АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ
Кафедра электрических станций, сетей и систем
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ
Методические указания и задание к курсовому проекту
(для студентов очной формы обучения
специальности 210240 –
Электроэнергетические системы и
сети )
Алматы 2004
СОСТАВИТЕЛИ: В.Н.Сажин, Н.А Генбач,
Л.Б.Баймухаметова. Электрические
системы и сети. (Методические указания
и задание к курсовому проекту для студентов очной формы обучения специальности 210240-
Электроэнергетические системы и сети). – Алматы: АИЭС, 2004.- 38 с.
Методические указания содержат общие
положения к выполнению курсового проекта и указания к оформлению.
Рассматриваются вопросы выбора рациональной конфигурации сети, выбора
номинального напряжения, сечений проводов, трансформаторов на подстанциях. Даны
указания по технико-экономическому сравнению рассматриваемых вариантов сети, а
также по расчету и анализу рабочих режимов выбранного варианта электрической
сети. Приведено задание на курсовой проект, а также необходимые справочные
материалы.
Табл.
19 , Ил. 10 , библиогр.- 9 назв.
Рецензент:
канд. техн. наук, проф. В.Н. Борисов.
Печатается по плану издания Алматинского института энергетики и связи
на 2004 г.
С Алматинский
институт энергетики и связи, 2004г.
Введение
Цель методических указаний - помочь студентам в работе над курсовым проектом "Электрические системы и сети". Курсовое проектирование способствует углублению и закреплению знаний, полученных студентами по основной и смежным дисциплинам, развивает навыки самостоятельной инженерной работы.
Основной целью является изложение в сжатой форме
рекомендаций по проектированию электрических
сетей.
В указаниях излагаются основные вопросы, которые
затрагиваются при курсовом проектировании, a именно: выбор конфигурации
электрической сети, выбор номинального напряжения, выбор трансформаторов и
сечений проводов, технико-экономические сопоставления вариантов, расчет рабочих
режимов электрической сети и регулирования напряжения, а также даны некоторые
сведения о схемах первичных соединений электрических подстанций.
В работу включены некоторые справочные материалы,
необходимые для выбора основных элементов электрической сети и проведения технико-экономического
анализа. Кроме того, даны варианты заданий для выполнения курсового проекта.
1 Исходные данные и содержание
проекта
Основной задачей курсового проекта является разработка проекта электрической сети с номинальным напряжением 220-110 кВ, включающей 5 узлов нагрузки, питающихся от двух подстанций энергосистемы.
В задании, приведенном в таблице 15.1, указываются
следующие исходные данные:
- характеристики нагрузок электрической сети:
активная мощность, потребляемая в максимальном и минимальном режимах, коэффициенты,
мощности нагрузок, состав нагрузок по категориям требуемой надежности
электроснабжения;
- координаты нагрузочных узлов в масштабе 1мм :1км;.
- число
часов использования максимальной нагрузки Тм;
В проекте
рассматриваются следующие разделы:
а) составление и выбор рациональных вариантов схемы электрической сети;
б) предварительный расчет распределения мощностей на
участках сети;
в) выбор номинального напряжения сети;
г) выбор типа и мощности трансформаторов и
автотрансформаторов на подстанциях;
д) выбор материала опор;
е) выбор сечений проводов ВЛ с проверкой по
длительно допустимым токам и по условиям коронирования;
ж) составление схем первичных соединений подстанци;.
з) технико-экономическое сравнение вариантов
электрической сети;
и) уточненный расчет установившихся режимов работы
сети;
к) выбор средств регулирования напряжения в сети;
л) определение технико-экономических показателей
электрической сети.
2 Требования к оформлению
проекта
Курсовой проект должен иметь пояснительную записку и
графический материал. Пояснительная записка содержит расчеты, обоснование
принимаемых решений, а также необходимые материалы: схемы, таблицы, графики и
т.п.
Объем пояснительной записки должен составить
примерно 50 листов рукописного текста и два листа чертежей.
