Электрические станции, подстанции, сети и питающие системы. Методические указания по выполнению курсового проекта

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ, ПОДСТАНЦИИ, СЕТИ И ПИТАЮЩИЕ СИСТЕМЫ

• ИЗДАТЕЛЬСТВО ТГТУ •

Министерство образования Российской Федерации Тамбовский государственный технический университет

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ, ПОДСТАНЦИИ, СЕТИ И ПИТАЮЩИЕ СИСТЕМЫ Методические указания по выполнению курсового проекта для студентов дневного и заочного отделений специальностей 100400, 101600

Тамбов

• Издательство ТГТУ • 2002 УДК 621.311(076) ББК з27я73-5 И201 Утверждено Редакционно-издательским советом университета Рецензент Доктор технических наук, профессор С. В. Пономарев Авторы-составители: В. М. Иванов, А. В. Баранов, Е. А. Печагин И201

Электрические станции, подстанции, сети и питающие системы: Метод. указ. / Авт.-сост.: В. М. Иванов, А. В. Баранов, Е. А. Печагин. Тамбов: Изд-во Тамб. гос. техн. ун-та, 2002. 32 с. Методические указания по выполнению курсового проекта предназначены для студентов дневного и заочного отделений специальностей 100400, 101600. УДК 621.311(076) ББК з27я73-5

 Тамбовский государственный технический университет (ТГТУ), 2002 УЧЕБНОЕ ИЗДАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ, ПОДСТАНЦИИ, СЕТИ И ПИТАЮЩИЕ СИСТЕМЫ Методические указания Авторы-составители: ИВАНОВ Владимир Михайлович, БАРАНОВ Александр Валентинович, ПЕЧАГИН Евгений Александрович

Редактор Т. М. Г л и н к и н а Инженер по компьютерному макетированию М. Н. Р ы ж к о в а

Плр № 020079 от 28.04.97 Подписано в печать 6.02.2002 Гарнитура Times New Roman. Формат 60 × 84 / 16 Бумага газетная. Печать офсетная. Объем: 1,86 усл. печ. л.; 1,7 уч.-изд. л. Тираж 150 экз. С.79 Издательско-полиграфический центр Тамбовского государственного технического университета 392000, Тамбов, Советская, 106, к. 14

ВВЕДЕНИЕ При рассмотрении передачи электрической энергии по воздушной линии электропередачи (ЛЭП) обычно учитывают активное и индуктивное сопротивление ЛЭП. Активное сопротивление зависит, в основном, от материала проводов и их сечения, а индуктивное от расстояния между проводами ЛЭП. Наличие этих сопротивлений приводит к тому, что при протекании тока напряжение в конце ЛЭП обычно меньше, чем в ее начале. Разница между действующими значениями напряжения в начале и в конце ЛЭП называется потерей напряжения. При большой потере напряжения напряжение на шинах потребителя может оказаться меньше номинального. Работа при пониженном напряжении не желательна, так как это приводит, в частности, к сокращению срока службы загруженных асинхронных электродвигателей, уменьшению светоотдачи осветительных приборов, нарушению технологического процесса электрометаллургических агрегатов и т.д. В связи с этим потеря напряжения в ЛЭП не должна превышать некоторой заданной величины. Задача № 1. В ЛЭП длиной l км потери напряжения ∆U не должны превышать 2 – 7 % от напряжения в конце линии U2 (6,3 → AC-150/34; 10 → AC-120/19; 35 → AC-95/16; 110 → AC70/11) кВ. Провода серии АС. Сos ϕ2 в нагрузке. 1 Определить: 1.1 Мощность, передаваемую в нагрузку по заданной линии а) при заданном сos ϕ2 ; б) при сos ϕ2 = 1. 1.2 КПД линии а) при заданном сos ϕ 2 ; б) при сos ϕ2 = 1. 1.3 Емкость батарейки конденсаторов при полной компенсации реактивной мощности. 2 Построить векторную диаграмму напряжений при активно-индуктивном характере нагрузки. №

L1, км

∆U , %

U2,

Марка

cos ϕ 2

варианта 1 2 3 4

2 5 7 10

1 2 5 3

кВ

провода

6,3 6,3 10 10

AC-150/34 AC-150/34 AC-120/19 AC-120/19

0,7 0,6 0,8 0,6 Продолжение

№ варианта

L1, км

∆U , %

U2, кВ

Марка провода

cos ϕ 2

5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

12 15 20 40 50 55 60 70 75 85 100 102 25 81 65 45

4 5 7 6 5 4 5 4 7 6 5 4 4 6 5 7

35 35 35 35 110 110 35 35 110 110 110 110 35 110 35 110

AC-95/16 AC-95/16 AC-120/19 AC-95/16 AC-70/11 AC-95/16 AC-95/16 AC-120/19 AC-70/11 AC-95/16 AC-120/19 AC-120/19 AC-95/16 AC-150/34 AC-120/19 AC-120/19

0,8 0,7 0,6 0,7 0,6 0,7 0,8 0,7 0,6 0,8 0,6 0,85 0,69 0,75 0,83 0,75

Пример. В ЛЭП длиной l = 5 км потеря напряжения не должна превышать 5 % от напряжения в конце линии U2 = 6300 В. Удельное сопротивление проводов линии: r0 = 0,2 Ом/км, x0 = 0,3 Ом/км. О п р е д е л и т ь: 1) какую мощность можно передать в нагрузку по такой линии при cos ϕ 2 = 0,6 и при cos ϕ 2 = 1,0; 2) КПД линии при этом; 3) какова должна быть емкость конденсатора, который следует подключить параллельно нагрузке, чтобы увеличить cos ϕ2 с 0,6 до 1,0. Р е ш е н и е. Расчетная схема (на 1 фазу) представлена на рис. 1. Индуктивное сопротивление линии Xл = х0 l. Активное сопротивление линии Rл = r0 l. Векторная диаграмма при индуктивном характере нагрузки представлена на рис. 2. .

На диаграмме вектор ca изображает комплекс падения напряжения в ЛЭП ∆ U = U1 − U 2 , отрезок cm .

– потерю напряжения ∆U = U&1 − U& 2 .

Рис. 1 Схема замещения воздушной линии электропередач

Рис. 2 Векторная диаграмма при индуктивном характере нагрузки

Очевидно, ∆U& > ∆U . Из диаграммы ∆U = U1 − U 2 =

(U 2 cos ϕ 2 + IRл ) 2 + (U 2 sin ϕ 2 + IX л ) 2 − U 2 .

Откуда ток I=

Rл2

(

)(

)

1  U 2 (R cos ϕ + X sin ϕ )2 + ∆U 2 + 2U ∆U R 2 + X 2 − 2 л 2 л 2 2 л л + X л2 

− U 2 (Rл cos ϕ 2 + X л sin ϕ 2 ) .  В нашем случае ∆U = 0,05, U 2 = 315 В. При cos ϕ2 = 0,6 I = 175 А; при cos ϕ2 = 1,0 I = 320 А.

