Превышение температуры проводника над температурой окружающей среды зависит от количества выделяемого в нем тепла, следовательно от квадрата длительного прохождения по нему тока, а также от условий его охлаждения. Работа проводов и кабелей по условиям их нагрева считается допустимой, если при заданной величине тока температура проводника не превышает допустимого значения. Ток допустимый из формулы (16) зависит от удельной электрической проводимости материала и диаметра проводника. В практических расчетах сетей обычно пользуются годовыми таблицами длительно допустимых токов нагрузки на провода и кабели из различных материалов и при различных условиях прокладки. Таким образом, условие проверки выбранного сечения по нагреву записывается в виде формулы (16).

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.

Аварийные токи:

По [3, табл. 3.15].определяем допустимые токи по нагреву и все полученные результаты запишем в таблицу 4.

Таблица 4

При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенства (17) и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

Схема1

Рассмотрим линию с двухсторонним питанием (А-1-2-А)

По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :

Рассмотрим двухцепные линии

В нормальном режиме работы сети наибольший ток в одноцепной линии равен:

(14)

В двухцепной линии:

(15)

Тогда расчетная токовая нагрузка линии А – 3 в нормальном режиме:

В линии А – 5:

В линии А – 4:

В линии А – 1:

В линии А – 2:

Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду, материала опор и количества цепей в линии по [табл. 7.8, 1] выбираются сечения сталеалюминевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминевого провода равно 120 мм2. Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2 согласно [ табл. 9.5, 1] экономически не выгодно и не целесообразно. Так для линии А – 1 выбираем АС – 120;

Для А – 2: АС – 120;

Для 2 – 1: АС – 120;

Для А – 3: АС – 120;

Для А – 4: АС – 120;

Для А – 5: АС – 120.

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.

Аварийные токи:

По [табл. 7.12, 1] определяем допустимые токи по нагреву и все полученные результаты запишем в таблицу 4.

Таблица 4

При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенства (17) и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

7. Выбор схем электрических подстанций

Выбор тех или иных схем подстанций зависит от конструктивного выполнения линий и подстанций, протяженности линии и передаваемой по ним мощности нагрузки, характера питаемых по сети потребителей и требований, предъявляемых ими в отношении надежности электроснабжения. Электрические подстанции являются одним из наиболее массовых элементов энергосистем; их часто значительно больше числа электростанций. Отсюда следует необходимость упрощения главных схем и удешевления, соответствующих РУ подстанций. Подстанции делятся на тупиковые, ответвительные и узловые.

Тупиковые станции это станции, питаемые по одной или двум радиальным линиям. Ответвительные станции это станции, присоединяемые к одной или двум проходящим линиям на ответвлениях. Проходные станции это станции, присоединяемые к сети путем захода одной линии с двусторонним питанием. Узловые станции это станции, присоединяемые к сети не менее чем по трем питающим линиям.

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

- Схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном, послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

- Схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

- Схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;

- Схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

- Число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более 2 при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Схема 1

Для ПС №1 и №2 выбираем мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов по [4, рис. 3.6]:

Рис. 8

Для ПС №3, 4, 5выбираем два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии по [4, рис. 3.5]:

Рис. 9

Для питающей подстанции А выбираем схему на рис. 10 – две рабочие и обходная система шин по [4, рис. 3.10]:

Рис. 10

Схема 2

Для ПС №1, 2, 3выбираем схему на рис. 9 – два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии по [4, рис. 3.5]:

Для ПС №4 и №5 выбираем схему на рис. 8 – мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов по [4, рис. 3.6]:

Для питающей подстанции А выбираем схему на рис. 10 – две рабочие и обходная система шин по [4, рис. 3.10]

8.Технико-экономический расчет

Определим суммарные капиталовложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи.

Вариант 1.

 тыс. руб.

Вариант 2.

 тыс. руб.

Расчет суммарных годовых потерь электроэнергии.