В начале каждой главы необходимо сформулировать
задачу, указать исходные данные для расчетов, описать последовательность и
методику решения, основные используемые формулы. Далее приводятся числовые
результаты расчетов, их анализ и краткие выводы по данной главе.
Приводимые в пояснительной записке расчеты должны
иметь расчетные формулы (со ссылкой на литературу), численные значения, входящих
в них величин, окончательный результат (без промежуточных вычислений) с
обязательным указанием размерности. Если в данном разделе есть много
аналогичных расчетов, то можно выполнить расчет только для одного случая, а
результаты подобных расчетов объединить в наглядную таблицу.
Графическая часть проекта
выполняется на двух листах формата
814х576 мм, на которых изображаются:
а) намеченные варианты конфигурации электрической
сети района (с соблюдением масштаба) - 1\2 листа; схема замещения выбранного на
основе технико-экономического сравнения варианта с указанием режимных
параметров -1\2 листа;
б) схемы электрических соединений двух
рассматриваемых вариантов - 1 лист.
Проект оформляется в соответствии с требованиями
стандарта ФС РК 10352-1910-У-е-001-2002. Работы учебные / 9 /.
3 Определение расчетных нагрузок для требуемых режимов работы
В задании на
курсовой проект приводятся значения максимальной активной мощности, величина
коэффициента мощности нагрузок и отношение Рmin\ Pmax. Нормативный коэффициент
мощности на шинах высокого напряжения подстанций принимается равным соsφн
= 0.93, что соответствует tgφн=0.4.
Исходя из этого необходимо предусмотреть на всех
подстанциях установку компенсирующих устройств, мощность которых определяется
по формуле
Qнуi=Pmax (tgφi –tgφн), (3.1)
где Рmax- мощность нагрузки в
максимальном режиме;
tgφi-
коэффициент мощности, соответствующий заданному cosφ
нагрузок;
Реактивная мощность,
потребляемая с шин низкого напряжения, равна
Qpi=Qi-Qнуi
(3.2)
Найденные расчетные мощности используются при
проведении приближенных электрических расчетов сетей сравниваемых вариантов и
уточненного расчета экономически целесообразного варианта.
4 Составление и выбор рациональных схем электрической
сети
Электрические сети напряжением 110 - 500 кВ
проектируются в основном в виде соединения воздушных линий электропередачи
(ЛЭП). Очень важным при этом является выбор трассы линии с учетом рельефа
местности и существующих сооружений. В курсовом проекте вопросы выбора трассы
ЛЭП не решаются и поэтому на схеме линии рассматриваются в виде прямой.
При проектировании электрической сети источники
питания можно различным образом соединять линиями с потребителями, а последние
между собой. При этом схемы электрической сети должны с возможно меньшими
затратами обеспечить необходимое качество электроэнергии у потребителей,
требуемую надежность электроснабжения, приемлемые технико-экономические
показатели.
В проектной практике для получения рациональной и
оптимальной конфигурации электрической сети обычно используется вариантный метод,
состоящий в том, что для заданного расположения потребителей и источников
питания намечается несколько возможных вариантов сети. Из них лучший
определяется путем непосредственного сопоставления технико-экономических
показателей. Однако намечаемые варианты не должны быть случайными, так как при
этом их сопоставление позволит выбрать лучший из числа построенных вариантов,
но не из реально возможных. Поэтому каждый вариант необходимо намечать на
основании общих инженерных соображений, например, разомкнутая сеть, кольцевая,
кратчайшая, резервированная и т.п. Таким образом, творческий элемент в
проектировании электрической сети на заданном этапе состоит в исключении
чрезмерно большого числа вариантов за счет отказа от бессмысленных и
нереальных.
Конфигурация намечаемой электрической сети
определяется в значительной степени условиями надежности электроснабжения. В
соответствии с ПУЭ /1/ нагрузки I категории должны обеспечиваться
электроэнергией от двух независимых источников питания, и при их электроснабжении
допускается перерыв только на время автоматического включения резервного
питания. Для такого потребителя необходимо в большинстве случаев
предусматривать питание по двум отдельным линиям, т.к. двухцепная ЛЭП при
повреждении опор из-за ветра, гололёда и т.п. не обеспечивает необходимой
степени надежности. Для потребителей II категории допускается питание по
двухцепной линии. Для электроприёмников Ш категории достаточно предусматривать
питание по одной линии электропередачи. В связи с необходимостью учёта фактора
надежности электрические сети могут быть резервированными, содержащими
двухцепные ЛЭП и кольцевые схемы. Также могут быть и нерезервированные, то есть
сети, выполненные без резервных линий.