Мощность нагрузки Р2 = U 2 I cos ϕ 2 соответственно равна 0,662 и 2,02 МВт. Таким образом, при заданной потере напряжения повышение cos ϕ 2 с 0,6 до 1,0 позволяет увеличить передаваемую по ЛЭП мощность в 3 раза. Определим КПД ЛЭП η=

При cos ϕ2 = 0,6

η=

0,662 ⋅ 10 6 = 0,957 , 0,662 ⋅ 10 6 + 175 2 ⋅ 1

при cos ϕ2 = 1,0

η=

2,02 ⋅ 10 6 = 0,952 . 2,02 ⋅ 10 6 + 320 2 ⋅ 1

Рис. 3 Схема замещения ЛЭП при включении батареи конденсаторов

P2 P2 = . P1 P2 + I 2 Rл

Рис. 4 Векторная диаграмма токов

Для повышения cos ϕ2 нагрузки может использоваться батарея конденсаторов, включаемая параллельно нагрузке. Последовательное включение конденсаторов не используется, так как при этом напряжение на нагрузке может значительно превысить номинальное. Представляя нагрузку последовательной схемой замещения, получим расчетную схему на рис. 3. Векторная диаграмма токов данной схемы представлена на рис. 4. Здесь ϕ2 – угол между напряжением в конце линии и током линии до включения компенсирующего конденсатора, а ϕ′2 – после включения конденсатора. Из диаграммы следует, что для получения cos ϕ2 = 1 ( ϕ2 = 0) необходимо, чтобы ток конденсатора удовлетворял равенству:

Ic = Iн sin ϕ2 = I1 1 − сosϕ2 . В данном случае Ic = 175 1 − 0,6 2 = 140 А. Сопротивление конденсатора равно Xc = U2 /Ic = 6300 / 140 = 45 Ом. Емкость конденсатора при частоте w = 314 C=

1 с

равна

1 1 = = 71 wX c 314 ⋅ 45

мкФ.

При этом ток линии равен I = Iн cos ϕ2 = 175 ⋅ 0,6 = 106 А. Потеря напряжения в ЛЭП при этих условиях будет менее 5 %. Заданная величина потери напряжения позволяет увеличить нагрузку линии в три раза. В этом случае суммарная емкость компенсирующих конденсаторов также должна быть увеличена втрое и составит 213 мкФ. Контрольные 1 2 3 4 5

вопросы

Чем обусловлено наличие активного и реактивного сопротивлений ЛЭП? От чего зависит величина этих сопротивлений? Что такое падение напряжения и потери напряжения в ЛЭП? Максимальную ли возможную мощность получает нагрузка при соsϕ2 = 1,0? Можно ли компенсирующий конденсатор включить последовательно с нагрузкой?

Задача № 2. Дана однолинейная схема ЛЭП, к которой на разных расстояниях от начала подключены потребители с известными значениями параметров в номинальном режиме. Составить расчетную схему сети электроснабжения и определить реальные расстояния на нагрузках, активные и реактивные мощности нагрузок, составить баланс мощности и определить КПД системы электроснабжения. Сопротивления: 1) воздушной линии Zл = 0,3 + j 0,3 Ом/км; 2) кабельной линии Zл = 1 + j 0,1 Ом/км. Пример. Дана однолинейная схема ЛЭП, к которой на разных расстояниях от начала подключены потребители с известными значениями параметров в номинальном режиме. L1

L2

L3

P1 = 400 Р2 = 500 Р3 = 600 кВт; кВт; кВт; cos ϕ1 = 0,7; cos ϕ 2 = 0,9; cos ϕ3 = 0,8;

U0

P1

P2

P3

L1 = 3 км;

L2 = 2 км;

L3 = 4 км.

Воздушная линия с Zл0 = 0,3 + j 0,3 Ом/км. Составить расчетную схему сети электроснабжения и определить реальные напряжения на нагрузках, активные и реактивные мощности нагрузок, составить баланс мощности и определить КПД системы электроснабжения.

Р е ш е н и е . Составим расчетную схему системы электроснабжения:

I1

I2

Zл1

c

I3

Zл2

a

Zл3

b

d

Z2

Z1

Z3

Iн2

Iн1

0

Для заданной схемы определим сопротивление линий и нагрузок: Zл1 = Zл0 l1 = (0,3 + j 0,3) ⋅ 3 = (0,9 + j 0,9) Oм; Zл2 = Zл0 l2 = (0,3 + j 0,3) ⋅ 2 = (0,6 + j 0,6) Oм; Zл3 = Zл0 l3 = (0,3 + j 0,3) ⋅ 4 = (1,2 + j 1,2) Oм; Rн1 =

U н2 сosϕ1 380 2 ⋅ 0,7 = = 0,3 Pн1 400 ⋅ 103

Хн1 = Rн1 tg ϕ1 = 0,3 Oм; Rн2 =

Zн1 = (0,3 + j 0,3) Ом;

U н2 сosϕ 2 380 2 ⋅ 0,9 = = 0,3 Pн 2 600 ⋅ 103

Хн2 = Rн2 tg ϕ2 = 0,3 ⋅ 0,48 = 0,14 Oм; Rн3 =

Ом;

Zн2 = (0,3 + j 0,14) Ом;

U н2 сosϕ3 380 2 ⋅ 0,8 = = 0,2 Pн3 600 ⋅ 103

Хн3 = Rн3 tg ϕ3 = 0,2 ⋅ 0,75 = 0,15 Oм;

Ом;

Ом;

Zн3 = (0,2 + j 0,15) Ом.

Потенциалы точек a и b находим по методу узловых потенциалов, полагая, что ϕ0 = 0 . Уравнения имеют вид:  1 U 1 1  1  − ϕb = 0 ϕ а  + + Z Z Z Z Z л1 1 л2  л2  л1

;

 1 1 1  1  − ϕ a =0; ϕb  + + Z л2  Z л 2 Z л3 + Z 3 Z 2  ϕа (0,6

– j 0,6 + 1,7 – j 1,7 + 0,83 – j 0,83) – ϕb (0,83 – j 0,83) = 333 – j 333;

ϕb (0,83

– j 0,83 + 0,37 – j 0,36 + 2,7 – j 1,3) – ϕa (0,83 – j 0,83) = 0; ϕа (3,13

– j 3,13) – ϕb (0,83 – j 0,83) = 333 – j 333;

ϕa (–0,83

+ j 0,83) + ϕb (3,9 – j 2,5) = 0.

∆=

3,13 − j 3,13

− 0,83 + j 0,83

− 0,83 + j 0,83

3.9 − j 2,5

= 4,4 − j 20 + j1,4 = 4,4 − j18,6 ; ∆ a =

∆b =

ϕа =

3,13 − j 3,13

333 − j 333

− 0,83 + j 0,83

0

∆ a 466,2 − j 2131 = = 114 − j 2 B; ∆ 4,4 − j18,6

ϕb =

333 − j 333 − 0,83 + j 0,83 0

3,9 − j 2,5

= − j 553 .

∆b − j 553 = = 28 − j 7 B. ∆ 4,4 − j18,6

Округлим токи нагрузок: Iн1 =

ϕa 114 − j 2 = = 187 − j197 Z н1 0,3 + j 0,3

Iн3 =

A; Iн2 =

ϕb 28 − j 7 = = 68 − j 55 Z н 2 0,3 + j 0,14

ϕb 28 − j 7 = = 8 − j13 Z н + Z л3 1,4 + j1,35

A.

Напряжение на нагрузке Z3 равно U& 3 = I&3 Z& н3 = (8

– j 13) ⋅ (0,2 + j 0,15) = 3,6 – j 1,4 B.