Потери эл. эн. в трансформаторах определяются по формуле:

,

где t – время наибольших потерь по формуле:

.

Потери электрической мощности в линиях электропередач.

Вариант 1.

Вариант 2.

Стоимость электроэнергии составляет

Вариант 1.

 тыс. руб

Вариант 2.

тыс. руб

Капитальные вложения в строительство распределительных устройств 110/10 кВ.

Таблица 5. Стоимость трансформаторов.

Таблица 6. Стоимость КУ с выключателями

Стоимость оборудования подстанций 110/10 кВ.

Вариант1.

Таблица 7.

Вариант 2.

Таблица 8.

Капиталовложения в строительство распределительной электрической сети 110/10.

Вариант 1.

Вариант 2.

Объем реализованной продукции.

Издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание оборудования.

Суммарные издержки.

Прибыль.

Налог на прибыль. Принимаем 20%.

Рентабельность сети.

Расчет срока окупаемости.

Величина кредита:

К=548549тыс.руб

Численность персонала N=30 человек.

Средняя зарплата ЗП=15000 тыс.руб.

Покупной тариф на электроэнергию Тпокуп=163 коп./кВт ч.

Число часов работы сети в нормальном режиме за год Туст=4500 ч.

РЭС получает определенное количество эл. эн. по цене:

Отчисления в фонд оплаты труда и на социальные нужды.

Отчисления на амортизацию

Затраты на эксплуатационные расходы на ЛЭП и силовое оборудование.

Итого:

Тариф на электроэнергию для потребителей.

ТРЕАЛ=2,20 руб./кВт ч

Реализованная энергия.

Прочие расходы.

Налоги (относимые на финансовые результаты).

А) На содержание жилого фонда.

Б) Налог на имущество.

Налоги ( относимые на себестоимость за год)

А) Транспортный налог.

Балансовая прибыль.

Налогообладаемая прибыль.

Налог на прибыль.

Чистая прибыль.

Определение срока окупаемости проекта.

Таблица 9.

Срок окупаемости предприятия составляет 5лет.

Полученный срок является приемлемым, т.к. соответствует нормативным значениям для данного типа сооружений.

9. Расчет режимов сети

Максимальный режим

Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах

Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле [1]:

,(35)

где  - нагрузка i-ой ПС;

- потери полной мощности в трансформаторе;

- реактивные мощности, генерируемые в начале линии da и конце линии ab.

Емкостные мощности линий  определяются по номинальным напряжениям [1]:

,(36)

,(37)

где  - емкостные проводимости линий.

Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:

,(38)

где  - удельная емкостная проводимость линии (выбирается по [1, табл. 7.5], исходя из марки провода);

 - длина линии.

Определим потери мощности в трансформаторе, согласно [1]:

,(39)

,(40)

где k – количество одинаковых трансформаторов ПС;

- полная мощность i-ой ПС;

, , ,  - паспортные данные соответствующего трансформатора.

Потери полной мощности в трансформаторе:

.(41)

Для ПС № 1 ():

.

Определим расчетную нагрузку:

Для ПС № 2 ():

Определим расчетную нагрузку:

Для ПС № ПС№ 3():

Определим расчетную нагрузку:

Для ПС № 4 ():

.

Определим расчетную нагрузку:

Для ПС № 5 ():

.

Определим расчетную нагрузку:

Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии

Определим полные сопротивления линий [1, табл.7,5].

Таблица 10

С помощью выражения:

;(42)

определим приближенное потокораспределение в кольце (без учета потерь мощности):

,

,

По первому закону Кирхгофа:

Нагрузки в узлах равны:

,

,

.

Потери мощности в линии А –4:

,

Мощность в начале линии A – 4:

Потери мощности в линии 5 – 4:

,

.

Мощность в начале линии 5 – 4:

Потери мощности в линии А-5:

,

.

Мощность в начале линии А – 5:

.

Рассмотрим двухцепные линии

Определим полные сопротивления линий [1, табл.7,5].

