WWW.DISS.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
(Авторефераты, диссертации, методички, учебные программы, монографии)

 

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего профессионального образования

«Ивановский государственный энергетический университет

имени В.И. Ленина»

А.Е. Аржанникова, Т.Ю. Мингалва

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Учебное пособие

к выполнению курсовой работы

Иваново 2014 УДК 621.311 АРЖАННИКОВА А.Е., МИНГАЛЁВА Т.Ю. Проектирование электрической сети: Учеб. пособие / ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина».

Иваново, 2014. 141 с.

ISBN Учебное пособие предназначено для студентов очной и заочной форм обучения, обучающихся по специальности Релейная защита и автоматизация 140203. электроэнергетических систем и направлению 100400.62: «Электроэнергетика и электротехника» (профиль «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем»), выполняющих учебные расчеты по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети».

Пособие содержит основной теоретический материал и рекомендации по выполнению отдельных разделов курсовой работы «Проектирование электрической сети». Приводятся программа курсовой работы, числовые примеры расчета, некоторые технические справочные материалы и список литературы, необходимой для самостоятельной работы студентов.

Табл. 25. Ил. 43. Библиогр.: 8 назв.

Печатается по решению редакционно-издательского совета ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина»

НАУЧНЫЙ РЕДАКТОР

А.И. Кулешов

РЕЦЕНЗЕНТ

кафедра электрических систем ИГЭУ ©А.Е. Аржанникова, Т.Ю. Мингалва, ISBN

ВВЕДЕНИЕ

Электрическая сеть совокупность преобразующих подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередачи, размещнных на территории района. Она предназначена для передачи и распределения электроэнергии от источника к потребителям.

Электрическая сеть это сложная система с постоянно меняющимися режимными параметрами, быстро протекающими технологическими процессами, требующая управления.

Проектирование электрической сети требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, параметры и надежность работы сети.

В процессе проектирования приходится решать задачи по выбору конфигурации схемы электрической сети и основных ее элементов, проводить расчеты установившихся режимов и оценивать полученные результаты, а также уметь управлять режимом сети, определять технико-экономические показатели сети.

Пособие включает в себя теоретические сведения, рекомендации по выполнению отдельных разделов курсовой работы и численные примеры, позволяющие детально разобраться в изучаемом материале самостоятельно. Оно может быть использовано студентами как дневного, так и заочного обучения.

Авторы не претендуют на полное изложение всех вопросов, связанных с проектированием электрических сетей, поэтому оно не может заменить в полной мере учебники, справочники и пособия по электрическим системам и сетям.

1. ПРОГРАММА КУРСОВОЙ РАБОТЫ

1.1.1. Анализ расположения источников питания и нагрузок. Разработка допустимых по техническим требованиям вариантов конфигурации сети (выбор трасс и числа цепей линий электропередачи). Анализ вариантов и выбор двух наиболее рациональных из них.

1.1.2. Определение номинальных напряжений участков сети для сопоставляемых вариантов.

1.1.3. Выбор числа и номинальной мощности трансформаторов на понижающих подстанциях (ПС).

Определение расчетных нагрузок сети.

1.1.4. Выбор и проверка марок и сечений проводов воздушных ЛЭП.

1.1.5. Расчет режима максимальных нагрузок двух сравниваемых вариантов сети для оценки потерь мощности и энергии, уровней напряжения на вторичных шинах понижающих подстанций.

1.1.6. Выбор схем электрических соединений понижающих подстанций (распределительных устройств).

дисконтированных затрат).

1.2. Расчет установившихся режимов выбранного варианта развития сети, регулирование напряжения 1.2.1. Выбор и обоснование расчетных режимов сети.

трансформаторов для обеспечения требуемых уровней напряжения на шинах низшего напряжения подстанций в дополнительных средств регулирования напряжения при необходимости.

1.2.3. Анализ результатов расчета режимов.

1.2.4. Составление и анализ баланса активных и реактивных мощностей.

1.3. Технико-экономические показатели проекта 1.3.1. Определение стоимости сооружения сети.

1.3.2. Определение ежегодных эксплуатационных расходов.

1.3.3. Определение коэффициента полезного действия сети в режиме максимальных нагрузок и средневзвешенного по энергии за год.

электроэнергии.

1.4. Графическая часть (1 лист формата А4, на котором изображаются планы двух сравниваемых вариантов сети, схема электрических соединений выбранного варианта с результатами расчета установившихся режимов).

2. ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

«Электрические системы».

Согласно заданным координатам составляется план расположения источника питания (существующей подстанции А) и проектируемых подстанций (1, 2, 3) в заданном районе энергосистемы. Расстояния между подстанциями измеряются прямо на плане в заданном масштабе.



В таблице заданий на проектирование указаны следующие исходные данные по вариантам для выполнения курсовой работы:

1) координаты расположения источника питания А и проектируемых подстанций (1, 2, 3), от которых получают питание новые потребители электроэнергии.

Предполагается, что у питающей подстанции А имеются распределительные устройства напряжением 220 и кВ, к которым можно подключить новые ПС.

2) значения наибольших (Рмакс) и наименьших (Рмин) активных мощностей нагрузок проектируемых подстанций на различных классах напряжения (10, 110 кВ) и соответствующие им значения tg;

3) продолжительности использования максимума активной мощности ТМа потребителей новых ПС;

4) продолжительность жизненного цикла проекта Тр;

5) масштаб по обеим осям координат (x; y);

6) дополнительные данные, одинаковые для всех вариантов:

а) состав нагрузки по категориям надежности электроснабжения – I, II, III;

б) уровни напряжения на шинах ПС А:

- в режиме максимальных нагрузок 1,05 Uном;

- в режиме минимальных нагрузок 1,0 Uном.;

в) норма дисконта Ен = 13 %;

г) цена на электроэнергию Цэ = 1,0 руб/кВт·ч (тариф на передачу электроэнергии по сети напряжением 220 кВ);

д) строительство новых подстанций предполагается в Европейской части России.

Сначала необходимо разработать карту-схему развития сети с учетом заданного расположения базисного (А) и нагрузочных узлов (1, 2, 3).

Исходные данные сети, рассчитываемой в данном пособии в качестве примера, приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1. Исходные данные сети Вариант задания Пример расположения подстанций приведен на рис. 2.1.

(см) Рис. 2.1. План расположения источника питания и Примеры расчета различных параметров сети, взятой за образец, в тексте учебного пособия приводятся именно для указанных исходных данных и выделены в тексте курсивом.

3. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Проектирование электрических систем, как правило, не начинается «с нуля» проектируется развитие сети, то есть подключаются новые подстанции к существующей опорной подстанции системы (ПС А в задании к курсовой работе).

3.1. Основные требования к схемам сети Обеспечение необходимой надежности, при которой в случае отключения любой линии или трансформатора сохраняется питание потребителей без ограничения нагрузки с соблюдением нормативного качества электроэнергии.

Согласно [4], для того чтобы обеспечить необходимую надежность электроснабжения в каждом варианте схемы, потребители I и II категорий должны получать электроэнергию от двух независимых источников питания (двух секций сборной шины ПС А). Потребителей III категории допускается снабжать электроэнергией по одной линии.

Обеспечение нормируемого качества электроэнергии в различных точках сети, в частности, нормируемого отклонения напряжения.

Схема электрической сети должна быть гибкой должна быть приспособлена к работе в ремонтных и послеаварийных режимах, допускать расширение сети без существенных изменений созданной ранее соответствовать требованиям охраны окружающей Развитие сети должно предусматриваться на основе типовых унифицированных элементов. Это снизит стоимость сети.

Принятый вариант схемы при прочих равных условиях должен быть экономичным.

3.2. Разработка вариантов конфигурации схемы получающих питание от одного центра питания, и их применение:

разомкнутые – магистральные, радиальные, радиально-магистральные – в которых питание к потребителю поступает с одной стороны:

одноцепными линиями. Применяются для потребителей III категории по надежности;

двухцепными линиями. Применяются для потребителей I и II категорий по надежности.

замкнутые - кольцевые сети одноцепные и двухцепные – в которых электроэнергия к потребителю поступает по крайней мере с двух сторон, являются резервированными и могут использоваться для питания потребителей I и II категорий.

На практике используются сочетания различных типов конфигураций.

При выборе конфигурации сети необходимо придерживаться следующих принципов:

осуществлять по кратчайшему расстоянию;

передача электроэнергии потребителям должна производиться в направлении общего потока мощности от источника питания, следует избегать обратных потоков;

каждый вариант сети должен удовлетворять условиям надежности электроснабжения (потребители первой и второй категории должны снабжаться энергией от двух независимых источников питания, по двум линиям электропередачи и через два трансформатора).

равнонадежных вариантов схем.

Примеры конфигураций сети для рассматриваемых исходных данных приведены на рис. 3.1. Варианты 2, 3, имеют замкнутые участки. Остальные сети разомкнутые. В разомкнутых вариантах для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, в связи с заданной категорийностью потребителей по надежности (I - III), требуется сооружение на всех участках не менее двух параллельных линий.

Рассмотрение кольцевых сетей позволяет наметить сооружение по одной линии на большинстве трасс.

Расположение ПС 2 в центре района и наличие у нее нагрузки на напряжение 110 кВ определяет ее как узловую во всех вариантах, кроме 3-го и 4-го.

Присоединение ПС 3 и ПС 1 может быть выполнено через ПС 2 различными способами (варианты 1, 2, 5, 6, 7, 8).

ПС могут подключаться к электрической сети как отдельными линиями, так и с помощью ответвлений от радиальных и магистральных линий (вариант 5). Присоединение ПС к ЛЭП при помощи ответвления дешевле, так как требует меньше коммутационных аппаратов, но эксплуатация ЛЭП с ответвлением менее удобна, так как при ремонте любого из ее участков надо отключать всю линию (одну цепь Л 21 и ответвления на ПС 3).

Рис. 3.1. Варианты конфигурации сети Предварительно варианты сопоставляются по критерию минимума суммарной длины линий, отражающей стоимость сооружения ЛЭП.

Длины двухцепных линий при этом умножаются на 1,5 во столько раз дороже двухцепная линия по сравнению с одноцепной при использовании двухцепных опор.

Таблица 3.1. Сравнение вариантов конфигураций сети по суммарной длине линий Сравнение и оценка намеченных вариантов схем распределительных устройств ПС число выключателей в них, зависящее от числа присоединений и номинального напряжения. В варианте 6 на высшем напряжении ПС потребуется сложное распределительное устройство (как и у ПС 2), что увеличит стоимость проекта.

В итоге из всех вариантов конфигурации сети целесообразно выбрать схемы с меньшей длиной линий, построенные по двум различным принципам:

а) в виде схемы с односторонним питанием;

б) в виде схемы замкнутого (кольцевого) типа.

Эти схемы обладают различными качественными технико-экономическими показателями, поэтому должны быть внимательно изучены.

В данном пособии приведены расчет и сравнение схем по вариантам 1 и 2.

4. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕМЕНТОВ СЕТИ

Выбор всех элементов электрической сети производится по параметрам режима максимальных характеризующегося наибольшей загрузкой оборудования.

4.1. Выбор номинальных напряжений участков Номинальное напряжение ( U ном ) это основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость. Оно должно соответствовать принятой системе номинальных напряжений в регионе (110 220 500 кВ или 110 330 750 кВ).

