Аналіз існуючої мережі щодо можливості її розвитку 2 страница

год;

Приймаємо Т_М=5600 год.

Число годин максимальних втрат[2, 3]

t= (0,124 + Т_М / 10000)²8760=(0,124 +5600 / 10000)²8760=4098 год.

Приймаємо t=4100 год.

Коефіцієнт неравномірності графіка:

– удобовому розрізі a_доб = Р_м.з / Р_М ,

– урічному розрізі a = Р_м.л / Р_М .

Коефіцієнт заповнення графіка навантаження

b = Т_М / 8760=5600/8760=0,64.

Порівняння характеристик групових графиків навантаження наведено в табл.1.6

Таблиця 1.6 – Порівняння характеристик групових графиків навантаження до та після приєднання нових вузлів

З табл.1.6 бачимо, що характер електроспоживання не значно змінився. Графіки навантаження вузлів промисловості в сферах друкованої та оздоблювальних робіт, а також прядильно-ткацької фабрики незначно змінюються в часі, навантаження розподілене рівномірно.

2 проектУВАННЯ РОЗВИТКУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

2.1 Розробка варіантів схем приєднання нових вузлів навантаження

Нові вузли навантаження можна об’єднати в окрему групу (рис.2.1).

Рисунок 2.1 – Варіанти схем живлення для споживачів Ж і К: кільцева (а), магістральна з відгалуженням (б), найкоротша мережа (в).

Варіант а рис.2.1 являє собою побудову нової замкненої схеми. Даний варіант потребує великих капітальних вкладень. По-перше, велика протяжність ділянок. По-друге, на нових ПС знадобиться схема містка з додатковими вимикачами.

Варіанти б та в рис.2.1 ілюструє підключення нових вузлів Ж та К за допомогою побудови нової мережі, яка виконана магістраллю з відгалуженням і приєднана до ВП. Ці схеми характеризуються середніми капітальними затратами, тому що необхідно встановлення двох нових вимикачів на ВП, але мережа варіанта в рис.2.1 потребує менших капітальних затрат, так як протяжність ліній менша, ніж у варіанті б рис.2.1.

Також можливо приєднання вузлів Ж і К до існуючих груп споживачів (рис.2.2 та 2.3).

Рисунок 2.2 – Варіант підключення споживчої ПС К до функціонуючої мережі: магістральна з відгалуженням (а,б), радіальна (в).

Рисунок 2.3 – Варіант підключення споживчої ПС Ж до функціонуючої мережі: магістральна з відгалуженням (а,б), радіальна (в).

Варіанти а та б рис.2.2 ілюструє підключення нового вузла К за допомогою побудови мережі, яка виконана магістраллю з відгалуженням. Ці схеми характеризуються середніми капітальними затратами, але при цих варіантах збільшаться втрати потужності на ділянках ВП-3, 3-Е для варіанту а рис.2.2 та на ділянки ВП-4 для варіанту б рис.2.2. Варіант а рис.2.2 потребую менших капітальних затрат, так як протяжність лінії в цьому випадку менше ніж у варіанта б рис.2.2.

Варіант в рис.2.2 потребує значних капітальних затрат, тому що знадобиться установка двох вимикачів на ВП.

Варіанти а та б рис.2.3 ілюструє підключення нового вузла Ж за допомогою побудови мережі, яка виконана магістраллю з відгалуженням. Ці схеми характеризуються середніми капітальними затратами, але при цих варіантах збільшаться втрати потужності на ділянці ВП-5 для варіанту а рис.2.3 та на ділянках ВП-6, 6-7, 7-Г для варіанту б рис.2.3. Варіант б рис.2.3 потребую менших капітальних затрат, так як протяжність лінії в цьому випадку менше ніж у варіанта а рис.2.3.

Варіант в рис.2.3 потребує значних капітальних затрат, тому що знадобиться установка двох вимикачів на ВП, також протяжність лінії більша ніж у попередніх варіантів.

