Если в результате расчета окажется, что мощность небаланса имеет положительный знак, то это будет свидетельствовать о необходимости дополнительной установки компенсирующих устройств.

5 Специальная часть проекта

 

В специальной части проекта рассматриваются вопросы, предусматривающие элементы исследования по специальному заданию руководителя или предложенные самим студентом.

Примерными темами специальной части проекта могут быть:

1) оптимальная компенсация реактивной мощности из условия минимума потерь электроэнергии в сети;

2) совместный выбор оптимальных значений коэффициентов трансформации и мощностей компенсирующих устройств;

3) влияние выбора моделей нагрузок на параметры установившегося режима электрической сети;

4) исследование влияния моделей элементов сети на параметры режима;

5) расчет предельных режимов сети;

6) повышение пропускной способности сети;

7) снижение влияния неоднородности в замкнутых сетях;

8) влияние установок продольной компенсации на режим сети;

9) моделирование потерь в сети методом регрессионных зависимостей;

10) построение и анализ новых зависимостей на основе метода экономических интервалов;

11) определение условий целесообразного перехода на более высокие напряжения;

12) влияние уровня напряжения на потери в сети в различных режимах ее работы;

13) регулирование напряжения методом характеристического узла;

14) анализ и сравнение замкнутых и разомкнутых сетей.

При выполнении специальной части курсового проекта целесообразно использовать специальные программы для расчета и анализа стационарных режимов работы электрических сетей, например, таких как «RASTR», «Энергия» и т.п.

5.1 Оптимизация распределения компенсирующих устройств

Компенсация реактивной мощности непосредственно в узлах подключения потребителей разгружает элементы электрической сети (ЛЭП, трансформаторы) через которые протекает потребляемая мощность, что уменьшает потери мощности в сети и улучшает режим напряжения вследствие снижения падения напряжения в элементах сети. Разгрузка элементов сети от реактивной мощности позволяет загрузить эти элементы дополнительной активной мощностью или, в некоторых случаях, уменьшить сечения ЛЭП или снизить установленную мощность трансформаторов.

Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях должен производиться исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах работы при поддержании необходимых уровней напряжения и запасов устойчивости.

Оптимальное распределение компенсирующих устройств по сети является технико-экономической задачей. В общем случае, математически эта задача относится к задаче нелинейного программирования с нелинейной целевой функцией и нелинейными ограничениями, налагаемыми на нее.

В подразделе 1.3 «Баланс активной и реактивной мощности» распределение компенсирующих устройств по потребителям выполнялось таким образом, чтобы уравнять коэффициенты мощности последних до величины tgjср.вз. Такое упрощение позволило в дальнейшем вести расчеты потокораспределения по сети отдельно и независимо по активной и реактивной мощности. Кроме того, на первоначальных этапах проектирования сети, когда ее параметры еще не определены, такое распределение является вынужденной мерой.

Как уже было отмечено, распределение реактивной мощности по сети влияет на величину потерь мощности в сети.

Далее рассмотрена задача перераспределения компенсирующих устройств по потребительским подстанциям с целью снижения потерь мощности.

Расчет ведется с учетом того, что компенсирующие устройства будут подключены к шинам 10 кВ подстанций. При этом не будет учитываться дискретность шкалы стандартных мощностей конденсаторных установок. Задача оптимального распределения реактивной мощности решается из условия обязательного выполнения баланса по реактивной мощности. Тогда в силу линейности величины потерь в конденсаторных батареях и линейности суммарных затрат на их установку (при не учете условно-постоянных затрат на ячейки выключателей,  через которые подключаются конденсаторные установки), величина суммарных приведенных затрат при перераспределении реактивной мощности по узлам будет величиной постоянной. Следовательно, ее можно не учитывать в целевой функции. Поэтому в  качестве целевой функции, подлежащей оптимизации, принята функция потерь в элементах сети (линиях и трансформаторах), зависящая от мощности компенсирующих устройств. Очевидно, что в эту функцию будут входить потери в меди трансформаторов и потери в активных сопротивлениях продольных ветвей схемы замещения ВЛ.

Расчетная схема задачи представлена на рисунке 5.1.

