Проектирование электроэнергетических систем и сетей

метки: Электрический, Монтаж, Скачать, Внутренний, Мощность, Линия, Расчет, Определение

2.1 роль электропередач в современной электроэнергетике

Электропередачи сверхвысоких напряжений играют важную роль в современной энергетике, обеспечивая выдачу мощности от крупных электростанций и являясь связующими звеньями в единой энергосистеме

В современной электроэнергетике можно выделить два типа линий электропередачи — магистральные электропередачи, служащие для передачи больших мощностей на значительные расстояния, и линии распределительной сети, по которым электроэнергия доставляется непосредственно к потребителям.

Развитие электроэнергетических систем во всем мире характеризуются процессом их слияния во все более крупные объединения. Этот процесс сопровождается сооружением мощных межсистемных связей, разуплотнением графиков нагрузки объединенных систем, снижением их суммарных максимумов и необходимого аварийного резерва мощности, а также некоторым увеличением числа часов использования установленной мощности электростанций.

Характер межсистемных связей определяются удаленностью объединяемых систем и условиями баланса активной мощности в каждой из частей объединенной системы в тот или иной период времени. Такие связи могут быть реверсивными и служить для передачи преимущественно пиковых мощностей и магистральными, служащими для покрытия постоянного дефицита в одной из объединяемых частей.

Объединение электростанций в энергосистемы дает ряд преимуществ:

повышается надежность электроснабжения потребителей;

уменьшается требуемый резерв мощности в энергосистеме;

улучшаются условия загрузки агрегатов благодаря выравниванию графика нагрузки и снижению максимума нагрузки энергосистемы;

появляется возможность более полного использования генерирующих мощностей электростанций, обусловленная различием в их географическом месторасположении по широте и долготе;

улучшаются технико-экономические показатели энергетики из-за возможности использования более мощных и экономичных агрегатов;

улучшаются условия эксплуатации энергохозяйства;

создаются условия для оптимального управления развитием и режимами работы энергетики в целом как подсистемы народного хозяйства страны, для создания автоматизированной системы диспетчерского управления энергосистемами (АСДУ), а также для создания автоматизированной системы управления энергетикой как отраслью народного хозяйства (АСУ Энергия).

Электрическая мощность

... линейной нагрузке сила тока в цепи пропорциональна мгновенному напряжению, вся потребляемая мощность является активной. При нелинейной нагрузке увеличивается кажущаяся (полная) мощность в цепи за счёт мощности нелинейных искажений тока, которая ...

Оперативное управление энергосистемами осуществляется их диспетчерскими службами, устанавливающими на основании соответствующих расчетов оптимальный режим работы электростанций и сетей различного напряжения. Расчеты режимов работы сложных энергосистем выполняются с использованием электронных вычислительных машин (ЭВМ) и вычислительных комплексов

3. расчет режимов дальних электропередач

3.1 исходные данные

Необходимо выбрать линию эл. передачи U-ем 500кВ между эл. ст. и п/ст. эн. системы.

Требуется рассчитать режимы MAX и MIN нагрузок. PMIN = 0,7 PMAX. В режиме MIN нагрузок принимаем, что одна эл. машина (ген-р) находиться в ремонте.

Для этих режимов необходимо проверить балансы реактивной мощности по концам эл. передач. При не соблюдении баланса рассматриваем следующие возможности:

1) изменение уровня напряжений;

2) установка шунтирующих реакторов;

3) установка синхронных компенсаторов.

Приемная эн. система может в часы MAX обеспечить выдачу 530Мвар мощности, а в часы MIN обеспечить прием 540 Мвар.

На ГРЭС установлено 5 генераторов, мощностью 800МВт. Мощность собственных нужд составляет 6.7% от MAX-ых нагрузок. В режиме MIN-ых нагрузок мощность СН составляет 6.9% от установленной мощности генераторов.

3.2 Расчет параметров режима дальней электропередачи СВН

Напряжение по концам электропередач:

в максимальном режиме 525/500 кВ

в минимальном режиме 500/500 кВ.

Электропередача от ГРЭС мощностью 5 х 800 = 4000МВт выполнена 3-х цепной линией с расщеплением фазы на три провода марки АС400/64.

Предельная экономическая мощность одной цепи для 3 х АС400/64 =1650 МВт.

Расстояние между проводами одной фазы а=40 см.

Расстояние между центрами расщепленных фаз по горизонтали 11 м.

