2Введение-раздел 7 13 12 11. Курсовой проект может включать в себя научноисследовательские вопросы. Студент, выполняющий курсовой проект, должен использовать научнотехническую и справочную литературу, Государственные стандарты (гост), правила устройства электроустановок (пуэ) и т д.
 Скачать 2.36 Mb.
|
|
Полученное значение округляется до ближайшего целого значения nотв, по модулю не превышающего максимального количества ответвлений, равного шести, и вычисляется действительное напряжение со стороны среднего напряжения  , (4.2)Далее выполняется расчет напряжений в сети напряжением 110 кВ. По заданию руководителя проекта расчеты ряда установившихся режимов работы спроектированной сети могут быть выполнены на ЭВМ с помощью специальных программ. Подготовка исходных данных и расчетов в этом случае выполняются на основе программ, имеющихся в сети, а также установленных на компьютерах дисплейного класса кафедры ЭСиС. В расчетно-пояснительной записке может приводиться только расчет режима наибольших нагрузок. Результаты расчетов режима наименьших нагрузок и послеаварийного режима могут быть сведены в таблицы, в которых должны быть указаны расчетные нагрузки подстанций, мощности, протекающие в начале и конце каждой линии электрической сети, а также напряжения в узлах сети. 5. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ Задачей проработки этого раздела проекта является обеспечение нормативных отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций проектируемой сети [3,4,5]. Согласно ПУЭ [3 п.1.2.22] для электрических сетей следует предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-97. Согласно [3 п.1.2.23] устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на шинах напряжением 3-20 кВ электростанций и подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105 % номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей. Отклонения от указанных уровней напряжения должны быть обоснованы. Основным экономически целесообразным средством регулирования напряжения в проектируемой сети являются трансформаторы с регулированием коэффициента трансформации под нагрузкой (РПН). Изменением коэффициента трансформации поддерживается напряжение у потребителей при изменении режима их работы. Согласно [3] на шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться закон встречного регулирования напряжения в пределах отклонения напряжения от + 5 (или более) до 0 % при изменениях нагрузки подстанций от наибольшей до наименьшей. Обычно при наибольших нагрузках достаточны отклонения напряжения на этих шинах в пределах + 5 - 6 %. Встречное регулирование состоит в изменении напряжения в зависимости от изменения нагрузки в течение суток или сезонных изменений в течение года. Встречное регулирование предполагает поддержание повышенного напряжения на шинах НН подстанций в периоды наибольших нагрузок и его снижение до номинального в периоды наименьших нагрузок. Согласно схеме замещения трансформатора напряжения на шинах ВН и НН отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе ΔU  и, кроме того, в идеальном трансформаторе напряжение понижается в соответствии с коэффициентом трансформации (к ), что необходимо учитывать при выборе регулировочного ответвления. Меняя коэффициент трансформации трансформатора к , изменяем, напряжение на низшей стороне U , т.е. регулируем напряжение. По конструктивному выполнению на проектируемых подстанциях применяют трансформаторы с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой. Обычно регулировочные ответвления выполняются на стороне высшего напряжения трансформатора, которая имеет меньший рабочий ток. При этом облегчается работа переключающего устройства. Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой, со встроенным устройством РПН имеют специальное переключающее устройство, достаточно большое число ступеней регулировочных ответвлений и немалый диапазон регулирования. Например, для трансформаторов с номинальным напряжением основного ответвления обмотки ВН, равным 115 кВ предусматриваются диапазон регулирования ± 16% (±9х1,78%) при 18 ступенях регулирования (9 ступеней в сторону увеличения и 9 ступеней в сторону уменьшения) по 1,78% каждая. Обмотка ВН трансформатора состоит из двух частей: нерегулируемой и регулируемой. На регулируемой части имеются дополнительные регулировочные ответвления, позволяющие изменять количество витков обмотки ВН. Изменение коэффициента трансформации производится переключением ответвлений с помощью РПН. Определение желаемых отклонений напряжения на шинах производится линейной интерполяцией. Аварийные отключения линий и трансформаторов