В качестве специальных средств регулирования напряжения мы используем трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Устройства РПН выполнены на обмотке ВН трансформатора, а в узле 4 установлены трехобмоточные трансформаторы, которые имеют регулировочные ответвления и на стороне СН, но без РПН.
Для сети с номинальным напряжением 10 кВ необходимый уровень напряжения принимаем 10,5 кВ в режимах наибольших нагрузок и в послеаварийных режимах, 10 кВ – в режиме наименьших нагрузок.
В таблице 10.1 представлены параметры регулирования трансформатора с РПН
Таблица 10.1 – Параметры регулирования трансформатора с РПН
| № ответвления | Добавка напряжения | Uвнд |
| +12,0 % | 257,6 кВ | |
| +10,5 % | 254,15 кВ | |
| +9,0 % | 250,7 кВ | |
| +7,5 % | 247,25 кВ | |
| +6,0 % | 243,8 кВ | |
| +4,5 % | 240,35 кВ | |
| +3,0 % | 236,9 кВ | |
| +1,5 % | 233,45 кВ | |
| 0 % | 230 кВ | |
| -1,5 % | 226,55 кВ | |
| -3,0 % | 223,1 кВ | |
| -4,5 % | 219,65 кВ | |
| -6,0 % | 216,2 кВ | |
| -7,5 % | 212,75 кВ | |
| -9,0 % | 209,3 кВ | |
| -10,5 % | 205,85 кВ | |
| -12,0 % | 202,4 кВ |
В таблице 10.2 представлены параметры регулирования трансформатора с ПБВ, т.е. регулирования напряжения на стороне СН в узле 4
Таблица 10.2 – Параметры регулирования трансформатора с ПБВ
| № ответвления | Добавка напряжения | Uснд |
| +5 % | 127,05 | |
| +2,5 % | 124,03 | |
| Продолжение таблицы 10.2 | ||
| 0 % | 121,00 | |
| -2,5 % | 117,98 | |
| -5 % | 114,95 |
В качестве примера проведем ручной расчет выбора ответвления трансформатора в узле 5.
Напряжение на стороне НН, приведенное к стороне ВН, в режиме наибольших нагрузок:
, (10.1)
кВ.
Желаемое напряжение ответвления обмотки ВН определим по формуле:
, (10.2)
где Uн.нб. ' - напряжение на стороне НН, приведенное к стороне ВН, кВ;
Uнж – желаемое напряжение на стороне НН трансформатора, кВ;
Uнн – номинальное напряжение на стороне НН трансформатора, кВ.
кВ.
Находим по таблице 10.1 ответвление с напряжением наиболее близким к найденному значению – 230 кВ (положение РПН - № 9). Найдем действительное напряжение на стороне НН:
, (10.3)
кВ.
Для режима наименьших нагрузок приведем расчет ответвления для трансформаторов, установленных в узле 2:
кВ,
кВ.
Находим по таблице 10.1 ответвление с напряжением наиболее близким к найденному значению – 233,45 кВ (положение РПН - № 8).
Действительное напряжение на стороне НН трансформатора:
кВ.
В узле 4 установлены трехобмоточные трансформаторы, у которых регулирование на стороне СН осуществляется только после снятия напряжения. Желаемое напряжение ответвления обмотки СН определим по формуле:
, (10.4)
где Uc – желаемое напряжение на стороне СН, принимаем 115,5 кВ;
- действительное напряжение ВН выбранного ответвления трансформатора в режиме наибольших и наименьших нагрузок;
- напряжение на стороне СН трансформатора, приведенное к стороне ВН.
кВ,
кВ,
кВ,
кВ.
По таблице 10.2 принимаем ответвление №3 (0%) с Uсн.д=121 кВ. Тогда действительные напряжения на стороне СН трансформатора:
кВ,
кВ,
кВ.
Для остальных узлов схемы проведем аналогичные расчеты, результаты которых отобразим в таблицах:
10.3– режим наибольших нагрузок;
10.4 – режим наименьших нагрузок;
10.5 – наиболее тяжелый послеаварийный режим
Таблица 10.3 – Режим наибольших нагрузок
| № узла | Uвн, кВ | Uнн, кВ | δU, % |
| 222,42 | 10,11 | ||
| 222,34 | 10,44 | ||
| 224,16 | 215,24 | ||
| 4 ВН-СН | 215,24 | 107,37 | -5,0 |
| 4 ВН-НН | 215,24 | 10,02 | -3,0 |
| 223,72 | 9,78 | ||
| 226,45 | 9,89 | +4,5 | |
| 220,70 | 9,94 | +3,0 |
Таблица 10.4 – Режим наименьших нагрузок
| № узла | Uвн, кВ | Uнн, кВ | δU, % |
| 225,54 | 10,64 | +1,5 | |
| 225,36 | 10,68 | +1,5 | |
| 226,50 | 215,46 | ||
| 4 ВН-СН | 215,46 | 107,48 | -5,0 |
| 4 ВН-НН | 215,46 | 10,44 | -3,0 |
| 226,21 | 10,24 | +3,0 | |
| 228,94 | 10,35 | +4,5 | |
| 225,40 | 10,33 | +3,0 |
Таблица 10.5 – Наиболее тяжелый послеаварийный режим
| № узла | Uвн, кВ | Uнн, кВ | δU, % |
| 220,87 | 10,03 | +3,0 | |
| 220,08 | 10,34 | +3,0 | |
| 220,69 | 215,01 | ||
| 4 ВН-СН | 215,01 | 107,26 | -5,0 |
| 4 ВН-НН | 215,01 | 9,95 | +1,5 |
| 222,92 | 9,74 | +3,0 | |
| 218,34 | 9,41 | +3,0 | |
| 219,59 | 9,78 | +3,0 |
11 Технико – экономические показатели выбранного варианта сети
В конце проекта приведем основные технические и экономические показатели электрической сети, по которым можно судить о степени правильности инженерных решений при проектировании объекта.