Мощности нагрузок: ∗

S&1 = U& a 0 I н1 = (114 – j 2) ⋅ (187 + j 197) = 20 924 + j 22 832; ∗

S&2 = U& b 0 I н2 = (68 + j 55) ⋅ (28 – j 7) = 2289 + j 1064; ∗

S&3 = U& 3 I н3 = (3,6 – j 1,4) ⋅ (8 – j 13) = 11 + j 58.

Ток источника энергии ∗

I1 =

400 − 114 + j 2 ϕс − ϕ а = 160 – j 158 A. = 0,9 + j 0,9 Z л1

Мощность источника энергии ∗

S ист = U 0 I1 = 400 ⋅ (160 + j 158) = 64 000 + j 74 000 BA.

КПД установки равен η=

∑ Pн = 20 924 + 2289 + 11 = 0,4 . Pист

64 000

Задача № 3. Необходимые данные для проектирования ЦП, ПС № 4 В

Д

Котовск РД МВт

1: 1 000 000

Рассказово РВ МВт Г Ржакса РГ МВт

Рис. 5.1

A;

= 466,2 − j 2131 ;

1.1 Мощность, заданная в центрах А, Б, В, Г, Д, МВт Таблица 1.1 Заданные значения мощности, МВт РВ /сosϕВ

РГ /сosϕГ

№ варианта

РД /сosϕД

40,63/0,9 11,80/0,93 12,30/0,91 1 41,60/0,9 11,40/0,93 11,40/0,91 2 45,70/0,9 13,20/0,93 44,50/0,91 3 23,00/0,9 14,60/0,93 42,80/0,91 4 45,60/0,9 17,50/0,93 46,80/0,91 5 46,80/0,9 17,50/0,93 45,60/0,91 6 42,5/0,9 11,50/0,93 38,50/0,91 8 43,00/0,9 12,50/0,93 39,40/0,91 9 42,80/0,9 10,50/0,93 44,50/0,91 10 44,50/0,9 15,70/0,93 45,00/0,91 11 47,00/0,9 14,50/0,93 48,20/0,91 12 42,80/0,9 17,20/0,93 46,20/0,91 13 43,20/0,9 21,20/0,93 46,50/0,91 14 44,00/0,9 20,00/0,93 45,00/0,91 15 42,70/0,9 12,50/0,93 43,20/0,91 16 47,50/0,9 13,50/0,93 45,50/0,91 17 42,70/0,9 15,70/0,93 42,00/0,91 18 41,80/0,9 16,40/0,93 47,20/0,91 19 45,70/0,9 15,20/0,93 48,20/0,91 20 48,00/0,9 12,40/0,93 47,00/0,91 21 49,50/0,9 13,20/0,93 21,00/0,91 22 25,70/0,9 14,70/0,93 36,00/0,91 23 32,20/0,9 17,50/0,93 28,00/0,91 24 40,00/0,9 30,00/0,93 38,00/0,91 25 27,50/0,9 22,00/0,93 25,00/0,91 26 40,00/0,9 17,50/0,93 33,40/0,91 27 40,00/0,9 15,60/0,93 22,90/0,91 28 47,50/0,9 12,00/0,93 35,60/0,91 29 21,00/0,9 21,00/0,93 34,00/0,91 30 1.2 Расстояние до районных центров от г. Тамбова и между ними, км Таблица 1.2 Вариа нт

LВ

LГ

LД

lБВ

lВГ

lГД

1 2 3 4

45 35 36 37

80 85 86 87

25 25 26 27

90 110 105 102

60 75 61 60

65 60 59 58

5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

38 88 28 103 59 39 89 29 104 58 40 90 30 105 57 41 91 31 103 55 42 92 32 101 54 43 93 33 102 53 33 94 34 103 52 34 85 35 100 50 35 84 36 102 49 36 83 35 104 48 37 82 34 100 47 38 81 33 95 45 39 80 32 94 44 40 89 30 95 43 42 91 29 95 41 43 92 27 97 40 44 93 28 98 41 45 94 25 95 42 44 95 24 90 43 43 96 23 91 44 42 97 32 92 45 41 90 31 93 46 40 89 32 94 47 39 88 35 95 48 40 87 30 96 50 1.3 Состав потребителей в пунктах питания и требования по надежности электроснабжения

57 56 55 54 53 52 51 50 49 48 47 45 44 43 41 40 39 42 43 44 45 46 47 48 50

Таблица 1.3 Пункт ы

Потребители I категории, %

Потребители II категории, %

Потребители III категории, %

В Г Д

20 15 40

20 45 30

60 40 30

1.4 Характеристика групп потребителей и их удельный вес в объеме потребления электроэнергии в пунктах питания Таблица 1.4

Наименование потребителей

Единица измерен ия

Тариф с 01.03.97 г.

Потреб ители, %

1

Население городское (включая НДС) сельское 2 Промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью 750 кВА и выше за мощность за электроэнергию 3 Прочие промышленные потребители 4 Производственные нужды сельхозпотребителей 5 Оптовые потребителиперепродавцы (город)

р./кВт⋅ч

300 210

35,0 15,0

р./кВт р./кВт⋅ч

72 000 350

25,0

р./кВт⋅ч

480

15,0

р./кВт⋅ч

175

10,0

р./кВт⋅ч

200

35,0

1.5 Напряжение источника на подстанции 220/110/35 кВ в г. Тамбове позволяет при максимальном режиме нагрузок принимать Umax = 1,1Uн, а в минимальном – Umin = –1,05Uн. 1.6 Стоимость потерянного 1 кВт⋅ч при холостом ходе трансформатора в расчетах для подстанции 110/10 кВ или 35/10 кВ принять в проекте Сх.х = 228 р./кВт⋅ч. Стоимость потерянного 1 кВт⋅ч при коротком замыкании для тех же подстанций принять в проекте Ск.з = 480 р./кВт⋅ч. 1.7 Удельный ущерб при перерывах в электроснабжении потребителей Таблица 1.5

№ 1 2 3

Относительн ое потребление ,%

Средний удельный ущерб, р./кВт⋅ч.

Промышленные потребители

30

6500

Коммунально-бытовые потребители и прочие

50

3360

Сельскохозяйственные потребители

20

37 500

Наименование потребителей

1.8 Данные о пропускной способности линий 10 – 110 кВ, необходимые для выбора напряжения Таблица 1.6 Номинальное напряжение ВЛ, кВ

Мощность нагрузки на одну цепь, МВт

Расстояние передачи или длина ВЛ, км

10

1–2

20 – 10

20

5 – 10

20 – 10

35

5 – 10

60 – 20

110

30 – 40 (25 – 50)

50 – 150

220

100 – 200

150 – 250

В табл. 1.6 приведены данные о допустимых передаваемых мощностях на одну цепь линии и о предельных расстояниях передачи, полученные на основании обобщения накопленного опыта проектирования электрических сетей и необходимые для выбора напряжения. 1.9 Для выбора сечения провода и величины пролета в зависимости от толщины стенки гололеда при максимальном напоре ветра до 15 м от поверхности земли исходим из требований Правил устройства электроустановок (ПУЭ) и проектных решений при шиновом проектировании по табл. 1.7 и табл. 1.8. Таблица 1.7 Наименьшие допустимые сечения проводов (токоведущей части)

Uном, кВ

Выше 1

Характеристика участка ВЛ До 10 мм На всех участках при гололеде 10 – 20 мм Больше 20 мм