Таблица 11

Нагрузки в узлах равны:

,

,

Потери мощности в линии А – 1:

,

.

Мощность в начале линии А – 1:

.

Потери мощности в линии А – 2:

,

.

Мощность в начале линии А – 2:

.

Потери мощности в линии А – 3:

,

.

Мощность в начале линии А – 3:

.

Определение значения напряжения в узловых точках в максимальном режиме

Для ПС № 1:

Для ПС № 2:

Для ПС № 3:

Для ПС № 4:

Для ПС № 5:

Регулирование напряжения в электрической сети в максимальном режиме

Напряжение на шинах низкого напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения для трансформаторов с нерасщепленными обмотками типа ТДН, ТД, ТДЦ, ТМН  определяется по формуле:

,(43)

где - активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;

 - активное и реактивное сопротивление трансформаторов, определенных.

На подстанциях 2,3,4,5 установлены трансформаторы с расщепленными обмотками, поэтому определяется по формуле:

,(44)

Где

,(45)

,(46)

,(47)

,(48)

,(49)

,(50)

=15 из[4],(51)

.(52)

Для ПС № 1 ():

;

;

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения , может быть определено по выражению:

,(52)

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определяется по формуле:

,(53)

.

Отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения ():

,(54)

.

Для ПС № 2 ():

;

;

;

;

;

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения :

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

Отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения:

.

Для ПС № 3 ():

;

;

;

;

;

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения :

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения:

.

Для ПС № 4 ():

;

;

;

;

;

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения :

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения:

Для ПС № 5 ():

;

;

;

;

;

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения :

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения:

Послеаварийный режим

Особо тяжелыми для работы сети могут оказаться так называемые послеаварийные режимы, которые возникают поле каких-либо отключений, вызванные повреждением оборудования. Рассмотрим послеаварийные режим, возникающий при наибольших нагрузках сети, когда требуется мобилизация всех имеющихся возможностей.

;

.

,

.

;

.

,

.

,

.

;

.

.

,

.

;

.

.

,

.

;

.

.

Определение значения напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме

Для ПС № 1:

Для ПС № 2:

Для ПС № 3:

Для ПС № 4:

Для ПС № 5:

Регулирование напряжения в электрической сети в послеаварийном режиме

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения :

.

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определяется по формуле:

.

Отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения ():

.

Для ПС № 1:

, округляем ;

;

.

Для ПС № 2:

, округляем ;

;

.

Для ПС №3:

, округляем ;

;

.

Для ПС № 4:

, округляем ;

;

.

Для ПС № 5 ():

, округляем .

.

Список используемой литературы

1.                 Солдаткина Л.А. – «Электрические сети и системы»: учебное пособие для вузов. Москва, Энергия, 1978 г.;

2.                 Крючков И.П. и Неклепаев Б.Н. – «Электрическая часть станций и подстанций», справочник, Москва, Энергия, 1977 г;

3.                 Мельников Н.А. – «Электрические системы и сети» Учебное пособие для вузов. Издание 2-ое, стереотип, Москва, Энергия, 1975 г;

4.                 Неклепаев Б.Н. – «Электрическая часть станций и подстанций» Учебник для студентов, Москва, Энергия, 1976 г;

5.                 Рокотян С.С. и Шапиро И.М. - «Справочник по проектированию электроэнергетических систем» 3-е издание, переработанное и дополненное, Москва, Энергоатомиздат, 1985 г; [1]

6.                 Идельчик В. И. – «Электроэнергетические системы и сети», Москва, Энергоатомиздат, 1989 г, [2]

7.                 Файбисович Д. Л. – «Справочник по проектированию электрических сетей» 2-е издание, переработанное и дополненное, Москва, ЭНАС, 2007г; [3]

8.                 Валиуллина Д. М., Козлов В. К. – «Районная электрическая сеть электроэнергетической системы. Метод указания», Казань, гос. энерг. ун-т, 2006; [4]

Страницы: 1, 2