Все намеченные варианты конфигураций сети в масштабе
вычерчиваются на листе миллиметровой бумаги с указанием номеров узлов и категории
нагрузок, длины линий.
Пример - Известно следующее
месторасположение потребителей и источников питания А и Б. Во всех узлах
имеются потребители I категории.
Возможные варианты схем
электрической сети.
Рисунок 4.1
Рисунок 4.2
Рисунок 4.3
Рисунок 4.4
Предварительно составим
таблицу.
Таблица
4.1
№
Варианта |
Суммарные длины ЛЭП, км |
1 |
292 |
2 |
249 |
3 |
302 |
4 |
317 |
Исходя из суммарной длины линий
электропередачи целесообразно выбрать схему 1 и схему 2.
5 Предварительный расчет распределения мощностей на участках сети
Так как на данном этапе проектировании сопротивление
участков линий электрической сети неизвестно, то перетоки мощностей определяются
приближенно. Мощности на головных участках рациональной сети находят
суммированием нагрузок отдельных потребителей. Для замкнутой сети распределение
мощностей определяют в линии с двухсторонним питанием, исходя из условия
равенства сечения на всех участках.
6 Выбор номинального напряжения сети
Правильный выбор номинального напряжения линий
электрической сети представляет собой сложную технико-экономическую задачу, правильное
решение которой зависит от многих факторов. Например, линии меньшего напряжения
имеют меньшую стоимость оборудования и сооружения. С увеличением напряжения
растет пропускная способность, снижаются потери мощности и энергии, улучшаются
условия перспективного развития электрической сети. Однако стоимость сооружения
такой сети увеличивается. Необходимо выполнить сопоставительные расчёты
вариантов сетей с различными номинальными напряжениями / 2,3 /.
Следует отметить, что конфигурация электрической
сети влияет на номинальное напряжение отдельных ЛЭП. Поэтому необходимо было бы
рассматривать большое число параметров, отличающихся не только схемой
соединения, но и номинальными напряжениями отдельных линий. Для отобранных
вариантов схем сети намечаются возможные величины номинальных напряжений. При
этом следует иметь в виду, что не обязательно вся сеть рассматриваемого района
должна выполняться линиями одного номинального напряжения.
Основными факторами, определяющими номинальное
напряжение отдельных линий, является передаваемая мощность и длина
электропередачи. Экономическая область применения линий каждой ступени
напряжения определяется на основе имеющегося опыта проектирования и
эксплуатации электрических сетей. Для ориентировочного выбора номинального
напряжения линий электрической сети можно пользоваться данными, приведёнными в
таблице, а также эмпирическими формулами
(6.1)
где P-передаваемая активная
мощность на одну цепь, МВт;
L- длина линии, км.
Таблица
6.1
Номинальное |
Передаваемая мощность
|
Длина пинии, |
напряжение, кВ |
на одну цепь, МВт |
км |
110 |
20 - 70 |
100 - 30 |
220 |
70 - 150 |
150 - 100 |
500 |
400 - 1000 |
1000 - 300 |
7 Выбор типа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях
Выбор числа трансформаторов и автотрансформаторов
зависит от требования надежности электроснабжения питающихся подстанций потребителей
и является технико-экономической задачей. В проекте выбор числа и мощности
трансформаторов на понижающих подстанциях рассматривается с общих позиций, и режимы их работы детально не
прорабатываются.
Количество трансформаторов (автотрансформаторов),
устанавливаемых на подстанциях всех категорий, принимается, как правило, не более
двух.
На подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше
для связи электрических сетей и их элементов с различным номинальным
напряжением, как правило, устанавливаются автотрансформаторы, которые обладают
рядом преимуществ по сравнению с трансформаторами
(меньший
вес, стоимость и потери при той же мощности).