2.2 Вибір номінальної напруги, перетинів і марок проводів нових ліній

електропередачі

Для групи варіантів, що включають тільки нові вузли, слід вибрати номінальну напругу U_ном. З цією метою для розглянутих варіантів спочатку знаходиться попередній потокорозподіл. У розімкнутих мережах потоки потужності на дільницях обчислюються від кінцевих точок у напрямку до вузлової підстанції на основі першого закону Кірхгофа. Замкнута мережа «розрізається» по ВП. Потім розраховується потужність на головній ділянці з урахуванням допущення про однорідність мережі.

де – потужність j-го вузла,

– відстань від j-го вузла до протилежного кінця лінії,

– сумарна довжина лінії від ВП до ВП¢.

На решті ділянок кільцевої мережі розрахунок виконується за першим законом Кірхгофа. Результати визначення потоків потужності на дільницях у всіх схемах нанесені на рис.2.4.

Номінальну напругу визначимо за формулою Стіла, яка справедлива при L£250 км і Р£ 60 МВт:

Вибір номінальної напруги представлений у табл.2.1.

Рисунок 2.4 – Попередній потокорозподіл для обраних варіантів які представлені на рис. 2.1

Для вузлів К та Ж за варіантом що представлений на рис.2.2 та рис.2.3 номінальна напруга приймається рівною номінальній напрузі існуючою мережі, тому U_ном буде рівна 110 кВ.

Перетин проводів розраховується по економічній щільності струму j_ек, яка приймається по ПУЕ в залежності від числа годин максимумів навантаження Т_М, матеріал провода та його конструктивне виконання.

Економічний перетин складає:

де I_p – робочий струм мережі (А), який розраховується по наступному виразу:

Для варіантів підключення споживчих ПС К і Ж до функціонуючої мережі перетин проводів вибирається один і той же для всіх варіантів відповідної групи споживачів. Результати вибору перетинів представлені у табл. 2.2.

Таблиця 2.1 – Вибір номінальної напруги

Таблиця 2.2 – Вибір перетинів проводів

2.3Вибір трансформаторів і компенсуючих установок споживчих

підстанцій

Для забезпечення мінімально необхідного рівня надійності електропостачання споживачів 2-ої категорії, установка двох однакових трансформаторів (n_т=2) є найбільш доцільним рішенням. Якщо один трансформатор вийшов з ладу, то другий повинен нести все навантаження ПС. Необхідна потужність трансформатора S_необх вибирається так, щоб при відключенні одного трансформатора забезпечити живлення споживачів 2-ої категорії:

S_необх (0,6 – 0,75 )S_М,

де 0,6 – 0,75 – доля споживачів 2-ої категорії.

По S_необх вибирається найближче значення номінальної потужності трансформаторів S_тр.ном.

Для вибраних трансформаторів розраховуємо коефіцієнти завантаження:

– в нормальному режимі

k_з =

– в післяаварійному режимі

k_з.ав =

В нормальному режимі значення k_з не повинно виходити за межі економічно доцільних величин:

0,5 k_з 0,75,

а в аварійному режимі величина k_з.ав не повинноперевищувати технічно-допустиме значення [8]. На стадії проектування можно прийняти, що

k_з 1,5.

Результати вибору трансформатора приведені в табл.2.3.

Таблиця 2.3 – Вибір трансформаторів споживчих підстанцій

Потужність і тип комплектних конденсаторних установок вибирається за наступною формулою:

Q_ку = P_ф1(tgj₁ – tgj_эк), Мвар.

Результати розрахунку занесені у таблиці 2.4.

Таблиця 2.4 – Вибір компенсуючих пристроїв

При установці КП трансформатори розвантажуються від протікання реактивної потужності, тому необхідно перевірити їх завантаження і виявити можливість установки трансформаторів меншої потужності. Коефіцієнти завантаження трансформаторів обчислюються по формулах (1.18) і (1.19) з урахуванням того, що після компенсації навантаження вузла складає:

Результати перевірки завантаження трансформаторів приводимо в таб. 2.5.