240

Пров од АС 35

Пров од АЖ 120

240

50

120

240

70

120

Пров од А

Таблица 1.8 Наибольшие допустимые промежуточные пролеты, м Марка провода АС-35/6,2 АС-50/8 АС-70/11 АС-95/16 АС-120/19 А-35 А-50 А-70 А-95 А-120 А-150

Толщина стенки гололеда до 10 320 360 430 525 660 140 160 190 215 270 335

15 200 240 290 400 475 475 90 115 135 150 165

20 140 160 200 300 350 350 60 75 90 110 130

Для выбора конструктивных размеров воздушных линий необходимо пользоваться табл. 1.9. Таблица 1.9 Конструктивные размеры воздушных линий

Напряжен ие ВЛ, кВ до 1 6 – 10 35 110 220 Пример

Расстояние между проводами, м

Длина пролета l, м

Высота опоры, м

Допусти мый габарит, м

0,5 1 3 4 7

40 – 50 50 – 100 150 – 200 170 – 250 250 – 350

8–9 10 10 13 – 14 25 – 30

6–7 6–7 6–7 6–7 7–8

Задание Пункты P, МВт cosϕ

А 14,3 0,91

Б 41,5 0,92

Пункт Расстояние от центра питания до пункта Пункты Расстояние между пунктами

В 4,28 0,9 А 28

АБ 70

Г 1,72 0,93 Б 98

БВ 102

Д 46,2 0,91

В 35

ВГ 49

Г 84

Д 36

ГД 49

Линия 35 кВ – ВГ. Выбор лучшего варианта схемы соединений электрических сетей Для выбора лучшего варианта схемы электрической сети сравнение необходимо производить в ценах 1991 г., а затем выбранный вариант привести к уровню цен на год проектирования. Для 1997 г. необходимо применять коэффициент пересчета К = 9500. Для расчетов с потребителями I и II категории должно быть обеспечено сетевое резервирование. Трансформаторные подстанции на напряжение 110 кВ выбираются, как правило, двухтрансформаторными без выключателя с высокой стороны, т.е. отделителями и короткозамыкателями. Сетевое резервирование возможно осуществить тремя способами: 1 Путем резервирования от соседних подстанций, при этом в нормальном режиме сети работают как радиальные. 2 Сооружением двух одноцепных линий, идущих параллельно. 3 Сооружением замкнутых сетей, получающих питание в нормальном режиме от одного, двух и более источников питания. Потребители первой категории должны обеспечиваться энергией от двух независимых источников питания. Перерыв электроснабжения одного из источников питания может быть лишь на время автоматического восстановления питания от другого источника. Для потребителей II категории допустимы перерывы в электроснабжении на время, необходимое для включения резервного питания силами дежурного персонала или выездной группы. При проектировании электрических сетей качество электроэнергии оценивается значением допустимого отклонения у потребителей, которое составляет ± 5 % от номинального напряжения в нормальном режиме и ± 10 % в аварийном режиме, для сетей до 1 кВ и 6 – 10 кВ. При этом допустимые потери проектируемых линий 110, 35, 10 кВ могут быть определены из таблиц потерь и

отклонения напряжения, составленной для выбранной схемы электроснабжения отдельно для пунктов А, Б, В, Г, Д. При составлении вариантов схем электроснабжения следует иметь ввиду то, что электроэнергию во все пункты следует, по возможности, передавать кратчайшим путем, а наличие почти не нагруженных резервных линий является недостатком варианта. При этом следует разделить трансформаторные подстанции пунктов при расположении на сравнительно небольших расстояниях от центра питания и небольшой нагрузке и на значительных расстояниях от центра питания и высокой мощности подстанции. Это позволяет определить те пункты, которые целесообразно объединить одной замкнутой сетью или магистралью. При рассмотрении аварийных режимов следует выбирать наиболее тяжелые случаи повреждения одной из линий сети, как правило, наиболее загруженной, которые приводят к наибольшему снижению напряжения в наиболее удаленных точках. Выбор сечений проводов по экономической плотности тока Каждому стандартному сечению проводника соответствует определенный диапазон значений тока, при котором использование этого сечения обеспечивает минимум приведенных затрат. В практических расчетах экономически целесообразное сечение провода определяется по нормативному значению экономической плотности тока. В соответствии с ПУЭ параграфом 1.3.25 сечение провода должно быть выбрано по экономической плотности тока Fэ = α I

I рас N ц jэ

, мм2 ,

где Fэ – экономическое сечение провода в фазе, мм2; α I – коэффициент, учитывающий изменение тока по годам эксплуатации; I рас – расчетный ток в линии на 5-м году эксплуатации, А; N ц – число параллельных цепей; jэ – экономическая плотность тока; I рас = I рас

Sном 3Uн

.

определяется, исходя из заданных значений мощности в конкретных точках, при условии, что

не учитываются потери мощности во всех звеньях электрической сети. 1 вариант схемы

2 вариант схемы

Б

Б

А

А

В

В

O

О Г

Г

Д

Д

Выбираем сечения проводов участков по экономической плотности тока. Вариант 1 Fэ = α I

I рас N ц jэ

= αI

S ном N ц jэ 3 U ном

= αI

Pном 3 U ном N ц jэ cos ϕ

;

α I = 1; jэ = 1 А/мм

2

Участок АБ Fэ = α I

Fэ ,

Участок

PБ 3 U ном N ц jэ cos ϕ

мм2

=

41,5 ⋅ 10 6 3 ⋅ 110 ⋅ 103 ⋅ 0,92 ⋅ 2

.

Марка провода

АБ

118,38

АС-120

ОА

171,03

АС-185

ОД

150,57

АС-150

ДГ

17

АС-70

ГВ

39

АС-50 Вариант 2

Fэ ,

Участок АБ ОА ОД ОВ ДВ ВГ

мм2

Марка провода

118,38 171,03 240 36 115,9 39

АС-120 АС-185 АС-240 АС-95 АС-120 АС-50

Для варианта 1 ставим 8 выключателей с номинальным напряжением 110 кВ и 4 выключателя с номинальным напряжением 35 кВ. Их стоимость K в = N Ц в = 8 ⋅ 37 + 4 ⋅ 5,72 = 318,88 тыс. р., где N – число выключателей; Ц в – цена одного выключателя Стоимость линий K л = 70 ⋅ 31,0 + 28 ⋅ 35,6 + 36 ⋅ 32,8 + 49 ⋅ 28,8 + 49 ⋅ 27,2 = 7091,6 тыс.

р.

Общая стоимость K = K в + K л = 7091,6 + 318,88 = 7410,48

тыс. р.

Для варианта 2 ставим 7 выключателей с номинальным напряжением 110 кВ и 4 выключателя с номинальным напряжением 35 кВ. K в = 7 ⋅ 37 + 4 ⋅ 5,72 = 281,88 тыс. р. Стоимость линий K л = 70 ⋅ 31,0 + 28 ⋅ 35,6 + 36 ⋅ 22,0 + 10 ⋅ 16,2 + 35 ⋅ 16,2 + 49 ⋅ 27,2 = 6020,6 тыс.

Общая стоимость K = K в + K л = 6020,6 + 281,88 = 6302,48

тыс. р.

Выбор трансформаторов подстанций Подстанция А: PА = 14,3

МВА;

S А = 15,7

МВА.

р.

Мощность одного трансформатора S А > 0,65 ⋅ 15,7 = 9,43 МВА ⇒ выбираем трансформатор ТДН10000/115. ∆Pх.х = 14 кВт; ∆Pк.з = 60 кВт; Rт = 7,95 Ω ; X т = 139 Ω . Цена: 80 000 р. Подстанция Б: PБ = 41,5

МВА; S Б = 45,1 МВА.

Мощность одного трансформатора S Б > 0,65 ⋅ 45,1 = 27,06 МВА ⇒ выбираем трансформатор ТДН32000/115. ∆Pх.х = 32 кВт; ∆Pк.з = 145 кВт; Rт = 2,2 Ω ; X т = 43 Ω . Цена: 143 000 р. Подстанция В: Для 2-го варианта схемы электрической сети PВ = 4,28 МВА; S В = 4,76 МВА. Мощность одного трансформатора S В > 0,65 ⋅ 4,76 = 2,85 МВА ⇒ выбираем трансформатор ТДН6300/115. ∆Pх.х = 14 кВт; ∆Pк.з = 58 кВт; Rт = 19,3 Ω ; X в = 228 Ω ; X с = −12,2 Ω ; X н = 133 Ω .

Цена: 83 400 р. Для 1-го варианта схемы электрической сети PВ = 4,28 МВА; S А = 4,76 МВА. Мощность одного трансформатора S В > 0,65 ⋅ 4,76 = 2,85 МВА ⇒ выбираем трансформатор ТДН4000/35. ∆Pх.х = 5,6 кВт; ∆Pк.з = 35,5 кВт; Rт = 0,6 Ω ; X т = 4,95 Ω . Цена: 36 000 р. Подстанция Д: PД = 46,2

МВА;

S Б = 50,77

МВА.

Мощность одного трансформатора S Д > 0,65 ⋅ 50,77 = 36,46 МВА ⇒ выбираем трансформатор ТДН32000/115. ∆Pх.х = 32 кВт; ∆Pк.з = 145 кВт; Rт = 2,2 Ω ; X т = 43 Ω . Цена: 143 000 р. Подстанция Г: Для 2-го варианта схемы электрической сети PГ = 1,72 МВА; S Г = 1,85 МВА. Мощность одного трансформатора S Г > 0,65 ⋅ 1,85 = 1,11 МВА ⇒ выбираем трансформатор ТДН-2500/35. ∆Pх.х = 4,1 кВт; ∆Pк.з = 23,5 кВт; Rт = 0,46 Ω ; X т = 5,082 Ω .

Цена: 29 400 р. Для 1-го варианта схемы электрической сети PГ = 1,72 МВА; S Г = 1,85 МВА. Мощность одного трансформатора S Г > 0,65 ⋅ 1,85 = 1,11 МВА ⇒ выбираем трансформатор ТДН63000/115. ∆Pх.х = 14 кВт; ∆Pк.з = 58 кВт; Rт = 19,3 Ω ; X в = 228 Ω ; X с = −12,2 Ω ; X н = 133 Ω .

Цена: 83 400 р.

Технико-экономическое обоснование наиболее целесообразного варианта электроснабжения Вариант 1 З1 =

∑ К i Е и +∑ (И а + И обс + И эл.п. ) ,

где К i – капитальные вложения в i-й элемент схемы электроснабжения в год, тыс. р.; Е и – нормативный коэффициент; Е и = 0,1; И а – издержки на амортизацию; И обс – издержки на обслуживание; И эл. п. – издержки на потери;

∑ К i = К т + К л + К в + К п/с . К т = (80 + 143 + 36 + 83,4 + 143) ⋅ 2 = 970,8 тыс. р. К п/с = 4 ⋅ (72,52 + 220) + 52,48 = 1222,56 тыс. р.

∑ К i = 970,8 + 7410,48 + 1222,56 = 9603,84 тыс. р. ∑ К i Е и = 960,384 тыс. р. И а = 0,02 К л + 0,044 (К в + К т + К п/с ) , И а = 0,02 ⋅ 7091,6 + 0,044 ⋅ (318,88 + 970,8 + 1222,56) = 252,37 тыс. р. И обс =

∑ П ус Cобс ,

И обс = 70 ⋅ (4 ⋅ 2 ⋅ 70,8 + 1 ⋅ 2 ⋅ 12,3 + 8 ⋅ 48,7 + 4 ⋅ 32,2 + 2,6 ⋅ (98 + 36 + 49 + 49)) , И обс = 1712,6 ⋅ 70 = 119,882 тыс. р. И эл. п =

∑ Ит + ∑ Ил .

И т = n ∆Pх.х ⋅ 8760 ⋅ C х.х +

∆Pк.з τ К 2з С к.з . n

Пункт А: И т = 2 ⋅ 14 ⋅ 8760 ⋅ 1,3 ⋅ 10 − 5 +

60 ⋅ 3000 ⋅ 0,74 2 ⋅ 2,6 ⋅ 10 −5 = 4,47 тыс. р. 2

Трансформа тор

А

Б

В

Г

Д

Ит

4,47

10,32

2,03

4,43

10,39

∑ И т = 4,47 + 10,32 + 2,03 + 4,43 + 10,39 = 31,64 тыс. р. Ил =

АБ: И л =

S2 R τ С к.з . U2

(45,11 ⋅ 10 6 ) 2 24,98 ⋅ ⋅ 70 ⋅ 3000 ⋅ 2,6 ⋅ 10 − 5 = 229,38 тыс. р. (110 ⋅ 103 ) 2 100

Участок

АБ

ОА

ОД

ДГ

ГВ

Ил

229,38 17,486

124,19 4,536

151,254 7,128

5,907 20,972

42,627 29,547

Rл

∑ И л = 553,358

тыс. р.

З1 = 960,384 + 252,37 + 119,882 + 31,64 + 553,358 = 1917,634 тыс. р.

Вариант 2

З1 =

∑ К i Е и +∑ (И а + И обс + И эл.п. ) .

К т = (80 + 143 + 83,4 + 29,4 + 143) ⋅ 2 = 957,6 тыс. р. К п/с = 4 ⋅ (72,52 + 220) + 52,48 = 1222,56 тыс. р.

∑ К i = 957,6 + 7410,48 + 1222,56 = 8482,64 тыс. р. ∑ Кi Е и = 848,264 тыс. р. И а = 0,02 ⋅ К л + 0,044 (К в + К т + К п/с ) . И а = 0,02 ⋅ 7091,6 + 0,044 ⋅ (281,88 + 957,6 + 1222,56) = 228,698 тыс. р.

И обс =

∑ П ус Cобс .

И обс = 70 ⋅ (4 ⋅ 2 ⋅ 70,8 + 1 ⋅ 2 ⋅ 12,3 + 7 ⋅ 48,7 + 4 ⋅ 32,2 + 2,6 ⋅ (98 + 36 + 35 + 10 + 49)). И обс = 1653,5 ⋅ 70 = 115,745

И эл. п. =

тыс. р.

∑ Ит + ∑ Ил .

И т = n∆Pх.х ⋅ 8760 ⋅ C х.х +

∆Pк.з τ К 2з С к.з . n

Пункт А: И т = 2 ⋅ 14 ⋅ 8760 ⋅ 1,3 ⋅ 10 − 5 +

60 ⋅ 3000 ⋅ 0,74 2 ⋅ 2,6 ⋅ 10 −5 = 4,47 тыс. р. 2

Трансформатор

А

Б

В

Г

Д

Ит

4,47

10,32

4,42

1,44

10,39

∑ И т = 4,47 + 10,32 + 4,42 + 1,44 + 10,39 = 31,04 тыс. р. Ил =

АБ: И л = Участок Ил Rл

S2 R τ С кз . U2

(45,11 ⋅ 10 6 ) 2 24,98 ⋅ ⋅ 70 ⋅ 3000 ⋅ 2,6 ⋅ 10 − 5 = 229,38 тыс. р. (110 ⋅ 103 ) 2 100

АБ

ОА

ОД

ОВ

ДВ

ВГ

229,3 8 17,48 6

124,1 9

71,78 1

3,02

7,85

42,63

4,536

4,32

10,71

2,498

29,54 7

∑ И л = 478,851 тыс. р. З1 = 848,24 + 228,698 + 115,745 + 478,851 + 31,04 = 1702,574 тыс. р.

Баланс мощности Баланс мощности – сопоставление суммарной мощности источника питания с суммарной потребляемой мощностью в электрической сети. Основной целью составления баланса мощности является обеспечение работы электрической системы с допустимыми параметрами во всех режимах в течение года. Баланс составляется раздельно для активной и реактивной мощности: ∑ Pг ≥ ∑ Pн + ∑ ∆P ; ∑ Qг ≥ ∑ Qн + ∑ ∆Q ;

∑ ∆P ≥ ∑ ∆Pт + ∑ ∆Pл ; ∑ ∆Q ≥ ∑ ∆Qт + ∑ ∆Qл , где ∆Pт – потери мощности в трансформаторах; ∆Pл – потери мощности в линиях. Находим потери в линиях ∆P =

S2 U2

R и ∆Q =

S2 U2

X .

Участок

АБ

ОА

ОВ

ОД

ВД

ВГ

∑

∆P ,

2,91

1,59

0,92

0,1

4,2

3,11

0,17

0,54 7 0,37 9

6,136

5,03

0,03 9 0,05 5

МВт

∆Q ,

МВАР

∑ ∆Pл = 6,136

12,99 4

∑ ∆Qл = 12,994

МВт;

МВАР.

Находим потери в трансформаторах  S ∆P = ∆Pк.з  ном  S ном. т 

2S U % ∆Q = н к ; 100

   

2

.

Подстанция А: ∆Q =

2 ⋅ 10 ⋅ 10 6 ⋅ 10,5 % = 2,1 100

∆Q ,

Подстанция А Б В Г Д

МВАР

МВАР; ∆P = 60 ⋅  ∆P ,

2,1 6,72 13,23 0,525 6,72

кВт

∑ ∆Qт = 29,295

МВт;

∑ ∆Pн = 108 МВт; ∑ ∆Qн = 47,99 МВАР; 2,66 ⋅ 10 −4 = 2,25 100

МВАР; 2 QCi = U ном b0 L .

МВАР.

Участок

АБ

ОА

ОД

ОВ

ВГ

ДВ

QC

2,25

0,93

1,22

1,1

0

0,32

∑ QC = 5,82 МВАР; ∑ PГ ≥ 144,606 МВт; ∑ QГ ≥ 84,409 Электрический расчет Для удобства разделим схему на 2 части: радиальную и кольцевую. Радиальная схема:

кВт.

122,7 243,9 26,8 12,3 302,2

∑ ∆Pт = 0,47 Для участка АБ: QC = (110 ⋅ 103 ) 2 ⋅ 70 ⋅

2

14,3   = 122,7  10 

МВАР.

Z0А

ZАБ

1

ZTБ

2

Б SБ

0

ZTА А SА

S А = (14,3 + j 6,52)

МВА; S Б = (41,5 + j 18,67) МВА; U 0 = 121

В.

PR + QX = U (14,3 + 41,5) ⋅ 28 ⋅ 0,5 ⋅ 0,162 + (6,52 + 18,67) ⋅ 28 ⋅ 0,5 ⋅ 0,413 = ; 121

∆U 01 =

∆U 01 = 2,25 ∆U1А =

кВ; U1 = 118,75 кВ.

PR + QX 114,3 ⋅ 0,5 ⋅ 7,95 + 6,52 ⋅ 0,5 ⋅ 139 = = 4,3 кВ; U 118,75

U А = 114,45 кВ; ∆U 12 =

PR + QX 41,5 ⋅ 70 ⋅ 0,5 ⋅ 0,25 + 18,67 ⋅ 70 ⋅ 0,5 ⋅ 0,427 = = 5,4 U 118,75

U 2 = 113,34 ∆U 2Б =

PR + QX 41,5 ⋅ 0,5 ⋅ 2,2 + 18,67 ⋅ 0,5 ⋅ 43 = = 3,94 U 113,34

U Б = 109,4 ZТВ

Z0B

ZВД

1

SВ Z0Д

2

0

0

ZТГ 3 ZВГ

SГ

Г

ZТГ

Кольцевая схема:

4

кВ;

ZТД Д SД

кВ.

кВ;

кВ;

( S В + S Г ) ⋅ 35 + S Д ⋅ 36

S 01 =

= 81 (4,28 + j 2,07 + 1,72 + j 0,68) ⋅ 35 + 36 ⋅ (46,2 + j 21,05) = ; 81 S 01 = 23,13 + j 10,54 . ( S В + S Г ) ⋅ 36 + S Д ⋅ 35

S 02 =

= 81 (4,28 + j 2,07 + 1,72 + j 0,68) ⋅ 36 + 35 ⋅ (46,2 + j 21,05) ; = 81

S 01 = 22,63 + j 10,32 ; ∆U 01 =

S В + S Г = 6 + j 2,75 ;

S Д = 46,2 + j 21,5 .

PR + QX 23,13 ⋅ 35 ⋅ 0,306 + 10,54 ⋅ 35 ⋅ 0,434 = = 3,37 U 121

кВ;

U1 = 117,63 кВ; ∆U13 =

PR + QX 1,72 ⋅ 0,5 ⋅ 19,3 + 0,68 ⋅ (228 − 12,2) ⋅ 0,5 = = 0,765 U 117,63

кВ;

U 3в = 116,9 кВ. U 3 = U 3в К т = 116,9 ∆U 34 =

38,5 = 39,16 кВ; 115

PR + QX 1,72 ⋅ 0,5 ⋅ 0,603 + 0,68 ⋅ 0,418 ⋅ 0,5 = = 0,83 U 39,16

кВ;

U 4 = 38,33 кВ; ∆U 4Г =

PR + QX 1,72 ⋅ 0,5 ⋅ 0,46 + 0,68 ⋅ 5,082 ⋅ 0,5 = = 0,06 U 38,33

кВ;

U Г = 38,27 кВ; ∆U1В =

PR + QX 14,28 ⋅ 0,5 ⋅ 19,3 + 2,07 ⋅ (133 + 228) ⋅ 0,5 = = 3,53 U 117,63

кВ;

U В = 114,1 кВ; ∆U 0′2 =

PR + QX 22,63 ⋅ 36 ⋅ 0,12 + 10,32 ⋅ 36 ⋅ 0,405 = = 2,05 U 121

кВ;

U 2 = 118,95 кВ; ∆U 2Д =

PR + QX 46,2 ⋅ 0,5 ⋅ 2,2 + 0,68 ⋅ 21,1 ⋅ 43 = = 4,24 U 118,95

кВ; U Д = 114,7 кВ.

Электрический расчет в аварийных режимах Проведем расчет при обрыве одной из параллельных линий ОА. 0

Z0A

ZАБ

1

ZTA А

2

ZТБ

Б

′ = ∆U 01

PR + QX (14,3 + 41,5) ⋅ 28 ⋅ 0,162 + (6,52 + 18,67) ⋅ 28 ⋅ 0,413 ; = U 121

′ = 4,5 кВ; U1′ = 116,5 кВ. ∆U 01 ∆U1′А =

PR + QX 114,3 ⋅ 0,5 ⋅ 7,95 + 6,52 ⋅ 0,5 ⋅ 139 = = 4,38 U 116,5

кВ;

U А′ = 112,12 кВ. ∆U1′Б =

PR + QX 41,5 ⋅ 0,5 ⋅ (2,2 + 70 ⋅ 0,25) + 18,67 ⋅ 0,5 ⋅ (43 + 70) ⋅ 0,427 ; ∆U1′Б = 9,71 = U 112,12

кВ;

Поведем расчет при обрыве линии ОД ZТВ Z0B

0

ZВД

1

В 2

ZТД

ZТГ 4

Г

ZТГ

Д ZВГ

′ = ∆U 01

PR + QX 52,2 ⋅ 35 ⋅ 0,306 + 23,8 ⋅ 35 ⋅ 0,434 = = 7, 6 U 121

кВ;

U1′ = 113,4 кВ. ′ = ∆U13

PR + QX 1,72 ⋅ 0,5 ⋅ 19,3 + 0,68 ⋅ (228 − 12,2) ⋅ 0,5 = = 0,8 U 113,4

кВ;

38,5 = 37,721 кВ; 115 PR + QX 1,72 ⋅ 0,5 ⋅ 0,603 + 0,68 ⋅ 0,418 ⋅ 0,5 ′ = ∆U 34 = = 0,858 кВ; U 37,721 U 3в = 112,6

кВ; U 3′ = U 3в К т = 112,6 ⋅

U 4′ = 36,863 кВ; ∆U 4′ Г =

PR + QX 1,72 ⋅ 0,5 ⋅ 0,46 + 0,68 ⋅ 5,082 ⋅ 0,5 = = 0,06 кВ; U 36,863

U Г′ = 36,803 кВ. ∆U1′В =

PR + QX 42,8 ⋅ 0,5 ⋅ 19,3 + 2,07 ⋅ (133 + 228) ⋅ 0,5 = = 6,94 кВ; U 113,4

U В′ = 106,46 кВ. ∆U 02 =

PR + QX 22,63 ⋅ 36 ⋅ 0,12 + 10,32 ⋅ 36 ⋅ 0,405 = = 2,05 кВ; U 121

U 2′ = 118,95 кВ. ∆U 2′ Д =

PR + QX 46,2 ⋅ 0,5 ⋅ 2,2 + 0,68 ⋅ 21,1 ⋅ 43 = = 4,24 кВ; U 118,95

U Д′ = 114,7 кВ. ВЛ до пункта

U ном , кВ

Марка провода

Rл

Xл

L, км

∆U н ,

∆U А ,

%

%

U Б′ = 111,41 кВ.

А

110

АС-185

4,536

11,564

28

5,41

7,33

Б

110

АС-120

17,486

29,89

70

9,6

7,9

В

110

АС-95

10,71

15,19

35

5,7

10,01

Г

35

АС-50

29,547

20,482

49

5,2

12,51

Д

110

АС-240

4,32

14,58

49

0,6

4,41

Расчет токов короткого замыкания Составляем схему замещения: ЕС

ZВГ

ХС

ZТ

К1

Принимаем S Б = 10 МВА,

К2

U Б1 = 37 кВ.

SБ

IБ =

10 ⋅ 10 6

=

3U Б

3 ⋅ 37 ⋅ 103 IБ =

= 0,16 кА; U Б = U Б1 К т = 37 ⋅ 3,524 = 10,36 кВ;

SБ

10 ⋅ 10 6

=

3 U Б2

3 ⋅ 10,36 ⋅ 103

= 0,56 кА.

Приведем к базисным величинам: X1 = X C = X ВГ = X 0 LВГ

SБ 10 ⋅ 10 6 = 0,434 ⋅ 49 ⋅ 2 = 0,16 ; 2 U Б1 37 ⋅ 10 6

R2 = RВЛ = R0 LВГ Xт = X3 =

SБ 10 ⋅ 106 = = 0,01 ; S к.з 1000 ⋅ 106

SБ 10 ⋅ 10 6 = 0,306 ⋅ 49 ⋅ 2 = 0,11 ; 2 U Б1 37 ⋅ 10 6

U К S Б 10,5 10 ⋅ 10 6 U 37 = = 0,42 ; Е C = Б1 = =1. 6 100 S н 100 2,5 ⋅ 10 U ном 35

Рассчитываем токи к.з. 1 В точке К1 I к.з1 =

2

ЕC 2

( X 1 + X 2 ) + R2

I Б1 =

1 ⋅ 0,16 (0,01 + 0,16) 2 + 0,112

= 790 А.

В точке К2 I к.з2 =

ЕC 2

( X1 + X 2 + X 3 ) +

R22

I Б1 =

1 ⋅ 0,16 (0,01 + 0,16 + 0,42) 2 + 0,112

Периодический ток: I п1 = I к.з1 = 790 А; I п2 = I к.з2 = 267 А. Апериодический ток: τ=

X ; 2πfR

τ2 =

τ1 =

X1 + X 2 0,01 + 0,16 = = 0,05 ; 2πfR2 2 ⋅ 3,14 ⋅ 50 ⋅ 0,11

X 1 + X 2 + X 3 0,01 + 0,16 + 0,42 = = 0,017 ; 2πfR2 2 ⋅ 3,14 ⋅ 50 ⋅ 0,11

I А1 = 2 ⋅ I п.к.з1 ⋅ e

− τt

1

= 2 ⋅ 790 ⋅ e

01 − 00,,05

= 915 А;

= 267 А.

I А2 = 2 ⋅ I п.к.з2 ⋅ e

− τt

2

= 2 ⋅ 267 ⋅ e

01 − 00, ,017

= 680 А.

Ударные токи: iуд = k уд ⋅ 2 ⋅ I к.з ;

k уд1 = 1 + e

−

k уд = 1 + e

π ⋅ 0 ,11 0 ,16 + 0 , 01

= 1,13 ; k уд2 = 1 + e

−

− πXR

;

π ⋅ 0 ,11 0 ,16 + 0 , 42 + 0 , 01

= 1,56 ;

iуд1 = 1,13 ⋅ 2 ⋅ 790 = 1264,4 А; iуд2 = 1,56 ⋅ 2 ⋅ 267 = 589 А.

Список литературы 1 Козлов В. А. Электроснабжение городов. 3-е изд., перераб. и доп. Л.: Энергоатомиздат, 1988. 263 с. 2 Андреев В. А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учеб. по спец. "Электроснабжение". 3-е изд., перераб. и доп. М.: Высш. шк., 1991. 496 с. 3 Киреева Э. А. Релейная защита и автоматика в системах промышленного электроснабжения: Метод. указ. по типовому расчету по дисциплине "Автоматизация систем электроснабжения". М.: Моск. энерг. ин-т, 1992. 16 с. 4 Федосеев А. М., Федосеев М. А. Релейная защита электроэнергетических систем: Учеб. пособие для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1992. 527 с. 5 Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / Под ред. Ю. Г. Барыбина и др. М.: Энергоатомиздат, 1991. 464 с.