 

 

Rл03          3                           Rл34      4

Rл01         1

Rл02         2

Rл05         5

Rт3

Rт4

Rт1

Rт2

Rт5

П/С 3

П/С 4

П/С 1

П/С 2

П/С 5

P3+jQ3P4+jQ4

–jQку3

–jQку4

–jQку1

–jQку2

–jQку5

P1+jQ1

P2+jQ2

P5+jQ5

 

Рисунок 5.1–Расчетная схема

 

 

Целевая функция, подлежащая минимизации,  будет иметь вид

 

(5.1)

 

где  потери короткого замыкания трансформатора, установленного на i-ой подстанции, кВт;

количество трансформаторов на подстанции, шт;

номинальная мощность трансформатора, установленного на i-ой подстанции, кВА;

соответственно активная и реактивная нагрузка подстанции до компенсации реактивной мощности (таблица 1.6), МВт, Мвар;

искомая реактивная мощность компенсирующего устройства, установленного на шинах 10 кВ подстанции, Мвар;

номинальное напряжение сети, кВ;

активное сопротивление продольной ветви схемы замещении ЛЭП -участка i-j, Ом.

На целевую функцию наложено ограничение по выполнению баланса реактивной мощности

 ,                                                  (5.2)

 

где суммарная мощность компенсирующих устройств, определенная из условия баланса реактивной мощности в системе, Мвар.

Для рассматриваемой сети .

Решается полученная задача методом неопределенных множителей Лагранжа.

Функция Лагранжа

 

,                                                         (5.3)

 

 

где – неопределенный множитель Лагранжа.

Для отыскания оптимального решения составляют систему уравнений из частных производных от функции Лагранжа по переменным и , приравняв их нулю

 

(5.4)

 

Получается

 

 

 

 

 

(5.5)

 

 

.

 

 

После подстановки числовых значений получено

 

 

 

 (5.6)

 

 

 

.

 

Решив систему (5.6), получают оптимальное распределение мощности компенсирующих устройств по подстанциям.

Полученное решение приведено в таблице 5.1.

 

Таблица 5.1 – Оптимальное решение

Qку1, Мвар	Qку2, Мвар	Qку3, Мвар	Qку4, Мвар	Qку5, Мвар	Δ P, кВт
9, 56	12, 66	6, 71	8, 18	3, 49	2043, 03

 

В таблице 5.2 представлены расчетные значения мощностей компенсирующих устройств, полученные в подразделе 1.3 и соответствующее им значение потерь активной мощности в продольных элементах схемы сети.

 

Таблица 5.2 – Исходное решение

Qку1, Мвар	Qку2, Мвар	Qку3, Мвар	Qку4, Мвар	Qку5, Мвар	Δ P, кВт
10, 64	13, 35	7, 61	5, 29	3, 63	2065, 14

 

Как следует из расчетов,  при оптимальном перераспределении мощности компенсирующих устройств (без изменения их суммарной мощности) происходит снижение потерь мощности в сети на величину δ Р=22, 11 кВт, или на 1, 08%.

Суммарное снижение потерь электроэнергии составит

 

Δ W = δ P ·Т_м, (5.7)

Δ W =22, 11∙ 5238, 2 = 115816, 6кВт·ч.

 

В денежном выражении эффект от оптимального перераспределения компенсирующих устройств составит:

 

Э= b ·Δ W, (5.8)

 

Э=1, 507∙ 115816, 6 = 174535, 6 руб.

 

Поскольку значения оптимальных мощностей компенсирующих устройств ненамного отличаются от исходных значений, при которых производился выбор параметров сети, то уточненную проверку сети по потере напряжения и допустимым токам сечений ЛЭП в послеаварийных режимах можно не производить.

 

5.2 Организация экономичного режима работы трансформаторов

На подстанциях, от которых питаются потребители I и II категории по надежности электроснабжения, как правило, устанавливается два и более трансформатора. При этом суммарные потери в трансформаторах зависят от нагрузки и количества включенных трансформаторов.

Нагрузочные потери (Δ РН) и потери холостого хода (Δ РХ) в трансформаторах сопоставимы между собой. При полной загрузке или перегрузке трансформаторов Δ РН> Δ РХ, и, наоборот, в режимах недогрузки Δ РХ > Δ РН. В последнем случае имеет смысл отключать часть параллельно работающих трансформаторов.