рассматриваются, как правило, при наибольших нагрузках подстанций. Поэтому желаемые отклонения напряжения на шинах 10 кВ в таких режимах должны соответствовать отклонениям напряжения, требуемым в режиме наибольших нагрузок. В этом разделе проекта должны быть выбраны рабочие ответвления понижающих трансформаторов, обеспечивающие поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех рассмотренных режимах работы. Выполняется это следующим образом. После расчета установившегося режима сети становятся известными напряжения на шинах высшего напряжения каждой из подстанций UВ. Проще всего напряжение на шинах низшего напряжения (U  ), приведенное к стороне высшего напряжения (то есть без учета коэффициента трансформации трансформаторов), определить по выражениюU = U - ΔU , где ΔU - падение напряжения в трансформаторе.Выразим ΔU через мощности, проходящие через трансформатор, напряжение U и сопротивления трансформатора ΔU =  - где Р′н, Q′н – активная и реактивная мощности нагрузки в (мощности проходящие через трансформатор на стороне ВН, после потерь холостого хода) в рассматриваемом режиме; Rт , Хт – активное и реактивное сопротивление трансформатора (в данном случае двухобмоточного трансфоматора). Тогда U можно выразить как:U = U - После умножения данного выражения на U и преобразования получим квадратное уравнение (ах - bх + с = 0)(U ) - U U + ( ) = 0где а=1, b = U , х= U , с = ( ).После решения этого уравнения получим  , (5.1)Для трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения падение напряжения на трансформаторе можно определить: ΔU =  , где Р′н, Q′н – активная и реактивная мощности нагрузки поступающие на обмотку ВН трансформатора (после потерь холостого хода) в рассматриваемом режиме,  - мощности нагрузки, но поступающие на каждую обмотку НН трансформатора. Так можно считать если не учитывать потери мощности в активном и реактивном сопротивлениях обмотки ВН из-за их малости;   ,  ,  – активные и реактивные сопротивления соответственно для обмоток ВН и НН1 (или НН2) трансформаторов.Для трансформаторов с расщепленной обмоткой формула (5.1) примет вид:   (5.2)Понижающие трансформаторы имеют РПН в нейтрали обмотки высшего напряжения. Имея значение U (напряжение на шинах низшего напряжения приведенное к стороне высшего напряжения) и значение желаемого напряжения на шинах НН можно вычислить значение расчетное напряжения регулировочного ответвления , где  - номинальное напряжение трансформатора на стороне НН,  - желаемое напряжение на стороне НН в зависимости от расчетного режима. В период наибольших нагрузок оно должно быть не менее 105 % от номинального напряжения, а в период наименьших нагрузок - не более 100 % номинального.То же значение расчетного напряжения регулировочного ответвления можно вычислить по другой формуле  =  , где - номинальное напряжение трансформатора на стороне ВН, - номера расчетных ответвлений регулируемой обмотки ВН, - ступень регулирования напряжения в %. Приравняв правые части последних двух формул, и преобразовав их, можно вычислить номера расчетных ответвлений ,т.е. можно определить расчетное ответвление регулируемой части обмотки ВН, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения Uн жел., по выражению , (5.3)Вычисленное значение округляется до ближайшего целого числа nотв с учетом максимального количества ответвлений. Значение nотв по модулю не должно превышать максимального количества ответвлений имеющихся у трансформатора. Для трансформаторов типов ТДН, ТРДН с высшим напряжением 115 кВ количество ответвлений составляет ± 9х1,78 % (± 9 ответвлений, т.е. 9 ответвлений в сторону увеличения и 9 - в сторону уменьшения по 1,78 процентов на каждое ответвление). После этого по принятому значению nотв следует определить действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций  , (5.4)и отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (Uном= 10 кВ), %  . (5.5)Отдельно решается вопрос регулирования напряжения на шинах низшего напряжения подстанций с автотрансформаторами. Так как в автотрансформаторах устройство РПН осуществляется на стороне среднего напряжения, то здесь отсутствует возможность регулирования напряжения на стороне низшего напряжения. На крупных подстанциях требуемое напряжение непосредственно на шинах низшего напряжения может быть обеспечено с помощью синхронных компенсаторов. Другим способом регулирования напряжения является использование линейных регулировочных трансформаторов, позволяющих регулировать напряжение в пределах 101.5% номинального напряжения. Если в результате расчета регулировочных ответвлений трансформаторов выясняется, что необходимо