Выбор аппаратов ОРУ

Выбор выключателей и разъединителей Рассчитаем токи продолжительного режима: I ном =

Pном 3 ⋅U ном⋅ cos ϕном

; I max =

Pном 3 ⋅U ном⋅ cos ϕном ⋅ 0,95

;

На шинах 35 кВ: I ном =

4,28 ⋅ 103 3 ⋅ 35 ⋅ 0,9

= 78,5 А; I max =

4,28 ⋅ 103 3 ⋅ 35 ⋅ 0,9 ⋅ 0,95

= 82,6 А;

На шинах 10 кВ: I ном =

4,28 ⋅ 103 3 ⋅ 10 ⋅ 0,9

= 275 А; I max =

4,28 ⋅ 103 3 ⋅ 10 ⋅ 0,9 ⋅ 0,95

По таблицам выбираем следующие данные: Расчетные данные

Каталожные данные Выключатель

Разъединитель

Uуст = 35 кВ

Uном = 35 кВ

Uном = 35 кВ

Imax = 82,6 А

Iном = 630 А

Iном = 630 А

Iп1 = 790 А

Iоткл = 10 кА

iуд1 = 1264 А

iдин = 26 кА, Iдин = 10 кА

iскв = 63 кА

= 289 А.

Расчетные данные

Каталожные данные Короткозамыкатель

Отделитель

Uном = 35 кВ iдин = 42 кА tвкл.полн = 0,4 с

Uном = 35 кВ iдин = 80 кА tвкл.полн = 0,45 с

Uном = 35 кВ Imax = 82,6 А iуд1 = 1264 А Разрядники: РВМ-35У1. Предохранители: ПВСН-35.

Себестоимость передачи электроэнергии 1

Услуги производственного характера С1 = 0,0143 ⋅ З1 = 0,0143 ⋅ 17 025 710 = 243 467,653 тыс. р. 2 Сырье, основные материалы С 2 = 0 . 3 Вспомогательные материалы С 3 = 0,026 ⋅ З1 = 0,026 ⋅ 17 025 710 = 442 668,46 тыс. р. 4 Топливо со стороны С 4 = 0,27 ⋅ З1 = 0,27 ⋅ 17 025 710 = 4 596 941,7 тыс. р. 5 Энергия со стороны С 5 = 0,02 ⋅ З1 = 0,02 ⋅ 17 025 710 = 340 514,2 тыс. р. 6 Затраты на оплату труда С 6 = 0,07 ⋅ З1 = 0,07 ⋅ 17 025 710 = 1 191 799,7 тыс. р. 7 Отчисления на социальные нужды С 7 = 0,4 ⋅ С 6 = 0,4 ⋅ 1 191 799,7 = 476 719,88 тыс. р. 8 Амортизация основных средств на полное восстановление С8 = 0,086 ⋅ З1 = 0,086 ⋅ 17 025 710 = 1 464 211,06 тыс. р. 9 Прочие затраты – отчисления в ремонтный фонд, абонентская плата за сети РАО ЕЭС России С9 = 0,067 ⋅ З1 = 0,067 ⋅ 17 025 710 = 1 140 722,57 тыс. р. 10 Плата за предельно допустимые выбросы загрязняющих веществ С10 = 0,0026 ⋅ З1 = 0,0026 ⋅ 17 025 710 = 442 668,46 тыс. р. 11 Отчисления в отраслевой фонд научного исследовательских и конструкторских разработок НИОКР С11 = 0,015 ⋅ С 6 = 0,015 ⋅ 1 191 799,7 = 17 876,9955 тыс. р. 12 Отчисления в инвестиционный фонд на отраслевое развитие энергосистемы 10 % ∑ С = 10 357 590,68 тыс. р. Выделяем из общей стоимости

∑С 6

% на зарплату и по средней зарплате 1,5 млн. р. Определяем количество

персонала N=

0,06

∑С

12 ⋅ 1,5 ⋅ 10 6

= 34 человека.

Персонал: 1 Начальник группы подстанций. 2 Главный инженер группы подстанций. 3 Мастер по высоковольтному оборудованию. 4 Старший диспетчер. 5 Диспетчер на каждую подстанцию. 6 Старший инженер по средствам релейной защиты и автоматики.

Определение стоимости 1 кВт⋅ч Характеристика групп потребителей, их уровень, вес в объеме потребителей электрической энергии в пунктах питания

№

Наименование потребителей

Тариф 1.09.97 г.

% потребите лей

р./кВт⋅ч

1 Население городское (включая НДС

300

35

2 Тоже сельское 3 Промышленные и приравненные к ним, с присоединенной мощностью Sп ≥ 730 кВА за электрическую энергию 4 Прочие промышленные потребители Sп < 730 кВА 5 Производственные нужды с/х 6 Оптовые потребители, не производственные

210

15

350

25

480 175 200

15 10 35

Таким образом, цена за 1 кВт/ч, согласно процентному соотношению потребителей и их тарифов

С НГ = 300 ⋅ 0,35 = 105 р./кВт⋅ч; С НС = 210 ⋅ 0,15 = 31,5 р./кВт⋅ч; С пр1 = 350 ⋅ 0,15 = 5,25 р./кВт⋅ч; С пр1 = 480 ⋅ 0,15 = 72 р./кВт⋅ч;

С пн = 175 ⋅ 0,1 = 17,5 р./кВт⋅ч; С пр1 = 350 ⋅ 0,15 = 5,25 р./кВт⋅ч; С опт = 200 ⋅ 0,35 = 70 р./кВт⋅ч; С общ =

6

∑ С1 = 306,5 р./кВт⋅ч. 1

№ варианта

Р1

Р2

Р3

Номинальное напряжение в нагрузках, В

Напряжение в начале линии U0 , B

Мощности нагрузок, кВт

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

200 300 400 500 100 600 400 200 500 300 400 300 100 200 300 400 300 100 200 300

400 100 100 200 200 500 500 100 300 100 200 600 200 300 100 400 300 400 500 100

100 200 300 300 300 400 600 50 100 400 300 100 100 200 100 300 100 100 200 200

380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380 380

400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400

Коэффициенты мощности в нагрузках

Длина линии, км

Сопротивление проводов

cosϕ1

cosϕ2

cosϕ3

L1

L2

L3

водушного

кабел ьного

0,7 0,8 0,9 0,9 0,6 0,9 0,7 0,9 0,7 0,7 0,9 0,8 0,6 0,8 0,6 0,6 0,9 0,8 0,6 0,9

0,9 0,6 0,8 0,6 0,7 0,6 0,9 0,8 0,6 0,9 0,6 0,9 0,9 0,6 0,9 0,6 0,7 0,7 0,7 0,8

0,6 0,7 0,7 0,7 0,8 0,7 0,8 0,7 0,9 0,6 0,8 0,7 0,8 0,9 0,8 0,9 0,6 0,9 0,7 0,9

2 1 0,5 3 1 4 3 5 0,5 0,1 0,4 0,9 1 1 0,5 0,5 0,5 3 3 2

1 2 1 2 3 1 2 6 0,2 0,6 0,6 0,8 1,5 2 0,6 0,1 0,4 4 3 5

3 3 2 1 2 5 4 1 0,1 0,8 0,7 0,6 0,5 0,5 0,8 0,1 0,4 1 2 1

+ + + + + + + + – – – – – – – – – + + +

– – – – – – – – + + + + + + + + + – – –