В общем случае выбор номинального напряжения электрических сетей является технико-экономической задачей, так как при увеличении номинального напряжения возрастают капитальные вложения в сооружение сети и уменьшаются эксплуатационные издержки за счет снижения потерь электроэнергии.

Ориентировочное значение по техническим характеристикам ЛЭП: значению передаваемой мощности и расстоянию, на которое она передается.

Например, по эмпирической формуле Г. А.

диапазоне от 35 до 1150 кВ.

где L – дальность передачи, км;

Pмакс – передаваемая по ЛЭП в режиме максимальных нагрузок активная мощность, МВт;

n количество цепей ЛЭП.

Варианты проектируемой электрической сети или отдельные ее участки могут иметь разные номинальные напряжения. Обычно сначала определяют номинальное напряжение головных, более загруженных участков.

Для определения Pмакс, протекающей по линии, находят приближенное потокораспределение без учета потерь мощности. В разомкнутых сетях это делается простым суммированием мощностей на каждом участке.

двухступенчатой радиальной сети варианта 1. Все ЛЭП двухцепные, по линии А2 передается мощность ко всем трем новым ПС, одна из которых (ПС 2) имеет нагрузку и на напряжении 110 кВ, и на напряжении 10 кВ (рис. 3.2).

По Л 23 и Л 21 передаются мощности к ПС 3 и ПС 1 соответственно Из шкалы номинальных напряжений выбираем ближайшие большие значения для Л А2 220 кВ, для Л 23 и Л 21 110 кВ. По заданию у существующей ПС А имеется распределительное устройство напряжением 220 кВ, к которому и будет подключена новая Л А2, передающая мощность в новый район нагрузок.

В сети варианта 2 с кольцевым участком сети ЛА 2 несет ту же суммарную нагрузку, следовательно, и класс напряжения тот же.

Подробно теорию расчета простой замкнутой сети см.

в подразд. 4.4 и 5.2.

В замкнутой сети находят потоки мощностей по длинам участков без знания и площади сечения проводов.

Участки кольцевой сети, как правило, необходимо выполнять на одно номинальное напряжение.

На начальном этапе проектирования в однородной замкнутой сети (в которой отношение для любого участка сети постоянно например, если все участки ЛЭП выполнены проводами одного сечения с одинаковым расположением проводов фаз) можно независимо рассматривать распределение активной и реактивной мощностей [3].

Простейшую кольцевую электрическую сеть (рис. 4.1) рассматриваем как линию с двусторонним питанием при условном разрезании ее по источнику питания (рис. 4.2).

Рис. 4.2. Условно разрезанная по источнику питания Тогда приближенно потоки активной мощности на головных (наиболее загруженных) участках замкнутой сети в общем случае определяются по правилу электрических моментов для мощностей нагрузочных узлов в противоположного питающего узла (А или В):

Где i - порядковый номер ПС в кольце;

узле;

liВ – суммарное расстояние от источника В.

В частном случае питания по кольцу двух ПС (рис. 4.1 и 4.2) потоки мощности по Л 21 и Л 23:

Проверить расчеты можно по балансу приходящей в кольцо мощности, вычисленной без учета потерь мощности и потреблению в нем:

29,099 28,901 40 18 МВт, т.е. 58 = 58 МВт.

Номинальным напряжением кольца примем наибольшее из вычисленных по параметрам Л 21 и Л 23:

Из шкалы номинальных напряжений выбираем ближайшее большее значение 110 кВ.

Наличие в проектируемой сети участков трех классов номинального напряжения (220, 110 и 10 кВ) предполагает использование трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов) для их связи, чаще всего на узловой ПС. Наличие двух классов номинального напряжения (110 и 10 кВ) предполагает использование двухобмоточных трансформаторов.

Выбор числа трансформаторов (один или два) на новой понижающей ПС главным образом зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанции потребителей.

Двухтрансформаторные ПС применяются при преобладании потребителей 1-ой категории (I) и ответственных потребителей 2-ой (II) (рис. 4.3,а).

Рис. 4.3. Двух- а) и однотрансформаторная б) понижающие подстанции с духобмоточными трансформаторами Основой для выбора мощности трансформаторов являются допустимые аварийные перегрузки Кав доп.

Трансформаторы перегружаются по мощности при отключении одного из трансформаторов ПС (послеаварийный или ремонтный режим). Оставшийся в работе трансформатор воспринимает всю нагрузку подстанции (Sмакс) после включения секционного выключателя (СВ) автоматикой ввода резерва (АРВ).

Перегрузка допустима при выполнении условия где номинальная мощность трансформатора;

n число трансформаторов на подстанции;

Кав 1,4 коэффициент допустимой аварийной перегрузки, так как в соответствии с [5] допускается перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока до 40 % общей продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение пяти суток подряд при полном использовании всех устройств охлаждения трансформатора.

перегрузок К ав доп с учетом продолжительности суточного максимума (перегрузки) h, температуры охлаждающей среды 0, системы охлаждения трансформатора (масляное, воздушное, негорючим жидким диэлектриком) и коэффициента загрузки трансформатора в режиме, предшествующем максимуму, K1Р [5]. Не все перечисленные сведения на стадии проектирования известны, поэтому лучше выбрать трансформатор большей номинальной мощности.

Из выражения для коэффициента допустимой аварийной перегрузки получается следующее условие выбора номинальной мощности каждого из трансформаторов двухтрансформаторной ПС:

где расчетная максимальная нагрузка подстанции на заданных на проектирование образом:

При проектировании двухтрансформаторной ПС необходима проверка на допустимость аварийных перегрузок.

применяются при наличии потребителей 3-й категории, а также 2-ой категории при условии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям вторичного напряжения от соседних подстанций. Мощность трансформатора должна обеспечить питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции, то есть выбирается из условия Sном Sмакс.

Пример выбора трансформаторов новой ПС 1.

Полная мощность нагрузки подстанции по (4.2) и (4.3):

S1макс P 2 Q1макс 402 202 44,72 МВ А.

Так как в составе нагрузки имеются потребители I, II и III категорий, то на ПС 1 необходимо установить два трансформатора, номинальная мощность каждого из которых по (4.1) По [1, табл. 5.18] или табл. П2.1 выбираем два двухобмоточных трансформатора ТРДН-40000/110 с расщепленной обмоткой низшего напряжения (НН), номинальной мощностью Sном = 40 МВА, с номинальным напряжением обмотки высшего напряжения (ВН) Uном В = 115 кВ. Остальные технические характеристики Sхх = 0,036 + j0,26 МВА приведены на схеме замещения сети (рис. 4.5, П1.3, П1.4).

допустимости аварийной перегрузки:

Пример выбора трансформаторов новой узловой ПС 2.

Полная мощность нагрузки подстанции по (4.2):

Так как в составе нагрузки имеются потребители I, II и III категорий, то на ПС необходимо установить два трансформатора, номинальная мощность каждого из которых Sном 0,7 S2 макс 0,7 158,76 111,13 МВ А.

По [1, табл. 5.23] или табл. П2.2 выбираем два автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/ номинальной мощностью Sном = 125 МВ·А, с номинальным напряжением обмотки ВН Uном В = 230 кВ, обмотки СН Uном С = 121 кВ. Остальные технические характеристики автотрансформатора RВ /RC /RН = 0,52/0,52/1,0 Ом и ХВ /ХC /ХН = 49/0/131 Ом каждой из обмоток, Sхх=0,065+j0,625 МВ·А приведены на схеме замещения сети (рис. П1.3, П1.4).

Коэффициент допустимой аварийной перегрузки:

подстанции Вычисление расчетных нагрузок подстанции предшествует выбору сечения фазного провода ЛЭП и является началом расчета режима максимальных нагрузок сети.

Схема замещения n параллельно установленных двухобмоточных трансформаторов приведена на рис. 4.4.

Трансформатор условно разбивается на сопротивление и идеальный трансформатор, так как совместно рассматриваются сети разного напряжения. Такой же схемой могут быть представлены двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой НН при параллельной работе обмоток НН.

Рис. 4.4. Эквивалентная схема замещения n параллельно включенных двухобмоточных трансформаторов Расчетная (эквивалентная, суммарная) нагрузка подстанции включает мощность нагрузки подстанции, заданную на стороне низшего напряжения подстанции, потери мощности в обмотках трансформаторов, потери холостого хода в сердечниках.

где SXX потери холостого хода в сердечнике намагничивание QXX сердечника;

Sперем переменные потери полной мощности в обмотках трансформаторов, зависящие от передаваемой по ним мощности по формуле P ( Q ) мощность, протекающая по участку сети;

где U напряжение в начале или конце участка (элемента) сети, но обязательно в одной точке с потоком мощности;

трансформаторов.

Переменные потери мощности это потери, идущие на нагрев обмоток Pперем и создание потоков рассеяния Q. Их определяют по известному потоку мощности, идущему непосредственно по продольной ветви (по сопротивлениям обмоток R и Х). Потери мощности могут быть определены по данным как начала («н»), так и конца («к») участка сети (ВЛ, трансформатора). Важно использовать напряжение и мощность для одной и той же точки («н» или «к»). Начало и конец участка сети определяются направлением потока мощности по нему.

В случае расчета потерь в трансформаторе, известна мощность в конце трансформатора равная его нагрузке номинальному напряжению обмотки ВН U НН, можно использовать номинальное напряжение обмотки ВН трансформатора Uном В (см. [1, табл. 5.18]. Тогда формула (4.5) для определения потерь в n трансформаторах приобретает вид Пример определения расчетной нагрузки ПС 1 (рис.

4.5).

При расчете установившихся режимов можно не учитывать расщепление и рассматривать трансформатор типа ТРДН как простой двухобмоточный (см. рис. 4.4). Тогда потери в двух трансформаторах и расчетная нагрузка по (4.6) 40,178 j 23,144 МВ А.

40,178 j 23, У трехобмоточного трансформатора (рис. 4.6,б), двухобмоточного с расщепленной обмоткой НН (при раздельной работе обмоток низшего напряжения) (рис.

4.6,в) и автотрансформатора (рис. 4.6,а) в схеме замещения каждая обмотка представляется своим сопротивлением и по каждой из них передается своя мощность.

Схема замещения n параллельно установленных трехобмоточных (авто-)трансформаторов приведена на рис. 4.7.

SСН SСН К ВС

S НН S НН

Рис. 4.7. Схема замещения n параллельно установленных трехобмоточных (авто-)трансформаторов Переменные потери мощности определяются в каждой из обмоток (ВН, СН, НН) трансформаторов отдельно по (4.6) и складываются:

4.4. Выбор экономического сечения ЛЭП Наиболее распространены воздушные ЛЭП из-за их относительно малой стоимости. Площадь поперечного сечения провода важнейший параметр ЛЭП. С увеличением сечения возрастают затраты на сооружение ЛЭП, но уменьшаются потери электроэнергии в ней. В неизолированные многопроволочные сталеалюминиевые провода марки АС.

Конфигурация и количество ЛЭП намечается на основании данных о характере и мощности потребителей электроснабжения.