Удельное значение среднегодовых потерь по мощности на корону ?Ркор=7,5 кВт/км.

Согласно справочным данным для провода марки АС400/64

r 0пр = 0,075 Ом/км; dпр =27,7 мм.

Определим удельные и волновые параметры ВЛ:

r 0 = r 0пр/n = 0,075/3 = 0,025 Ом/км.

x 0 = 0,144 lg Ом/км

Dср =м.

Rэк =мм.

b0 = Cм/км.

g0 =Cм/км.

ZВ =

Z0 = =0,025+j0,297 = 0,298 ej85 Ом/км

Y0 = =(0.03+j3,73) 10-6 =3,73М10-6 ej 89 Cм/км

ZВ =Ом

1/км

Определим реактивные мощности по концам электропередачи

Рсн макс=6.7%

Рсн мин=6.9%

cos?сн=0,85 tg?сн=0,62

Выдаваемая мощность генераторами ГРЭС:

максимальная

Рмакс г=5*800=4000 Мвт

минимальная

Рмин =53%, 1 блок выведен

Рмин г=0,53(5 -1) *800=1696 Мвт

Мощность собственных нужд ГРЭС:

максимальная

Рсн макс=0,067М Рмакс г=0,067*4000=268 Мвт

Qсн макс= Рсн максМtg?сн=268*0,62=166.16Мвар

минимальная

Рсн мин=0,069МРмин г=0,069*1696=117 Мвт

Расчет режима ручной дуговой сварки

... к отрицательному полюсу (катод), во втором - к положительному (анод). Ручная дуговая сварка Ручную дуговую сварку выполняют сварочными электродами, которые вручную подают в дугу и перемещают вдоль ... более высокую производительность процесса, чем при ручной дуговой сварке; относительно низкую стоимость сварки в углекислом газе. Области применения сварки в защитных газах охватывают широкий круг ...

Qсн мин= Рсн минМtg?сн=117*М0,62=72.54 Мвар

Рмакс=Рмакс г — Рсн макс=4000 — 268=3732 Мвт

Рмин=Рмин г — Рсн мин =1696- 117=1579 Мвт

Проводим расчет Q1 и Q2 для max режима

Для трех цепной линии

Мвт

sin ?0 L = sin(0,064*405) = sin 25.92 = 0,437

tg ?0 L = tg 25,92 = 0,486 => ctg 25.92 =1/0,486 = 2.06

;

; ; ;

kU=525/500=1,05

Мвар

Мвар

Проводим расчет Q1 и Q2 для min режима

kU=500/500=1; ;

Мвар

Мвар.

Определяем напряжение в середине линии в режиме передачи минимальной мощности

1,02*500 =510 кВ

Таким образом

Определяем предельную передаваемую мощность при kU=1,05

Мвт

коэффициент запаса:

Выбор трансформатора

Pг=800 МВт

Cos?=0.85

Sбл=800/0.85=941.2МВА

Генераторы работают в блоке с трансформатором типа ТЦ-1000 (Хт=40 Ом;

?Qхх=3.8 Мвар)

максимальный режим:

Хт?=Хт/nбл=40/5=8 Ом

?Qxx?= nблМ ?Qхх=5*3.8=19 Мвар

?Qт= Мвар

?0.85

минимальный режим:

Хт?=Хт/nбл=40/4=10 Ом

?Qxx?= nблМ ?Qхх=4*3.8=15.2 Мвар

?Qт= Мвар

Qг= — 205.28 Мвар

Рбл=nблМРном г=4*800=3200

Выбор автотрансформатора

Ротб=0,7МР =0,7М3732=2612.4. Мвт

Qотб=0,4МQ2 max=226.76 Мвар

РАТ=Р — Ротб =3732 — 2612.4=1119.6 Мвт

QAT=Q2 — Qотб=566.9 — 226.76 =340.14 Мвар

SAT=МВА

2 х АОЦТН (3 х 267000); (Хт?=19.9 Ом; Хн?=15,4 Ом; ?Qхх=5.6 Мвар)

Определим необходимость синхронных компенсаторов:

Максимальный режим:

?QВ= Мвар

Модуль напряжения в т.0:

кВ

Минимальный режим

Ротб=0,7МР =0,7М1579=1105.3 Мвт

Qотб=0,5МQ2 max=-0.5*399.22= — 199.61 Мвар

РАТ=Р — Ротб =1579 — 1105.3=473.7 Мвт

QAT=Q2 — Qотб= — 399.22 -( — 199.61) = — 199.61 Мвар

?QВ= Мвар

Приемная эн. система может в часы MAX обеспечить выдачу 530Мвар мощности, а в часы MIN обеспечить прием 540 Мвар.