Далее определяются потери мощности в трансформаторах на понижающей подстанции, где установлены два одинаковых понижающих трансформатора. Общие потери в каждом из трансформаторов равны сумме нагрузочных потерь (потерь в обмотках) и потерь холостого хода (потерь в стали). 

Потери мощности в двух трансформаторах

 

, (5.9)

 

где S –мощность нагрузки трансформатора, МВА;

Δ Р_ХХ–потери холостого хода трансформатора, кВт;

Δ Р_КЗ–потери короткого замыкания трансформатора, кВт.

Потери мощности в одном трансформаторе при той же нагрузке составят

 

. (5.10)

 

Граничная мощность S_Г, МВА – это нагрузка, при которой целесообразно отключить один из трансформаторов; она определяется условием равенства потерь мощности при одном и двух включенных трансформаторах из условия

 

.(5.11)

 

Из (5.11) находится граничная мощность S_Г, МВА

 

. (5.12)

 

Качественные зависимости потерь от загрузки трансформаторов S*, о.е.(в относительных единицах) приведены на рисунке 5.2.

SГ

 

 

 

Δ P

S*, о.е.

SГ

Потери в одном трансформаторе Потери в двух трансформаторах

					Δ Pт(1)
Δ Pт(2)

 

 

Рисунок 5.2–Качественные зависимости потерь мощности в трансформаторе

 

При мощности нагрузки S< S_Г на подстанции целесообразно работать с одним трансформатором, а при S> S_Г–с двумя трансформаторами.

При отключении одного из трансформаторов при питании потребителей первой категории должен быть предусмотрен автоматический ввод резерва.

Определяется граничная мощность целесообразного отключения одного из трансформаторов на подстанциях 1, 2 и 3 рассматриваемой сети.

Для первой подстанции

В относительных единицах (относительно нагрузки первой подстанции)

Расчеты для остальных подстанций сведены в таблицу 5.3.

 

 

Таблица 5.3 – Расчет граничных мощностей

№ П/С	SНТ МВА	Δ РХХ, кВт	Δ РКЗ, кВт	SГ, МВА	SМ, МВА	SГ*, о.е.
1	10	14	60	6, 83	21, 18	0, 32
2	16	21	85	11, 25	26, 47	0, 42
3	10	14	60	6, 83	15, 88	0, 43

 

На годовом графике по продолжительности (рисунок 5.3) показаны границы оптимального числа работающих трансформаторов на подстанциях.

.

0   1278 1704                           5840 6226 7544 8760

Т, ч

1

0, 8

0, 6

0, 4

0, 2

SГ1, о.е.

SГ2, о.е.

SГ3, о.е.

S о.е.

 

 

Рисунок 5.3 – Годовой график по продолжительности нагрузок

 

Определяется величина снижения потерь электроэнергии и величина экономического эффекта при оптимальном включении трансформаторов в течение года.

Потери электроэнергии i-ой подстанции при работе двух трансформаторов по годовому графику составят:

 

(5.13)

 

гдеj – ступень графика нагрузки;

–величина мощности нагрузки j-ой ступени графика в относительных единицах, о.е.;

T_j–продолжительность j-ой ступени, ч.

Для РПС 1 при работе в течение года двух трансформаторов величина потерь электроэнергии составит

При оптимальном графике включения трансформаторов на РПС 1 (на ступенях: 1; 0, 8; 0, 7; 0, 5; 0, 4 работает два трансформатора, на ступени: 0, 3 - один трансформатор) потери электроэнергии составят:

 

 

Снижение потерь электроэнергии за год

 

,                              (5.14)

 

.

 

Экономический эффект от регулирования для РПС 1

 

             (5.15)

 

 

Результаты расчетов для остальных подстанций представлены в таблице 5.4.