При проектировании выбор сечения ЛЭП (ВЛ, КЛ) напряжением от 1 до 330 кВ производится по нормируемому показателю экономической плотности jЭК [А/мм2], использование которого гарантирует тока минимум затрат на сооружение и эксплуатацию ЛЭП, и расчетному току в режиме максимальных нагрузок (с учетом или без учета потерь в ПС):

зависимости от материала, из которого сделана проводящая часть провода (алюминий, медь), и времени использования максимума активной мощности Для того, чтобы не было потерь активной мощности на корону, для ВЛ напряжением 110 и 220 кВ установлены наименьшие допустимые сечения проводов:

Существует также ограничение по условию допустимого нагрева провода как в нормальных, так и в послеаварийных режимах. Оно соблюдается если наибольший возможный ток в ЛЭП в самом тяжелом для рассматриваемой линии послеаварийном режиме не превышает длительно допустимого значения для провода данного сечения:

Для ВЛ доп нормируется из условий работы контактных соединений, ему соответствует допустимая температура нагрева.

При отсутствии короны схема замещения n-цепной ЛЭП имеет П-образный вид (рис. 4.8).

Рис. 4.8. Эквивалентная схема замещения n-цепной ЛЭП Параметры ЛЭП определяются умножением удельных значений продольных (активного и индуктивного сопротивлений) и поперечных (емкостной проводимости) Под действием емкостной проводимости b0 и приложенного к линии напряжения в ней протекает емкостный, или зарядный, ток. Емкостный ток опережает напряжение и является источником реактивной мощности.

Зарядный ток создает зарядную мощность линии Поскольку генерируется воздушной линией, при указанном на рис. 4.8 ее направлении уместен знак «минус».

двухцепной Л 21.

тогда по (4.7) где табл. П2.8 для неизолированного алюминиевого провода при числе часов использования максимума нагрузки ПС Т Ма1 4300 ч.

Ближайшее стандартное сечение 150 мм2, поэтому предварительно выбираем двухцепную ВЛ с проводом АС-150/24.

Проверки:

- сечение выбранного провода (150 мм2) больше наименьшего допустимого по короне (70 мм2);

- послеаварийным для двухцепной линии является режим отключения одной из цепей в период максимальной нагрузки, тогда по оставшейся в работе цепи протекает который меньше, чем доп А по [1, табл. 3.15] или табл. П2.9, то есть условие (4.8) выполняется и нагрев будет допустимым.

Из [1, табл. 3.8] или табл. П2.6 выбираются r0 = 0,204 Ом/км, индуктивное x0 = 0,42 Ом/км сопротивления и удельная емкостная проводимость b0 = 2,70710-6 См/км) для провода марки АС-150/24. Тогда параметры линии Л 21 по (4.9):

QC 21 Uн b0 lЛ 21 1102 2,707 10-6 46 1,508 Мвар.

Аналогично выбираются провода остальных ВЛ разомкнутой (радиальной) сети.

В замкнутой (кольцевой) сети распределение потоков мощности не так очевидно. Поэтому предварительный расчет потоков мощностей по проектируемым ЛЭП ведется в предположении, что все ЛЭП кольца выполнены проводами одного сечения, то есть по длинам.

Простейшая кольцевая электрическая сеть (рис. 4.9) рассматривается как линия с двусторонним питанием при условном разрезании ее по источнику питания (ИП) (рис. 4.10). Характерным в этом случае считается равенство напряжений по концам линии Рис. 4.9. Исходный вид кольцевой сети Рис. 4.10. Условно разрезанная по источнику питания кольцевая Приближенно потоки мощности на головных участках замкнутой сети в общем случае определяются по правилу электрических моментов для мощностей нагрузочных узлов в зависимости от расстояний от узла нагрузки до противоположного питающего узла (А или В):

где i - порядковый номер ПС в кольце;

n - количество подстанций в кольце;

SР ПСi расчетная мощность ПС, подключенной в i -м узле;

liВ – суммарное расстояние от i -ой нагрузки до источника В.

В частном случае питания по кольцу двух ПС (рис. 4.10) мощностям узлов нагрузок первого закона Кирхгофа можно найти потоки мощности на всех участках кольца. Так, мощность на участке 1- S12 SА SР ПС1. Знак численного значения S12 покажет его направление и точку потокораздела узел сети, нагрузка которого питается с двух сторон, отмеченную треугольником.

По известным потокам мощности определяются токи и экономические сечения одноцепных ВЛ кольца по (4.7).

Наиболее тяжелыми послеаварийными режимами для замкнутых сетей являются отключения головных участков (прилегающих к ИП), например, для Л1 самым тяжелым будет отключение Л3 (рис. 4.11), тогда ток в Л определяется нагрузками двух ПС Его нужно сравнить с допустимым током по (4.8).

Рис. 4.11. Модель наиболее тяжелого режима для Л Для Л2 самым тяжелым будет тот же режим, если SР ПС2 SР ПС1. По Л3 самый большой ток будет протекать при отключении Л1.

Проверка сечений по нагреву выполняется отдельно для каждой линии.

Пример выбора сечения ВЛ в кольцевом участке варианта 2 конфигурации сети. Источником питания для этого участка являются сборные шины 110 кВ ПС 2.

Узлами нагрузки ПС 1 и ПС 3.

Рис. 4.12. Исходный (а) и условно разрезанный (б) вид Потоки мощности по линиям Л 21 и Л 23:

(40,178 j 23,144) (30 35) (18,105 j10,552) (40,178 j 23,144) 46 (18,105 j10,552) (46 30) Проверить расчеты можно по балансу приходящей в кольцо мощности, вычисленной без учета потерь, и потреблению в нем.

Поток мощности в линии Л 13 в предположении, что точка потокораздела находится в узле 3:

S13 S21 SР ПС1 29, 236 j16,88 (40,178 j 23,144) 10,942 j 6, 264 МВ А.

Знак его показывает, что поток направлен к узлу потокораздела. Это можно было предположить до расчетов, так как точкой потокораздела, т.к. мощность подойдет к ПС1 с двух сторон.

кольцевого участка по мощностям учитывать, что ВЛ предполагаются одноцепными, то есть Выбор сечения линии Л 21:

Ток, протекающий по Л 21 в режиме максимальных нагрузок:

табл. 3.12] или табл. П2.8.

Сечение фазного провода воздушной линии определяется по (4.7):

Выбирается провод по [1, табл. 3.8] или табл. П2. ближайшего стандартного сечения марки АС – 185/29 с удельными параметрами:

Тогда расчетные параметры ВЛ по (4.9):

- сечение выбранного провода (185 мм2) больше наименьшего допустимого по короне (70 мм2);

- наиболее тяжелым послеаварийным режимом для рассматриваемой линии в кольце будет отключение Л 23 (рис. 4.13).

Рис 4.13. Режим отключения Л 23 для проверки выбранного Послеаварийный ток, протекающий по Л21:

Допустимый по нагреву ток для провода АС – 185/29 доп Л Условие проверки по нагреву (4.8) выполняется.

соответственно.

5. РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА

Режим сети – состояние сети в определенный момент времени, который характеризуется режимными параметрами (П = P, Q, U, f, I, P, Q).

Установившиеся режимы (УР) – это режим при практически неизменных параметрах (П = const).

следующих задач:

1. Определение загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности ожидаемым потокам мощности;

2. Оценка уровней напряжения в узлах и элементах сети, анализ их допустимости и выбор, при необходимости, средств регулирования напряжения;

3. определение потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь.

(электрического расчета) служат: схема электрической сети, характеризующая взаимную связь ее элементов (рис.

П1.3 ); параметры схем замещения всех элементов сети;

расчетные мощности нагрузок и заданные напряжения в отдельных точках сети.

Наиболее характерные УР:

Режим максимальных нагрузок, характеризующийся наибольшей загрузкой оборудования и снижением уровней напряжения;

Режим минимальных нагрузок, характеризующийся снижением электропотребления и повышением уровней напряжения;

Послеаварийные режимы, возникающие при отключении наиболее загруженных элементов сети (аварийном отключении или выводе в ремонт) при наибольшем электропотреблении.

Расчеты УР могут выполняться вручную или с использованием ЭВМ, например, с использованием программы Energy100, разработанной на кафедре Электрических систем ИГЭУ и установленной в вычислительной лаборатории этой кафедры и в ОКСО электроэнергетического факультета.

разомкнутой электрической сети Расчет УР заключается в определении мощностей в ветвях сети и напряжений в узлах.

Передача электроэнергии сопровождается потерями активной (26 % от мощности нагрузок) и реактивной (612 %) мощностей. Уровень потерь уменьшается с увеличением класса напряжения.

Наиболее реальным сочетанием исходных данных для расчета УР является напряжение в центре питания и мощности нагрузок в местах их подключения.

5.1.1. Расчет мощностей. В курсовой работе при известных мощностях нагрузок ПС ( Si макс ) необходимо определить мощность, поступающую в проектируемую сеть от существующей ПС А ( S А ), которая будет больше на величину потерь в элементах сети (линиях, трансформаторах). Источник питания района должен быть способным обеспечить дополнительную нагрузку РА и QА, а существующая сеть должна быть способной ее пропустить.

При указанном наборе исходных параметров расчет мощностей ведется по данным конца участка прямым ходом, то есть простым суммированием известных мощностей конца участка и потерь мощностей.

Расчет потокораспределения от конца передачи к S1 макс, S2 макс, S2 макс, S3 макс для схемы варианта 1 ведется в следующем порядке (условные обозначения потоков мощности в элементах сети см. на рис. П1.3).

S1 макс SПС1 SПС1 Sр ПС SЛ 21 SЛ 21;

в блоке ПС3 – Л 23:

S3 макс SПС3 SПС3 Sр ПС в обмотках СН АТ:

в обмотках НН АТ:

в обмотках ВН АТ:

По расчетной мощности ПС2 ( Sр ПС2 ) выбирается сечение Л А2 (см. подразд. 4.4).

В линии Л А2:

Sр ПС2 S При расчете переменных потерь мощности в элементе сети по (4.5) при неизвестных напряжениях в конце элемента (трансформатора или линии) в качестве начального приближения можно использовать номинальное напряжение обмотки ВН трансформатора (так как сопротивления приведены к нему) или номинальное напряжение сети для линии. Это соответствует разумному допущению о том, что напряжения во всех узлах сети в нормальном режиме не могут существенно отличаться от номинального напряжения данного класса сети. В (4.5) подставляются потоки мощности в конце элемента.

В процессе расчета УР по сечение двухцепной ВЛ А2 по (4.7), определяются ее параметры, в том числе QС ЛА2 и продолжается расчет замещения (рис. П1.3).

5.1.2. Расчет напряжений. Расчет напряжений ведется по известным уже данным начала участка (заданному напряжению начала прямом ходе мощности в начале S ) обратным ходом, то есть простым вычитанием из известных напряжений начала участка падения напряжения в элементе сети.

Рассмотрим расчет напряжений на примере ЛЭП (рис. 5.1).

Рис. 5.1. Поясняющая схема замещения В нагруженной линии напряжение в конце по модулю меньше, чем в начале U U на величину падения напряжения.

Падение напряжения геометрическая разность векторов напряжений в начале и конце участка Вектор падения напряжения на участке при расчете его по параметрам начала участка, выражается через продольную и поперечную составляющие по следующим формулам:

P Н RЛ Q Н X Л P Н X Л Q Н RЛ

P Н RЛ Q Н X Л

где падения напряжения в ЛЭП,

P Н X Л Q Н RЛ

падения напряжения в ЛЭП.

Если направить вектор U Н по оси действительных чисел, то продольная составляющая – это проекция падения напряжения U на эту ось, поперечная составляющая это проекция на ось мнимых чисел.

Введенные понятия и соотношения проиллюстрированы векторной диаграммой напряжений линии (рис. 5.2).

