє умові допустимого нагрівання.

Аналогічно вибираємо переріз проводів на ділянках А-2 і 1−2. Результати розрахунку зведені в таблицю 3.6.

Варіант 2. Магістральна мережа.

Ділянка A-1

Вибираємо провід марки АС-185, для якого І_гр.ек = 230 А,

У нормальному режимі I_р = 171,7 А < Ігр.ек.= 230 А.

У післяаварійному режимі

І_А-1(ав) =343,3 А < І_д = 520 А.

Вибраний переріз проводу задовольняє умові допустимого нагрівання.

Аналогічно вибираємо переріз проводів на ділянці 1−2. Результати розрахунку зводимо в таблицю 3.4.

Таблиця 3.5 — Вибір проводів ліній електропередавання

4. Техніко-економічне порівняння варіантів схем за ДИСКОНТОВАНИМИ ВИтратами На цьому етапі проектування виконаємо порівняння вибраних варіантів мережі за дисконтованими витратами [3]

(4.0)

де В_е експлуатаційні витрати на технічне обслуговування й ремонт мережі;

В_втр вартість втрат електроенергії;

К сумарні капіталовкладення на спорудження ліній і підстанцій, які визначимо за укрупненими показниками вартості обладнання [4];

Е = (0,10,2) норма дисконту.

Варіант 1. Кільцева мережа.

Капітальні вкладення в електричну мережу Капіталовкладення у спорудження мережі складаються з витрат на спорудження повітряних ліній (К_Л) і підстанцій (К_ПС)

. (4.1)

Витрати на будівництво ліній визначимо за формулою

(4.2)

де К₀ — питома вартість спорудження повітряної ліній;

l — довжина лінії.

Питомі капіталовкладення для ліній кільцевої мережі, що споруджуються на залізобетонних опорах у третьому районі за інтенсивністю ожеледі, визначимо з таблиць 10.15 та 10.17 в умовних одиницях (доларах):

;; .

Витрати на спорудження ліній:

;

;

.

Сумарні витрати на спорудження ліній

Витрати на будівництво підстанцій можна визначити як суму вартості вимикачів, силових трансформаторів та постійної складової витрат

(4.3)

де К_В — розрахункова вартість оливних вимикачів;

К_ТР — розрахункова вартість силових трансформаторів;

К_пост — постійна складова витрат.

Для підстанції ПС-1 згідно з довідником [4]

Для підстанції ПС-2

Вартість вимикачів Сумарні витрати на будівництво підстанцій будуть Сумарні капіталовкладення у спорудження мережі становлять

Витрати на експлуатацію електричної мережі

Щорічні експлуатаційні витрати на технічне обслуговування й ремонт електричної мережі складаються із витрат на експлуатацію ліній та підстанцій

(4.4)

Щорічні витрати на експлуатацію ліній обчислимо за формулою

(4.5)

а витрати на експлуатацію підстанцій

(4.6)

де норми витрат на експлуатацію ліній та підстанцій відповідно (значення приймаємо згідно з таблицею 5.5 [1]).

Сумарні витрати на експлуатацію мережі становитимуть Вартість втрат електроенергії в мережі

Вартість втрат електричної енергії

(4.7)

де Ц_вх = 0,2 грн/(кВтгод) купівельна вартість електричної енергії на вході в мережу.

Втрати електричної енергії складаються з втрат енергії в лініях і трансформаторах

. (4.8)

Втрати енергії в лініях визначимо за формулою [2]

(4.9)

де S — потужність навантаження лінії;

r_Л — активний опір лінії;

? — час найбільших втрат,

(4.10)

Розрахуємо активні опори ліній через погонні опори і довжини ділянок [2]:

; ;

Визначимо втрати електроенергії в лініях:

Сумарні втрати електроенергії в лініях Розрахуємо втрати електроенергії в триобмоткових трансформаторах ТДТН-40 000/110, встановлених на ПС-1:

;; ;

Обчислимо втрати електроенергії в двообмоткових трансформаторах

ТДН-16 000/110, встановлених на ПС-2:

;;; ;

Сумарні втрати електроенергії в трансформаторах Сумарні втрати електроенергії в кільцевій мережі

Визначимо вартість втрат електричної енергії в мережі за курсом 1 $ = 8 грн.

Визначимо дисконтовані витрати для кільцевої мережі

Варіант 2. Магістральна мережа.

Капітальні вкладення в електричну мережу

,

.

Сумарні витрати на будівництво ліній будуть Визначимо витрати на будівництво підстанцій.