Следовательно ставить синхронный компенсатор нет необходимости.

4. Расчет районной электрической сети 110кВ

4.1 Исходные данные

Электрическое снабжение потребителей электрической энергией осуществляется от подстанции А энергосистемы.

Расположение источника А и подпитанных от нее ПС:

Масштаб: в 1кл — 8км

Коэффициент мощности ПС «А», о. е. — 0,92

Напряжение на шинах ПС «А», кВ — Umax=117, Umin=109

Район по гололёду — 1

Число часов использования max нагрузки Тmax*103, ч — 5,1

Стоимость эл. эн. Ц, коп/кВтч — 0,94

Максимальная активная нагрузка на ПС Pmax, МВт

Т.4 — 35 cos4=0,79 Т.12 — 21 cos12=0,78

Т.9 — 29 cos9=0,86 Т.3- 24 cos3=0,77

Т.11- 40 cos11=0,82

tgэ =0.3

4.2 Выбор рациональной схемы сети

Варианты схем сетей радиально-магистрального типа, при которой линии не образуют замкнутого контура

Рис. 1. Рис. 2.

смешанного типа

Рис. 3. Рис. 4.

Рис. 5. Рис. 6.

По соображению требований надёжности электроснабжения варианты схем районной электрической сети на рис.4 исключаются из рассматриваемых в виду ненадёжности электроснабжения потребителей. Схема сети на рис.2 является самой надёжной из рассматриваемых, но и одной из самых не экономичных (велика суммарная длина линии), вследствие чего исключаем эту схему из дальнейшего рассмотрения. Наиболее рациональные варианты схем сети по условиям экономичности и надёжности электроснабжения являются варианты на рис.1,3.

4.3 Выбор КУ

Выбираем КУ используя следующие формулы:

Qнб, i = Pнб, i * tg(arccosi),

Qк, i = Pнб, i * (tg(arccosi) — tgэ),

Qост, i = Qк, i -Q`к, i,

Qр, i = Pнб, i * tgэ + Qост, i.

и результаты вычислений помещаем в таблицу.

Таблица.

№ узла	Pнб, i МВт	cosi	Qнб, i МВАР	Qк, I МВАР	Q`к, i МВАР	Qост, i МВАР	Qр, i МВАР
11	40	0,82	27,92	15,92	15,75	0,17	12,17
12	21	0,78	16,85	10,5	10,35	0,15	16,45
3	24	0,77	19,89	19,76	20,25	-0,49	6,71
4	31	0,79	24,1	14,78	14,4	0,38	9,68
9	29	0,86	17,21	8,51	8,1	0,41	9,11

Qнб,11 = Pнб,11 * tg(arccos11) =40*tg(arccos0,82) =27,92 МВАр;

Qнб,12 = Pнб,12 * tg(arccos12) =21*tg(arccos0,78) =16,85 МВАр;

Qнб,3 = Pнб,3 * tg(arccos3) =24*tg(arccos0,77) =16,85 МВАр;

Qнб,4 = Pнб,4 * tg(arccos4) =31*tg(arccos0,79) =24,1 МВАр;

Qнб,5 = Pнб,5 * tg(arccos5) =29*tg(arccos0,86) =17,21 МВАр;

Qк,11 = Pнб,11 * (tg(arccos11) — tgэ) =40* (tg(arccos0,82) — 0,3) =15,92 МВАр;

Qк,12 = Pнб,12 * (tg(arccos12) — tgэ) =21* (tg(arccos0,78) — 0,3) =10,5 МВАр;

Qк,3 = Pнб,3 * (tg(arccos3) — tgэ) =24* (tg(arccos0,77) — 0,3) =19,76 МВАр;

Qк,4 = Pнб,4 * (tg(arccos4) — tgэ) =31* (tg(arccos0,79) — 0,3) =14,78 МВАр;

Qк,9 = Pнб,9 * (tg(arccos9) — tgэ) =29* (tg(arccos0,86) — 0,3) =8,51 МВАр.

Выбираем для каждого узла КУ и заносим данные в таблицу:

Таблица.