Рис. 5.2. Векторная диаграмма напряжений ЛЭП определить из прямоугольного треугольника 0АВ:

Все приведенные выражения справедливы и для определения падения напряжения в трансформаторах и АТ. При вычитании из двухобмоточном трансформаторе получаем приведенное к высшему напряжению НН. А для определения модуля действительного напряжения на шинах НН понижающей U НН (см. рис 4.4) нужно использовать коэффициент трансформации:

При расчете режимов сетей с Uном 110 кВ поперечную составляющую падения напряжения можно не учитывать, так как она мало сказывается на точности расчета. Для таких сетей характерна соизмеримость R и Х, P и Q, поэтому поперечная составляющая мала (PXQR0), тогда и U=0. Векторная диаграмма напряжений приобретает вид Рис. 5.3. Векторная диаграмма напряжений без учета поперечной составляющей падения напряжения Рассмотрим пример расчета напряжения в конце двухцепной ВЛ А2. Схема замещения этого участка сети приведена на рис. 5.4.

Так как номинальное напряжение ВЛ 220 кВ, при продольную, и поперечную его составляющие:

6, 29 j 6, 66 кВ.

подключения обмотки ВН ПС2) по (5.2) При определении падения напряжения в сети 110 кВ (Л 23 и Л 21, а также в трансформаторах ПС 3 и ПС 1) поперечную составляющую падения напряжения можно не учитывать.

Оценка напряжения на шинах НН ПС дает возможность судить о качестве электроэнергии и сделать выводы о выборе необходимых средств регулирования напряжения.

замкнутой электрической сети разомкнутых т.к. распределение токов в ветвях зависит не только от нагрузки, но и от параметров ветвей.

В расчетных нагрузках ПС нужно учесть зарядные мощности прилегающих ЛЭП, тогда Схема замещения кольцевого участка сети, разрезанного по узлу источника питания, представляется в виде линии с двухсторонним питанием при (рис. 5.5) с промежуточными отборами мощности (ПС1 и ПС2).

Рис. 5.5. Схема замещения кольцевого участка сети Расчет потоков мощности производится в 2 этапа:

Если выбранные сечения ЛЭП кольцевого участка получились разными, то выполняется уточненный расчет потокораспределения по сопротивлениям без учета потерь. Потоки мощности на головных участках:

где Z iВ – суммарное сопротивление ЛЭП от i -ой нагрузки В частном случае питания по кольцу двух ПС (рис. 5.5) Сумма головных потоков мощностей (от источника питания) должна быть равна сумме мощностей нагрузок в узлах, поэтому условие проверки правильности мощностям узлов нагрузок, исходя из первого закона Кирхгофа можно найти потоки мощности на всех участках линии. Так, мощность на участке 1- S12 SА SР ПС1. Знак ее покажет точку потокораздела.

Если сечения ЛЭП получились одинаковыми, то расчет по сопротивлениям можно не делать, ограничившись расчетом по длинам.

2. Потоки мощности уточняются (рассчитываются по параметрам конца участка) с учетом потерь ( перем Л, перем Л, перем Л допущении, что UН=UК= Uном ЛЭП.

Предположим, что направления мощностей соответствуют точке потокораздела активных и реактивных мощностей в узле 2.

«Разрежем» линию с двусторонним питанием в узле 2 и получим две разомкнутые сети с одним источником питания каждая (узлы А и В). При этом сохраним потоки во всех ветвях. Тогда найденные мощности на участках вблизи точки потокораздела можно принять за действительные потоки мощности в конце этих участков Рис. 5.6. Две разомкнутые сети, полученные из линии с Далее производится независимо друг от друга расчет двух разомкнутых схем вправо (Л3) и влево (Л1 и Л2) от узла 2 (концов сетей) к узлам А и В (началам).

Когда в результате расчета потокораспределения без учета потерь мощности точки потокораздела активных и реактивных мощностей не совпадают (например, S12 3 j 2 ), линия с двусторонним питанием также может быть разделена на две разомкнутые. Для этого находят предварительно потери мощности на участке между точками потокораздела. Затем составляют две разомкнутые сети без участка между точками потокораздела 1 и 2.

параметрам начала участка ( U А = U В ) выполняется в соответствии с алгоритмом расчета разомкнутых сетей.

Векторная диаграмма напряжений в узлах кольцевой сети показана на рис. 5.7.

Рис. 5.7. Векторная диаграмма напряжений кольцевого Рассчитаем УР максимальных нагрузок кольцевого участка сети схемы варианта 2.

Поскольку сечения линий в кольце оказались разными (FЛ 21 = 185 мм2, FЛ 13 = 70 мм2 FЛ 23 = 185 мм2), производится уточненный расчет потокораспределения с учетом фактических значений сопротивлений участков линии, а также зарядной мощности ВЛ (определение параметров линии см. в разд. 4.4).

Расчетная схема замещения представлена на рис.

5.8.

Рис. 5.8. Схема замещения кольцевого участка сети Расчетные величины нагрузок ПС1 и ПС3 с учетом зарядной мощности линий по (5.4) Sр ПС3 Sр ПС3 C31 C позволяют упростить схему замещения (рис 5.9).

Рис. 5.9. Схема для 1-го этапа расчета потоков мощности в Первый этап расчета потоков мощностей по (5.5) с учетом того, что Z АВ Z 21 Z31 Z 23 :

40,178 j 21,916 12, 66 j13,32 5,565 j14, 455 18,105 j9,505 5, =29,446+j17, 726 МВ А.

18,105 j9,505 7,314 j18,998 12, 66 j13,32 40,178 j21,916 =28,838+j13, 698 МВ А.

Значение потока мощности S31 определяется в предположении, что точка потокораздела находится в узле 1, так как нагрузка в нем больше, чем в узле 3:

правильность задания точки потокораздела.

Линия с двухсторонним питанием разрезается в узле 1, в результате чего образуются две разомкнутые сети с известными мощностями в конце ( SЛ 21 S21 и SЛ 31 S31 ). Напряжения в узлах пока неизвестны Рис.5.10. Схема для расчета потокораспределения с учетом уточняется с учетом потерь в линиях, определяемых по мощностям конца и номинальному напряжению сети по схеме:

S2В.

SЛ 21 SЛ 21 Sперем Л 21 29, 446 j17, 726 0, 714 j1, 30,159 j19,579 МВ А.

10,871 j 4,339 МВ А.

28,976 j13,844 МВ А.

SЛ 23 SЛ 23 Sперем Л 23 28,976 j13,844 0, 474 j1, 29, 45 j15, 076 МВ А.

Расчет потокораспределения от кольца передачи к ПС А для схемы варианта 2 после расчета потокораспределения в кольце ведется в том же порядке, как и для варианта 1. (условные обозначения потоков мощности в элементах сети см. на рис. П1.4):

В обмотках СН АТ:

SПС2 СН ;Н перем ПС2 СН

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Технические потери энергии это потери мощности за какой-то промежуток времени определяются расходом электроэнергии на нагрев проводников (Wa) и создание электромагнитных полей (Wp) при передаче.

Для оценки экономичности работы сети определяют годовые потери активной энергии, которые складываются из постоянных и переменных (по отношению к передаваемой мощности).

Постоянные потери не зависят от нагрузки и неизменны в течение всего года (8760 часов) Pпост - постоянные потери мощности ( Ркор потери в изоляции (диэлектрические) КЛ от 110 кВ, – потери холостого хода в сердечнике трансформатора).

Переменные потери энергии (нагрузочные) меняются в соответствии с графиком нагрузки и могут определяться разными способами:

а) по реальному ступенчатому графику нагрузки (рис. 6.1), известному при эксплуатации существующей сети где n – количество ступеней графика;

Si величина мощности на i -й ступени графика нагрузки;

ti, длительность этой ступени;

R сопротивление участка сети, приведенное к U ном.

Рис. 6.1. Годовой график месячных максимумов нагрузки проектировании, когда неизвестен график нагрузки, а заданы прогнозируемые Pмакс и TMa). Точность способа ниже, так же как и точность исходной информации.

переменным потерям мощности Рмакс, найденным для максимальной нагрузки, за годовое время максимальных потерь по выражению:

где — это условное время, в течение которого в элементе сети, обладающем сопротивлением R и работающем с максимальной нагрузкой, выделялись бы такие же потери электроэнергии, как и при работе по действительному графику нагрузки в течение года.

В практических расчетах для типовых годовых графиков время максимальных потерь часто рассчитывают по формуле В. В. Кезевича где TMП время использования максимальной полной годового графика полной мощности нагрузки S(t).

TMП определяют через TМа, которое можно получить из годового графика нагрузки по продолжительности (рис.

График представляет собой упорядоченную 6.2).

диаграмму нагрузок во времени в порядке убывания мощностей, начиная с наибольшей Рмакс, с учетом их продолжительности в течение года. Площадь под графиком P(t) в определенном масштабе равна количеству активной энергии, потребляемой нагрузкой за год.

Одной из основных характеристик такого графика является время использования максимальной активной нагрузки TМа. Это время равно отношению годового количества потребленной электроэнергии Wа год к годовой прямоугольника искусственного графика со сторонами ступенчатым графиком, равной Wa год TМа это такое условное расчетное время, в течение которого потребитель, работая с постоянной максимальной Рмакс, получил бы такое же количество энергии, нагрузкой как и при работе по реальному графику нагрузки в течение года.

Рис. 6.2. Годовой график нагрузки по продолжительности реактивной и полной мощностей ( TМр и можно при проектировании принять для участка радиальной сети, по которому проходит мощность к одной нагрузке Если магистральная линия (рис. 6.3,а) (в том числе кольцевая (рис. 6.3,б)) или трехобмоточный трансформатор (АТ) (рис. 6.3,в) питает несколько нагрузок с различными графиками (и соответственно разными TМа ), то определяется средневзвешенное значение TMП св (и св ) для всей сети с n нагрузками.

Рис. 6.3. Примеры конфигурации сети, требующие Тогда средневзвешенное время максимальных потерь св 0,124 МПсв 8760 ч тоже одно общее для определения потерь энергии во всей сети.

где i – порядковый номер нагрузки.

Для технико-экономического сравнения (разд. 8.2) схем вариантов 1 и 2 требуется определить потери энергии в различающихся частях схем: Л 21, Л 23 в варианте 1 и Л 21, Л 13, Л 23 в варианте 2.

Переменные потери активной мощности в линии Л 21 радиального варианта схемы определены в разд.5. – P21 0,807 МВт.

мощности линии для Л 21 по (6.4):

Время максимальных потерь линии для Л 21 по (6.3):

Переменные потери активной электроэнергии в линии Л 21 по (6.2):

Wперем а 21 P21 1 0,807 2775 2239 МВт ч.

Аналогичные расчеты для линии Л 23:

Постоянных потерь активной мощности и энергии (на корону) у ВЛ Л 21 (провод марки АС – 150/240) и Л (провод марки АС – 120/19) не будет, т.к. сечения превышают наибольшее допустимое – 70 мм2.

Общие потери для Л 21 и Л 23 варианта 1:

Wвар 1 Wперем а 21 Wперем а 23 2239 438 2677 МВт ч.

