рефераты конспекты курсовые дипломные лекции шпоры

Реферат Курсовая Конспект

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по курсу Электрические системы и сети Проектирование электрической сети 110 кВ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по курсу Электрические системы и сети Проектирование электрической сети 110 кВ - раздел Электротехника, Министерство Образования И Науки Харьковский Национальный Технически...

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

ХАРЬКОВСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

«ХАРЬКОВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ»

КАФЕДРА «ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ»

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по курсу «Электрические системы и сети»

«Проектирование электрической сети 110 кВ»

(ВАРИАНТ «Б-____»)

 

Выполнил студент группы Э – 21

_______________________________

Руководитель: доц. Барбашов И. В.

 

 

Харьков 2013


Вариант № Б – _____


СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ...........................................................................................................

1 Выбор вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети....................

2 РАСЧЕТ НАГРУЗОК УЗЛОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ..............................

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.....................................

4 Обоснование номинального напряжения вариантов

раЗВиТИЯ электрической сети..............................................................

5 Выбор и проверка сечений проводов линий вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети...................................................................................

6 Выбор НОМИНАЛЬНЫХ МОЩНОСТЕЙ ДВУХ-, ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС вариантов РАЗВИТИЯ электрической

сети.....................................................................................................................

7 КОНСТРУКЦИЯ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ..............................................................

8 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ электрической сети

9 Анализ установившихся режимов оптимального варианта развития электрической сети..............................................................

10 Регулирование напряжения в установившихся режимах ОПТИМАЛЬНОГО варианта развития электрической сети......

11 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ...................................................................................

12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ОТКЛЮЧЕНИЯ ОДНОГО ИЗ ДВУХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС В РЕЖИМАХ СНИЖЕНИЯ ГОДОВОЙ НАГРУЗКИ


13 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.....................................................................................................................

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.....................................................................................

ПРИЛОЖЕНИЕ А.................................................................................................

 

 

Введение

 

Выполнение курсового проекта по курсу «Электрические системы и сети» – важный этап подготовки специалистов электроэнергетиков, что обусловлено необходимостью комплексного рассмотрения и решения в этих разработках большой группы технических и технико-экономических вопросов, связанных с функционированием электрических сетей.

Содержанием курсового проекта является проектирование развития и анализ установившихся режимов электрической сети 110 кВ, включающее разработку и технико-экономическое обоснование решений, определяющих развитие электрической сети и обеспечивающих при наименьших затратах снабжение потребителей электроэнергией с выполнением технических ограничений по надежности электроснабжения и качеству электрической энергии [1].


1 Выбор вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети

 

Разработка вариантов развития проектируемой электрической сети выполняется на основе требований и рекомендаций «норм технологического проектирования энергетических систем и электрических сетей 35 кВ и выше» (НТП ЭС) [1].

Согласно исходным данным (нагрузки узлов, масштаб плана задания), из табл. А.1 следует, что проектируемая сеть, вероятнее всего, будет иметь номинальное напряжение 110 кВ (передаваемая мощность 13–45 МВА, среднее расстояние между соседними ПС 25 км).

Варианты развития электрической сети разрабатываются на основе рекомендаций НТП ЭС, приведенных в табл. А.2; при этом учитывается, что согласно заданию на проектирование все узлы нагрузки имеют потребителей первой категории надёжности электроснабжения [2], для которых должно обеспечиваться бесперебойное электроснабжение.

Исходные варианты развития электрической сети представляются на рис. 1 ПЗ.

Из намеченных вариантов развития электрической сети, удовлетворяющих требованиям надёжности электроснабжения, отбираются два наиболее соответствующих требованиям экономичности, т.е. имеющих наименьшую протяжённость линий (в одноцепном исполнении) и наименьшее число ячеек высоковольтных выключателей на открытых распределительных устройствах высокого напряжения подстанций (ОРУ ВН ПС) и источников питания (ИП).

Расчёт протяжённости линий исходных вариантов развития электрической сети выполняется по следующим соотношениям.

Коэффициент пересчёта длин участков сети, измеренных на плане задания, к действительным длинам участков:

kпер = М ∙ 10-6kL, (1.1)

где М − масштаб плана задания;

10–6 − коэффициент перевода «мм» в «км»;

kL − коэффициент увеличения длины участка сети по сравнению с воздушной прямой; по данным [1] kL » 1,25.

Действительная длина участка сети, км:

L = lkпер, (1.2)

где l — длина участка сети, измеренная на плане задания, мм.

Приведенная длина участка сети, км:

L' = Lkцеп, (1.3)

где kцеп — коэффициент приведения длин двухцепных линий к одноцепным; для ВЛ 110 кВ на двухцепных железобетонных опорах kцеп » 1,64.

Результаты расчета протяженности линий исходных вариантов развития электрической сети заносятся в табл. 1 ПЗ.

Определение числа ячеек высоковольтных выключателей ОРУ ВН ПС и ИП исходных вариантов развития электрической сети выполняется на основе требований и рекомендаций «Норм технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 6–750 кВ» (НТП ПС) [3], основные положения которых даны в табл. А.3 и А.4.

Примечание. Для ИП шифры типовых схем ОРУ СН в проводимых расчетах не определяются и число ячеек выключателей соответствует числу отходящих линий, т.е. nяч = nл.

Результаты определения числа ячеек высоковольтных выключателей ОРУ ВН ПС и ИП исходных вариантов развития электрической сети приводятся в табл. 2 ПЗ.

Два варианта развития электрической сети, обладающие наилучшими показателями (åL' – min и ånяч – min) принимаются для дальнейшего более подробного и точного расчета и сопоставления по условию минимума затратной части интегрального эффекта Зд.с [4].

Показатели исходных вариантов развития электрической сети представляется в табл. 3 ПЗ.

 

Рисунок 1 − Исходные варианты развития электрической сети

( ‒‒‒‒‒‒‒‒‒‒‒‒‒‒‒ одноцепные линии;

‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ ‒ двухцепные линии)


Таблица 1 − Расчет протяжённости линий исходных вариантов развития электрической сети

Вариант Участок l, мм L, км Kцеп L', км åL', км
           
         
         
         
         
         
         
           
         
         
         
         
         
         
           
         
         
         
         
         
         
           
         
         
         
         
         
         
         
         
           
         
         
         
         
         
         
         
         
1–5 Б-6    

Примечание. kпер = 5 ∙ 105 ∙ 10-6 ∙ 1,25 = 0,625.


Таблица 2 − Расчет числа ячеек высоковольтных выключателей ОРУ ВН ПС и ИП исходных вариантов развития электрической сети

Вариант Узел Шифр ОРУ ВН nяч, шт. ånяч, шт.
     
   
   
   
   
А    
Б    
     
   
   
   
   
А    
Б    
     
   
   
   
   
А    
Б    
     
   
   
   
   
А    
Б    
     
   
   
   
   
А    
Б    

Таблица 3 − Показатели исходных вариантов развития электрической сети

Вариант åL', км ånяч, шт. Вывод
     
     
     
     
     

 

 

2 РАСЧЕТ НАГРУЗОК УЗЛОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

Предварительно рассчитываются следующие величины по соотношениям:

Рн = Sн ∙ cosjн; Qн = Sн ∙ sinjн;

Pc = Sc ∙ cosjс; Qc = Sc ∙ sinjс;

Sв = Sн + Sc; Pв = Pн + Pc; Qв = Qн + Qc, (2.1)

где Sн, Sc, cosjн, cosjс принимаются из исходных данных к курсовому проекту;

Sннм = Sнkн; Рннм = Рнkн; Qннм = Qнkн;

Sснм = Sсkс; Рснм = Рсkс; Qснм = Qсkс;

Sвнм = Sннм + Sснм; Pвнм = Pннм + Pснм; Qвнм = Qннм + Qснм, (2.2)

где kн, kс – коэффициенты снижения нагрузки узлов сети на стороне НН и СН в режиме минимума электрической нагрузки, принимаемые из исходных данных к курсовому проекту;

Sнпа = Sнkпа; Pнпа = Pнkпа; Qнпа = Qнkпа;

Sспа = Sсkпа; Pспа = Pсkпа; Qспа = Qсkпа;

Sвпа = Sвkпа; Pвпа = Pвkпа; Qвпа = Qвkпа, (2.3)

где kпа — коэффициент потребителей І и ІІ категории надежности электроснабжения узлов сети, принимаемый из исходных данных к курсовому проекту.

Результаты расчетов нагрузки узлов электрической сети заносятся в табл. 4 ПЗ.


Таблица 4 − Нагрузки узлов электрической сети

Режим Величина Узел
А
максимума нагрузок Sн, МВА            
Pн, МВт            
Qн, Мвар            
Sс, МВА            
Pс, МВт            
Qс, Мвар            
Sв, МВА              
Pв, МВт              
Qв,Мвар              
минимума нагрузок kн, отн. ед.            
Sннм, МВА            
Рннм, МВт            
Qннм, Мвар            
kс, отн. ед.            
Sснм, МВА            
Рснм, МВт            
Qснм, Мвар            
Sвнм, МВА             _____*
Рвнм, МВт             _____*
Qвнм, Мвар             _____*
после-аварийные kпа, отн. ед.            
Sнпа, МВА            
Pнпа, МВт            
Qнпа, Мвар            
Sспа, МВА            
Pспа, МВт            
Qспа, Мвар            
Sвпа, МВА              
Pвпа, МВт              
Qвпа, Мвар              

*) kАнм = ……….


3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

Определение потокораспределения для вариантов развития электрической сети выполняется при допущениях [5]:

− потери мощности в элементах электрической сети (линиях и трансформаторах) не учитываются, т. е. åDР = 0 и åDQ = 0;

− напряжения в узлах электрической сети постоянны и равны номинальному, т. е. Ui = Uном = const;

− электрическая сеть является однородной(Rі /Xі = const), что позволяет потокораспределение в замкнутых контурах находить через длины соответствующих участков.

Определение потокораспределения в установившихся режимах вариантов развития электрической сети выполняется для условий максимума нагрузок (зимний максимум) и характерных послеаварийных режимов электрической сети с использованием следующих соотношений.

Режим максимума электрических нагрузок:


Результаты определения потокораспределения в установившихся режимах вариантов развития электрической сети представляются в табл. 5 и 6 ПЗ.