Таблиця 2.5 – Перевірка завантаження трансформаторів після установки КП

Найменування ПС	РМ+jQM MBA	Qку.ном Мвар	Sном.тр	МВА	kзк	kз.ав.к
МВА
Ж	12+j5	2,1		12,35	0,61	1,23
К	18+ j7	2,55		18,54	0,58	1,16

Коефіцієнти завантаження трансформаторів вузлів Ж і К після компенсації знаходяться в допустимих межах. Тому після установки КП вибрані трансформатори залишаються.

2.4 Перевірка завантаження системи внутрішнього електропостачання

2.4.1 Перевірка по нагріву

Перевірка мережі по нагріву проводимо лише для тих груп споживчих ПС, в состав яких входять нові споживачі

Iдоп³Iр.max,

де Iр.max – струм ділянки у післяаварійному режимі.

I_ав =

де S_діл.ав. – потоки потужності на ділянку в післяаварійному режимі.

В розімкнених мережах аварійна ситуація зв’язана з відключенням одного ланцюга. При цьому потокорозподіл не змінюється, але усе навантаження припадає на один ланцюг, що призводить до збільшення струму вдвічі (I_ав = 2I_р).Для замкненої схеми аварійним режимом вважається ситуація, коли відключається одна з головних ділянок, як представлено на рисунку 2.5.

Рисунок 2.5 - Потокорозділ у замкненій мережі, при відключенні «з права»(а) та при відключенні «зліва»(б)

Результати розрахунків наведені в таблиці 2.6.

Для варіантів підключення споживчої ПС К і Ж до функціональної мережі відповідно перевірку проводів по нагріву будемо проводити для тих ЛЄП, для яких збільшиться навантаження після приєднання нових споживачів зросте. Результати розрахунків наведені в таблиці 2.7.

Отже у всіх варіантах усі лінії електропередач задовольняють вимогам по нагріву проводів.

Таблиця 2.6 – Перевірка прийнятих марок проводів по нагріву тривалим струмом у післяаварійних режимах у варіантах схем живлення представлених на рис.2.1

Таблиця 2.7 – Перевірка прийнятих марок проводів по нагріву тривалим струмом в післяаварійних режимах у варіантах схем живлення представлених на рис.2.2 та 2.3

б

2.4.2 Перевірка мережі по втратах напруги

По втраті напруги перевіряється не провід, а мережа від РП до кожної кінцевої крапки. Ця перевірка є оцінкою забезпечення якості електроенергії на затисках споживачів з точки зору ГОСТ 13109-97.

Вимоги стандарту виконуватимуться за умови:

DU_Sк£ [DU_ав].

Допустиме значення [DU_ав] залежить від можливості регулювання напруги в системі [2]. Для мережі 35–110 кВ [DU_ав] = 15%.

Втрата напруги на кожній ділянці мережі визначається як подовжня складова падіння напруги:

DU_ав = кB,

або в відсотках:

DU% =

де P_діл.ав іQ_діл.ав – активні і реактивні потужності на ділянках мережі, відомі з наближеного розрахунку потокорозподілу в післяаварійному режимі;

Rі X – активні і реактивні опори відповідних ділянок мережі.

Опори обчислюються по питомих величинахr₀, x₀ і довжині лінії l:

R= r₀l; X= x₀l.

Для всіх варіантів необхідно розрахувати втрати напруги до всіх кінцевих точок. Результати наведені у таблиці 2.8.

За результатами розрахунку видно що, обрані марки проводів задовольняють усім технічним вимогам, а втрата напруги до кожної кінцевої точки не перевищую допустиму (15%).

2.5 Розрахунок техніко-економічних показників порівнюваних
варіантів

Енергетика належить до соціальної галузі, тому у якості критерію вибору найкращого варіанту використаємо критерій найменших приведених витрат.

Розрахунок економічних показників ведеться в національній валюті. Відомості про вартість ЛЕП і устаткуванні приймаємо за, з умови, що 1 крб. відповідає 1 долару США. Перерахунок в гривні необхідно виконати по курсу (k_грн =8 грн. за у.о) Національного банку України.

Таблиця 2.8 – Розрахунок втрат напруги в післяаварійних режимах

• ⇐ Назад
• 123
• 4
• 5
• 6
• Далее ⇒