Для линий кольцевого участка (Л 21, Л 13, Л 23) варианта 2 переменные потери активной мощности определены в разд. 5.2 и составляют:

графиками), переменные потери энергии определяются по средневзвешенному времени максимальных потерь, которое, в свою очередь, зависит от TМП св (40 4300 18 4500)2 (20 1,1 4300 9 1,1 4500) Потерь на корону у ВЛ кольца также не будет, поэтому общие потери активной энергии

7. ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

ПОДСТАНЦИЙ

Для оценки технико-экономических показателей вариантов сети и сопоставления их между собой необходимо выбрать схемы электрических соединений новых ПС на всех напряжениях (распределительные устройства (РУ) ВН, СН, НН).

Рис. 7.1. Схема электрических соединений Главная схема электрических соединений ПС выбирается с использованием типовых схем РУ 35 750 кВ (см. прил. 2). Типовые схемы РУ обозначаются двумя числами, указывающими напряжение сети и номер схемы (например, 110 – 5Н, 330 – 7 и т. п.).

Для РУ ВН, характеризующихся меньшим числом присоединений, как правило, применяются более простые схемы с числом выключателей один и менее на каждое присоединение (линию, трансформатор).

Для двухтрансформаторной тупиковой подстанции, питающейся от двух параллельных линий, может быть применена схема «два блока (линия – трансформатор) с неавтоматической перемычкой со стороны линий» ( 220 – 4Н).

Схема мостика с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий (35 220 – 5Н) применяется в замкнутых сетях (линиях с двухсторонним питанием с заходом их на проходные подстанции).

На подстанциях с двумя линиями и двумя трансформаторами может быть использована схема, в которой число выключателей равно числу присоединений – «четырехугольник» (220 750 – 7). Эта схема в рекомендуется при мощности трансформаторов 125 МВ·А и более в РУ ВН узловых ПС.

Для РУ СН при числе линий три и более рекомендуется ряд типовых схем распределительных устройств со сборными системами шин. Применение элегазовых и вакуумных выключателей, не требующих ремонта в течение всего срока службы, вместо воздушных и масляных, позволяет использовать упрощенные схемы РУ без обходной системы шин.

Наиболее простая схема выполняется с одной секционированной выключателем системой шин ( 220 – 9). В ней каждая линия и каждый трансформатор подключены к одной из секций шин, между которыми установлен секционный выключатель. Применяется в РУ СН узловых ПС.

Новая схема «одна рабочая секционированная по числу трансформаторов система шин с подключением трансформаторов к секциям через развилку выключателей (110 220 – 9Н) применяется при повышенных требованиях к сохранению в работе силовых трансформаторов.

Для РУ НН двухтрансформаторных ПС возможно применение схем:

- одна секционированная система шин;

- две секционированные системы шин (если на ПС трансформаторы с расщепленными обмотками НН).

Пример выбора РУ в двух вариантах сети см. на рис. П1.5 и П1.6 и в табл. 7.1.

Наиболее дорогостоящим оборудованием РУ ВН и РУ СН являются высоковольтные выключатели. В результате выбора схемы РУ определяется число их ячеек. Ячейка РУ – это набор оборудования для присоединения линии, трансформатора или шин, состоящая из выключателя, разъединителей, измерительных трансформаторов и др.

Таблица 7.1. Схемы электрических соединений ПС вариантов 1 и Схема с кольцевым участком (вариант 2) В РУ НН (10 кВ) новых подстанций обоих вариантов сети будет использоваться схема «Одна одиночная секционированная выключателем система шин» (ПС2 и ПС3) и схема «Две одиночные секционированные выключателями системы шин» (ПС1, так как выбраны трансформаторы с расщепленными обмотками НН ТРДН – 40000/110) (см. рис. П1.5 и П1.6).

8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

В качестве экономических показателей при техникоэкономических расчетах и сравнении различных вариантов электрической сети применяются:

1. Единовременные затраты денежных средств (капитальные вложения К) – расходы, необходимые для сооружения сетей.

2. Годовые эксплуатационные расходы (ежегодные издержки И), необходимые для эксплуатации сетей в течение года.

3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети.

4. КПД сети (максимальный и средневзвешенный).

Для электрической сети капитальные вложения складываются из стоимости ЛЭП К ЛЭП и ПС К ПС :

укрупненным стоимостным показателям (УСП) линий и ПС с применением индексов пересчета на дату разработки проектных материалов. В [1] УСП приведены в ценах 2000 г. С учетом 10-ти процентной инфляции индекс пересчета на 2013 год составит (коэффициент дефляции) Кдеф = 1,12013-2000 = 3,45.

Капиталовложения при сооружении линий состоят из затрат на изыскательские работы и подготовку трассы, затрат на приобретение опор, проводов, изоляторов и прочего оборудования, на их транспортировку, монтажные и другие работы.

К0 ЛЭП Кизыск. раб Кпроект Коборуд Кмонтаж.

УСП приведены на 1 км воздушных и кабельных линий, а также на ПС в целом и по их основным элементам для средних условий строительства в Европейской части страны. Для определения стоимости строительства электрических сетей в других районах страны рекомендуется применять повышающие зональные коэффициенты на базисную стоимость электросетевых объектов [1, табл. 7.2] Кзон=11,4.

К 0 ЛЭП – стоимость 1 км ЛЭП [тыс.руб/км]. Зависит от где Uном, марки провода, характеристики опор (ж/б или стальные), количества цепей на опоре [1, табл. 7.5];

Капитальные затраты при сооружении подстанций состоят из затрат на подготовку территории, приобретение трансформаторов, выключателей и прочего оборудования, затрат на монтажные работы и т.д.

УСП ПС приведены по ПС в целом и по отдельным составляющим. Для сравнения вариантов удобнее стоимость РУ считать по количеству ячеек (на один комплект выключателя) и их стоимости.

где К1 тр стоимость одного силового трансформатора;

nтр количество трансформаторов на ПС;

К1 яч стоимость одной ячейки РУ;

nяч количество ячеек;

Кпост стоимость постоянной части затрат по ПС, учитывающая подготовку и благоустройство территории, ОПУ, устройство собственных нужд ПС, коммуникации и т.д. (зависит от схемы соединений РУ ВН и Uном).

Годовые эксплуатационные расходы (ежегодные издержки) для ЛЭП и ПС складываются из отчислений на обслуживание возмещение стоимости потерь электроэнергии Амортизационные отчисления предназначены для накопления средств на возмещение изнашивающихся основных фондов предприятия - капитальных ремонтов, замены физически и морально устаревшего оборудования.

Отчисления на амортизацию тем выше, чем меньше срок службы оборудования. В условиях рынка их можно не учитывать, так как источником капиталовложений на замену объектов могут быть кредиты, прибыль, инвестиции.

Расходы на текущий ремонт включают зарплату ремонтному персоналу и затраты на материальные фонды, необходимые для проведения текущих ремонтов. Расходы на обслуживание учитывают заработную плату обслуживающему персоналу и административноуправленческому аппарату. Расходы на текущий ремонт и обслуживание, называемые расходами на эксплуатацию, часто выражают в технико-экономических расчетах процентами от стоимости сооружения обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат. Определяется по [1, табл. 6.2]:

для ВЛ на стальных и железобетонных опорах от кВ – 0,8%;

для электрооборудования и РУ до 110 кВ – 5,9%;

для электрооборудования и РУ от 220 кВ – 4,9%.

В период рыночной экономики в электрических сетях стоимость возмещения потерь электроэнергии определяется исходя из среднего тарифа по энергосистеме (цены электроэнергии) где Wа год — расчетные потери активной электроэнергии в сети, вызванные вводом объекта;

ЦЭ – цена электроэнергии, коп/кВт·ч (см. задание на проектирование).

Удельные годовые эксплуатационные расходы, получаемые делением величины издержек на количество полезно передаваемой потребителю электроэнергии за год, называют обычно себестоимостью передачи электроэнергии.

Для оценки величин потерь активной мощности и энергии в сети определяется два значения КПД сети:

в режиме максимальных нагрузок средневзвешенный по энергии максимальных нагрузок больше, чем средние, учитывающие все режимы нагрузки.

Технико-экономические показатели проектируемой сети нужно будет определить в завершающей стадии, для выбранного варианта сети.

8.2. Технико-экономическое сравнение вариантов Решающими при сравнении вариантов являются экономические показатели. Экономическим критерием, по которому определяют более выгодный вариант, является минимум дисконтированных затрат. Учитываются затраты только в те элементы, которые различаются в вариантах сети.

Для сравнительной экономической оценки технически сопоставимых вариантов электрической сети используются суммарные дисконтированные затраты, представляющие собой сумму капиталовложений и издержек за срок службы объекта. Если строительство ведется в течение нескольких лет, и ежегодные эксплуатационные расходы неодинаковы для разных лет, затраты приводятся к первому году.

где Кt и Иt – капиталовложения в сеть и эксплуатационные расходы за t-й год расчетного периода сооружения сети ТР;

i – год приведения (удобнее выбрать i = 1). Выбор года приведения не оказывает влияния на соотношение затрат по отдельным вариантам и на выбор варианта;

Енп – норматив приведения (дисконтирования) разновременных затрат, норма дисконта. В курсовом и дипломном проектировании, а также часто и на практике в качестве нормы дисконта ЕНП принимают ставку по долгосрочным банковским кредитам на финансовом рынке;

TР – длительность расчетного периода определяется от начала строительства до года, с которого все объекты вступают в нормальную эксплуатацию.

Так как продолжительность строительства ВЛ или ПС небольшой мощности меньше 1 года, то капиталовложения вносятся в первый год и их можно не дисконтировать. Но ежегодные издержки не остаются постоянными, так как меняется стоимость потерь электроэнергии, оплата труда.

Тогда Все экономические показатели сравниваемых вариантов должны определяться в ценах одного уровня.

Результаты сравнения вариантов сети желательно представить в форме табл. 8.1.

Таблица 8.1. Результаты сравнения вариантов сети Вариант Следует оценить разницу дисконтированных затрат в процентах и выбрать оптимальную схему сети.

Равноэкономичными считаются те варианты, дисконтированные затраты которых различаются не более чем на 5%. Выбор из числа равноэкономичных вариантов производится на основе оценки например, перспективности схемы, удобства эксплуатации, серийности применяемого оборудования, потерь электроэнергии.

Сравнение вариантов сети 1 и 2 по критерию минимума ДЗ.

Таблица 8.2. Ведомость основного оборудования сети Наименование элемента Количество выключателей ЛЭП 2 только воздушными линиями, через которые присоединяются ПС 1 и 3 к ПС2. Капиталовложения и издержки необходимо учесть именно для них.

1) Капиталовложения в ЛЭП:

За базисный уровень в [1, разд. 7] принят уровень цен, сложившихся на 01.01.2000 г, поэтому при расчете капиталовложений в ЛЭП и ПС используется Кдеф = 1,1(Т-2000) – поправочный коэффициент, приводящий цены к текущему году, где Т – текущий год (на 2013 год Кдеф = 1,12013-2000 = 3,45);

Для радиальной схемы (вариант 1) по [1, табл 7.4] стоимость 1 км двухцепной ВЛ, выполненной проводом марки АС-120/19 и АС-150/24 на стальных опорах – тыс. руб/км.

Тогда по (8.1):

Для схемы с кольцевым участком (вариант 2) по [1, табл 7.4] стоимость 1 км одноцепных ВЛ на стальных опорах с проводами марки АС-70/11 – 1050 тыс. руб/км, АСтыс. руб/км. По (8.1):

вар 1100 35 1100 46 1050 30 3, 45 416070 тыс. руб.