При установке двух трансформаторов
(автотрансформаторов) и отсутствии резервирования по сетям среднего и низшего
напряжений мощность каждого из них выбирается с учетом нагрузки трансформатора
не более 70% от суммарной максимальной нагрузки подстанций в номинальном
режиме, и из условия покрытия нагрузки потребителей при выходе из работы одного
трансформатора с учетом допустимой перегрузки до 40%. Согласно ПУЭ /I/
трансформаторы в аварийных режимах допускают перегрузку до 140% на время
максимума нагрузки не более 6 часов в течение 5 суток. Таким образом, желаемая
мощность трансформатора выбирается по выражению
При выборе автотрансформаторов следует считаться с
тем, что мощность обмотки низшего напряжения определяется типовой мощностью
трансформатора
Sт =α Sном ,
где α- коэффициент выгодности
автотрансформатора.
После определения мощности
трансформатора выбирается стандартный трансформатор большей номинальной
мощности и проверяется его коэффициент загрузки
где n- число трансформаторов.
Трансформаторы и автотрансформаторы принимаются со
встроенным регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).
8 Выбор материала опор
При технико-экономическом сравнении
вариантов, отличающихся схемой и конфигурацией электрических сетей, материала
опор ВЛ должен приниматься одинаковым для всех вариантов /2,3/.
Большинство ВЛ сооружаются на железобетонных опорах.
На них сооружаются одноцепные ВЛ напряжением до 500 кВ включительно, а также
двухцепные ВЛ 35-220 кВ.
Стальные опоры применяются в качестве
анкерно-угловых и специальных для всех ВЛ, сооружаемых на железобетонных
опорах, двухцепные ВЛ 330-500 кВ для одноцепных ВЛ 750 кВ и выше, для ВЛ, сооружаемых
в труднодоступных районах, где доставка железобетонных опор на трассу
невозможна.
Деревянные опоры находят ограниченное применение:
для сооружения ВЛ до 220 кВ при наличии технико-экономического обоснования.
9 Выбор сечений проводов
Критерием выбора сечения проводов является минимум
приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства
выбор сечения проводов производится не сопоставительным технико-экономическим
расчётом, а по нормируемым обобщённым показателям.
В настоящее
время в качестве такого показателя при проектировании воздушных линий 35-750 кВ
используются экономические токовые интервалы каждой марки провода для ВЛ разных
напряжений, определенных с учетом унификации конструкций ВЛ.
Сечения проводов выбираются по таблице в зависимости
от напряжения, расчетной токовой нагрузки (без учета роста нагрузок), района по
гололеду, материала и цепности опор.
Выбранное сечение провода должно быть проверено по
допустимой токовой нагрузке по нагреву
Iр ≤ Iдоп (9.1)
где Iр- расчетный ток;
Iдоп - допустимый длительный
ток.
В таблице
9.1 приведены допустимые длительные токи для сталеалюминевых проводов вне
помещений.
Таблица
9.1
Номинальное |
Длительный
|
Номинальное
|
Длительный
|
сечение,
мм2 |
допустимый ток, А |
сечение, мм2 |
допустимый ток, A |
70/11 |
265 |
240/32 |
605 |
95/16 |
330 |
240/39 |
610 |
120/19 |
390 |
240/56 |
610 |
120/27 |
375 |
300/39 |
710 |
150/19 |
450 |
300/48 |
690 |
150/24 |
450 |
300/66 |
680 |
150/34 |
450 |
330/27 |
730 |
185/24 |
520 |
400/22 |
830 |
185/29 |
510 |
400/51 |
825 |
185/43 |
515 |
400/64 |
860 |
|
|
|
|
Проверке по условиям коронирования
подлежат воздушные линии 110 кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками
выше 1500 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка не
производится, так как экономические интервалы токов подсчитаны для сечений,
равных или больших минимально допустимых по условию короны.