 

Таблица 5.4 – Расчет экономического эффекта

№ РПС	Потери электроэнергии, кВт·ч		Снижение потерь электроэнергии, кВт·ч	Экономический эффект, руб
	При 2-х постоянно включенных трансформаторах	При оптимальном режиме включения
1	783086	780785	2301	3468
2	832942	817084	15858	23898
3	547796	536635	11161	16819
Итого:	2163823	2134503	29320	44185

 

 

5.3 Исследование зависимости потерь мощности в сети от уровня
напряжения в центре питания

Потери активной мощности в сетиΔ P, МВтскладываются из нагрузочных потерь, к которым относятся потери мощности в активных сопротивлениях продольных ветвей схем замещения ЛЭП (потери в проводах ЛЭП), потери в активных сопротивлениях продольных ветвей схем замещения трансформаторов (потери в меди или потери в обмотках трансформатора) и условно- постоянные потери в поперечных ветвях схем замещения ЛЭП и трансформаторов (в ЛЭП к этим потерям относят потери в изоляции и потери на «корону» ВЛ, а в трансформаторах – потери в стали или в магнитопроводе) 

 

, (5.16)

 

, (5.17)

 

где –нагрузочные потери, МВт;

 

–условно-постоянные потери, МВт;

–потери в активном сопротивлении продольной ветви схемы замещения ЛЭП, МВт;

– потери в меди трансформатора, МВт;

– потери в стали трансформатора, МВт;

N_Л –количество линий в сети, шт;

N_Т – количество трансформаторов, шт.

Нагрузочные потери уменьшаются с ростом уровня напряжения в сети, а условно- постоянные потери возрастают.

Далее исследуется зависимость полных активных потерь в рассматриваемой сети от уровня напряжения в нормальном режиме при максимальных и минимальных нагрузках.

Расчеты проводятся с использованием пакета программ «RASTR», предназначенного для расчета и анализа установившихся режимов электрических сетей и систем.

Расчет проводится по схеме замещения (рисунок 5.4), с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов.

На схеме замещения пронумерованы узлы и представлены идеальные трансформаторы с соответствующими коэффициентами трансформации.

Узел, соответствующий шинам РЭС (узел 10), является базисным по напряжению. При расчетах напряжение этого узла является независимой переменной, в функции которой ищется зависимость потерь мощности в сети.

Для исследования необходимо провести серию расчетов установившихся режимов сети в нормальном режиме при максимальных и минимальных нагрузках.                          

Модель сети описывается двумя массивами – «УЗЛЫ» и «ВЕТВИ» в соответствии с форматом пакета программ RASTR.

 

Рисунок 5.4 – Схема замещения сети

5.3.1 Режим максимальных нагрузок

Массив «УЗЛЫ» для режима максимальных нагрузок представлен в таблице 5.5.

 

Таблица 5.5 – Узлы

Номер	Название	U ном, кВ	Рнаг, МВт	Q наг, Мвар
10	Шины РЭС 110 кВ	Uб
1	ВН П/С 1	110
2	ВН П/С 2	110
3	ВН П/С 3	110
4	ВН П/С 4	110
5	ВН П/С 5	110
11	НН П/С 1	10	20	6, 96

Продолжение таблицы 5.5

22	НН П/С 2	10	25	8, 70
33	НН П/С 3	10	15	5, 22
44	НН П/С 4	10	11	3, 83
55	НН П/С 5	10	8	2, 78

 

В таблице 5.5:

Номер–номер узла схемы замещения сети;

Название – диспетчерское название узла;

U _ном–номинальное напряжение узла, (для узла, соответствующего базисному узлу, задается базисное напряжение U_б), кВ;

Р_наг, Q _наг–соответственно активная и реактивная мощность нагрузки узла, МВт, Мвар.

Массив «ВЕТВИ» представлен в таблице 5.6.

 

Таблица 5.6 – Ветви

Nнач	Nкон	Nп	Rлин, Ом	Xлин, Ом	Gлин, мкСм	Bлин, мкСм	КТ/В
10	1	1	14, 7	15, 4		-90, 3
10	1	2	14, 7	15, 4		-90, 3
10	2	1	14, 7	15, 4		-90, 3
10	2	2	14, 7	15, 4		-90, 3
10	3	1	18, 9	19, 8		-116, 1
10	3	2	18, 9	19, 8		-116, 1
3	4	1	16, 8	17, 6		-103, 2
10	5	1	23, 1	24, 2		-141, 9
1	11	1	7, 94	138, 86	1, 06	6, 81	0, 0913
1	11	2	7, 94	138, 86	1, 06	6, 81	0, 0913
2	22	1	4, 39	86, 79	1, 59	10, 28	0, 0913
2	22	2	4, 39	86, 79	1, 59	10, 28	0, 0913
3	33	1	7, 94	138, 86	1, 06	6, 81	0, 0913
3	33	2	7, 94	138, 86	1, 06	6, 81	0, 0913
4	44	1	7, 94	138, 86	1, 06	6, 81	0, 0913
4	44	2	7, 94	138, 86	1, 06	6, 81	0, 0913
5	55	1	7, 94	138, 86	1, 06	6, 81	0, 0913
5	55	2	7, 94	138, 86	1, 06	6, 81	0, 0913