Определение потокораспределения в кольцевой схеме в режиме максимума нагрузки ____ варианта развития электрической сети:

……………………………………………………………………………………

 

Определение потокораспределения в кольцевой схеме в режиме максимума нагрузки ____ варианта развития электрической сети:

……………………………………………………………………………………

 

 


Таблица 5 − Определение потокораспределения в установившихся режимах ___ варианта развития электрической сети

Расчетная схема сети  
Обозначение узлов  
Sy, МВА  
Sупа, МВа  
Обозначение линий (L, км)  
Режим макс. нагрузки Напр. мощн.  
Sл, МВа  
ПА режим при откл. Б-3 Напр. мощн.  
Sлпа, Мва  
ПА режим при откл. Б-2 Напр. мощн.  
Sлпа, Мва  
ПА режим при откл. А-5 Напр. мощн.  
Sлпа, Мва  
ПА режим при откл. А-1 Напр. мощн.  
Sлпа, Мва  
Sлпанб, МВа  

Примечание. При заполнении табл. 5 в качестве Sлпанб принимается наибольшая мощность для каждого участка сети из всех рассмотренных послеаварийных режимов.


Таблица 6 − Определение потокораспределения в установившихся режимах ___ варианта развития электрической сети

Расчетная схема сети  
Обозначение узлов  
Sy, МВА  
Sупа, МВа  
Обозначение линий (L, км)  
Режим макс. нагрузки Напр. мощн.  
Sл, МВа  
ПА режим при откл. Б-3 Напр. мощн.  
Sлпа, Мва  
ПА режим при откл. Б-2 Напр. мощн.  
Sлпа, Мва  
ПА режим при откл. А-5 Напр. мощн.  
Sлпа, Мва  
ПА режим при откл. А-1 Напр. мощн.  
Sлпа, Мва  
Sлпанб, МВа  

Примечание. При заполнении табл.6 в качестве Sлпанб принимается наибольшая мощность для каждого участка сети из всех рассмотренных послеаварийных режимов.


4 Обоснование номинального напряжения вариантов

раЗВиТИЯ электрической сети

 

Обоснование правильности принятого в разделе 1 решения о номинальном напряжении вариантов развития электрической сети выполняется по формуле, дающей удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений переменного тока в диапазоне 35–1150 кВ [6],

Uэк = 1000 / √(500 / L + 2500 / Pл), (4.1)

где L – длина линии, км;

Рл – передаваемая по линии мощность (на одну цепь), МВт.

Результаты расчетов по обоснованию номинального напряжения вариантов развития электрической сети представляются в табл. 7 ПЗ.

Таблица 7 − Обоснование номинального напряжения вариантов развития электрической сети

Вариант Участок Рл, МВт L, км Uэк, кВ Uном, кВ
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       

5 Выбор и проверка сечений проводов линий вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети

 

5.1 В исходных данных к курсовому проекту электропотребление узлов характеризуется годовыми графиками нагрузки или значениями числа часов использования наибольшей нагрузки Тнб.у.

Число часов использования наибольшей нагрузки узлов Тнб.у, часов, заданных годовыми графиками нагрузки, определяют из выражения (1 ≤ i ≤ 12):

Тнб.у = [∑(Piti) / Pнб)] ∙ Тгод / 12, (5.1)

где Pi∙и Pнб заданы в %; ∙ti − в месяцах; Тгод − в часах (Тгод = 8760 ч).

Примечания:

1. Среднее значение нагрузки узлов Pср, МВт, заданных годовыми графиками нагрузки, определяют из выражения (1 ≤ i ≤ 12):

Pср = [∑(Piti) / Pнб)] ∙ Pнб.у / 12, (5.2)

где Pi∙и Pнб заданы в %; ∙ti − в месяцах; Pнб.у − в МВт.

2. Коэффициент неравномерности годовых графиков нагрузки, находят по соотношению:

aгод = Рнм / Рнб. (5.3)

3. Коэффициент заполнения годовых графиков нагрузки, находят по соотношению:

bгод = Рср / Рнб. (5.4)

Определение числа часов использования наибольшей нагрузки узлов, заданных годовыми графиками нагрузки, дается в табл. 8 ПЗ.

Таблица 8 − Определение числа часов использования наибольшей нагрузки узлов электрической сети

Узел Значение Рi, %, по месяцам SPi×ti, %·мес Pнб, % Тнб.у, ч/год
                               
                               

Число часов использования наибольшей нагрузки для линий Тнб.л рассчитывается на основе распределения активной мощности Рл в линиях вариантов развития электрической сети, активной нагрузки узлов Рy и значений Тнб.у.

Годовые графики нагрузки и соответствующие им значения Тнб и Pср следует изобразить на рис. 2 ПЗ.

а

б

Рисунок 2 − Годовые графики нагрузки узлов __ (а) и __ (б)

 

Для построенных годовых графиков нагрузки имеем:

Узел __: Pнб = ____ МВт; Pнм = ____ МВт; Pср = (____ / 100) ∙ ____ / 12 =

= ______ МВт; aгод = ____ / ____ = ____; bгод = ____ / ____ = ____.

Узел __: Pнб = ____ МВт; Pнм = ____ МВт; Pср = (____ / 100) ∙ ____ / 12 =

= ______ МВт; aгод = ____ / ____ = ____; bгод = ____ / ____ = ____.


При расчетах Тнб.л учитывают следующие соотношения:

Рисунок 3 – Схема замещения линий электрической сети 110 кВ

 

2. Проверка сечений проводов линий с точки зрения достаточного регулировочного диапазона трансформаторов с устройствами регулирования под нагрузкой (РПН) выполняется с помощью соотношения:

∑DU £ DUдоп, (5.9)

где ∑DU − наибольшая сумма потерь напряжения на линиях сети между ИП и наиболее электрически удаленной точкой сети для условий наиболее тяжелого из рассмотренных (см. табл. 5 и 6 ПЗ) послеаварийных режимов вариантов развития электрической сети;

DU = (PлRл + QлXл) / Uном; ∑DU% = (∑DU / Uном)100. (5.10)

DUдоп − допустимая потеря напряжения в сети с точки зрения достаточности регуировочного диапазона трансформаторов с РПН; значение DUдоп определяется с учетом напряжения ИП, диапазона регулирования трансформаторов с РПН, нормируемого напряжения на стороне НН трансформаторов; ориентировочное значение DUдоп может быть принято равным 18−22 %.

Результаты проверки сечений проводов с точки зрения достаточности регулировочного диапазона трансформаторов с РПН заносятся в табл. 11 ПЗ.

Таблица 11 −Проверка сечений проводов линий электрической сети по достаточности регулировочного диапазона трансформаторов с РПН

Величина Линии ____ варианта (ПА режим при откл. _______)
 
Sлпа, МВА  
Zл, Ом  
±DU, кВ  
еDU, кВ (%)  
DUдоп, % 18−20

 

Продолжение таблицы 11

Величина Линии ___ варианта (ПА режим при откл. ________)
 
Sлпа, МВА  
Zл, Ом  
±DU, кВ  
еDU, кВ (%)  
DUдоп, % 18−20

 

 

6 Выбор НОМИНАЛЬНЫХ МОЩНОСТЕЙ ДВУХ-, ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети

 

Номинальные мощности двух-, трехобмоточных трансформаторов ПС рассчитываются по формулам :

Sн.т ³ Sнб / 2; Sн.т ³ Sпа / 1,4, (6.1)

где Sнб, Sпа соответствуют Sв, Sвпа и берутся из табл. 4.

Значения коэффициентов загрузки трансформаторов находят по формулам:

kнор = Sнб / (Sн.т ∙ 2); kпа = Sпа / Sн.т < 1,4. (6.2)

Результаты выбора номинальных мощностей трансформаторов записываются в табл. 12 ПЗ.

Технические данные двух-, трехобмоточных трансформаторов, взятые из табл. А.9 и A.10, заносятся в табл. 13 ПЗ.

Таблица 12 − Выбор трансформаторов (nт = 2) ПС 110 кВ электрической сети

ПС Хар. тр-ра Sнб, МВА Sпа, МВА Sнб/2 МВА Sпа/1,4МВА Sн.т, МВА Тип трансформатора kнор, отн. ед. kпа, отн. ед.
                 
                 
                 
                 
                 
                 

 

Таблица 13 − Основные технические данные трансформаторов ПС 110 кВ электрической сети

ПС Тип трансформатора Пределы регулиров. Uн.в, кВ Uн.с, кВ Uн.н, кВ uк.в-с, % uк.в-н (uк), % uк.с-н, %
               
               
               
               
               
               

 

Продолжение таблицы 13

ПС DPх, кВт DPк, кВт DQх, квар Rв (Rт), Ом Rс, Ом Rн, Ом Xв (Xт), Ом Xс, Ом Xн, Ом Gт, 10-6 См Bт, 10-6 См
                     
                     
                     
                     
                     
                     

7 КОНСТРУКЦИЯ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

7.1 Конструкция воздушных линий определяется районами прохождения их трасс и районированием климатических условий территории страны по скоростным напорам ветра, толщине гололедных образований, грозовой активности и интенсивности пляски проводов [8].

Воздушные линии 110 кВ выполняются одно- и двухцепные с использованием одно- и двухцепных опор. Линии сооружаются на железобетонных промежуточных опорах, а в качестве анкерных угловых применяются стальные опоры.

Линии 110 кВ выполняются неизолированными многопроволочными сталеалюминиевыми проводами марки АС, конструктивно состоящими из стального многопроволочного сердечника с навитыми алюминиевыми проволоками.

С точки зрения соотношения алюминиевой и стальной частей провода, характеризующего его прочность, применяются провода средней конструкции, т.е. с соотношением для номинальных сечений 240 мм2 алюминиевой части и стального сердечника 7,77–8,04.

Провода крепятся к гирляндам изоляторов типа ПС70-Б и ПФ70-Б с количеством изоляторов в гирлянде соответственно 8 и 7. На анкерных опорах в натяжных гирляндах изоляторов их число соответственно равно 9 и 8 штук.

Вдоль всей длины линии подвешиваются защитные тросы.

Так как для проектируемой сети не оговорена эксплуатация в районах с повышенной степенью загрязнения атмосферы, провода с повышенной стойкостью против коррозии и изоляторы для районов с повышенным уровнем загрязнения не применяются.

7.2 варианты развития электрической сети 110 кВ состоит из 6 узлов нагрузки, что питаются от ИП «А» (КЭС 110–330 кВ) и «Б» (узловая ПС 330/110 кВ).

Схемы и параметры вариантов развития электрической сети даются на

рис. 4 ПЗ.