Проверке по допустимым потерям и отклонениям
напряжения ВЛ 35 кВ и выше не подлежат, так как повышение уровня напряжения
путем увеличения сечения провода таких линий по сравнению с применением
трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности экономически
не оправдывается.
Таблица 9.2
Номинальное |
Количество
|
Диаметр
|
Сечение
|
напряжение, кВ |
проводов в фазе |
провода, мм |
провода, мм |
110 |
1 |
11,3 |
70/11 |
220 |
1 |
21,6 |
240/39 |
330 |
2 |
21,6 |
240/32 |
500 |
3 |
30,2 |
330/27 |
|
|
|
|
10 Составление схем первичных
соединений подстанций
В курсовом проекте районной
электрической сети схемы подстанций выбираются упрощенно. Составленная ранее
конфигурация сети с указанием номинальных напряжений отдельных ее линий
позволяет устанавливать типы отдельных трансформаторных подстанций, их схему
соединения и на этой основе разработать полную схему электрических соединений проектируемой
сети.
При выполнении курсового проекта условно
принимается, что проектируемая сеть присоединяется к распределительному устройству 110 -220 кВ источника питания, где
имеются две системы сборных шин и обходная система с шиносоединительным и обходным
выключателем.
По способу присоединения подстанции подразделяются
на:
а) тупиковые, включаемые в конце радиальной линии;
б) проходные (транзитные), включаемые в рассечку
проходящей линии;
в) ответвительные, присоединенные к одной или двум
проходящим линиям.
При выборе
схемы подстанции необходимо учитывать число присоединений "n"
линий и трансформаторов, требование надежности и простоту эксплуатации.
Тупиковые одно-двухтрансформаторные
подстанции (рисунок 10.1) выполняются с выключателями со стороны высшего
напряжения. Перемычки со стороны шины двухтрансформаторной подстанции могут
быть выполнены автоматически на отделителях с приводом двухстороннего действия
или неавтоматическими, выполненными из двух разъединителей.
Для проходных подстанций напряжением 110 кВ (рисунок
10.2) при числе присоединений до 6 применяется схема - одна секционированная
выключателем и обходная система шин с выключателями в цепях трансформаторов с
совмещенным секционным и обходным выключателем.
Проходные подстанции напряжением 220
кВ (рисунок 10.3) выполняются по схеме - одна секционированная выключателем и
обходная система шин с выключателями в цепях трансформаторов, с совмещенным
секционным и обходным выключателем.
При числе присоединений 7 и более
применяют схему - две рабочие и одна обходная системы шин (рисунок 10.4). Для транзитных подстанций,
входящих в замкнутую (кольцевую) сеть, применяются мостиковые схемы (рисунок
10.5).
На основании вышеизложенного необходимо составить
схемы электрических соединений двух выбранных вариантов для проведения технико-экономических
расчетов. Разработанные схемы должны быть представлены в пояснительной
записке.
Схема тупиковой подстанции
Рисунок 10.1
Схема проходной
подстанции 110 кВ
Рисунок 10.2
Схема проходной подстанции 220 кВ при n= 6
Рисунок 10.3
Схема подстанции 110-220 кВ при n ›7
Рисунок 10.4
Схема мостика
Рисунок 10.5
11 Технико-экономическое сравнение вариантов
электрической сети
Целью технико-экономических расчетов является выбор оптимального
варианта схемы проектируемой сети. Для этого необходимо из двух выбранных
вариантов выбрать наиболее целесообразный.
В проекте предполагается, что рассматриваемые
варианты обеспечивают примерно равную степень надежности, и поэтому в
дальнейшем ущерб от недопуска электроэнергии потребителям не учитывается.
Кроме того, предполагается, что капиталовложения в сеть делаются
одновременными, а годовые издержки – постоянными.
Основным критерием
выбора того или иного варианта является минимум приведенных расчетных
затрат, определяемых по формуле
3i
=рн Ki+Uаi+Uэi, (11.1)
где i= 1,2„„, n. -
номера сравниваемых вариантов;
рн - нормативный коэффициент
эффективности капиталовложений, равный 0,15 (для новой техники);
К - капиталовложения в
объекты сети, тыс. Тг;
Uа - полные годовые отчисления
на амортизацию, ремонт и обслуживание сети, тыс. Тг./год;
Uэ-затраты на компенсацию
потерь электроэнергии в сети, тыс. Тг./год.