В таблице 5.6:

N _нач, N _кон – номера узлов, являющихся началом и концом ветви схемы замещения;

N _п–номер параллельной цепи в ветви;

R _лин, Х_лин–соответственно активное и индуктивное сопротивление ветви, Ом;

G _лин, В_лин–соответственно активная и индуктивная проводимость шунта  схемы замещения с определенным знаком, мкСм. Для ЛЭП В_лин есть полная проводимость b _л со знаком минус (емкостная проводимость). Для трансформатораG _лин есть g_т, аВ_лин – это b _т со знаком плюс (индуктивная проводимость).

К_т/в–вещественная составляющая коэффициента трансформации в ветви.

Активное и индуктивное сопротивление продольной ветви схемы замещения трансформатора

 

;                       (5.18)

 

.                      (5.19)

 

Активная и индуктивная проводимости ветви намагничивания трансформатора определяются по формулам

 

;                                  (5.20)

 

. (5.21)

 

Коэффициент трансформации трансформатора, снабженного устройством регулирования напряжения, определяется по выражению

 

,                                          (5.22)

 

где Uн нач –номинальное напряжение обмотки трансформатора, относящейся к начальному узлу в описании ветви с трансформатором, кВ;

U_{н кон}–номинальное напряжение обмотки трансформатора, относящейся к конечному узлу в описании ветви с трансформатором, кВ;

m – номер анцапфы;

DU_ст% –величина ступени регулирования в процентах от номинального напряжения, %.DU_ст% = 1, 78 % для трансформаторов класса 110 кВ.

В таблице 5.6 параметры схемы замещения рассчитаны для одной цепи ВЛ и одного трансформатора. Параллельные ветви в пакете программ RASTR (двухцепные линии или двухтрансформаторные подстанции) учитываются параметром N_п.

Расчет коэффициентов трансформации сведен в таблицу 5.7. Так как на всех подстанциях установлены трансформаторы с одинаковыми значениями номинального напряжения на стороне ВН (115 кВ) и на стороне НН (10, 5 кВ), то коэффициенты трансформации для всех трансформаторов соответствующих отпаек будут одинаковыми.

 

Таблица 5.7 – Расчет коэффициентов трансформациитрансформаторов с РПН

Номер анцапфы, m	Коэффициент трансформации Кт
9	0, 0767
8	0, 0783
7	0, 0799
6	0, 0816
5	0, 0832
4	0, 0848
3	0, 0864
2	0, 0881
1	0, 0897
0	0, 0913
-1	0, 0929
-2	0, 0946

 

Продолжение таблицы 5.7

-3	0, 0962
-4	0, 0978
-5	0, 0994
-6	0, 1011
-7	0, 1027
-8	0, 1043
-9	0, 1059

Для режима максимальных нагрузок производились расчеты при изменении напряжения базисного узла (напряжения центра питания) в диапазоне от 0, 9 U_н до 1.15 U_н. Максимальное граничное значение рассматриваемого диапазона (1, 15 U_н) ограничивается ГОСТ 21128 для сетей 35-220 кВ на уровне 15% от номинального напряжения по условиям защиты изоляции оборудования сетей.

При расчете режима сети одновременно с изменением напряжения в центре питания изменялись коэффициенты трансформации соответствующих трансформаторов на подстанциях в соответствии с принципом встречного регулирования. То есть в режиме максимальных нагрузок напряжение на стороне НН подстанций поддерживалось на уровне 10, 5 кВ, а в режиме минимальных нагрузок на уровне 10 кВ.

При этом в режиме максимальных нагрузок при напряжении в центре питания (0, 9 – 0, 95) U_н не удалось создать на вторичной стороне подстанций требуемый уровень напряжения. Поэтому этот режим является недопустимым для рассматриваемой сети.