Для підстанції ПС-1

Для підстанції ПС-2

Вартість вимикачів Сумарні витрати на будівництво підстанцій будуть Сумарні капіталовкладення у спорудження мережі складатимуть Витрати на експлуатацію електричної мережі

Визначимо активні опори ліній

Розрахуємо втрати електроенергії в лініях

Сумарні втрати електроенергії в лініях Визначимо втрати електроенергії в трансформаторах ТДТН-63 000/110, встановлених на ПС-1:

Визначимо втрати електроенергії в трансформаторах ТДНC-16 000/35, встановлених на ПС-2:

Сумарні втрати електроенергії в магістральній мережі

Вартість втрат електричної енергії

Дисконтовані витрати для магістральної мережі

.

Результати техніко-економічного розрахунку зводимо в таблицю 4.1.

Таблиця 4.1 — Техніко — економічне порівняння варіантів схем електричної мережі

Критерієм вибору оптимального варіанта схеми районної мережі є мінімум дисконтованих витрат. Порівняємо дисконтовані витрати для варіантів 1, 2, для цього розрахуємо їх відносну різницю

.

З порівняння видно, що варіант кільцевої мережі є економічно доцільнішим. Тому для подальших розрахунків вибираємо варіант кільцевої мережі з меншими дисконтованими витратами і вищою надійністю електропостачання споживачів.

5. розрахунок основних режимів роботи мережі

Метою даного розділу є визначення уточненого потокорозподілу і напруг на шинах підстанцій в нормальному та післяаварійному режимах роботи мережі з врахуванням втрат потужності в лініях і трансформаторах і зарядної потужності ліній.

Основними розрахунковими режимами є режими найбільших і найменших навантажень, а також найбільш важкі післяаварійні режими, які виникають при вимкненні окремих ліній і трансформаторів. Вихідними даними для розрахунку є схема електричної мережі й параметри її елементів, навантаження підстанцій і задані рівні напруг на шинах джерела живлення, які визначають з умови зустрічного регулювання напруги.

На рисунку 5.1 зображена принципова схема вибраного варіанта районної мережі.

Рисунок 5.1 — Принципова схема мережі

На підставі принципової схеми складаємо схему заміщення (рисунок 5.2).

Розрахункові параметри r, x, b ліній визначимо через погонні параметри і довжини ліній:

;; .

Для лінії А-1 з проводом АС-185 :

;; ;

; ;

.

Для лінії А-2 з проводом АС-120:

;; ;

; ;

Для лінії 1−2 з проводом АС-70:

;; ;

;

.

Рисунок 5.2 — Схема заміщення мережі

Визначимо параметри схем заміщення трансформаторів за довідковими даними.

Трансформаторна підстанція ПС-1.

Технічні характеристики триобмоткових трансформаторів ТДТН-40 000/110 :

Для двох паралельно працюючих трансформаторів:

;

Трансформаторна підстанція ПС-2.

Технічні характеристики двообмоткових трансформаторів ТДН-16 000/110 :

;

Для двох паралельно працюючих трансформаторів:

;

5.1 Розрахунок режиму максимальних навантажень Розрахунок режиму виконаємо в два етапи. На першому етапі визначимо розподіл потужностей з врахуванням втрат потужності в лініях і трансформаторах та зарядної потужності ліній. На другому етапі розрахуємо напруги на шинах підстанцій.

5.1.1 Визначення потокорозподілу в кільцевій мережі

Для розрахунку потокорозподілу в кільцевій мережі спочатку визначимо розрахункові потужності підстанцій ПС-1, ПС-2 з врахуванням втрат потужності в трансформаторах.

Трансформаторна підстанція ПС-1:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Розрахункова потужність підстанції ПС-1

.

Трансформаторна підстанція ПС-2:

;

.

Розрахункова потужність підстанції ПС-2

.

Визначимо наближений розподіл потужностей в кільцевій мережі, розрахункова схема якої зображена на рисунку 5.3. Спряжені комплексні опори ліній кільцевої мережі відповідно дорівнюють:

; .

Рисунок 5.3 — Розрахункова схема кільцевої мережі

Потужності головних ділянок розрахуємо за правилами моментів:

З рівняння балансу потужності для вузла 1 розрахуємо потужність на ділянці 1−2

Проводимо перевірку балансу потужностей:

;

59,11+j23,8259,2+j23,9.

5.1.2 Визначення уточненого потокорозподілу

Визначимо уточнений розподіл потужностей з врахуванням втрат потужності в лініях і зарядної потужності ліній, умовно розділивши кільцеву мережу в точці розподілу потужностей (рисунок 5.4).

Рисунок 5.4 — Розрахункова схема

Ділянка А-1:

;

;

;

;

.

Ділянка 1−2:

;

;

;

;

.

Ділянка А-2:

;

;

;

;

;

Перевіряємо баланс реактивної потужності:

;

.

Баланс реактивної потужності забезпечується при коефіцієнті потужності cos?=0,92, тому не потрібно встановити додаткові компенсувальні пристрої.

5.1.3 Розрахунок напруг на шинах знижувальних підстанцій За умовою зустрічного регулювання напруги на шинах підстанції А в режимі максимальних навантажень підтримується напруга .

Втрата наруги в лінії А-1

при цьому напруга на шинах підстанції ПС-1

.

Втрата наруги в лінії А-2

.

Напруга на шинах підстанції ПС-2

.

5.2 Розрахунок післяаварійного режиму роботи мережі

Визначимо розподіл потужностей у післяаварійному режимі при вимкненні найбільш завантаженої лінії А-1 (рисунок 5.5):

Рисунок 5.5 — Розрахункова схема післяаварійного режиму

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

6. регулювання напруги в електричній мережі

Основним завданням регулювання напруги в електричній мережі є забезпечення бажаних рівнів напруги на шинах вторинної напруги знижувальних підстанцій виходячи з умови зустрічного регулювання напруги.

Регулювання напруги на підстанціях районної мережі здійснюється за допомогою трансформаторів з РПН (регулювання під навантаженням) шляхом зміни їх коефіцієнтів трансформації.

Підстанція 1.

Схема заміщення триобмоткових трансформаторів знижувальної підстанції 1 зображена на рисунку 6.1.

Рисунок 6.1 — Схема заміщення трансформаторів підстанції 1

Розрахуємо зведені напруги на шинах СН і НН підстанції 1 з врахуванням втрат напруги в обмотках ВН, СН і НН:

;

;

;

;

;

.

На ПС-1 встановлені два триобмоткові трансформатори типу ТДТН-40 000/110 з РПН ±9?1,78% в нейтралі ВН.

Визначимо номінальне значення коефіцієнта трансформації трансформаторів при роботі трансформаторів на основному виводі

.

Складаємо таблицю коефіцієнтів трансформації трансформаторів (таблиця 6.1).

Таблиця 6.1 — Коефіцієнти трансформації трансформаторів ТДТН-40 000/110

Задамося бажаним рівнем напруги на шинах НН U_нн^б = 10,5 кВ.

Розрахуємо бажане значення коефіцієнта трансформації між обмотками ВН і НН трансформаторів

.

З таблиці коефіцієнтів трансформації вибираємо стандартне значення коефіцієнта трансформації, яке відповідає 11-у положенню перемикача відгалужень обмотки ВН.

Для вибраного коефіцієнта трансформації розраховуємо дійсну напругу на шинах НН підстанції 1

що відповідає бажаному рівню напруги.

Задамося бажаним рівнем напруги на шинах СН U_СН^б = 37 кВ.

Розрахуємо бажаний коефіцієнт трансформації між обмотками ВН і СН

.

Визначимо відносну кількість робочих витків обмотки СН, яка відповідає бажаному значенню коефіцієнта трансформації

.

Складаємо таблицю відносної кількості витків обмотки СН (таблиця 6.2).

Таблиця 6.2 — Відносна кількість витків обмотки СН

З таблиці 6.2 вибираємо найближче значення n_сн = 1, яке відповідає 3-му положенню перемикача відгалужень. Для цього положення

.

Дійсна напруга на шинах СН

що відповідає бажаному рівню напруги.

Підстанція 2.

Схема заміщення двообмоткових трансформаторів знижувальної підстанції 2 зображена на рисунку 6.2.

Рисунок 6.2 — Схема заміщення трансформаторів підстанції ПС-2

На ПС-2 встановлені два двообмоткових трансформатори типу ТДН-16 000/110 з РПН ±9?1,78% в нейтралі ВН.

Задамося бажаним рівнем напруги на шинах НН U₂^б = 11 кВ.

Розрахуємо зведену напругу на шинах НН:

;

.

Задамося бажаним рівнем напруги на шинах НН U_нн^б = 10,5 кВ.

Визначимо бажане значення коефіцієнта трансформації між обмотками ВН і НН

.

Складемо таблицю коефіцієнтів трансформації (таблиця 6.3).

Таблиця 6.3 — Коефіцієнти трансформації трансформаторів ТДН-16 000/110

З таблиці коефіцієнтів трансформації вибираємо найближче стандартне значення, яке відповідає положенню 10-му положенню перемикача відгалужень обмоток ВН трансформаторів.

Для вибраного коефіцієнта трансформації розраховуємо дійсну напругу на шинах НН підстанції 2

що відповідає бажаному рівню напруги.

7. Оцінка можливого недовідпуску електроенергії

Електрична мережа повинна забезпечити необхідну надійність електропостачання відповідно до категорії надійності електропостачання. Електроприймачі першої категорії повинні одержувати живлення від двох незалежних джерел, а перерва електропостачання для них допускається тільки на час автоматичного введення резервного живлення. Для електроприймачів другої категорії допускається перерва електропостачання на час увімкнення резервного живлення черговим персоналом, а при живленні їх по одній лінії або від однотрансформаторної підстанції - на час проведення ремонту чи заміни пошкодженого трансформатора протягом доби. Живлення електроприймачів третьої категорії може здійснюватись від одного джерела живлення, при цьому перерва електропостачання не повинна перевищувати однієї доби. Таким чином, схеми електропостачання споживачів можуть характеризуватись різною надійністю.

Розрахуємо показники надійності для вибраного варіанта електричної мережі та оцінимо недовідпуск електроенергії для споживачів підстанції 2. Для цього складемо структурну схему кільцевої мережі (рисунок 7.1).

Рисунок 7.1 — Структурна схема мережі

За довідником визначимо частоту відмов? для ліній кільцевої мережі довжиною 100 км і час відновлення електропостачання Тв :

Визначимо частоту відмов для ліній заданої довжини:

Обчислимо коефіцієнти вимушеного (аварійного) простоювання елементів схеми:

;

;

.

Оскільки елементи 1 і 3 структурної схеми на рисунку 7.1 сполучені послідовно, то їх можна об'єднати (рисунок 7.2).

Рисунок 7.2 — Спрощена структурна схема При цьому одержимо Елементи 2 і 1−3 структурної схеми на рисунку 7.2 сполучені паралельно, їх можна замінити еквівалентною схемою (рисунок 7.3).

Рисунок 7.3 — Еквівалентна структурна схема

Результуючий коефіцієнт вимушеного простоювання для кільцевої мережі

.

Визначимо недовідпуск електроенергії для споживачів підстації 2, зумовлений аварійним вимкненням повітряних ліній,

= .

Аналогічно розраховуємо недовідпуск електроенергії для споживачів підстації ПС-1, який становить W_1НЕ = 0,013 МВт•год.

Сумарний недовідпуск електроенергії

W_2НЕ = W_1НЕ + W_2НЕ = 0,08+0,013 = 0,093 МВт•год.

Таким чином, кільцева мережа забезпечує достатньо високу надійність електропостачання споживачів.

Варіант 2. Магістральна мережа.

Визначаємо недовідпуск для магістральної мережі. Для цього складемо структурну схему магістральної мережі (рисунок 4.1).

Рисунок 4.1 — Структурна схема мережі

За довідником визначимо частоту відмов? для ліній магістральної мережі довжиною 100 км і час відновлення електропостачання Тв :

Визначимо частоту відмов для ліній заданої довжини:

Обчислимо коефіцієнти вимушеного (аварійного) простоювання елементів схеми:

;

.

Оскільки елементи 1 і 2 структурної схеми на рисунку 4.1 сполучені послідовно, то їх можна об'єднати (рисунок 4.2).

Рисунок 4.2 -Спрощена структурна схема

При цьому одержимо Визначимо недовідпуск електроенергії для споживачів підстації 2, зумовлений аварійним вимкненням повітряних ліній,

= .

Аналогічно розраховуємо недовідпуск електроенергії для споживачів підстанції

ПС-1, який становить Сумарний недовідпуск електроенергії

W_НЕ = W_1НЕ + W_2НЕ = 50,9+110 = 160,9 МВт•год.

Отже, магістральна мережа забезпечує меншу надійність електропостачання споживачам ніж кільцева мережа.

перелік посилань на джерела

1. Романюк Ю. Ф. Електричні системи та мережі: Курсове проектування. — Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 2008. — 48 с.

2. Идельчик В. И. Электрические системы и сети. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 592 с.

3. Романюк Ю. Ф. Електричні системи та мережі: Навчальний посібник. — Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 1997. — 292 с.

4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 352 с.

5. Неклепаев Б. Н., Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. — М.: Энергоиздат, 1989. — 608 с.

6. Півняк Г. Г. Розрахунки електричних мереж систем електропостачання / Г. Г. Півняк, Н. С. Волотковська, Г. А. Кігель, А. В. Коротун. — К.: ІЗМН, 1998. — 136 с.