Полные отчисления на амортизацию, ремонт и
обслуживание электрической сети определяются
где kj - капиталовложения в j-й
элемент сети;
aj - полные годовые отчисления
в относительных единицах.
Затраты на компенсацию потерь в
электроэнергии для каждого варианта, определяемые по выражению:
Uз = ΔP' τ' з' + ΔР" τ"з", (11.3)
где ΔP' -
переменные потери мощности, зависящие от
нагрузки (потери в активном сопротивлении проводов, обмотках трансформаторов и
т. п.);
ΔР" - постоянные потери мощности,
независящие от нагрузки (потери холостого хода трансформаторов, потери на
корону в линиях 220 кВ и выше);
з', з"- удельные затраты на компенсацию
соответственно переменных и постоянных потерь
(приложение В);
τ',τ" - время наибольших потерь
мощности, τ" = 8760 ч, т.е. равно
времени работы оборудования.
По приведенным выражениям определяются расчетные
затраты по каждому из сравниваемых вариантов. Оптимальным по экономическим
соображениям является вариант, характеризующийся меньшими расчетными затратами.
Если разница в расчетных затратах сравниваемых вариантов не превышает 5%, варианты
считаются равноэкономическими. Выбор рекомендуемого варианта в этом случае
производится на основе инженерной оценки их характеристик. К таким оценкам
относятся: перспективность схемы,
удобство эксплуатации, серийность применяемого оборудования и т.п.
В дальнейшем все расчеты проводятся для выбранного
варианта схемы электрической сети района.
12 Уточненный расчет установившихся режимов работы
сети.
При выполнении курсового проекта электрической сети
необходимо оценивать условия, в которых будут работать потребители и
оборудование сети. Такие оценки дают возможность предусмотреть меры обеспечения
предполагаемого
режима сети для ее оборудования. Определение параметров режима составляет
задачу расчета режима электрической сети.
Для проведения уточненного расчета составляется
полная схема замещения электрической сети, которая получается в результате
объединения схем замещения отдельных элементов сети в соответствии с
последовательностью соединения этих элементов в рассматриваемой сети. Эту схему
сети называют расчетной.
В расчетную схему электрической сети входят линии
электропередачи с П - образными схемами замещения, в параллельных ветвях
которых учитывается только емкостная проводимость. Трансформаторы и автотрансформаторы
замещаются Г-образными схемами и трехлучевыми,
причём их проводимости учитываются в виде дополнительной нагрузки – ΔPхх+jΔQхх.
В проекте необходимо произвести электрический расчет
для нормального (максимальный и минимальный) и одного наиболее тяжелого
послеаварийного режима.
Для расчета сети необходимо использовать мощности
нагрузок, определённые в разделе 3, а напряжение на шинах источника питания для
режима максимальных нагрузок принять равным 1,05 номинального напряжения сети.
Расчет режимов проектируемой сети осуществляется с
помощью программы RASTR.
Комплекс программ RASTR предназначен для расчета и
анализа установившихся режимов электрических систем на ПЭВМ IBМ PC и
совместимых с нею. RASTR позволяет производить
расчет, эквивалентирование и утяжеление режима, обеспечивает возможности
экранного ввода и коррекции исходных данных, быстрого отключения узлов и
ветвей схемы, имеет возможности районирования сети, так же предусмотрено графическое представление схемы или
отдельных ее фрагментов вместе с практически любыми расчетными и исходными
параметрами.
13 Выбор средств регулирования напряжения в сети
Для обеспечения требования, предъявляемых к качеству
напряжения потребителей электроэнергии, значения напряжения в проектируемой сети
должны быть в определенных пределах. Допустимый режим напряжений может быть
обеспечен применением специальных устройств, позволяющих регулировать
напряжение в разных точках сети.
Регулирование напряжения может осуществляться на
шинах источников питания и на шинах приемных подстанций.