2) Издержки на текущий ремонт и обслуживание ВЛ по (8.3) (вариант 1):

вар Издержки на возмещение потерь электроэнергии в ЛЭП по (8.4):

где Цэ = 1,0 руб/кВт·ч – цена электроэнергии (тариф на передачу электроэнергии по сети напряжением 110 кВ) (см. задание на проектирование в разд.2).

Потери энергии в рассматриваемых линиях для варианта 1 и варианта 2 определены в разд. 6.

Суммарные издержки по вариантам сети:

И И обсл И W 2903, 04 2677 5580, Дисконтированные затраты определяются по (8.8) с учетом заданных величин EНП 13%; TP 6 лет, с приведением к 1 году ( i ДЗ вар1 362880 5580, 04 1 0, Разница дисконтированных затрат превышает 5%, следовательно, для дальнейшего расчета выбираем вариант 1, как более экономичный.

Таблица 8.3. Результаты сравнения вариантов сети Вариант Расчет технико-экономических показателей 1) Определение капиталовложений Таблица 8.4. Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи Участок Таблица 8.5. Капитальные вложения в подстанции Ячейка ОРУ – 220 кВ с элегазовым выключателем Ячейка ОРУ – 220 кВ с элегазовым выключателем Ячейка ОРУ – 110 кВ с элегазовым Ячейка ЗРУ – 10 кВ с вакуумным выключателем Линейный регулировочный трансформатор ЛТДН-40000/ Ячейка ОРУ – 110 кВ с элегазовым выключателем Ячейка ЗРУ – 10 кВ с вакуумным выключателем Ячейка ОРУ – 110 кВ с элегазовым выключателем Ячейка ЗРУ – 10 кВ с вакуумным выключателем варианта 1:

К КЛЭП КПС 789342,75 1104828,00 1894170,75 тыс.руб.

2) Определение издержек - издержки на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП по (8.3):

- издержки на текущий ремонт обслуживание ПС по (8.3) При расчете переменных потерь электроэнергии нужно правильно определиться со временем максимальных потерь для элементов сети. Заполнение табл. 8.6 поможет в расчете.

переменных потерь электроэнергии Для определения издержек на возмещение потерь электрической энергии необходимо к потерям в Л 21 и Л 23, полученным в разд. 6, добавить потери энергии в Л А» и в ПС1, ПС2, ПС3.

Средневзвешенное время использования максимальной полной мощности для Л А2 и АТ ПС1, передающих мощность к трем подстанциям:

время максимальных потерь Переменные потери в линии P 1,523 МВт (из расчета установившегося режима для данной схемы сети).

Wа Л А2 Pперем Л А2 св 123 1,523 3366 5126, 42 МВт ч.

Суммарные потери активной энергии в сети:

Издержки на возмещение потерь энергии в сети по (8.4):

Общие ежегодные эксплуатационные издержки:

3) Потребляемая ПС1, ПС2, ПС3 электроэнергия 56 5200 28 5200 40 4300 18 4500 689800 МВт ч.

электроэнергии по (8.5):

КПД в режиме максимальных нагрузок по (8.6):

режима максимальных нагрузок;

мощность нагрузок по заданию.

КПД средневзвешенный по энергии за год по (8.7):

сведены в табл. 8.6.

Таблица 8.6. Технико-экономические показатели проекта КапиталоИздержки, вложения, тыс. руб

РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

Работа всех электроприемников и аппаратов наиболее целесообразна с технической и экономической точек зрения при номинальных параметрах (fном, Uном, Iном). ГОСТ устанавливает допустимые нормы отклонения напряжения от номинального в точках присоединения приемников.

В условиях проектирования и эксплуатации энергосистем невозможно осуществлять контроль качества напряжения у каждого электроприемника. Поэтому при рассмотрении режимов электрических сетей напряжением 110750 кВ качество напряжения должно обеспечиваться на вторичных шинах подстанций напряжением 750 110 / 35 6 кВ, которые являются центрами питания распределительных сетей 6 10 кВ.

В случае переменной в течение суток нагрузки для каждого значения нагрузки будут иметь свое значение и потери напряжения в сети, следовательно, и само напряжение будет изменяться с изменением нагрузки.

Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств, для поддержания допустимых напряжений и обеспечения оптимального режима сети.

Так называемое встречное регулирование предполагает [4] поддержание повышенного напряжения на шинах НН подстанций в период наибольшей нагрузки и его снижение до номинального в период наименьшей нагрузки, то есть компенсирует увеличенную потерю напряжения в сети при больших нагрузках.

Желаемое напряжение в расчетных режимах:

В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение до величины, как можно более близкой к UН0M Uжел min Uном (то есть не ниже 10 кВ).

В режиме максимальных нагрузок увеличивают напряжение до величины, наиболее близкой к (1,051,1)Uном, т. е.

Uжел max 1,05Uном (т. е. не ниже, например, 1,05·10 = 10,5 кВ).

В послеаварийных режимах работы напряжение на вторичных шинах подстанции стараются поддерживать как в режиме максимальных нагрузок т.к. это режим максимальной нагрузки с отключением одного из элементов сети Uжел п/ав 1,05Uном (то есть не ниже, например, 1,05·10 = 10,5 кВ).

Если не удается, то допускается Uдоп п/ав 0,95Uном (то есть 9,5 кВ).

Наиболее надежным и экономичным является автоматическое регулирование напряжения изменением коэффициента трансформации понижающих силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Для этого на обмотках трансформаторов выполняют специальные ответвления, которые соответствуют различному числу витков обмоток и, следовательно, различным коэффициентам трансформации.

В питающих сетях (110 220 кВ) трансформаторы мощностью от 6300 кВ·А и выше снабжаются встроенными автоматическими устройствами с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (РПН). Это основное, наиболее эффективное из средств регулирования напряжения.

Обычно регулировочные ответвления выполняются на стороне высшего напряжения трансформатора, которая имеет меньший рабочий ток. При этом облегчается работа переключающего устройства и устройство получается экономичнее. Регулировочную часть обмотки, как правило, выполняют со стороны нейтрали трансформатора, так как при этом требуется меньшая изоляция переключающего устройства (рис. 9.1).

автотрансформаторы, регулировочные ответвления которых выполняются на СН или в нейтрали, так как возникают сложности с изоляцией переключающего устройства.

9.1. Регулирование напряжения с помощью РПН двухобмоточного трансформатора Рис. 9.1 Двухобмоточный трансформатор с РПН:

Трансформаторы с РПН в настоящее время изготавливают с одним основным (0) и 6 9-ю дополнительными ответвлениями. Чаще всего диапазон регулирования РПН двухобмоточного трансформатора с Uном В = 110 кВ составляет ±16 % (±9*1,78 %). Основное ответвление имеет напряжение, равное номинальному напряжению первичной обмотки трансформатора Uном ВН.

При основном ответвлении коэффициент трансформации трансформатора называют номинальным С учетом регулировочной обмотки где Wрег – количество витков регулировочной обмотки.

Часть регулировочной обмотки намотана согласно с витками основной ( Wрег ), другая часть – встречно ( Wрег ).

Напряжение регулировочного ответвления обмотки где к% ступень регулирования напряжения в % от номинального напряжения или количества витков соответствующей обмотки;

()n – номер ответвления РПН.

Изменив коэффициент трансформации, можно изменить действительноее значение напряжения на вторичных шинах U д НН.

Обычно при проектировании сети проверяется, хватает ли диапазона регулирования для трех характерных режимов работы (i = макс, мин, п/ав). Если хватает, то в остальных режимах регулирование тоже осуществимо.

следующая информация:

а) режимные напряжения на шинах НН, приведенные установившихся режимов;

б) параметры трансформатора U ном ВН, U ном НН ;

в) желаемые напряжения в режимах U жел НН(i ) ;

Рис. 9.2. Схема замещения двухобмоточного трансформатора, Действительное напряжение на шинах НН ПС с учетом регулирования:

можно определить ответвление, соответствующее желаемому напряжению каждого расчетного режима которое затем округляется до ближайшего целого стандартного значения nст, и через него проверяется U д НН(i ) по (9.1).

Трехобмоточные трансформаторы имеют два регулирующих устройства. Устройство РПН выполняют на обмотке ВН (nРПН·kРПН%), а на обмотке СН устройство ПБВ (nПБВ·kПБВ%) (рис. 9.3).

Устройство переключения без возбуждения (ПБВ) неавтоматическое устройство, для переключения которого требуется отключение трансформатора от сети, что нельзя делать часто.

РПН регулирует напряжение одновременно на сторонах СН и НН согласованно, то есть в одну сторон, при фиксированном ответвлении ПБВ.

U СН РПН

SСН SСН К ВС

S ВН S ВН

S НН S НН К ВН

Рис. 9.4. Схема замещения n параллельно работающих трехобмоточных трансформаторов с РПН Для выбора ответвлений РПН трехобмоточный трансформатор рассматривают как двухобмоточный в направлении ВННН Заменив в выражении (9.3) U д НН(i ) на U жел НН(i ), можно всех расчетных режимах. Затем в направлении ВНСН с учетом выбранных ответвлений РПН, и уточняют действительное напряжение на шинах СН У автотрансформатора устройство РПН может быть включено в нейтраль, или на вывод обмотки ВН (редко изза проблем с изоляцией переключающего устройства), или на вывод обмотки СН (преимущественной в настоящее время).

С помощью РПН, встроенного на линейном конце обмотки СН, можно изменять под нагрузкой коэффициент трансформации только для обмоток ВН - СН, так как меняется число витков только обмотки СН и коэффициент трансформации К ВС :

WВ = const, WС = var, WН = const, Рис. 9.5. Автотрансформатор с РПН на выводе обмотки СН:

Если АТ работает как понижающий (поток мощности с ВН на СН и НН), определение напряжения на шинах СН с учетом РПН с n·k% в трех характерных режимах происходит по формуле Из этого выражения можно определить ответвление, соответствующее желаемому напряжению каждого режима:

которое затем округляется до ближайшего целого стандартного значения nст, и через него проверяется U д СН(i ).

Напряжение на стороне НН при этом не регулируется, т.к. коэффициент трансформации для обмоток ВННН не меняется:

Если требуется одновременно изменить под нагрузкой напряжение на шинах НН, то необходимо установить дополнительно линейный регулятор (ЛР вольтодобавочный трансформатор) последовательно с обмоткой НН автотрансформатора. С экономической точки зрения такое решение оказывается более целесообразным, чем изготовление автотрансформаторов с двумя встроенными устройствами РПН.

Линейный регулятор создает дополнительную ЭДС, складываемую с вектором напряжения сети. ЭДС можно менять за счет изменения коэффициента трансформации ЛР в диапазоне 0,85 1,15 то есть 10*1,5%. В расчетах установившихся режимов ЛР представляется в виде идеального трансформатора. Схема замещения АТ – как у трехобмоточного трансформатора (рис. 9.6).

SСН SСН К ВС

S НН S НН К ВН

Рис. 9.6. Схема замещения n параллельно работающих можно определить величины и знаки дополнительной ЭДС ( и ответвлений ЛР nЛР(i ) ) во всех расчетных режимах:

Е U жел ЛР i ) U д НН(i ), затем е определяют в % ответвление ЛР ЛР выбирается по:

1) классу напряжения сети НН;

2) пропускной способности, то есть его номинальная мощность должна быть не меньше типовой мощности, автотрансформатора, или мощности нагрузки в режиме максимальных нагрузок, т.е. Sном ЛР SНН АТ или Sном ЛР Sнагр.макс НН.АТ.