Результаты расчетов для режима максимальных нагрузок приведены в таблице 5.8.

Таблица 5.8 – Расчеты для режима максимальных нагрузок

Uб, о.е.	Uб, кВ	Δ PЛ, МВт	Δ PМ, МВт	Δ PС, МВт	Δ P, МВт
0, 9	99	6, 309	2, 029	0, 048	8, 386
0, 95	104, 5	4, 962	1, 578	0, 056	6, 596
1	110	4, 112	1, 301	0, 063	5, 476
1, 05	115, 5	3, 511	1, 110	0, 070	4, 691
1, 1	121	3, 056	0, 966	0, 078	4, 100
1, 15	126, 5	2, 690	0, 853	0, 086	3, 629

 

Зависимость потерь в сети от уровня напряжения в центре питания (для режима максимальных нагрузок) приведена  на рисунке 5.5.

 

Рисунок 5.5 – Зависимость в режиме максимальных нагрузок

5.3.2 Режим минимальных нагрузок

Для рассматриваемой сети минимальные нагрузки составляют величину 0, 3 от максимальных нагрузок.

Массив «УЗЛЫ» для режима минимальных нагрузок представлен в таблице 5.9.

 

Таблица 5.9–Узлы

Номер	Название	U ном, кВ	Рнаг, МВт	Q наг, Мвар
10	Шины РЭС 110 кВ	Uб
1	ВН П/С 1	110
2	ВН П/С 2	110
3	ВН П/С 3	110
4	ВН П/С 4	110
5	ВН П/С 5	110
11	НН П/С 1	10	6	2, 09
22	НН П/С 2	10	7, 5	2, 61
33	НН П/С 3	10	4, 5	1, 57
44	НН П/С 4	10	3, 3	1, 15
55	НН П/С 5	10	2, 4	0, 84

 

Результаты расчетов для режима минимальных нагрузок приведены в таблице 5.10.

 

Таблица 5.10 – Расчеты для режима минимальных нагрузок

Uб, о.е.	Uб, кВ	Δ PЛ, МВт	Δ PМ, МВт	Δ PС, МВт	Δ P, МВт
0, 9	99	0, 364	0, 119	0, 055	0, 538
0, 95	104, 5	0, 32	0, 106	0, 062	0, 488
1	110	0, 282	0, 094	0, 069	0, 445
1, 05	115, 5	0, 251	0, 085	0, 076	0, 412
1, 1	121	0, 227	0, 077	0, 083	0, 387
1, 15	126, 5	0, 210	0, 069	0, 091	0, 370

 

Зависимость потерь в сети от уровня напряжения в центре питания (в режиме минимальных нагрузок) приведена на рисунке 5.6.

Рисунок 5.6 – Зависимость в режиме минимальных нагрузок

Для данного режима нецелесообразно снижение уровня напряжения в центре питания из-за повышения потерь в сети.

Далее рассмотрено снижение нагрузок до уровня 0, 1 от максимальных нагрузок.

Массив «УЗЛЫ» для этого режима представлен в таблице 5.11.

 

Таблица 5.11 – Узлы при нагрузке 0, 1 от максимальной

Номер	Название	U ном, кВ	Рнаг, МВт	Q наг, Мвар
10	Шины РЭС 110 кВ	Uб
1	ВН П/С 1	110
2	ВН П/С 2	110
3	ВН П/С 3	110
4	ВН П/С 4	110
5	ВН П/С 5	110
11	НН П/С 1	10	2	0, 70
22	НН П/С 2	10	2.5	0, 87
33	НН П/С 3	10	1, 5	0, 52
44	НН П/С 4	10	1, 1	0, 38
55	НН П/С 5	10	0, 8	0, 28

Результаты расчетов для режима минимальных нагрузок приведены в таблице 5.12.