Согласно ПУЭ устройство регулирования
напряжения должно обеспечить
поддержание напряжения на шинах вторичного напряжения подстанций, к которым
присоединены распределительные сети не ниже
1,05 Uном.
в период максимальных нагрузок и не выше 1,0 Uном. в период минимальных
нагрузок.
В качестве основных средств регулирования напряжения
при выполнении проекта принимаются трансформаторы с автоматическим переключением
ответвлений под нагрузкой (трансформаторы с РПН). В некоторых случаях может
потребоваться выбор дополнительных средств регулирования напряжения.
Выбор ответвлений на стороне высшего напряжения
двухобмоточных трансформаторов приводится следующим образом:
Определяется напряжение на низкой стороне
трансформатора, приведенное к высокой стороне
U'2=Uд – ΔUт, (13.1)
где Uд - действительное напряжение
на высокой стороне трансформатора, найденное из предыдущих расчетов;
ΔUт -
потеря напряжения в трансформаторе (для трансформаторов 110 кВ поперечной
составляющей падения напряжения можно пренебречь).
Напряжение на низкой стороне трансформатора
где Кт - коэффициент трансформации соответствующего
ответвления РПН;
U1отв –
напряжение на соответствующем ответвлении обмотки высшего напряжения;
U2н - номинальное напряжение
вторичной обмотки трансформатора;
Если известно желаемое напряжение U на
низшей стороне трансформатора, то напряжение соответствующего регулировочного
сопротивления будет равно:
Далее, зная U1отв по таблице
регулировочных сопротивлений, которую студент должен составить в соответствии
с паспортными данными выбранных трансформаторов, выбирается ближайшее
стандартное ответвление и находится стандартное напряжение
где U1отв.ст.
- напряжение стандартного регулировочного ответвления трансформатора.
Указанные расчеты выполняются для подстанций с
наихудшими условиями регулирования напряжения во всех расчетных режимах ее работы.
Если не удается с помощью отпаек осуществить
регулирование, то требуется установка дополнительных компенсирующих устройств.
В качестве последних, как правило, выбираются
батареи статических конденсаторов, установленных на шинах 10 кВ соответствующей
подстанции.
Мощность батареи статических конденсаторов
ориентировочно может быть определена по выражению
где U'iж
– желаемое напряжение на шинах низкого напряжения i – ой подстанции,
приведённое к высокой стороне;
U'i
– напряжение на шинах той же подстанции, полученное в предыдущем расчете без
учёта КУ;
Xэ– эквивалентное реактивное
сопротивление сети, соединяющей шины питания и рассматриваемой подстанции.
После этого производится уточнение ранее выполненных расчётов, в результате чего
находится новое значение напряжения, приведённое к высокой стороне подстанции и
вновь выбирается ответвление на РПН трансформатора.
14 Определение
технико-экономических показателей выбранного варианта сети
В этом разделе необходимо дать оценку экономичности
передаваемой электроэнергии по линиям электропередачи с помощью технико-экономических
показателей. К ним относится КПД и себестоимость передачи энергии.
Значение КПД передачи определяется как по мощности,
так и по энергии.
КПД передачи по мощности
КПД по энергии
Себестоимость передачи электроэнергии
С =
где Pнi
– мощность потребителей i–го узла в
режиме максимальных нагрузок;
Δ Pj , ΔЭj–
потери мощности и энергии в j-м элементе сети;
Тмi – число часов максимума
нагрузки;
U – полные годовые издержки.
15 Задание на курсовое проектирование
Исходные данные для выполнения курсового проекта
представлены в таблице 15.1 и выдаются каждому студенту преподавателем.
Координаты источника питания "А"
принимаются Х=0, Y=0. Общими данными для всех студентов являются:
а) коэффициент мощности нагрузок cosφ=0,85;
б) нормативные коэффициенты мощности
нагрузок и центров питания cosφн =0,93;
в) во всех нагрузочных узлах принимается следующий
процентный состав (от максимальной мощности потребителей) по категориям:
I категория - 20%,
II категория- 60%,
III категория - 20%.