Рассчитаем и отрегулируем напряжения на шинах НН автотрансформатора ПС2 в режиме максимальных нагрузок.

В подразд. 5.1 для варианта 1 получено U 2 ВН 224,81 кВ (см. рис. П1.3).

Расчет уровней напряжения от начала передачи к использованием формул (5.1) и (5.3) в следующем порядке (условные обозначения см. на рис. П1.3):

U1 U1 НН По (5.1) падение напряжения в обмотке ВН АТ:

PПС2 ВН RАTB QПС2 ВН X АTB QПС2 ВН RАTB

9, 494 j15,537 кВ.

По (5.1) падение напряжения в обмотке СН АТ:

PПС2 СН RАTС QПС2 СН X АTС QПС2 СН RАTС

0,139 j 0, 07 кВ.

Поскольку у АТДЦТН–125000/220/110 РПН с пределами регулирования ±62% установлено в обмотке СН, то возможно осуществить регулирование напряжения только на шинах СН АТ.

По (9.5) определяется номер ответвления РПН:

стандартного значения С учетом регулирования по (9.4) По (5.1) падение напряжения в обмотке НН АТ:

PПС2 НН RАTН QПС2 НН X АTН QПС2 НН RАTН

4,823 j8,392 кВ.

Модуль приведенного к высшему напряжения на шинах СН АТ:

Модуль приведенного к высшему напряжения на шинах НН АТ:

(215,875 4,823) 2 8,3922 211, 219 кВ.

без ЛР желаемого в режиме максимальных нагрузок напряжения Для регулирования напряжения выбираем линейный регулятор по условию:

10 1,5%.

Требуемая дополнительная ЭДС округляется до стандартного регулирования по (9.6):

что соответствует желаемому.

Рассчитаем и отрегулируем напряжение на шинах НН двухобмоточного трансформатора ПС1.

При расчете уровней напряжения в сетях с U НОМ 110 кВ поперечная составляющая падения напряжения слишком мала, поэтому она не учитывается.

U1 ВН U д 2 СН U Л21 115,7 3,607 112,093 кВ.

трансформаторов ПС1:

Приведенное к высшему напряжение на шинах НН трансформаторов ПС1:

U '1 U1 ВН U ПС1 112,093 3,753 108,34 кВ Желаемый уровень напряжения на шинах НН Т1:

U1 жел макс 1,05 U НОМ(10) 1,05 10 10,5 кВ Номер ответвления определяется по (9.5):

И округляется до стандартного значения регулирования по (9.6):

что соответствует желаемому.

При расчете режимов вручную должны быть просчитаны режимы максимальных и минимальных нагрузок. При выполнении расчетов на ЭВМ [2], [6] рекомендуется рассчитать послеаварийные режимы с поочередными отключениями отдельных ВЛ, трансформаторов или блока ВЛ - трансформатор (при РУ ВН выполненном по схеме 4Н). В замкнутой сети по очереди отключают головные участки кольца. Обращается внимание на загрузку оставшихся в работе элементов сети и на регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов и линейных регуляторов. Анализ результатов расчета УР включает оценку уровней UНН, загрузки ВЛ и трансформаторов и может быть оформлен в виде таблицы вида Результаты расчетов режимов наносятся на схему замещения сети с указанием всех системных (R, X, QC, SXX ) и режимных (Sнагр, SН, SК, U) параметров на каждом участке сети (рис. П1.3).

10. СОСТАВЛЕНИЕ И АНАЛИЗ БАЛАНСА АКТИВНЫХ И

РЕАКТИВНЫХ МОЩНОСТЕЙ НА ШИНАХ ИСТОЧНИКА

ПИТАНИЯ

При правильном проектировании в электрической сети должны соблюдаться балансы активных и реактивных мощностей для каждого характерного режима сети. Баланс это необходимое условие существования установившегося режима. Нарушение баланса приводит к изменению показателей качества электроэнергии по частоте и напряжению.

Уравнения баланса мощностей устанавливают соотношения между генерацией (слева от знака равенства) и потреблением (справа) мощностей.

электрической сети может быть представлено в виде выражения [2] где – активная мощность, поступающая в район нагрузок с шин ПС А (в расчетах УР на ПК – мощность балансирующего узла);

потребителей района (на шинах 10 и 110 кВ);

мощности в электрической сети.

определяется по выражению расчета УР, а величина – по исходным данным или по сводным результатам расчета УР.

Составляющие уравнения баланса (10.2) определяются для режимов максимальных и минимальных нагрузок электрической сети и представляются в виде табл. 10.1.

Определение составляющих уравнения баланса активных мощностей в процентах производится по выражениям:

Уравнение баланса реактивной мощности электрической сети в расчетных режимах может быть представлено в виде соотношения поступающая с шин ПСА (в расчетах УР на ПК – мощность балансирующего узла);

потребителей района;

емкостных проводимостях ВЛ (зарядная мощность электрической сети);

Q суммарные потери реактивной мощности в сети.

Величину зарядной мощности сети можно взять из схемы замещения (рис. П1.3, П1.4) Невязка расчета реактивных мощностей уравнения (10.3) определяется по выражению данным или сводным показателям результатов расчета УР на ПК.

Определение составляющих уравнения баланса реактивных мощностей в процентах производится по выражениям:

Составляющие уравнения баланса представляются в табл. 10.2.

Для выбранного варианта сети табл. 10.1 и 10. будут заполнены следующими значениями (рис. П1.3) Таблица 10.1. Баланс активной мощности Название составляющей уравнения баланса Суммарная нагрузка потребителей:

Потери мощности:

нагрузки с шин ПСА Невязка (небаланс) активной мощности Таблица 10.2. Баланс реактивной мощности Название составляющей уравнения баланса Суммарная нагрузка потребителей:

Потери мощности Зарядная мощность:

Суммарная мощность QA, нагрузок с шин ПС А Невязка (небаланс) реактивной мощности

УКАЗАНИЯ ПО ОФОРМЛЕНИЮ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

Пояснительная записка курсовой работы должна быть оформлена в соответствии с требованиями ГОСТов и ЕСКД.

титульный лист, задание на проектирование, содержание, введение, основную часть проекта, заключение, библиографический список, приложения (по необходимости).

Пояснительная записка выполняется рукописным способом или с использованием ПЭВМ на бумаге формата А4 (210 х 297 мм). ПЭВМ используется только для оформления, использование стандартных программ MATCAD и MATLAB не допускается.

Текст пояснительной записки делится на разделы, наименование которых должно соответствовать содержанию основных разделов (см. программу курсовой работы). Сокращение слов в тексте записки не допускается (кроме общепринятых и установленных ГОСТом). В тексте записки обязательно приводятся ссылки на использование литературных источников и приложения.

Каждый раздел пояснительной записки должен содержать методы решения данной задачи и обоснования принятых решений, формулы, используемые при расчете, таблицы с результатами расчетов и краткие выводы с анализом полученных результатов.

Таблицы должны иметь тематические заголовки. Для пояснения излагаемого текста рекомендуется иллюстрировать его схемами и рисунками.

Формулы, таблицы и рисунки имеют нумерацию по разделам, например: табл. 1.1, рис. 2.1, где первая цифра – номер раздела, вторая – порядковый номер таблицы, рисунка. Номер формулы проставляется вблизи правого поля страницы в круглых скобках, например (3.1).

В виде приложений оформляется материал вспомогательного характера (иллюстрации, таблицы, текст с примерами решения задач с подстановкой чисел и результатами расчетов).

Во введении (объем 1 с.) излагается актуальность проекта, дается характеристика объекта проектирования (место расположения, климатические условия, суммарные нагрузки и т.п.) В заключении даются основные выводы по работе, т.е. приводятся конкретные полученные результаты.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л. Файбисовича. –М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2012. -320 с.

2. Бушуева, О.А. Электрическая сеть района нагрузок: учебное пособие к курсовому проекту / О.А. Бушуева, А.И. Кулешов; Иван. гос. энерг. ун-т. – Иваново, 2006. –72 с.

3. Герасименко, А.А. Передача и распределение электрической энергии: учебное пособие / А.А. Герасименко, В.Т. Федин. – Ростов на-Дону:

Феникс, Красноярск: Издательские проекты, 2006. – 720с.

4. Правила устройства электроустановок. – М.:

Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. с.

трансформаторов подстанций энергосистем и промышленных предприятий с учетом допустимых нагрузок: : методические указания для курсового и дипломного проектирования / М.И. Соколов, Д.А. Полкошников; Иван. гос. энерг. ун-т – Иваново, 2010. – 24 с. (№ 128) 6. Кулешов, А.И. Расчет и анализ установившихся режимов электро-энергетических систем на персональных компьютерах: учеб. пособие/ А.И. Кулешов, Прахин Б.Я.; Иван. гос. энерг. ун-т – Иваново, 2001. –171 с.

7. Бушуева, О.А. Применение типовых схем электрических соединений распределительных устройств подстанций/ О.А. Бушуева; Иван. гос. энерг.

ун-т – Иваново, 2006. – 24 с. (№ 103) 8. Введенская, А.В. Оценка экономической эффективности инвестиций в электроэнергетике:

методические указания для курсового и дипломного проектирования / А.В. Введенская, И.О. Волкова; Иван.

гос. энерг. ун-т – Иваново, 2001. – 72 с. (№ 1233)

ПРИЛОЖЕНИЯ

Схемы вариантов сети – принципиальные, замещения, электрических соединений Рис. П1.1. Принципиальная схема радиальной сети Рис. П1.2. Принципиальная схема сети с кольцевым участком Рис. П1.3. Схема замещения радиальной сети с результатами результатами расчета режима максимальных нагрузок Рис. П1.4. Схема замещения сети с кольцевым участком с Рис. П1.5. Схема электрических соединений первого варианта Рис. П1.6. Схема электрических соединений второго варианта Таблица П2.1. Технические данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 – 220 кВ 6300/ 10000/ 16000/ 25000/ ТРДН – 40000/ ТРДЦН – 63000/ ТРДЦН – 80000/ 40000/ ТРДЦН – 160000/ Таблица П2.2. Технические данные трехфазных трехобмоточных трансформаторов 110 – кВ и автотрансформаторов 220 кВ

ВН СН НН ВН СН НН ВН СН НН

ВН СН НН ВН СН НН ВН СН НН

АТДЦТН – 125000/220/ АТДЦТН – 200000/220/ АТДЦТН – 250000/220/ Таблица П2.3. Технические данные линейных регулировочных трансформаторов Примечание.

Пределы изменения коэффициента трансформации ±10х1,5 % U ном.

Таблица П2.4. Расчетные данные ВЛ 110 – 220 кВ со сталеалюминиевыми проводами Таблица П2.5. Нормированные значения плотности тока для ВЛ Неизолированные провода и алюминиевые Таблица П2.6. Допустимые длительные токи и мощности для неизолированных проводов марок АС, АСК (допустимая температура нагрева +70 С при температуре воздуха +25 С) Сечение сталь), мм Рис. П2.1. Типовые схемы РУ 35 – 750 кВ Таблица П2.7. Перечень типовых схем по классам напряжения 35 – 750 кВ и область их применения схемы на рисунке Номер типовой схемы на рисунке Номер типовой схемы на рисунке Номер типовой Укрупненные показатели стоимости электрических Таблица П3.1. Базисные показатели стоимости ВЛ 110 – 220 кВ на стальных и железобетонных опорах (цены 2000 г.) Напряжение ВЛ, Характерис- проводов Таблица П3.2. Стоимость ячейки одного комплекта выключателя ОРУ 35 – 1150 кВт (цены 2000 г.) Стоимость ячейки одного комплекта выключателя, тыс.