произвести корректировку напряжения на шинах источника питания, то новые значения напряжений на подстанциях допускается оценивать приближенно, ориентировочно считая, что во всех точках сети напряжения изменяются на столько же процентов (%), на сколько было изменено напряжение на шинах источника питания. Результаты расчетов ответвлений трансформаторов, обеспечивающих желаемые напряжения на шинах низшего напряжения подстанций в режиме наименьших нагрузок и послеаварийном режиме, сводятся в таблицы. В таблицах указываются напряжения низшей стороны трансформатора, приведенные к стороне высшего напряжения, расчетный номер ответвления обмотки, округленное значение номера ответвления с учетом возможного диапазона регулирования напряжения, действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции и отклонение этого напряжения от номинального напряжения. 6. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ В этом разделе проекта определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств и электрооборудования, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также некоторые удельные технико-экономические показатели, характеризующие обоснованность решений, принятых в процессе проектирования сети. К ним относятся: 1) капиталовложения на сооружение линий, подстанций и сети в целом (руб.); 2) ежегодные издержки по эксплуатации линий, подстанций и сети в целом (руб/год); 3) удельная себестоимость передачи электроэнергии по сети от шин заданного источника питания до шин вторичного напряжения (10 кВ) понижающих подстанций 35 – 220 кВ (коп/кВт×час); 4) потери активной мощности и потери электроэнергии в спроектированной сети, соответственно в кВт, кВт×ч/год, и в % от полезно отпущенной потребителям мощности и электроэнергии; 5) основные натуральные показатели сети, как-то: количество понижающих трансформаторов с разделением по номинальным напряжениям и мощностям; количество выключателей с разделением по номинальным напряжениям; количество километров проводов (по маркам и в однофазном исчислении); суммарная мощность компенсирующих устройств с разделением по типам и номинальным напряжениям. При определении капиталовложений следует учитывать стоимость сооружения всех линий и подстанций спроектированной сети от шин заданного источника питания сети до шин 10 кВ подстанций включительно. При этом должны быть учтены стоимости электрооборудования конструктивной и строительной частей, а также стоимость строительно-монтажных работ. При оценке стоимости ячеек выключателей 10 кВ подстанции надо учитывать ячейки выключателей в цепях понижающих трансформаторов и автотрансформаторов, секционные выключатели и выключатели линий 10 кВ, отходящих от шин понижающих подстанций. Количество таких ячеек выключателей определяется, исходя из максимальной нагрузки подстанции и мощности, условно приходящейся на одну линию; так, при вторичном напряжении 10 кВ такой величиной может быть принято 1,5 – 2 МВт [4]. ?Для одной наиболее крупной подстанции следует учесть стоимость сооружения щита районного диспетчерского управления, вспомогательных сооружений, масляного хозяйства, механической мастерской, гаража и т.д. Эксплуатационные издержки также определяются с учетом всего указанного оборудования и стоимости потерь электроэнергии в сети в целом, от шин источника питания до шин вторичного напряжения понижающих подстанций. Следует помнить, что затраты на потери мощности и электроэнергии должны оцениваться с учетом региона сооружения сети. Если при расчетах режимов сети было принято решение об экономической целесообразности отключения части трансформаторов в режиме наименьших нагрузок, то это необходимо учитывать при определении потерь электроэнергии. Для этого надо знать длительность режимов работы сети с полным и сниженным числом трансформаторов. Допускается, в первом приближении, применять следующий метод оценки длительности режимов наибольших и наименьших нагрузок подстанций (при условном двухступенчатом годовом графике нагрузки). Электроэнергия, потребленная за один год с шин вторичного напряжения каждой понизительной подстанции:  , (6.1)где Тнб,i – продолжительность использования наибольших нагрузок, ч/год; Рнб,i, Рнм,i – соответственно наибольшая и наименьшая активные нагрузки подстанции i, табл. 6.1; tнб,i, tнм,i – cоответственно условные длительности наибольшей и наименьшей нагрузок при упрощенном двухступенчатом годовом графике по продолжительности активных нагрузок (ч/год), причем tнб,i=8760 tнм,i, ч; 8760 – длительность невисокосного года в часах. Таблица 6.1. Ориентировочные значения соотношений наименьших и наибольших нагрузок подстанций
|