 

 

 

Рисунок 4 −Варианты развития электрической сети


Типы ПС и шифры ОРУ ВН,СН, НН ПС 1−6 и ИП «А» и «Б» вариантов развития электрической сети 110 кВ следующие [3].

Вариант № ___:

ПС № _____________ – проходные со схемой ОРУ ВН «Мостик з выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов» (шифр 110-4).

ПС № _____ – тупиковая со схемой ОРУ ВН «Два блока линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» (шифр 110-2).

Вариант № ____:

ПС № ____ – проходные со схемой ОРУ ВН «Мостик з выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемичкой со стороны трансформаторов» (шифр 110-4).

ПС № _____________ – тупиковые со схемой ОРУ ВН «Два блока линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» (шифр 110-2).

Сторона 10 кВ ПС № ________ вариантов развития электрической сети 110 кВ выполнены по схеме «Одна одиночная, секционированная выключателем, система шин» (шифр схемы 10-1).

Сторона 10 кВ ПС № _____ вариантов развития электрической сети 110 кВ выполнены по схеме «Две одиночные, секционированные выключателями, системы шин» (шифр схемы 10-2).

Сторона 35 кВ ПС № _______ выполнены по схеме «Одна, секционированная выключателем, система шин» (шифр схемы 35-5).

Для заданной в узле «А» КЭС 110–330 кВ на основе данных [6] на стороне 330 кВ принимается схема ОРУ «Полтора выключателя на присоединение» (шифр схемы 330–11), а на стороне 110 кВ − схему ОРУ «Две рабочие, секционированные выключателями, и обходная система шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями» (шифр 110-8). Связь ОРУ 110 и 330 кВ осуществляется двумя автотрансформаторами связи.

Тип ПС 330/110 кВ «Б» и шифры ОРУ ВН и СН ПС следующие:

Подстанция 330/110 кВ «Б» является узловой с ОРУ 330 кВ, выполненной по схеме «Четырехугольника» (шифр 330-9), и ОРУ 110 кВ – по схеме «Две рабочие, секционированные выключателями, и обходная система шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями (шифр 110-8).

Основные технические данные турбогенераторов КЭС из табл. А.16 приводятся в табл. 14 ПЗ.

Основные технические данные двухобмоточных повышающих трансформаторов 110330 кВ, выбираемых по условию Sн.т ³ Pн.г / cosj из табл. А.17, записываются в табл. 15 ПЗ.

Основные технические данные автотрансформаторов связи 330−110 кВ из табл. А.10 даются в табл. 16 ПЗ.

Таблица 14 −Основные технические данные турбогенераторов КЭС

110-330 кВ «Б»

Тип Рн.г, МВт cosjг Uном.г, кВ Xd '', отн. ед. Xd ', отн. ед. Xd, отн. ед. X2, отн. ед. X0, отн. ед.
                 
                 

Таблица 15 −Основные технические данные двухобмоточных повышающих

трансформаторов КЭС 110-330 кВ «Б»

Тип Uн.в, кВ Uн.н, кВ uк, % DPх, кВт DPк, кВт DQх, квар Rт, Ом Xт, Ом Gт, 10-6 См Bт, 10-6 См
                     
                     

Таблица 16 −Основные технические данные автотрансформаторов связи

330/110 кВ КЭС 110−330 кВ «Б»

Тип Uн.в, кВ Uн.с, кВ Uн.н, кВ uк.в-с, % uк.в-н, % uк.с-н, %
             

 


Продолжение таблицы 16

DPх, кВт DPк, кВт DQх, квар Rв, Ом Rс, Ом Rн, Ом Xв, Ом Xс, Ом Xн, Ом Gт, 10-6См Bт, 10-6См
                     

 

 

8 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ

электрической сети

 

Согласно [4], при сопоставлении вариантов в задачах, не требующих определения общей эффективности и в которых доходы идентичны во всех вариантах, сравнительная эффективность может оцениваться путём сопоставления затратной части интегрального эффекта (суммарных дисконтированных затрат) Зд.с.

Для статических задач, в которых строительство электрической сети ведётся не более одного года и текущие показатели постоянны в течение всего расчетного периода,

Зд.с = Кс + Ис' / Е, (8.1)

где Кс – капитальные вложения в электрическую сеть, определяемые по укрупнённым показателям стоимости элементов электрических сетей;

Ис' – годовые издержки, определяемые без учёта амортизационных отчислений на реновацию;

Е – реальная (чистая) норма дисконта, принимаемая в расчетах на перспективу равной 0,1.

В свою очередь

Кс = ∑Кл + ∑Кп, (8.2)

где ∑Кл и ∑Кп– капитальные вложения в линии и ПС сети;

Ис' = Иор.с + ИDWс; (8.3)

Иор.с = Иор.л + Иор.п; (8.4)

ИDWс = ИDWл + ИDWп, (8.5)

где Иор.с, Иор.л и Иор.п – затраты на эксплуатацию, соответствующие годовым издержкам на техническое обслуживание и ремонт сети, линий и ПС;

ИDWс, ИDWл и ИDWп – стоимость потерь электроэнергии в сети, линиях и на ПС.

При выполнении расчетов, связанных с определением оптимального варианта, следует учитывать только различающиеся элементы и показатели сети. Так, при сравнении вариантов сети одного номинального напряжения должны учитываться:

1) Кл и соответствующие им Иор.л при различных трассах, длинах, числе цепей линий;

2) Кп и соответствующие им Иор.п при различных схемах ОРУ ВН ПС и различном числе выключателей ОРУ СН ИП;

3) ИΔWл линий сети, учитываемых при различных трассах, длинах, числе цепей.

При одинаковой нагрузке узлов сети сопоставление вариантов осуществляется без учёта стоимости потерь электроэнергии на ПС. Тогда на основе формул (8.3)–(8.5)

Ис' = Иор.л + Иор.п + ИDWл. (8.6)

Для сопоставимости результатов расчетов затраты по вариантам сети определяются по одному источнику в ценах одного уровня [4].

При расчетах используются следующие формулы и величины.

Капитальные вложения в линии:

Кл = к0L; (8.7)

где к0 – стоимость сооружения 1 км линии соответствующего напряжения (табл. А.5);

L – длина линии.

Стоимость сооружения ПС сети Кп принимается по данным табл А.11 в зависимости от схемы ОРУ ВН и сотношения напряжений на ПС.

Стоимость ячеек выключателей ОРУ СН ИП опрделяется по формуле:

КИП = кячnяч, (8.8)

где кяч стоимость ячейки выключателя ОРУ СН ИП, принимаемая по данным табл А.12 в зависимости от его тока отключения ;

nяч − количество ячеек ОРУ СН ИП, учитываемых при сравнении вариантов.

Годовые издержки на техническое обслуживание и ремонт линий:

Иор.л = aор.л ∙ ∑Кл, (8.9)

где aор.л – ежегодные издержки на техническое обслуживание и ремонт линий, в отн.ед. стоимости основных фондов по линиям сети; для линий 110 кВ αор.л = 0,012 (табл. А.13).

Годовые издержки на техническое обслуживание и ремонт ПС и ИП:

Иор.п = aор.п ∙ ∑Кп', (8.10)

где aор.п – ежегодные издержки на техническое обслуживание и ремонт ПС и ИП, в отн.ед. стоимости основных фондов по ПС и ИП; для ПС 110 кВ αор.п = 0,024 (табл. А.13).

Стоимость потерь электроэнергии в линиях:

ИDWл = SDWл ∙ β'; (8.11)

DWл = 3 ∙ nцепІл2Rл ∙ τл ∙ 10-6, (8.12)

где Іл – ток в линии (на одну цепь) в режиме максимума электрической нагрузки сети;

Iл = [√(Pл2 + Qл2)] ∙ 103 /(√3 ∙ Uномnцеп), (8.13)

где Pл, Qл – значения активной и реактивной мощности в режиме максимума электрических нагрузок, принимаемые из табл. 5 и 6 ПЗ;

nцеп – количество цепей в линии.

Rл – активное сопротивление линии (на одну цепь) (см. табл. 10 ПЗ);

tл – годовое время наибольших потерь в линии; tл = fнб.л) может быть определено по формуле:

t ≈ (0,124 + Tнб / 104)2 ∙ 8760; (8.14)

β' – удельная стоимость нагрузочных потерь в линиях, равная среднему тарифу на электроэнергию на входе в электрические сети 110 (150) кВ и ниже; β' = 4,05×10−2 тыс. дол./(МВт×ч) (табл. А.15).

Примечание. В табл. А.5, А.11 и А.12, составленных на основании данных «Норм определения экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. Энергосистемы и электрические сети» (НТП ЭК) [4], значения стоимости сооружения линий и ПС сети, а также тариф на электроэнергию на входе в электрические сети 110 (150) кВ и ниже (табл. А.15) приводятся в долларах США. Перевод в национальную валюту производится по официальному курсу НБУ на момент выполнения расчетов, используя коэффициент КНБУ.

Так как показатели стоимости в табл. 17−19 ПЗ используются только для сравнительных расчетов перевод в национальную валюту может не выполняться.

Результаты расчетов показателей для линий и ПС вариантов развития электрической сети представляются в табл. 17 и 18 ПЗ.

Таблица 17 −Определение показателей линий, учитываемых в сравнении вариантов развития электрической сети

  Величина Линии ___ варианта
                 
Lл, км                  
nцеп(F), шт.(мм2)                  
к0, тыс. дол./км                  
Кл, тыс. дол.                  
  ∑Кл, тыс. дол.  
  αор.л, отн. ед. 0,012
  Иор.л, тыс. дол.  
Sл, МВА                  
Іл, А                  
Rл, Ом                  
Тнб.л, ч/год                  
τл, ч/год                  
DWл, МВт×ч                  
  SDWл, МВт×ч  
  β', тыс. дол./(МВт×ч) 4,05×10−2
  ИDWл, тыс. дол.  
                                     

Продолжение таблицы 17

  Величина Линии ____ варианта
                 
Lл, км                  
nцеп(F), шт.(мм2)                  
к0, тыс. дол./км                  
Кл, тыс. дол.                  
  ∑Кл, тыс. дол.  
  αор.л, отн. ед. 0,012
  Иор.л, тыс. дол.  
Sл, МВА                  
Іл, А                  
Rл, Ом                  
Тнб.л, ч/год                  
τл, ч/год                  
DWл, МВт×ч                  
  SDWл, МВт×ч  
  β', тыс. дол./(МВт×ч) 4,05×10−2
  ИDWл, тыс. дол.  
                                     

*) на одну цепь


Таблица 18 − Определение показателей ПС и ИП, учитываемых в сравнении вариантов развития электрической сети

Величина Узлы 1 варианта
А Б
Шифр ОРУ ВН            
Шифр ОРУ СН             110-8 110-8
Шифр ЗРУ НН            
nтxSн.т, шт.xМВА            
Uвн /Uсн /Uнн, кВ            
Кп, тыс. дол.             ____* ___**
∑Кп, тыс. дол.  
aор.п, отн. ед. 0,024
Иор.п, тыс. дол.  