Таблица 5.12 – Расчеты при нагрузках 0, 1 от максимальных

Uб, о.е.	Uб, кВ	Δ PЛ, МВт	Δ PМ, МВт	Δ PС, МВт	Δ P, МВт
0, 9	99	0, 033	0, 011	0, 057	0, 101
0, 95	104, 5	0, 033	0, 010	0, 063	0, 106
1	110	0, 029	0, 009	0, 070	0, 108
1, 05	115, 5	0, 029	0, 008	0, 077	0, 114
1, 1	121	0, 026	0, 007	0, 085	0, 118
1, 15	126, 5	0, 025	0, 007	0, 093	0, 125

 

Зависимость потерь в сети от уровня напряжения в центре питания при  на- грузках 0, 1 от максимальных приведена на рисунке 5.7.

 

 

Рисунок 5.7 – Зависимость при нагрузках 0, 1 от максимальных

 

 

Расчет режима сети показал недопустимость снижения уровня напряжения в центре питания до величины 0, 9 от номинального напряжения по причине невозможности поддержания напряжения на стороне НН подстанций за счет трансформаторов с РПН.

 

5.3.3 Выводы

По результатам проведенных расчетов можно сделать следующие выводы:

для получения оптимального уровня потерь мощности в сети необходимо совместное регулирование напряжения как в центре питания, так и на подстанциях с помощью РПН трансформаторов;

в режиме максимальных нагрузок в центре питания следует поддерживать максимально возможное напряжение, которое для рассматриваемой сети составляет величину – 1, 15 Uн;

для режима минимальных нагрузок (ниже 10% от максимальных нагрузок) оптимальной величиной напряжения в центре питания является уровень 0, 95 от номинального напряжения сети;

выводы 2 и 3 согласуются с принципом встречного регулирования напряжения [2, 3, 4].

6 Требования к содержанию пояснительной записки и
графической части проекта

 

6.1 Общие требования к содержанию пояснительной записки проекта

Курсовой проект включает в себя пояснительную записку (ПЗ) и графическую часть (ГЧ) –один графический лист формата А1.

Пояснительная записка оформляется в соответствии с СТО 02069024.101-2015 Работы студенческие Общие требования и правила оформления [7].

Пояснительная записка курсового проекта должна содержать следующие структурные элементы:

– титульный лист;

–задание на проектирование;

– аннотацию;

–содержание;

– введение;

– основную часть;

– заключение;

– список использованных источников;

–приложения (необязательно).

При написании пояснительной записки необходимо обратить внимание на введение и заключение.

Введение должно содержать основные цели проектирования, требования, предъявляемые к проектируемой сети, и основные принципы, используемые при проектировании электрических сетей. 

При написании введения следует избегать общих рассуждений, не имеющих прямого отношения к теме.

В заключении приводятся основные технические решения, принятые в проекте, и их особенности, а также выводы и предложения.

Перечень вопросов подлежащих рассмотрению в курсовом проекте приведен в приложении А.

6.2 Общие требования к содержанию графической части проекта

Графическая часть курсового проекта выполняется на одном листе чертежной бумаги формата А1 (594х841 мм) ГОСТ 2.301 с помощью графических редакторов (AutoCad, Visio, Компас и т.п.) с печатью на плоттере. Допускается представлять чертеж, выполненный в графическом редакторе, на листе формата А4. Основные надписи на чертежах следует оформить с учетом рекомендаций [7].

В графической части курсового проекта следует привести:

а) однолинейную схему (схему коммутации) варианта сети, выбранного по результатам технико-экономического расчета. На схему наносятся надписи позиционных обозначений систем сборных шин РЭС, секций сборных шин потребительских подстанций и коммутационных аппаратов ( шиносоединительного выключателя QA, разъединителей – QSi, выключателей –Qi, секционных выключателей QBi, где i – порядковый номер соответствующего элемента), а также марки проводов и длины ЛЭП, типы трансформаторов, пределы регулирования РПН и номера подстанций;

б) пояснительную схему сети с указанием в виде засечек числа цепей ЛЭП и номеров подстанций;

в) схему замещения сети с обозначением элементов - сопротивлений и проводимостей;

г) таблицу с результатамирасчета ответвлений трансформаторов для основных режимов сети (нормальный режим при максимальных и минимальных нагрузках и послеаварийный режим).

Пример графического листа приведен в приложении Б1.

 

Список использованных источников

 

1 Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы-4-е издание / Б.Н. Неклепаев, Н.П. Крючков.– М.: Энергоатомиздат, 1989.–608с.