№ узла	Число КУ	Тип КУ
11	4 2	УКЛ-10,5-3150УЗ УКЛ-10,5-1800УЗ
12	2 2	УКЛ-10,5-3150УЗ УКЛ-10,5-900У3
3	8 4	УКЛ-10,5-2700УЗ УКЛ-10,5-2250У3
4	8	УКЛ-10,5-1800УЗ
9	4	УКЛ-10,5-2700УЗ

Qост,11 = Qк,11 -Q`к,11 =15,92-15,75=0,17 МВАр;

Qост,12 = Qк,12 -Q`к,12 =10,5-10,35=0,15 МВАр;

Qост,3 = Qк,3 -Q`к,3 =19,76-20,25=-0,49 МВАр;

Qост,4 = Qк,4 -Q`к,4 =14,78-14,4=0,38 МВАр;

Qост,9 = Qк,9 -Q`к,9 =8,51-8,1=0,41 МВАр.

Qр,11 = Pнб,11 * tgэ + Qост,11 =40*0,3+0,17=12,17 МВАр;

Qр,12 = Pнб,12 * tgэ + Qост,12=21*0,3+0,15=6,45 МВАр;

Qр,3 = Pнб,3 * tgэ + Qост,3=24*0,3-0,49=6,71 МВАр;

Qр,4 = Pнб,4 * tgэ + Qост,4 =31*0,3+0,38=9,68 МВАр.

Qр,9 = Pнб,9 * tgэ + Qост,9 =29*0,3+0,41=9,11 МВАр.

4.4 Выбор номинального напряжения сети

Определяем перетоки мощности:

вариант I

а) для кольцевой схемы А-9-11-4-12-А

LА-9=24 км, L9-11=17,89 км, L11-4=32 км, L4-12=40 км, LА-3=32 км, LА12=24 км,

P11=40 МВт, P12=21 МВт, P3=24 МВт, P4=31 МВт, P9=29 МВт.

=

=

где -полная мощность, потребляемая ПС, а -действующее значение полной мощности.

Определяем номинальное напряжение сети:

б) для радиальной схемы А-3.

Для схемы вариант I по полученным результатам расчёта экономически целесообразного номинального напряжения выбираем Uном=110кВ.

II вариант

Расчетная мощность в узлах.

=

=

Определяем напряжение сети.

б) для радиальной схемы А-3.

Для схемы вариант II по полученным результатам расчёта экономически целесообразного номинального напряжения выбираем Uном=110кВ.

4.5 Выбор сечений проводов ВЛ 110 кВ

Сечение проводов надо выбирать по расчётной токовой нагрузке линии Iр:

где — коэффициент (для линии 110кВ), учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии [2].

— коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Tmax=5100 ч. [1, таб.4.9].

I вариант

Сечения проводов ВЛ 110 кВ выбираются по [1, таб.7.8] в зависимости от напряжения, расчётной токовой нагрузке, района по гололёду. Результаты представлены в таблице:

Линия	А-9	9-11	11-9	4-12	A-12	А-3
Ip, i,A	402,97	235,43	5,02	173,98	295,2	64,62
Провод	АС-240	АС-240	АС-120	АС-240	АС-240	АС-95

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

(*),

где — расчетный ток для проверки проводов по нагреву;

— допустимые длительные токовые нагрузки [1, таб.7.12].

Рассмотрим аварийный режим: обрыв одной линии.

Результаты представлены в таблице:

Линия	А-12	9-11	11-4	4-12	A-3
Провод	АС-240	АС-240	АС-70	АС-150	АС-95
Iрн, I, А	698,2	167,54	397,95	519,2	330
Iдоп, А	605	605	265	450	274,67

II вариант

Результаты представлены в таблице:

Линия	А-4	9-11	4-11	А-12	А-3
Ip. i,A	204,5	204,96	25,46	64,62	64,62
Провод	АС-185	АС-185	АС-70	АС-95	АС-95
Iph, i,A	576,95	167,54	397,95	242,18	274,6
Iдоп, А	510	510	265	330	330

Все выбранные провода удовлетворяют условию (*).

4.6 Выбор трансформаторов

В соответствии с существующей практикой проектирования мощность трансформаторов на понижающих ПС рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30%, на время максимума общей продолжительностью не более 6 часов в течении не более 5 суток, т.е. по условию:

По полученным данным выбираем следующие трансформаторы [2]:

ПС №9 — 2*ТРДН — 25000/110,

ПС №11 — 2*ТРНД — 40000/110,

ПС №4 — 2*ТРДН — 25000/110,

ПС №12 — 2*ТРДН — 16000/110,

ПС №3 — 2*ТРДН — 25000/110.

На каждой ПС выбираем по 2 трансформатора, это связано с тем, что Pнагр больше 10МВт.

Определяем сопротивления в схеме замещения трансформатора для п/ст 11.

ТРДН — 40000/110

Ом,

Ом,

где

Ом,

Ом.

Определяем сопротивления в схеме замещения трансформатора для п/ст 3,4,9.

ТРНД — 25000/115

Ом,

Ом,

Ом,

Ом.

Определяем сопротивления в схеме замещения трансформатора для п/ст 12.

ТРДН — 16000/110

Ом,

Ом,

где

Ом,

Ом.

4.7 Расчёт потерь в трансформаторах

Потери мощности в трансформаторах рассчитываются по следующим формулам [2]:

4.8 Технико-экономический расчёт

При экономическом сравнении вариантов схем сети определяют основные экономические показатели, характеризующие их строительство и эксплуатацию. Основными экономическими показателями электрической сети являются капитальные вложения на ее сооружения и ежегодные эксплуатационные издержки.

Расчет производим по методу среднегодового необходимого дохода (СНД).

где К — суммарные капиталовложения в строительство электрической сети;

=поправочный коэффициент для нормативной рентабельности капитальных вложений:

Е диск — коэффициент дисконтирования, принимаем Е диск=0,14;

Т — срок службы объекта;

а — норма амортизации или реновации;

р — норма прибыли (рентабельность), устанавливаемая регулирующими органами для регулируемых энергокомпаний, принимаем р=12%;

И пост — постоянные издержки;

И пер — переменные издержки.

Срок службы ВЛ — 50 лет, РУ — 28,5 лет. Норма амортизации для ВЛ — 2%, для РУ — 3,5%. Постоянные издержки для ВЛ — 0,8%, для РУ — 4,9.

Рассчитаем поправочные коэффициенты к нормативной рентабильности для ВЛ и РУ соответственно:

;

Принимаем нормативную рентабельность к капитальным вложениям 12%, тогда получим СНД при строительстве ВЛ и РУ:

;

Рассмотрим определение экономических показателей для варианта I.

Суммарные капиталовложения в ЛЭП сети.

Капитальные затраты на распределительные устройства (ОРУ, трансформаторы, компенсирующие устройства)

Рассчитываем СНД:

Аналогично определяются капитальные затраты для вариант II.

где W=WII — WI =6251601,54-6106038,025 — разность потерь эл. эн., находится по формулам [1], где WI — потери эл. эн. для первого варианта

WII — потери эл. эн. для второго варианта:

По критерию минимума СНД преимущество имеет вариант I. В связи с этим в дальнейшем вариант II не рассматривается, а расчет производится только для варианта I.

Бизнес-план

Для определения срока окупаемости проектируемой районной электросети нам необходимо составить бизнес-план, в котором будут указаны: сумма кредита, необходимой для создания электрической сети, величина процента за кредит, расценки за приобретаемую электроэнергию. В бизнес-плане описывается передвижение денежных средств предприятия (финансовый план) и определяется его чистый годовой доход, который полностью идет на погашение долгосрочного кредита и процентов за него.

Данные:

Величина кредита — К — капиталовложения (из технико-экономического расчета): К=221043,44 т. руб.

Численность персонала: n=30 чел.

Покупной тариф:

Средняя зарплата W=5000 руб.

1. РЭС получает определенное количество электроэнергии по определенной цене:

где 144 — суммарная мощность потребляемая т. А в max режиме.

— время работы в max режиме: (из данных)

— стоимость приобретенной электроэнергии, т. руб.,

— покупной тариф на электроэнергию, руб/кВт?час,

— мощность РЭС

2. Определение фонда оплаты труда и отчислений на социальные нужды:

ФОТ = 12?ЗП?N,

Где ЗП — зарплата работников, чел.

ФОТ = 12?5000?30 = 1800 т. руб ? год

Отчисления на социальные нужды составляют 35,6% от ФОТ:

т. руб.

3. Отчисления на амортизацию:

т. руб. (из технико-экономического расчета)

4. Затраты на эксплуатационные расходы на ЛЭП и силовое оборудование:

ЛЭП: 0,4% от и равны 515,1 т. руб.

Силовое оборудование: 2% от и равны 1845,3 т. руб.

Всего затрат: З=2360,4 т. руб.

5. Определение тарифа на эл. энергию. По этому тарифу эл. энергия будет продаваться потребителю.

руб. ? кВт?час

6. Реализованная эл. энергия: 792540т. руб.

— стоимость реализованной эл. энергии

7. Прочие расходы:

8. Налоги, относимые на себестоимость за год:

Налог на доходы: 13% от ФОТ — 234 т. руб.

Итого: = 234 т. руб.

9. Налоги, относимые на финансовые результаты:

Налог на имущество 2,2% от капиталовложений

т. руб.

10. Балансовая прибыль:

11. Налогооблагаемая прибыль:

т. руб.

12. Налог на прибыль:

т. руб.

13. Чистая прибыль:

т. руб.

14. Определение срока окупаемости (табл.4.4)

Таблица 4.1. Расчет затрат на годовой отпуск электроэнергии предприятием

Статьи расходов	Сумма затрат, т. руб.
1. Стоимость приобретенной электроэнергии	690336
2. Прямые расходы на оплату труда:	1800
2.1. Зарплата	5000
2.2. Отчисления на социальные нужды	640,8
3. Амортизационные отчисления	4420,87
4. Эксплуатационные расходы	515,1
5. Прочие расходы	6995,6
6. Налоги на себестоимость:
6.1 Налог на доходы	234
7. Общая сумма издержек (с/с)	234

Таблица 4.2. Налоги, относимые на финансовые результаты

Наименование налога	Налогооблагаемая база	Сумма налогов, т. руб.
1. Налог на имущество	2,2% от К	4862,96

Таблица 4.3. Поток наличности

Наименование статьи	Значения
1. Средний отпускной тариф	1,48 руб.
2. Объем реализованной электроэнергии за год	МВт
3. Выручка от реализации электроэнергии за год	792540 т. руб.
4. Полная себестоимость электроэнергии	690336 т. руб.
5. Балансовая прибыль	857552,33 т. руб.
6. Налоги, выплачиваемые из прибыли	4862,96 т. руб.
7. Налогооблагаемая прибыль	80889,37 т. руб.
8. Налог на прибыль	19413,45 т. руб.
9. Чистая прибыль	61475,92 т. руб.

года	Чистая прибыль	Выплата процентов(10% от кредита, тысруб)	Остаток непогашенного кредита
1	61475,92	221043,44+22104,344	181671,9
2	61475,92	181671,9+22104,344	142300,3
3	61475,92	142300,3+22104,344	102928,7
4	61475,92	102928,7+22104,344	63557,15
5	61475,92	63557,15+22104,344	22185,572
6	61475,92	24185,572+22104,344	-15186,004

4.9 Расчет параметров основных режимов работы сети

Определение расчетной нагрузки ПС

Расчётная нагрузка ПС определяется по формуле:

где — нагрузка ПС;

— потери мощности в трансформаторе;

— реактивные мощности, генерируемые в конце и в начале линии.

где — ёмкостные проводимости линий, См/км.

I вариант

4.10 Расчёт перетоков мощностей с учётом потерь в линии

Определяем сопротивления линий:

I вариант

а) для кольцевой цепи А-1-5-2-А

Ом, Ом, Ом, Ом,

Ом

Определяем перетоки мощности с учётом потерь в линии

б) для радиальной цепи А-3

Ом

Определяем расчётные нагрузки линий, по Uном=110 кВ

4.11 Определение падения напряжения в узловых точках

По напряжению на шинах 110 кВ питающей нагрузки ПС и найденному потоку мощности находим потери напряжения и напряжения на ПС.

I вариант

4.12 Регулирование напряжения в электросети

Определяем значения напряжения на шинах НН, приведённого к напряжению на шинах ВН, для режима наибольших нагрузок.

I вариант

1.

где RT,XT — сопротивления трансформаторов, — ступень регулирования напряжения,% [2, с580]

Определяем желаемое ответвление:

Определяем действительное значение напряжения на шинах НН ПС:

Определяем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения:

Аналогично для узлов 2,3,4,5

Результаты расчётов сводим в таблицу:

I вариант

№ ПС	Uн, кВ	nотвжел	nотв	Uдествн, кВ	U,%
1	104,3	-4,6	-4	10,37	1,2
2	95,3	-8,3	-8	10,4	0,95
3	104,7	-4,4	-5	10,41	0,85
4	114,38	-3,91	-3	10,4	0,009
5	90,55	-8,5	-8	10,6	0,0095

4.13 Выбор схемы ПС

Выбор схем электрических ПС осуществляется по «Типовым схемам принципиальным электрических РУ напряжением 6-750 кВ ПС и указаниям по их применению».

Для ПС № 1,5,2 — выбираем схему — мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий:

Для ПС № 3 — т.к это тупиковые ПС 110 кВ, то выбираем блочную схему — два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий:

Для ПС №4. Выбираем схему — одна рабочая секционированная выключателями и обходная система шин:

Питающая подстанция А. Для надежности питания рассматриваемых подстанций выбираю схему две рабочие и обходная системы шин:

5. Выбор оборудования на ПС № 2

Исходные данные.

Выбор выключателей предварительно осуществляется по заданному UHOM и расчетному рабочему току в максимальном режиме. Затем предварительно выбранные выключатели проверяют на термическую и динамическую стойкости, а также его коммутационную способность

Выбор оборудования проводим для подстанции 2:

Выбор на стороне высшего напряжения:

Ток в нормальном и послеаварийном режиме:

Ток к. з. На стороне ВН (заданный):

Сопротивление системы:

Сопротивление линии:

Ток к. з. На стороне ВН:

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к. з.

где

Ударный коэффициент:

Ударный ток к. з.:

Ток для расчетного времени к. з.:

Расчетное время, для которого требуется определить ток к. з.:

Где (предварительно) — собственное время отключения выключателя

Симметричный ток отключения:

Апериодическая составляющая тока к. з.:

Тепловой импульс к. з.:

Где — время действия тока к. з.

(предварительно) — полное время отключения выключателя.

Выбираем:

Выключатель — элегазовый типа ВГБУ-110-У1

Разъединитель — наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами типа РНДЗ-110Б/1000 У1 с приводом ПРН-110У1.

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВГБУ-110-У1	РНДЗ-110Б/1000 У1
		—
		—
		—

Трансформатор тока — ТФЗМ-110Б-I-У1

Заградитель высокочастотный — ВЗ-1250-0 .5 У1

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТФЗМ-110Б-I-У1	ВЗ-1250-0.5У1

Трансформатор напряжения — НКФ-110-83У1

Ограничитель перенапряжения — ОПН-110У1

Выбор на стороне низшего напряжения:

Ток в нормальном и послеаварийном режиме:

Сопротивление системы:

Ток к. з. На стороне НН (заданный):

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к. з.

где

Ударный коэффициент:

Ударный ток к. з.:

Ток для расчетного времени к. з.:

Расчетное время, для которого требуется определить ток к. з.:

Где (предварительно) — собственное время отключения выключателя

Симметричный ток отключения:

Апериодическая составляющая тока к. з.:

Тепловой импульс к. з.:

(предварительно) — полное время отключения выключателя.

Выбираем:

Выключатель — вакуумный типа ВВЭ-10-20/1600У3

Трансформатор тока — ТПОЛ-10

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВВЭ-10-20/1600У3	ТПОЛ-10
		—
		—
		—

Трансформатор напряжения-типа НОМ-10-66 У2, 75ВА

Ограничитель перенапряжения-типа ОПН-10 — ХЛ1

6. Трансформатор собственных нужд — типа ТСЗМ-63/10/0.4У1

6.1 Резистивное заземление нейтрали в сети 6 — 10 кВ

Системы с незаземленными нейтралями, как показали научные исследования и опыт эксплуатации, не могут читаться надежными, обеспечивающими меньший ущерб от перерыва питания потребителей в силу допустимости длительной работы с однофазными замыканиями на землю линий электропередачи систем электроснабжения. Высокая вероятность аварий при многократных повторных замыканиях электрических дуг вследствие однофазных замыканий в сети или деградации изоляции в месте замыкания, переход однофазных в многофазные замыкания, приводящие к большим повреждениям оборудования, — все это обусловливает отказ от применения изолированной нейтрали для промышленных систем электроснабжения (за исключением специальных случаев, оговоренных в ПУЭ).

Как альтернатива могут быть предложены системы резистивного заземления нейтрали: низкоомное и высокоомное заземление.

Система с низкоомным заземлением ней ………..