*) КипА = кячnяч = _______________ тыс. дол;

**) КипБ = кячnяч = ______________ тыс. дол.

 

Продолжение таблицы 18

Величина Узлы ____ варианта
А Б
Шифр ОРУ ВН            
Шифр ОРУ СН             110-8 110-8
Шифр ЗРУ НН            
nтxSн.т, шт.xМВА            
Uвн /Uсн /Uнн, кВ            
Кп, тыс. дол.             ____* ___**
∑Кп, тыс. дол.  
aор.п, отн. ед. 0,024
Иор.п, тыс. дол.  

*) КипА = кячnяч = ________ = 248 тыс. дол;

**) КипБ = кячnяч = ________ = 372 тыс. дол.


Оптимальному варианту развития электрической сети, соответствует условие минимума затратной части интегрального эффекта, т.е.

Зд.с → min. (8.15)

Оптимальным вариантом развития электрической сети, соответствующим условию минимума затратной части интегрального эффекта, является вариант

____________.

Результаты определения оптимального варианта развития электрической сети заносятся в табл. 19 ПЗ.

Таблица 19 – Определение оптимального варианта развития электрической сети

Величина Вариант ___ Вариант ___
Uном, кВ
∑Кл, тыс. дол.    
∑Кп', тыс. дол.    
Иор.л, тыс. дол.    
Иор.п, тыс. дол.    
ИDWл, тыс. дол.    
Кс, тыс. дол.    
Ис', тыс. дол.    
Е, отн. ед. 0,1 0,1
Зд.c, тыс. дол.    

9 Анализ установившихся режимов оптимального варианта развития электрической сети

 

9.1 Определение числа включенных трансформаторовна ПС в режиме минимума нагрузки выполняется по условиям:

nт = 1 при Sрасчнм < Sкрит; nт = 2 при Sрасчнм > Sкрит, (9.1)

где Sрасчнм = √[(Sннм)2 + SннмSснм + (Sснм)2]; (9.2)

Sкрит = Sн.т ∙ √(2 ∙ ΔPх / ΔPк). (9.3)

Результаты определения числа включенных трансформаторов ПС в режиме минимума нагрузки заносятся в табл. 20 ПЗ.

Таблица 20 − Определение числа включенных трансформаторов ПС 110 кВ в режиме минимума нагрузки электрической сети

ПС Sн.т, МВА DPх, кВт DPк, кВт Sкрит, МВА Sрасчнм, МВА nт, шт.
           
           
           
           
           
           

 

9.2 Приведение нагрузки двухобмоточных трансформаторов ПС к стороне высшего напряжения выполняется по формулам (рис. 5 ПЗ):

Sв′ = Sн + ΔSт; (9.4)

Sв = Sв′ + ΔSхnт; (9.5)

ΔSт = [(Pн2 + Qн2) / Uном2] ∙ [(Rт + jXт) / nт]. (9.6)

На втором этапе (при допущении равенства номинальному напряжений в узлах) определяется потокораспределение на участках кольцевой сети с учетом потерь. Расчет ведется от электрически наиболее удаленной от ИП «Б» точки потокораздела по формулам:

S1-2к = S1-2; (9.21)

S1-2н = S1-2к + DS1-2к, (9.22)

ΔS1-2к = [(P1-2к2 + Q1-2к2) / Uном2] ∙ (R1-2 + jX1-2); (9.23)

SБ-1к = S1-2н + S1; (9.24)

SБ-1н = SБ-1к + DSБ-1к и т.д. (9.25)

На третьем этапе при заданном напряжении ИП UБ = 1,1 ∙ Uном.в определяются напряжения в узлах кольцевой сети по формулам:

U1 = UБ – DUБ-1н; (9.26)

DUБ-1н = (РБ-1нRБ-1 + QБ-1нXБ-1) / UБ; (9.27)

U2' = U1 – DU1-2н; (9.28)

DU1-2н = (Р1-2нR1-2 + Q1-2нX1-2) / U1; (9.29)

U3 = UБ' – DUБ'-3н; (9.30)

DUБ'-3н = (РБ'-3нRБ'-3 + QБ'-3нXБ'-3) / UБ'; (9.31)

U2'' = U3 – DU3-2н; (9.32)

DU3-2н = (Р3-2нR3-2 + Q3-2X3-2) / U3; (9.33)

U2 = (U2'' + U2') / 2. (9.34)

9.6 Определение параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения) режима максимума нагрузки радиальной и магистральной сети выполняется методом итераций в два этапа.

На первом этапе (при допущении равенства номинальному напряжений в узлах) определяется потокораспределение на участках с учетом потерь по формулам:

Для радиальной и магистральной сети определение напряжений в узлах выполняется по формулам, аналогичным (9.26) – (9.31).

Определение потокораспределения в кольцевой схеме электрической сети в режиме максимума нагрузки:

…………………………………………………………………………………

 

 

Результаты расчетов на всех этапах заносятся в табл. 23 ПЗ.

9.7 Определение параметров (потокораспределение, уровни напряжения) режима минимума нагрузки электрической сети выполняется в два этапа. На первом этапе (при допущении равенства номинальному напряжений в узлах) определяются потоки мощности на участках сети. На втором этапе при заданном напряжении ИП UБ = Uном.в определяются напряжения в узлах сети.

Определение потокораспределения в кольцевой схеме электрической сети в режиме минимума нагрузки:

……………………………………………………………………………….

 

 

Результаты расчетов представляются в табл. 24 ПЗ.

9.8 Определение параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения) послеаварийных режимов электрической сети выполняется в два этапа. На первом этапе (при допущении равенства номинальному напряжений в узлах) определяются потоки мощности на участках сети с учетом потерь. На втором этапе при заданном напряжении ИП UБ = 1,1 ∙ Uном.в определяются напряжения в узлах сети.

Результаты расчетов представляются в табл. 25 ПЗ.


Таблица 23 − Определение параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения) режима максимума нагрузки электрической сети

Расчетная схема сети  
Обозначение узлов  
Sy, МВА  
Обозначение линий (L, км)  
Zл, Ом  
1 этап расчета Напр. мощн.  
Sл, МВа  
2 этап расчета Напр. мощн.  
Sлн, МВА  
DSл, МВА  
Sлк, МВА  
3 этап расчета DU, кВ  
U, кВ  

Таблица 24 − Определение параметров (потокораспределение, уровни напряжения) режима минимума нагрузки электрической сети

Расчетная схема сети  
Обозначение узлов  
Sy, МВА  
Обозначение линий (L, км)  
Zл, Ом  
1 этап расчета Напр. мощн.  
Sл, МВа  
2 этап расчета DU, кВ  
U, кВ  

Таблица 25 − Определение параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения ) послеаварийных режимов электрической сети

Расчетная схема сети  
Обозначение узлов  
Sy, МВА  
Обозначение линий (L, км)  
Zл, Ом  
1 этап расчета Напр. мощн.  
Sлн, МВА  
DSл, МВА  
Sлк, МВА  
2 этап расчета DU, кВ  
U, кВ  

Результаты определения параметров (потокораспределение, потери мощности, уровни напряжения) режимов максимума и минимума нагрузки, а также послеаварийного режима радиальной электрической сети представляются в табличной форме.

Расчетная схема сети
Режим нагрузки Максимума Минимума Послеаварийный*
Обозначение узлов Б Б Б
Sy, МВА      
Обозначение линии Б-6 Б-6 Б-6
Zл, Ом      
1 этап расчета Напр. мощн. −−− −−−
Sл, МВа −−−   −−−
2 этап расчета Напр. мощн. −−−
Sлн, МВА   −−−  
DSл, МВА   −−−  
Sлк, МВА   −−−  
3 этап расчета DU, кВ      
U, кВ      

*) отключена одна цепь линии


10 Регулирование напряжения в установившихся

режимах ОПТИМАЛЬНОГО варианта

развития электрической сети

 

Задача регулирования напряжения заключается в обеспечении желаемого напряжения на вторичных шинах понижающих ПС Uн.ж, которое необходимо обеспечить для качественного электроснабжения потребителей, определяемого условиями встречного регулирования напряжения [1,2].

Выбранные в узлах сети понижающие двух-, трехобмоточные трансформаторы располагают действенным способом регулирования напряжения в питающейся от ПС сети изменением коэффициентов трансформации с помощью устройств РПН.

Исходя из размещения устройств РПН в нейтрали обмотки ВН двухобмоточных трансформаторов, расчет выполняется по следующим формулам (см. рис. 5 ПЗ):

DUт = (Рв' ∙ Rт + Qв' ∙ Xт) / (Uвnт); (10.1)

dUт = (Рв' ∙ XтQв' ∙ Rт) / (Uвnт); (10.2)

Uнв = Uв − DUтjdUт; (10.3)

Uнв = Ö[(Uв − DUт)2 + dUт2]; (10.4)

nв = (UнвUн.н / Uн.жUн.в) / dв. (10.5)

Примечание. Величина nот.в принимается равной ближайшему целому значению nот.в стандартное, находящемуся в пределах ± 9.

Uн.д = UнвUн.н / (Uн.в ± nот.в ∙ dв); (10.6)

Vн = [(Uн.дUном.н) / Uном.н] ∙ 100, (10.7)

где Uн.ж = 1,05 ∙ Uном.н – желаемое напряжение на шинах НН ПС в режиме максимума нагрузки;

Uн.ж = Uном.н – то же, в режиме минимума нагрузки и послеаварийных режимах;

dв = dв% / 100 ∙ Uн.в; для трансформаторов 110 кВ с устройством РПН dв% = 1,78 %.

Результаты выбора ответвлений РПН двухобмоточных трансформаторов записываются в табл. 26 ПЗ.

Исходя из размещения устройств РНП в нейтрали обмотки ВН трехобмоточных трансформаторов и дополнительного устройства переключения без возбуждения (ПБВ) на стороне СН, расчет выполняется по формулам (см. рис. 6 ПЗ):

DUв = (Рв' ∙ Rв + Qв' ∙ Xв) / (Uвnт); (10.8)

dUв = (Рв' ∙ XвQв' ∙ Rв) / (Uвnт); (10.9)

U0в = Uв − DUвjdUв; (10.10)

U0в = Ö[(Uв − DUв)2 + dUв2]; (10.11)

DUс = (Рс' ∙ Rс + Qс' ∙ Xс) / (U0вnт); (10.12)

dUс = (Рс' ∙ XсQс' ∙ Rс) / (U0вnт); (10.13)

Uсв = U0в − DUсjdUс; (10.14)

Uсв = Ö[(U0в − DUс)2 + dUс2]; (10.15)

DUн = (Рн' ∙ Rн + Qн' ∙ Xн) / (U0вnт); (10.16)

dUт = (Рн' ∙ XнQн' ∙ Rн) / (U0вnт); (10.17)

Uнв = U0в − DUнjdUн; (10.18)

Uнв = Ö[(U0в − DUн)2 + dUн2]; (10.19)

nв = (UнвUн.н / Uн.жUн.в) / dв. (10.20)

Примечание. Величина nот.в принимается равной ближайшему целому значению nот.в стандартное, находящемуся в пределах ±9.

Uн.д = UнвUн.н / (Uн.в ± nот.в ∙ dв); (10.21)

Vн = [(Uн.дUном.н) / Uном.н] ∙ 100; (10.22)

nс = {Uс.ж ∙ [2 ∙ Uн.в + (± nот.внб ± nот.внм) ∙ dв] / (Uсв.нб + Uсв.нм) − Uн.с} / dс. (10.23)

Примечание. Величина nот.c принимается равной ближайшему целому значению nот.с стандартное, находящемуся в пределах ±2.

Uс.д = [Uсв ∙ (Uн.с ± nот.с ∙ dс)] /(Uн.в ± nот.в ∙ dв); (10.21)

Vс = [(Uс.дUном.с) / Uном.с] ∙ 100, (10.22)

где Uс.ж = 1,05Uном.с – желаемое напряжение на шинах СН ПС в установившихся режимах;

dс = dс%/100∙Uн.с; для трансформаторов с устройством ПБВ dс% = 2,5 %.

Результаты выбора ответвлений РПН и ПБВ трехобмоточных трансформаторов заносятся в табл. 27 ПЗ.

Таблица 26 − Выбор ответвлений устройств РПН двухобмоточных трансформаторов ПС 110 кВ электрической сети

Величина ПС № ___ ПС № ___
Режим Режим
макс. мин. ПА макс. мин. ПА
Uв, кВ            
Sв', МВА            
Zт / nт, Ом            
DUт, кВ            
dUт, кВ            
Uнв, кВ            
Uн.в, кВ
Uн.н, кВ    
Uном.н, кВ
Uн.ж, кВ 10,5 10,5
nв            
nот.в            
Uн.д, кВ            
Vн, %            

Продолжение таблицы 26

Величина ПС № ___ ПС № ___
Режим Режим
макс. мин. ПА макс. мин. ПА
Uв, кВ            
Sв', МВА            
Zт / nт, Ом            
DUт, кВ            
dUт, кВ            
Uнв, кВ            
Uн.в, кВ
Uн.н, кВ    
Uном.н, кВ
Uн.ж, кВ 10,5 10,5
nв            
nот.в            
Uн.д, кВ            
Vн, %            

Таблица 27 -Выбор ответвлений РПН и ПБВ трехобмоточных трансформаторов ПС 110 кВ электрической сети

Величина ПС № ___ ПС № ___
Режим Режим
макс. мин. ПА макс. мин. ПА
Uв, кВ            
Sв', МВА            
Zв / nт, Ом            
DUв, кВ            
dUв, кВ            
U0в, кВ            
Sс', МВА            
Zс / nт, Ом            
DUс, кВ            
dUс, кВ            
Uсв, кВ            
Sн', МВА            
Zн / nт, Ом            
DUт, кВ            
dUт, кВ            
Uнв, кВ            

Продолжение таблицы 27

Величина ПС № 2 ПС № 4
Режим Режим
макс. мин. ПА макс. мин. ПА
Uн.в, кВ
Uн.с, кВ 38,5 38,5
Uн.н, кВ    
Uном.с, кВ
Uном.н, кВ
Uс.ж, кВ 36,75 36,75
Uн.ж, кВ 10,5 10,5
nв            
nот.в            
Uн.д, кВ            
Vн, %            
nс    
nот.с    
Uс.д, кВ            
Vс, %            

11 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

При проектировании электрической сети возникает ряд задач, связанных с обеспечением надежности [10]: выбор схем сетей, схем коммутации отдельных ПС, оценка пропускной способности электрической сети и ее отдельных элементов, разработка средств защиты электрической сети в аварийных режимах и средств противоаварийной автоматики.

При проектировании электроснабжения какого-нибудь узла нагрузки обычно нормируется допустимая суммарная продолжительность отключений потребителей за год. Следуя этому подхода, в проекте определено возможное время погашения потребителей узла 6. Поскольку линии являются наименее надежными элементами электрической сети, расчет показателей надежности относительно узла 4 выполнен по схеме (рис. 7 ПЗ), что включает только параллельные линии Б-6.

Рисунок 7 − Схема сети (а) и упрощенная схема расчета надежности

узла 6 (б)

 

Согласно данным табл. А.20

− удельная повреждаемость одноцепных линий 110 кВ

λ = 1,22 1/(год ∙ 100 км);

− время аварийного простоя tав = 0,502 ∙ 10−3 1/год;

− время простоя при капитальном ремонте tк.р = 27,4 ∙ 10−3 1/год;

− время простоя при текущем ремонте tт.р = 3,2 ∙ 10−3 1/год;

− периодичность капитального ремонта 1/6 1/год;

− периодичность текущего ремонта 1/1 1/год.

Частота отказов каждой цепи линии Б-4

λБ-6 = λ · LБ-6 / 100 = 1,22 ∙ 19,4 / 100 = 0,237.

Возможное время отказов каждой цепи линии Б-6

γавБ-6 = tав ∙ (1 − eλБ-6) = 0,502 ∙ 10−3 ∙ (1 − e−0,237) = 0,1059 ∙ 10−3.

Частота отказов параллельных цепей линии Б-6

λБ-6пар = 2 ∙ λБ-6 ∙ γавБ-6 = 2 ∙ 0,237 ∙ 0,1059 ∙ 10−3 = 0,0502 ∙ 10−3.

Среднее время аварийного простоя каждой цепи линии Б-6

tБ-6 = tав = 0,502 ∙ 10−3 1/год.

Продолжительность плановых ремонтов каждой цепи линии Б-6

tрБ-6 = (tк.р + 5 ∙ tт.р) / 6 = (27,4 ∙ 10−3 + 5 ∙ 3,2 ∙ 10−3) / 6 = 7,23 ∙ 10−3.

Возможное время аварийного простоя одной цепи линии Б-6 при аварийном и плановом простое другой

γавБ-6(Б−6) = (λБ-6tБ-62 / 4) ∙ (1 − e−2 ∙ λБ-6) =

= [(0,237 ∙ (0,502 ∙ 10−3)2) / 4] ∙ (1 − e−2 ∙ 0,237) = 0,0056 ∙ 10−6;

γплБ-6(Б−6) = tБ-6 ∙ (tрБ-6 − 0,5 ∙ tБ-6) ∙ (1 − e−λБ-6) =

= 0,502 ∙ 10−3 ∙ (7,23 ∙ 10−3 − 0,5 ∙ 0,502 ∙ 10−3) (1 − e−0,237) = 0,7393 ∙ 10−6.

Возможное время аварийного перерыва параллельных цепей линии Б-6

γавБ-6пар = 2 ∙ γавБ-6(Б−6) + 2 ∙ γплБ-6(Б−6) =

= 2 ∙ (0,0056 ∙ 10−6 + 0,7393 ∙ 10−6) = 1,4897 ∙ 10−6.

Возможное время планового перерыва параллельных цепей линии Б-6

γплБ-6 = 0, поскольку одновременный ремонт двух линий Б-6 не проводится.

Возможное время погашения потребителя 6

tпогаш. потр 6 = γавБ-6пар ∙ Тгод = 1,4897 ∙ 10-6 ∙ 8760 = 0,013 час / год.


12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ОТКЛЮЧЕНИЯ ОДНОГО ИЗ ДВУХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС В РЕЖИМАХ СНИЖЕНИЯ ГОДОВОЙ НАГРУЗКИ

 

Исходные данные для определения целесообразности отключения одного из двух трансформаторов ПС № 1 в режимах снижения годового графика нагрузки приведены в табл. 28 ПЗ.

Таблица 28 − Характеристики электрической нагрузки ПС № ___ и ___

ПС Sнб, МВА Значения электрической нагрузки, %, для месяцев
                           
                           

 

Тип и мощность трансформаторов ПС № ___ − 2хТДН-16000/110. Основные технические данные трансформатора следующие: Sн.т = ____ МВА; Uн.в = 115 кВ; DPх = ___ кВт; DPк = ___ кВт.

Тип и мощность трансформаторов ПС № ___ − 2хТРДН-25000/110. Основные технические данные трансформатора следующие: Sн.т = ___ МВА;

Uн.в = 115 кВ; DPх = ___ кВт; DPк = ____ кВт.

Расчет выполняется с использованием следующих соотношений.

1. Нагрузка ПС в соответствующем месяце определяется по выражению:

Sмес = Sмес% × Sнб / 100, (12.1)

где Sмес% принимается из исходных данных к курсовому проекту.

2. Коэффициенты загрузки трансформаторов ПС рассчитываются как

kзагр(1,2) = Sмес / (nт × Sн.т), (12.2)

где nт – число включенных трансформаторов ПС; nт = 1 или 2.

Примечание. При kзагр(1) > 1,05 (согласно ГОСТ 14209-85) работа одного трансформатора недопустима и соответствующие месяцы в дальнейшем расчете не рассматриваются.

3. Потери мощности в трансформаторах ПС определяются по формуле:

DPт(1,2) = nт × DPх + (DPк / nт) kзагр(1,2)2. (12.3)

Примечание. Отключение одного из двух трансформаторов ПС целесообразно при DPт(1) < DPт(2).

4. Потери электроэнергии в трансформаторах ПС рассчитываются по формуле:

ΔW(1,2) = ΔРт(1,2) × ΔТ, (12.4)

где ΔТ = 8760/12 = 730 час.

5. Снижение потерь электроэнергии за счет отключения одного из трансформаторов ПС определяется из выражения:

ΔW = ΔW(2) – ΔW(1). (12.5)

Результаты расчетов целесообразности отключения одного из двух трансформаторов ПС в режимах снижения годовой нагрузки и определения технической эффективности этого мероприятия представляются в табл. 29.1 и 29.2, а также на рис. 8 ПЗ.

Вывод. Согласно с результатами табл. 29.1 ПЗ на ПС № ___

а) для ________________ месяцев kзагр(1) > 1,05, поэтому работа одного трансформатора ПС − не допустима и соответствующие месяцы в дальнейших расчетах не рассматриваются;

б) для __________________ месяцев DPт(1) > DPт(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС не целесообразно;

в) для ______ месяцев DPт(1) < DPт(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС целесообразно и дает экономию _______МВт×ч электрической энергии.

Согласно с результатами табл. 29.2 ПЗ на ПС № ___

а) для ________________ месяцев kзагр(1) > 1,05, поэтому работа одного трансформатора ПС − не допустима и соответствующие месяцы в дальнейших расчетах не рассматриваются;

б) для __________________ месяцев DPт(1) > DPт(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС не целесообразно;

в) для ______ месяцев DPт(1) < DPт(2), поэтому отключение одного из двух трансформаторов ПС целесообразно и дает экономию _______МВт×ч электрической энергии.

 


Таблица 29.1– Определение эффективности отключения одного из трансформаторов ПС № ___ в режимах снижения годовой нагрузки

величина Месяцы
Sмес, %
Sмес, МВА                        
kзагр(2), отн. ед.                        
kзагр(1), отн. ед.                        
ΔРт(2), МВт                        
ΔРт(1), МВт                        
ΔW(2), МВт×ч                        
ΔW(1), МВт×ч                        
ΔW, МВт×ч                        
ΣΔW, МВт×ч                        

Таблица 29.2– Определение эффективности отключения одного из трансформаторов ПС № ____ в режимах снижения годовой нагрузки

величина Месяцы
Sмес, %                        
Sмес, МВА                        
kзагр(2), отн. ед.                        
kзагр(1), отн. ед.                        
ΔРт(2), МВт                        
ΔРт(1), МВт                        
ΔW(2), МВт×ч                        
ΔW(1), МВт×ч                        
ΔW, МВт×ч                        
ΣΔW, МВт×ч                        

 


Рисунок 8.1 − Определение эффективности отключения одного

из трансформаторов ПС № ___ в режимах снижения годовой нагрузки


Рисунок 8.2 − Определение эффективности отключения одного

из трансформаторов ПС № ___ в режимах снижения годовой нагрузки


13 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

Технико-экономические показатели линий 110 кВ электрической сети

Капитальные вложения в линии определяются по формуле (8.7). Годовые издержки на техническое обслуживание и ремонт линий рассчитываются по… Амортизационные отчисления на реновацию линий определяются как:

Технико-экономические показатели ПС 110 кВ электрической сети

Шифры ОРУ ВН и СН и ЗРУ НН ПС принимаются по табл. А.3 и А.4. Соотношение напряжений ВН, СН и НН на ПС указываются из исходных данных к… Капитальные вложения в ПС состоят из показателей, приведенних в формуле,

Сводные технико-экономические показатели оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ

Сводные технико-экономические показатели оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ определяются следующим образом.

Наибольшая активная мощность сети находится по формуле:

P = ∑(Pнi + Pсi). (13.16)

Годовой отпуск электроэнергии рассчитывается как:

W = ∑(Pнi + Pсi) ∙ Tнб.уi. (13.17)

Суммарные потери активной мощности в сети определяются по формулам:

∑∆P = ∑∆Pл' + ∑∆Pт" + ∑∆Pт'; (13.18)

∑∆P% = (∑∆P / ∑P) ∙ 100. (13.19)

Суммарные потери электроэнергии в сети определяются по формулам:

∑∆W = ∑∆Wл' + ∑∆Wт" + ∑∆Wт'; (13.20)

∑∆W% = (∑∆W / ∑W) ∙ 100. (13.21)

Удельные капиталовложения в линии на 1 МВт наибольшей активной нагрузки и на 1 км линии находятся из выражения:

кл = ∑Кл / (∑P ∙ ∑L). (11.22)

Удельные капиталовложения в ПС и сети на 1 МВт наибольшей активной мощности рассчитываются по формулам:

кп = ∑Кп / ∑P; (13.23)

кс = Кс / ∑P. (13.24)

Годовые затраты на техническое обслуживание и ремонт для линий Иор.л принимаются из табл. 30 ПЗ, а для ПС Иор.п – из табл. 31 ПЗ; годовые затраты на техническое обслуживание и ремонт сети Иор.с рассчитываются по формуле:

Иор.с = Иор.л + Иор.п. (13.25)

Амортизационные отчисления на реновацию линий Иа.л принимаются с табл. 30 ПЗ, а для ПС Иа.п – с табл. 31 ПЗ; амортизационные отчисления на реновацию сети Иа.с рассчитываются по формуле:

Иа.с = Иа.л + Иа.п. (13.26)

Стоимость потерь в линиях ИDWл принимается из табл. 30 ПЗ, на ПС ИDWп - из табл. 31 ПЗ (ИDWп » ИDWт); стоимость потерь в сети ИDWс находятся по формуле:

ИDWс = ИDWл + ИDWп. (13.27)

Годовые затраты для линий Ил принимаются из табл. 30 ПЗ, а для ПС Ип – из табл. 31 ПЗ; годовые затраты для сети Ис вычисляются по формуле:

Ис = Ил + Ип. (13.28)

Для оптимального варианту развития электрической сети 110 кВ также определяются следующие показатели эффективности:

− доход

Д = ∑W ∙ (свых – свх), (11.29)

где свых и свх – значение среднего тарифа на выходе и входе электрической сети; для сети 110 кВ и ниже свых = 5 ∙ 10−2 тыс. дол./(МВт×ч.),

свх = 4,05 ∙ 10−2 тыс. дол./(МВт×ч.) (см. табл. А.15);

− балансовая прибыль

Пб = Д – Ис; (11.30)

− текущая годовая чистая прибыль

Пt = Пб – Нп; (11.31)

где Нп – налог на прибыль;

Нп = p ∙ Пб, (11.32)

где р – ставка налога, который действует, на прибыль; в данное время р = 0,3;

− интегральный дисконтований чистая прибыль (интегральный эффект)

Пд.с = (Пt + Иа.с) / E – Кс; (11.33)

− рентабельность инвестиций

R = (Пt + Иа.с) / Кс; (11.34)

− срок окупаемости

Ток = 1 / R. (11.35)

Результаты определения сводных технико-экономических показателей оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ записываются в табл. 32 ПЗ.

Примечание. В табл. А.5, А.11 и А.12, составленных на основании данных «Норм определения экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. Энергосистемы и электрические сети» (НТП ЭК) [4], значения стоимости сооружения линий и ПС сети, а также тариф на электроэнергию на входе в электрические сети 110 (150) кВ и ниже (табл. А.15) приводятся в долларах США. Перевод в национальную валюту производится по официальному курсу НБУ на момент выполнения расчетов, используя коэффициент КНБУ. (При перерасчете показателей стоимости, приведенных в тыс. дол., использован коэффициент КНБУ = …… (согласно данных НБУ Украины на ........2012 г.).

Таблица 30 – Технико-экономические показатели линий 110 кВ электрической сети

Величина Линии сети
               
Lл, км                
nцеп(F), шт.(мм2)                
к0, тыс. дол.                
Кл, тыс. дол.                
∑Кл, тыс. дол.  
aа.л, отн. ед. 0,02
Иа.л, тыс. дол.  
aор.л, отн. ед. 0,012
Иор.л, тыс. дол.  
DРл', МВт                
∑DРл', МВт  
tл, ч/год                
DWл', МВт×ч                
∑DWл', МВт×ч  
b', тыс. дол./(МВт×ч.) 4,05·10−2
ИDWл', тыс. дол.  
Ил, тыс. дол.  

Таблица 31 – Определение технико-экономических показателей ПС 110 кВ электрической сети

Величина ПС
Шифр ВРП ВН            
Шифр ВРП СН            
Шифр ЗРП НН            
nтxSн.т, шт. xМВА            
Uвн /Uсн /Uнн, кв            
Кп, тыс. дол.            
∑Кп, тыс. дол.  
aа.п, отн. ед. 0,036
Иа.п, тыс. дол.  
aор.п, отн. ед. 0,024
Иор.п, тыс. дол.  
ΔPт'', МВт            
∑ΔPт'', МВт  
Твкл, ч/год
∑ΔWт'', МВт·ч  
b", тыс. дол./(МВт·ч) 3,04×10−2
ИΔWт'', тыс. дол.  
ΔPт', МВт            
∑ΔPт', МВт  
Тнб.в, ч/год            
τв, ч/год            
ΔWт', МВт·ч            
∑ΔWт', МВт·ч  
b', тыс. дол./(МВт·ч) 4,05×10−2
ИΔWт', тыс. дол.  
ИΔWтΔWп), тыс. дол.  
Ип, тыс. дол.  

Таблица 32 – Сводные технико-экономические показатели электрической сети 110 кВ

Показатели Обозначение показателя Значение показателя
1 Технические
1.1 Номинальное напряжение сети Uном.свн, кВ
Uном.вн, кВ
Uном.сн, кВ
Uном.нн, кВ
1.2 Наибольшая активная мощность сети Р, МВт  
1.3 Годовой отпуск электроэнергии W, МВт×ч  
1.4 Суммарные потери активной мощности в сети ∑ΔР, МВт  
∑ΔР%, %  
1.5 Суммарные потери электроэнергии в сети ∑ΔW, МВт·ч  
∑ΔW%, %  
2 Объемные
2.1 Количество понижающих ПС nпс, шт.
2.2 Количество трансформаторов nт, шт.
2.3 Суммарная установленная мощность трансформаторов Sн.т, МВА  
2.4 Количество ячеек выключателей на стороне ВН ПС nяч.в, шт.  
2.5 Суммарная длина линий в одноцепном исполнении L, км  

Продолжение таблицы 32

Показатели Обозначение показателя Значение показателя
3 Экономические
3.1 Суммарные капиталовложения ∑Кл, тыс. дол.  
∑Кп, тыс. дол.  
Кс, тыс. дол.  
3.2Удельные капиталовложения кл, тыс. дол./(МВт·км)  
кп, тыс. дол./МВт  
кс, тыс. дол./МВт  
3.3 Стоимость потерь электроэнергии ИΔWл, тыс. дол.  
ИΔWп, тыс. дол.  
ИΔWс, тыс. дол.  
3.4 Ежегодные затраты на техническое обслуживание и ремонт Иор.л, тыс. дол.  
Иор.п, тыс. дол.  
Иор.с, тыс. дол.  
3.5 Амортизационные отчисления на реновацию Иа.л, тыс. дол.  
Иа.п, тыс. дол.  
Иа.с, тыс. дол.  
3.6 Ежегодные затраты Ил, тыс. дол.  
Ип, тыс. дол.  
Ис, тыс. дол.  
3.7 Доход Д, тыс. дол.  
3.8 Балансовая прибыль Пб, тыс. дол.  
3.9 Текущая годовая чистая прибыль Пt, тыс. дол.  
3.10 Интегральный эффект Пдс, тыс. дол.  
3.11 Рентабельность инвестиций R, отн. ед.  
3.12 Срок окупаемости Ток, лет  

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1 Нормы технологического проектирования энергетических систем и электрических сетей 35 кВ и выше. ГКД 341.004.003-94. - Киев, 1994.

2 Правила устройства электроустановок. – Харьков: Форт, 2009.

3 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 6–750 кВ. ГКД 341.004.001-94. – Киев, 1994.

4. Определение экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. Методика. Энергосистемы и электрические сети. ГКД 340.000.002-97. – Киев, 1997.

5. Барбашов И. В., Веприк Ю. Н., Черкашина В. В., Шутенко О. В. Основы анализа установившихся режимов электрических систем и сетей: Учебное пособие. - Харьков: НТУ «ХПИ», 2010.

6 Справочник по проектированию электроэнергетических систем/Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

7 Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи 0,38-750 кВ. Провода линий электропередач 35-750 кВ. ГКД 341.004.002-94. – Киев, 1994.

8 Барбашов И.В. Общая характеристика современных электрических систем и сетей: Учебное пособие. ‑ Харьков: НТУ «ХПИ», 2002.

9 Пособие по проектированию городских и поселковых электрических сетей (к ВСН 97-83) / Гипрокоммунэнерго, МНИИТЭП. - М.: Стройиздат, 1987.

10 Электрические системы. Режимы работы электрических систем и сетей / Под ред. В.А. Веникова. – М.: Высш. шк., 1975.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ А

 

Таблица А.1 –Пропускная способность и дальность передачи линий 110 кВ [6]

Сечение провода, мм2 Передаваемая мощность, МВт Длина линии, км
натуральная при плотности тока 1,1 А/мм2 предельная при КПД равном 0,9 средняя между соседними ПС

Таблица А.2 –Схемы электрических сетей 110 кВ, рекомендуемые при проектировании их развития [1]

Наименование сети Схема Область использования схемы Примечания
Одинарная с двусторонним питанием ПС от разных источников Электроснабжение районов, кроме городов и промузлов 1. Предельная протяженность сети до 120 км 2. Рекомендуется присоединение не более трех ПС
Двухцепная радиальная (тупиковая) Глубокие вводы для электроснабжения городов, промузлов и промпредприятий Потребители резервируются по сети вторичного напряжения
Двухцепная магистральная Глубокие вводы для электроснабжения городов, промузлов и промпредприятий 1. ПС питают технологически не связанных между собой потребителей 2. Потребители резервируются по сети вторичного напряжения

Продолжение таблицы А.2

Наименование сети Схема Область использования схемы Примечания
Двухцепная с двусторонним питанием ПС от разных источников Электроснабжение больших, крупных и крупнейших городов, а также транспортных потребителей 1. Предельная протяженность сети до 120 км. 2. Рекомендуется присоединение не более шести проходных ПС (или чередование проходных и ответвительных ПС).

Примечание. При параллельном следовании двух линий рекомендуется выполнять их на двухцепных опорах. Не допускается применение линий на двухцепных опорах в особо гололедных районах для питания тяговых ПС, головных перекачивающих станций нефтепроводов, электроприводных компрессорных станций газопроводов и шахт.

 


Таблица А.3 − Схемы ОРУ тупиковых, ответвительных и проходных ПС электрических сетей 110 кВ [3]

Наименование ПС Присоединение ПС к сети Шифр и наименование схемы Условное изображение схемы Область и условия применения схемы
Тупиковая 110-2. Два блока линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий На стороне ВН тупиковых и ответвительных ПС 35−220 кВ
Ответвительная
Проходная 110-3. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий На стороне ВН проходных ПС 110−220 кВ при необходимости секционирования линий с двухсторонним питанием или при транзите мощности через ПС при наличии ОАПВ
110-4. Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов На стороне ВН проходных ПС 110−220 кВ при необходимости секционирования линий с двухсторонним питанием или при транзите мощности по одной линии110−220 кВ при отсутствии ОАПВ; при необходимости сохранения транзита мощности через ПС при повреждении трансформатора.

Таблица А.4 –Схемы ОРУ узловых ПС электрических сетей 110 кВ [3]

Наименование ПС Присоединение ПС к сети Шифр и наименование схемы Условное изображение схемы Область и условия применения схемы
Узловая 35-5. Одна секционированная выключателем система шин На стороне ВН узловых ПС 35 кВ и на стороне СН 35 кВ ПС более высоких напряжений. В качестве начального этапа развития схемы допускается подключение двух отходящих линий, по одной на каждой секции.
110-6. Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная система шин На стороне ВН узловых ПС сети 110−220 кВ при преобладающем числе парных линий или линий, резервируемых от других ПС. Допускается подключение не резервируемых линий не более одной на любой из секций. Согласно [1], количество ВЛ 110 кВ, присоединяемых к ПС, не должно, как правило, превышать четырех.

Продолжение таблица А.4

Наименование ПС Присоединение ПС к сети Шифр и наименование схемы Условное изображение схемы Область и условия применения схемы
Узловая 110-7. Две рабочие и обходная система шин На стороне СН 110−220 кВ ПС более высоких напряжений с количеством отходящих линий до 12 включительно.
110-8. Две рабочие, секционированные выключателями, и обходная система шин с двумя обходными и двумя ШСВ На стороне СН 110−220 кВ ПС более высоких напряжений с количеством отходящих линий более 12, а также при необходимости снижения токов короткого замыкания.

 

 


Таблица А.5 – Характеристики ВЛ 110 кВ [4]

Количество цепей, шт. Сечение, мм2 Опоры Допустимый ток нагрева Iдоп (при qвозд = +25°С), А Стоимость к0, тыс. дол/км
1(240/32) ЖБ одностоечные свободностоящие
2(240/32)

Таблица А.6 –Среднемесячная температура воздуха в осенне-зимний сезон для некоторых областей Украины [9]

Область qвозд, °С Область qвозд, °С
Винницкая Николаевская +5
Луганская Одесская +5
Днепропетровская Полтавская
Донецкая Сумская
Житомирская Харьковская
Закарпатская +5 Херсонская +5
Запорожская +5 Хмельницкая
Киевская Черкасская
Кировоградская Черниговская
Крымская +5 Черновицкая

 

Таблица А.7 –Поправочные коэффициенты, отн. ед., на температуру воздуха для неизолированных проводов [7]

qвозд, °С qдоп, °С Коэффициент kθ, при температуре воздуха, °С
−5 +5 +10
+25 +70 1,29 1,24 1,2 1,15

Таблица А.8 - Расчетные данные ВЛ 110 кВ со сталеалюминиевыми проводами [6]

Номинальное сечение провода, мм2 r0, Ом/км, при +20 °С x0, Ом/км b0, 10-6 Смкм q0, Мвар/км
240/32 0,12 0,405 2,81 0,0375

Примечание. Зарядная мощность q0 посчитана по среднеэксплуатационному напряжению 1,05Uном; усредненные среднегеометрические расстояния между фазами приняты при напряжении 110 кВ равными 5 м.

 

Таблица А.9 –Основные технические данные двухобмоточных понижающих трансформаторов 110 кВ [6]

Тип Uн.в, кВ Uн.н., кВ uк, % DPх, кВт DPк, кВт DQх, квар Rт, Ом Xт, Ом Gт, 10-6 См Bт, 10-6 См
ТМН-6300/110 6,6; 10,5 11,5 50,4 14,7 220,4 0,87 3,81
ТДН-10000/110 6,6; 10,5 7,95 1,06 5,29
ТДН-16000/110 6,6; 10,5 4,38 86,7 1,44 8,47
ТРДН-25000/110 6,3/6,3; 10,5/10,5 10,5 2,54 55,9 2,04 13,23
ТРДН-40000/110 6,3/6,3; 10,5/10,5 10,5 1,40 34,7 2,72 19,66
ТРДЦН-63000/110 6,3/6,3; 10,5/10,5 10,5 0,87 4,46 31,0

Примечание. Регулирование напряжения двухобмоточных трансформаторов осуществляется за счет РПН ±9х1,78 % в нейтрали ВН.


Таблица А.10 –Основные технические данные трехобмоточных понижающих трансформаторов 110 кВ и автотрансформаторов 330 кВ [6]

Тип Uн.в, кВ Uн.в, кВ Uн.н., кВ uк.в−с % uк.в−н % uк.с−н % DPх, кВт DPк.в−с кВт DQх квар
ТМТН-6300/110 38,5 6,6; 10,5 75,6
ТДТН-10000/110 38,5 6,6; 10,5
ТДТН-16000/110 38,5 6,3; 10,5 10,5
ТДТН-25000/110 38,5 6,3; 10,5 10,5 17,5 6,5
ТДТН-40000/110 38,5 6,6; 10,5
ТДТН-63000/110 38,5 6,3; 10,5 10,5 6,5
АТДЦТН-125000/330/110 10,5; 38,5
АТДЦТН-200000/330/110 10,5; 38,5 22,5

 

Продолжение таблицы А.10

Тип Rв, Ом Rс, Ом Rн, Ом Xв, Ом Xс, Ом Xн, Ом Gт, 10-6 См Bт, 10-6 См
ТМТН-6300/110 9,7 9,7 9,7 225,7 131,2 1,06 5,72
ТДТН-10000/110 142,2 82,7 1,29 8,32
ТДТН-16000/110 2,6 2,6 2,6 88,9 1,74 12,1
ТДТН-25000/110 1,5 1,5 1,5 56,9 35,7 2,34 13,23
ТДТН-40000/110 0,8 0,8 0,8 35,5 22,3 3,25 18,15
ТДТН-63000/110 0,5 0,5 0,5 13,6 4,23 33,35
АТДЦТН-125000/330/110 1,3 1,3 2,6 91,5 213,4 1,06 5,74
АТДЦТН-200000/330/110 0,8 0,8 58,5 126,6 1,65 9,18

Примечания: 1. Регулирование напряжения трехобмоточных трансформаторов осуществляется за счет РПН ±9х1,78 % в нейтрали ВН и ПБВ ±2х2,5 % на стороне СН.

2. Регулирование напряжения автотрансформаторов осуществляется за счет РПН ±6х2 % на стороне СН.


Таблица А.11 – Стоимость строительства подстанций 110 кВ, тыс. дол. [4]

Тип ПС Напряжение, кВ Номер схемы по НТП ПС Стоимость при мощности трансформаторов, МВА
2x6,3 2x10 2x16 2x25 2x40 2x63
Открытая   110/10 110-1
110-2
110-3(4)
110-6
110/35/ 110-1
110-2
110-3(4)
110-6
Закрытая 110/10 110-2
110-3(4)

Примечания:

1. В РУ 110, 35 и 10 кВ учтена установка масляных выключателей с током отключения соответственно до 25; 12,5 и 31,5 кА;

2. В РУ 110 кВ со схемой 110-6 учтено присоединение 4-х ВЛ, а в остальных схемах – 2-х ВЛ;

3. В РУ 35 кВ везде предусмотрена схема 35-5 с присоединением 4-х ВЛ;

4. Схемы РУ 10 кВ и учтенное количество линейных ячеек 10 кВ в зависимости от мощности трансформаторов приведены ниже:

Напряжение, кВ Мощность трансформаторов, МВА 2x6,3 2x10 2x16 2x25 2x40 2x63
110/10 Схема РУ 10 кВ 10-1 10-1 10-1 10-2 10-2 10-2
Количество линейных ячеек
110/35/10 Схема РУ 10 кВ 10-1 10-1 10-1 10-1 10-2 10-2
Количество линейных ячеек

Таблица А.12 – Стоимость ячеек РУ 10−750 кВ, тыс. дол. [4]

Напряжение, кВ Тип выключателя Ток отключения до Стоимость
Масляный

Таблица А.13– Ежегодные издержки на техническое обслуживание и ремонт электрических сетей [4]

Напряжение, кВ Издержки, % от стоимости основных фондов
ВЛ ПС
35−110 1,2 2,4
220−750 0,9 2,4

 

Таблица А.14– Нормы амортизационных отчислений [4]

Наименование электрических сетей Норма амортизационных отчислений, % от капзатрат
ВЛ 35−750 кВ на стальных и ж.б. опорах  
ПС 10−750 кВ электрооборудование ПС в целом   4,4 3,6

Примечание. Норма отчислений по ПС в целом приведена как средневзвешенная с учетом соотношения стоимостей оборудования, зданий и сооружений.

Таблица А.15– Значения среднего тарифа на входе и выходе в электрические сети разных напряжений, тыс. дол./МВт·ч[4]

Наименование сети вход выход
Сети 110(150) кВ и ниже 4,05∙10−2 5∙10−2
в т.ч сети 110(150) кВ 4,05∙10−2 4,3∙10−2

Коэффициент к среднему тарифу для определения стоимости потерь холостого хода равен·0,75−0,8.


Таблица А.16 – Основные технические данные некоторых турбогенераторов [6]

Тип Рн.г, Мвт cosjг Uн.г, кВ Xd¢¢, о.е. Xd¢, о.е. Xd, о.е. X2, о.е. X0, о.е.
ТВФ-100-2 0,80 10,5 0,191 0,278 1,92 0,234 0,0973
ТВВ-160-2 0,85 0,221 0,329 2,3 0,269 0,115
ТВВ-200-2а 0,85 15,75 0,180 0,272 2,106 0,220 0,1
ТВВ-220-2 0,85 15,75 0,200 0,290 1,97 0,240 0,09
ТГВ-300W 0,85 0,195 0,300 2,195 0,238 0,096
ТВВ-320-2 0,85 0,173 0,258 1,698 0,211 0,09
ТВВ-500-2Е 0,85 0,222 0,318 2,31 0,274 0,125

 

Таблица А.17 – Основные технические данные двухобмоточных повышающих трансформаторов 110–330 кВ [6]

Тип Uн.в., кВ Uн.н., кВ uк, % DPх, кВт DPк, кВт DQх, квар Rт, Ом Xт, Ом Gт, 10-6См Bт, 10-6См
ТДЦ-125000/110 10,5 10,5 687,5 0,37 12,3 8,2 46,96
ТДЦ-200000/110 10,5 0,2 7,7 11,61 68,3
ТДЦ-250000/110 15,75 10,5 0,15 6,1 13,66 85,38
ТДЦ-400000/110 10,5 0,08 3,8 21,86 122,94
ТДЦ-200000/330 1,68 66,2 1,83 7,47
ТДЦ-250000/330 15,75 1,2 52,9 1,99 9,33
ТДЦ-400000/330 0,6 3,03 13,29
ТДЦ-630000/330 0,4 3,36 18,31

 


Таблица А.18– Перечень и область применения схем РУ 10 кВ [3]

Шифр и наименование схемы Условное изображение схемы Условия применения схемы
10-1. Одна одиночная секционированная выключателем система шин При двух трансформаторах с нерасщепленной обмоткой 10 кВ без реакторов или с одинарными реакторами.
10-2. Две одиночные секционированные выключателями системы шин При двух трансформаторах с нерасщепленной обмоткой 10 кВ без реакторов или с одинарными реакторами либо с нерасщепленной обмоткой и сдвоенными реакторами.
10-3. Четыре одиночные секционированные выключателями системы шин При двух трансформаторах с расщепленной обмоткой 10 кВ и сдвоенными реакторами.

Таблица А.19 –Схемы ОРУ 330 кВ [3]

Шифр и наименование схемы Условное изображение схемы
330-9. Четырехугольник
330-10. Трансформаторы-шины с присоединением линий через два выключателя
330-11. Полуторная

Таблица А.20–Удельная повреждаемость и время простоя при аварийных и плановых отключениях линий 110 кВ [10]

Наименование линий и их характеристики Аварийное отключение Плановое отключение
Удельная поврежда-емость λ, 1/(год ∙ 100 км);   Время Простоя tав, (1/год) 10−3 Время простоя при капитальном ремонте tк.р, (1/час) 10−3 Время простоя при текущем ремонте tт.р, (1/час) 10−3
Одноцепные на ЖБ опорах 1,22 0,502 27,4 3,2
Двухцепные на ЖБ опорах при отключении одной цепи 1,182 0,407 27,4 3,2
Двухцепные на ЖБ опорах при отключении обеих цепей 0,048 2,74 ––– –––

Примечание. Периодичность капитального ремонта для ВЛ – 1/6 1/час;

периодичность текущего ремонта – 1/1 1/час.


 

Рисунок А.1 − Примеры обозначений, показываемых на рисунке 4 ПЗ

– Конец работы –

Используемые теги: курсовой, Проект, курсу, электрические, системы, сети, Проектирование, электрической, сети0.089

Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по курсу Электрические системы и сети Проектирование электрической сети 110 кВ

Что будем делать с полученным материалом:

Если этот материал оказался полезным для Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:

Еще рефераты, курсовые, дипломные работы на эту тему:

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по курсу «Электрические системы и сети» «Проектирование электрической сети 110 кВ»
МОЛОДЕЖИ И СПОРТА УКРАИНЫ... ХАРЬКОВСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ... ХАРЬКОВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ...

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по курсу «Электрические системы и сети» «Проектирование электрической сети 110 кВ»
МОЛОДЕЖИ И СПОРТА УКРАИНЫ... ХАРЬКОВСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ... ХАРЬКОВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ...

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по курсу Электрические системы и сети Проектирование электрической сети 110 кВ
ХАРЬКОВСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ... ХАРЬКОВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ... КАФЕДРА ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ...

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА Курсовой проект выполняют в соответствии с заданием на проектирование систем водоснабжения
Курсовой проект выполняют в соответствии с заданием на проектирование систем водоснабжения водоотведения и внутренних водостоков объекта... В задании приводятся все необходимые для проектирования исходные данные... В характеристике объекта проектирования указываются следующие основные данные назначение зданий их число этажность...

Проектирование и расчет дождевой канализации является частью курсового проекта Водоотводящие сети и включает следующие разделы: выбор бассейнов канализования и трассировки сети
Проектирование и расчет дождевой канализации является частью курсового проекта Водоотводящие сети и включает следующие разделы выбор бассейнов... В пояснительную записку включаются все приведенные выше разделы... В графической части проекта на генплане города наносится дождевая сеть с указанием диаметров и длин расчетных...

ТЕЛЕКОММУНИКАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ. СИГНАЛЫ И КАНАЛЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СВЯЗИ. СИСТЕМЫ СВЯЗИ С ЧАСТОТНЫМ РАЗДЕЛЕНИЕМ КАНАЛОВ. ЦИФРОВЫЕ СИСТЕМЫ ПЕРЕДАЧИ
Лабораторные работы часа... Практические занятия часа... Всего аудиторных занятий часов...

Лекция 1. Тема: Операционная система. Определение. Уровни операционной системы. Функции операционных систем. 1. Понятие операционной системы
Понятие операционной системы... Причиной появления операционных систем была необходимость создания удобных в... Операционная система ОС это программное обеспечение которое реализует связь между прикладными программами и...

Методические указания По курсовому и дипломному проектированию по дисциплине Ремонт автомобилей Методические указания предназначены для оказания практической помощи учащимся при выполнении курсового проекта по дисциплине Ремонт автомобилей . 1 Общая часть
Методические указания... По курсовому и дипломному проектированию... раздел Технологическая часть...

До виконання курсового проекту з дисципліни ТЕОРІЯ ЕЛЕКТРОПРИВОДУ на тему: Розрахунок і аналіз перехідних процесів у електроприводі системи генератор-двигун Завдання на курсовий проект
до виконання курсового проекту... з дисципліни ТЕОРІЯ ЕЛЕКТРОПРИВОДУ... на тему Розрахунок і аналіз перехідних процесів у електроприводі системи генератор двигун...

0.058
Хотите получать на электронную почту самые свежие новости?
Education Insider Sample
Подпишитесь на Нашу рассылку
Наша политика приватности обеспечивает 100% безопасность и анонимность Ваших E-Mail
Реклама
Соответствующий теме материал
  • Похожее
  • По категориям
  • По работам