1. Номинальное напряжение сети Uном=220 кВ.
2. Установленная мощность трансформаторов, МВА
, (11.1)
где 
– мощность трансформаторов, установленных на i-ой ПС.
.
3. Протяженность линий электропередач:
- одноцепные – 223,08 км;
4. Передаваемая активная мощность
, (11.2)
где 
- активная мощность i-го потребителя
МВт.
5. Передаваемая электроэнергия
, (11.3)
где 
- время использования максимальной нагрузки i-го потребителя, ч
МВт∙ч/год.
6. Потери мощности (по линиям и трансформаторам раздельно):
ΔР=ΔРн+ ΔРо, (11.4)
- по линиям ΔР=ΔРн=3,15 МВт;
- по трансформаторам ΔР=1,65+0,115=1,765 МВт.
7. Потери электроэнергии (по линиям и трансформаторам раздельно):
ΔW=ΔWн+ ΔWо, (11.5)
- по линиям ΔW=15421,08 МВт∙ч/год;
- по трансформаторам ΔW=1102+2566,7=3668,7 МВт∙ч/год.
8. Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к передаваемой мощности
, (11.6)
.
9. Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
; (11.7)
- по линиям
%;
- по трансформаторам
%,
%.
10. Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии
; (11.8)
- по линиям
%;
- по трансформаторам
%,
%.
11. Полные затраты
З=Ен·К+И; (11.9)
З=0,12·9311,66+2234,12 = 3351,52 тыс.у.е.
12. Стоимость передачи электроэнергии
, (11.10)
у.е./МВт∙ч.
13. Себестоимость передачи электроэнергии
, (11.11)
у.е./МВт∙ч.
14. Капитальные затраты
К=Кл+Кп, (11.12)
К=3084,44+1522,38=4606,82 тыс. у.е.
15. Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным затратам
, (11.13)
, (11.14)
%,
%.
16. Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой мощности
, (11.15)
тыс.у.е./МВт
Заключение
В результате всех проведённых расчётов выбран наиболее экономически целесообразный вариант сооружения электрической сети.
В ходе выполнения курсового проекта были разработаны 4 варианта схем электрических сетей и по критерию минимальной суммарной длины линии и надежности выбраны схема №1 и схема №2, для которых был произведён дальнейший расчёт.
Затем, при помощи программы «RastrWin», рассчитали приближенное потокораспределение и выбрали номинальные напряжения линий сети. Предварительный выбор номинальных напряжений осуществлялся по эмпирическим формулам (формула Илларионова). Провода воздушных линий системообразующей сети выбрали по экономическим соображениям и проверили по допустимому току нагрева в послеаварийных режимах, а также по условию короны, приняли решение о сооружении двухцепных линий. Затем произвели выбор трансформаторов, учитывая необходимость обеспечения ответственных потребителей (I и II категорий) электрической энергией и в случае аварии на одном из трансформаторов, установленных на подстанции. После выбора трансформаторов и проводов воздушных линий приступили к формированию однолинейных схем сети, так как при выборе наилучшего варианта сети необходимо учитывать не только стоимости линий, но и стоимость оборудования подстанций.
Для проектируемых сетей выбирали железобетонные опоры, конструкцию фазы – один неизолированный провод.
Далее сопоставляем варианты по одному критерию - приведенным затратам. Предпочтение отдали тому варианту, приведенные затраты у которого наименьшие (для схемы №1). В дальнейшем рассматриваем только схему №1.
Для выбранной схемы производим электрический расчет с целью определения параметров режимов и получения необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.
Рассматриваем наиболее характерные режимы работы: наибольших и наименьших нагрузок, послеаварийные режимы. Затем оценивается достаточность регулировочного диапазона выбранных трансформаторов для обеспечения встречного регулирования напряжения и проверяется токонесущая способность проводов воздушных линий. По результатам расчетов получили, что токовая нагрузка ветвей во всех исследуемых режимах не превышает допустимую.
Литература
1. Электрические системы и сети: Учебник / Г.Е.Поспелов, В.Т.Федин, П.В. Лычев-Мн.: УП”Технопринт”,2004.-720 c.
2. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование: Учеб. пособие для вузов. - 2-е изд.. испр. и доп. - Мн: Высш. шк. 1988. - 308с.:ил.
3. Лычев П.В., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для вузов.- Мн.:ДизайнПРО, 1997.-192с.:ил.
4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В.В. Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – 8-е изд., перераб. и доп. – Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.
5.Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.: ил.
6.Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздот, 1987. – 648 с.: ил.
7. Сыч Н.М., Федин В.Т. Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем: Уч. пособие к курс.проекту по дисциплине “Электрические смстемы и сети”. – М.:УП ”Технопринт”, 2000. – 54с.
8. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие/ А.А. Герасименко, В.Т. Федин. – Ростов-н/Д.:Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006.-720с.(Серия “Высшее образование”).