Напряжеруб.

Стоимость ячейки одного комплекта выключателя, тыс.

Напряжеруб.

Примечания.

1. Стоимость ячейки выключателя включает:

оборудование (60%);

релейная защита, кабели, панели в ОПУ (22%);

ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18%).

2. Стоимость ячейки КРУЭ включает строительную часть здания.

3. Для ячейки 10 кВ с вакуумным выключателем большее значение стоимости соответствует ячейке с выкатным Таблица П3.3 Стоимость трансформаторов 35 – 220 кВ, тыс.руб. (цены 2000 г.) МВА Таблица П3.4. Стоимость линейных регулировочных трансформаторов (цены 2000 г.) 16000/ 40000/ 63000/ Таблица П3.5. Постоянная часть затрат по ПС 35 – 1150 кВ с открытой установкой оборудования (цены 2000 г.) Напряжение, Схема ПС на 220/110/10 система шин 220 –



Похожие работы:

«ISSN 2079-875Х УЧЕБНЫЙ ЭКСПЕРИМЕНТ В ОБРАЗОВАНИИ Научно-методический журнал ГУМАНИТАРНЫЕ НАУКИ ЕСТЕСТВЕННЫЕ НАУКИ ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ 2/2011 УЧЕБНЫЙ ЭКСПЕРИМЕНТ В ОБРАЗОВАНИИ Научно-методический рецензируемый журнал № 2 2011 июнь Основан в марте 1997 г. Выходит 4 раза в год ISSN 2079-875Х Издание журнала одобрено МИНИСТЕРСТВОМ ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Материалы первого этапа второй Всероссийской научно-практической конференции с...»

«3 4 5 ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ВОЛГОГРАДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ВОЛЖСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (ФИЛИАЛ) Н.А. Сторчак, В.И. Гегучадзе, А.В. Синьков МОДЕЛИРОВАНИЕ ТРЕХМЕРНЫХ ОБЪЕКТОВ В СРЕДЕ КОМПАС-3D Допущено Учебно-методическим объединением вузов по образованию в области автоматизированного машиностроения (УМО АМ) в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки дипломированных специалистов...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ МОСКОВСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЮРИДИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ имени О. Е. КУТАФИНА КАФЕДРА МЕЖДУНАРОДНОГО ПРАВА Учебно-методический комплекс по курсу ТАМОЖЕННОЕ ПРАВО для студентов всех форм обучения на 2010/11, 2011/12, 2012/13 учебные годы МОСКВА 2010 ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ МОСКОВСКАЯ...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования ШУЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ПЕДАГОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра спортивных дисциплин Учебно-методический комплекс ПО ДИСЦИПЛИНЕ СПОРТИВНАЯ МЕТРОЛОГИЯ для специальности050720.65 - Физическая культура со специализацией Физическое воспитание в дошкольных учреждениях Составитель: Хромцов Н.Е., кандидат педагогических наук, доцент Шуя, 2010...»

«РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО МОДУЛЯ ПРОВЕДЕНИЕ ЛАБОРАТОРНЫХ ГИСТОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ (ПМ.05) Архангельск 2013 1 Рабочая программа профессионального модуля Проведение лабораторных гистологических исследований (ПМ.05) разработана на основе Федерального государственного образовательного стандарта (ФГСО) среднего профессионального образования по специальности 060604 Лабораторная диагностика Организация- разработчик: ГАОУ СПО АО АМК Разработчик: Мурадеева Глафира Васильевна, преподаватель...»

«Министерство образования Республики Беларусь Учреждение образования Полоцкий государственный университет В. Ф. Коренский ТЕОРИЯ МЕХАНИЗМОВ, МАШИН И МАНИПУЛЯТОРОВ УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС для студентов специальностей 1-36 01 01, 1-36 01 03 В двух частях Часть 1 ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ОСНОВЫ КУРСОВОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МАШИН Новополоцк ПГУ 2008 УДК 621-01(075.8) ББК 34.41я73 К66 Рекомендовано к изданию советом машиностроительного факультета в качестве учебно-методического комплекса...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Е.Б. Лукиева ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА СВЯЗЕЙ С ОБЩЕСТВЕННОСТЬЮ Часть 2 Рекомендовано в качестве учебного пособия Редакционно-издательским советом Томского политехнического университета Издательство Томского политехнического университета 2009 УДК 659.4(075.8) ББК 76.006.5я73 Л84 Лукиева Е.Б. Л84 Теория и практика связей с общественностью: учебное...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации ФГБОУ ВПО Уральский государственный горный университет В. Н. Полузадов ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ Учебное пособие по дисциплине и контрольные задания для студентов специализаций 130 400 – Электрификация и автоматизация горного производства и Горные машины и оборудование ( специалисты ) и 140 400 - Электропривод и автоматика ( бакалавры ) Екатеринбург 2012 0 Министерство образования и науки Российской Федерации ФГБОУ ВПО Уральский государственный...»

«Негосударственное образовательное учреждение высшего профессионального образования ЮРИДИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ Кафедра гражданского права и процесса УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС Учебная дисциплина Гражданский процесс (Гражданское процессуальное право) по направлению 030900.62 – Юриспруденция квалификация - бакалавр Разработчик к. ю. н., доцент Шестакова Н. Д. ст. преподаватель Осина Ю. Ю. Санкт-Петербург Учебно-методический комплекс по дисциплине Гражданский процесс (Гражданскопроцессуальное право)...»

«Министерство образования Республики Беларусь Учреждение образования Полоцкий государственный университет СТРОИТЕЛЬНАЯ МЕХАНИКА УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС для студентов специальности 1-70 02 01 Промышленное и гражданское строительство Часть 1 СТАТИЧЕСКИ ОПРЕДЕЛИМЫЕ СИСТЕМЫ Составление и общая редакция Л.С. Турищева Новополоцк 2005 УДК 624.04 (075.8) ББК 38.112 я 73 С 86 РЕЦЕНЗЕНТЫ: В.В. ПОЛЯКОВ, генеральный директор ОАО Строительно-монтажный трест № 16; Ю.В. ПОПКОВ, канд. техн. наук, доцент,...»

«Министерство культуры Российской Федерации федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образовании С А Н К Т -П Е Т Е Р Б У Р Г С К И Й Г О С У Д А Р С Т В Е Н Н Ы Й УНИВЕРСИТЕТ КИНО И ТЕЛЕВИДЕНИЯ ЩВЕРЖДАЮ A 'i0 a B^Fc& р цоуГчё^нои Д. П. Барсуков 2014 год Рабочая программа учебной дисциплины Тревел-журналистика в печатных СМИ Направление подготовки: 42.04.02 Журналистика 031300.68 Журналистика Магистерская программа Трэвел-журналистика Квалификация (степень):...»

«Министерство образования Республики Беларусь УО ПОЛОЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ И ЗАДАНИЯ к выполнению курсовой работы по дисциплине ТЕОРИЯ БУХГАЛТЕРСКОГО УЧЕТА для специальности 25-01-08 Бухгалтерский учет, анализ и аудит г. Новополоцк, 2013 УДК Одобрены и рекомендованы к изданию Методической комиссией финансово-экономического факультета кафедра Бухгалтерский учет и аудит Составитель: зав.кафедрой бухгалтерский учет и аудит, д.э.н., доцент С.Г. Вегера Полоцкий...»

«АВТОНОМНАЯ НЕКОММЕРЧЕСКАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ЧЕЛЯБИНСКИЙ МНОГОПРОФИЛЬНЫЙ ИНСТИТУТ Учебное пособие одобрено на заседании кафедры теории и истории государства и права от 25.09.2013 г. Зав. кафедрой д.ю.н. Жаров С.Н. ТЕОРИЯ ГОСУДАРСТВА И ПРАВА Разработчик _ д.ю.н. Жаров С.Н. Рецензент _ к.и.н. Харланов В.Л. Челябинск ОГЛАВЛЕНИЕ Введение.................................................. Содержание курса...........»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования ШУЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ПЕДАГОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра спортивных дисциплин УЧЕБНО–МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС по дисциплине БИОМЕХАНИКА для специальности 050720.65 - Физическая культура со специализацией Физическое воспитание в дошкольных учреждениях Составитель: Правдов М.А., доктор педагогических наук, профессор Шуя, 2010 Учебно-методический комплекс дисциплины обсужден и...»

«МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ ЗАОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Институт Коммерции, менеджмента и инновационных технологий Кафедра Коммерции ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ЗЕМЕЛЬНОГО КАДАСТРА Методические указания по изучению дисциплины и задания для курсовой работы для студентов 4* курса специальности 080301 Коммерция (торговое дело) специализация Коммерция в сфере...»

«НОУ ВПО ИВЭСЭП НЕГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ИНСТИТУТ ВНЕШНЕЭКОНОМИЧЕСКИХ СВЯЗЕЙ, ЭКОНОМИКИ И ПРАВА КОММЕРЧЕСКОЕ ПРАВО УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС по специальности 030501.65 Юриспруденция САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2012 Коммерческое право: Учебно-методический комплекс / Авторысоставители: Крайнова С.А. Новиков В.В., СПб: СПб ИВЭСЭП, 2012. Утвержден на заседании кафедры гражданско-правовых дисциплин, Протокол № 10 от 05.06. Утвержден...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования ИВАНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Шуйский филиал ИвГУ Кафедра теории и методики физической культуры и спорта УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС по дисциплине МЕНЕДЖМЕНТ В ФИЗИЧЕСКОЙ КУЛЬТУРЕ И СПОРТЕ для специальности 050720.65 Физическая культура со специализацией Физическое воспитание в дошкольных учреждениях СоставителЬ: Замогильнов А.И.,...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования ИВАНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Шуйский филиал ИвГУ Кафедра теории и методики физической культуры и спорта УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС по дисциплине ТЕОРИЯ И МЕТОДИКА ОБУЧЕНИЯ ФИЗИЧЕСКОЙ КУЛЬТУРЕ для специальности 050720.65 - Физическая культура со специализацией Физическое воспитание в дошкольных учреждениях Составитель: Корнев...»

«1 ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования УЛЬЯНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ В. Н. Романов, В. В. Кузнецов Система государственного и муниципального управления Учебное пособие Ульяновск 2008 2 УДК 338.27(075) ББК 65.23 я7 Р69 Рецензенты заведующий кафедрой Ульяновского филиала ФГОУ ВПО ПАГС им. П. А. Столыпина Лаврентьева И. П. Утверждено редакционно-издательским советом университета в качестве...»

«Обращение в Европейский Суд по правам человека Обращение в Европейский Суд по правам человека Учебное пособие Москва 2006 УДК 341.645:347.922(075) ББК 67.412.2 О 23 Книга издана МОО ПЦ Мемориал для Европейского центра защиты прав человека (EHRAC). Общая редакция: Филип Лич Обращение в Европейский Суд по правам человека / Под О 23 общ. ред. Ф. Лича. — М.: МОО ПЦ Мемориал, 2006. — 528 с. ISBN 5 902962 02 1 Данное издание представляет собой учебное и справочное пособие по ве дению дела в...»








 
2014 www.av.disus.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Авторефераты, Диссертации, Монографии, Программы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.