2 Правила устройства электроустановок: Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7.3-й выпуск (с изм. и доп., по состоянию на 1 января 2006 г.).–Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2006.-854с., ил. –ISBN 5-94087-554-0.

3 Идельчик, В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.–М.: Энергоатомиздат, 1989.–522с.

4 Справочник про проектированию электрических сетей и электрооборудования. / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.–М.: Энергоатомиздат, 1991. –464с.

5 Ополева, Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: Учеб. пособие. – М.: ФОРУМ-ИНФРА-М, 2006. –480 с.

6 Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС». СТО 56947007.–29.240.10.028-2009. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750кВ. (НТП ПС). –Введ.13.04.2009: взамен СО 153-34.20.122-2006.–Открытое акционерное общество «Федеральная сетевая компания единой энергетической системы», 2009. –96с.

7Стандарт организации. СТО 02069024.101-2015. РАБОТЫ СТУДЕНЧЕСКИЕ. Общие требования и правила оформления. Введ. 28.12.2015: взамен СТО 02069024.101-2014. –Оренбург: ОГУ, 2015.–85с.

8 ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. –Введ. 1988-07-01 (с изменением №1 от 15.02.88): взамен ГОСТ 14209-97. –М.: Издательство стандартов, 1987. –25с.

9 Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС». СТО 56947007-29.240.30.010-2008. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. Введ. 2007-12-20: взамен документа «Схемы принципиальные электрические ОРУ напряжением 6-750 кВ подстанций», инв. № 14198-т1, Энергосетьпроект, 1993г.- Открытое акционерное общество «Федеральная сетевая компания единой энергетической системы», 2008. –132с.

10 Евдокунин, Г.А. Электрические системы и сети: Учебное пособие для вузов. –Спб.: Издательство М.П. Сизова, 2004. –304с.

11 Последняя редакция ПУЭ 6-7 (по состоянию на январь 2018 года). Справочная, 2017–Режим доступа: http: //rukipro.ru/spravka/pue-6-i-7-izdanie.html

 

 

Приложение А

(обязательное)

Пример содержания пояснительной записки курсового проекта

 

Содержание

Введение 1 Предварительный расчет электрической сети 1.1 Краткая характеристика района проектирования и его потребителей 1.2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности 1.3 Баланс активной и реактивной мощности 1.3.1 Баланс активной мощности 1.3.2 Баланс реактивной мощности 1.4 Выбор конструкции сети и материала проводов 1.5 Формирование вариантов схем электрической сети и их анализ 1.6 Предварительный расчет выбранных вариантов 1.6.1 Расчет радиально-магистрального варианта сети 1.6.1.1 Расчет распределения мощностей в нормальном режиме при максимальных нагрузках 1.6.1.2Выбор номинального напряжения сети 1.6.1.3Выбор сечения проводов линий электропередачи 1.6.1.4Проверка проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима 1.6.1.5Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах 1.6.2Расчет смешанного варианта сети 1.6.2.1 Расчет распределения мощностей в нормальном режиме при максимальных нагрузках 1.6.2.2Выбор номинального напряжения сети 1.6.2.3Выбор сечения проводов линий электропередачи 1.6.2.4Проверка проводов по току наиболее тяжелого послеаварийного режима 1.6.2.5Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах 1.7 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 1.8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-85 1.9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети 2 Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети и выбор рационального варианта 2.1 Технико-экономические показатели 2.1.1 Капитальные вложения 2.1.2 Эксплуатационные расходы 2.2 Приведенные затраты 3 Электрический расчет выбранного варианта сети 3.1 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров 3.2 Расчет зарядных мощностей линий электропередачи 3.3 Выбор режима нейтрали сети 3.4 Определение расчетных нагрузок подстанций в нормальном режиме при максимальных и минимальных нагрузках и в послеаварийном режиме 3.5 Расчет режимов сети 3.5.1 Электрический расчет радиальных и магистральных участков сети 5.3.2 Электрический расчет режимов кольцевой сети 3.6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов 3.6.1 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций 3.6.2 Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов 4 Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети Заключение Список использованных источников

Приложение Б

(справочное)

Пример графической части проекта

 

Приложение Ж Пример оформления графического листа

[1] Районная электрическая станция.

⇐ Предыдущая12345678

Поделиться: