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

Найменування характеристики	До приєднання нових вузлів	Після приєднання нових вузлів
Сумісні максимальні навантаження: - активне, МВт; - реактивне, Мвар.	Р м=96,2 Q' м=36,1	Р м=124,9 Q' м=47,68
Річне споживання активної електроенергії, МВт·год;	W р= 515601	W р= 695936,59
Число годин використання максимумів активного навантаження, год.	ТМ= 5400	ТМ= 5600
Число годин максимальних втрат, год.	t=3900	t=4100
Коефіцієнти нерівномірності графіка: -у добовому розрізі; -у річному розрізі.	aдоб= 0,45 a= 0,27	aдоб= 0,5 a= 0,3
Коефіцієнт заповнення графіка	b= 0,61	b= 0,64

 

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).

 

 

Наймен. ділянки	l діл км
ВП-1	4,4
Ж-1	4,84
К -1	3,96
Разом	13,2

Наймен. ділянки	l діл км
ВП-К	8,8
К-Ж	6,6
Ж-ВП	6,6

 

 

Наймен. ділянки	l діл км
ВП-2	4,4
2-Ж	3,96
2-К	4,4
Разом	12,76

 

 

 

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).

Наймен. ділянки	l діл км
ВП-4	2,64
4-3	2,2
4-К	7,48
3-Б	5,5
3-Е	4,84

Наймен. ділянки	l діл км
ВП-3	4,84
3-Б	5,5
3-Е	4,84
Е-К	3,96

Наймен. ділянки	l діл км
ВП-3	4,84
3-Б	5,5
3-Е	4,84
ВП-К	6,16

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

Наймен. ділянки	l діл км
ВП-5	2,86
5-Ж	6,16
5-6	1,54
6-В	4,4
6-7	1,54
7-Г	2,2
7-Д	2,64

 

 

Наймен. ділянки	l діл км
ВП-6	4,4
6-В	4,4
6-7	1,54
7-Г	2,2
7-Д	2,64
Г-Ж	5,5

 

Наймен. ділянки	l діл км
ВП-6	4,4
6-В	4,4
6-7	1,54
7-Г	2,2
7-Д	2,64
ВП-Ж	6,16

 

 

 

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 _{н ом} 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

Варіанти схем	Найменування участка	P уч	n к	P	L	U	U ном
МВт	МВт	км	кВ	кВ
а	ВП-К	14,4		14,4	8,8	67,12
К-Ж	3,36		3,36	6,6	33,72
Ж – ВП`	15,6		15,6	6,6	69,47
б	ВП-1				4,4	67,85
1 - К				3,96	52,79
1- Ж				4,84	43,58
в	ВП-2				4,4	67,85
2 - К				4,4	52,87
2- Ж				3,96	43,39

 

Таблиця 2.2 – Вибір перетинів проводів

Варіант	Найменув. участка	P уч +jQ уч	n к	S уч	U ном	Iр	Fэк	F ст
МВ×А	МВ×А	кВ	мм2
Для нової групи споживачів
а	ВП-К	14,4+j5.7		15,49		81,29	101,61
К-Ж	3,36+j1.2		3,57		18,73	23,41
Ж – ВП`	15,6+j6.3		16,82		88,30	110,38
б	ВП-1	30+j12		32,31		84,79	105,99
1 - К	18+j7		19,31		50,68	63,36
1- Ж	12+j5				34,12	42,65
в	ВП-2	30+j12		32,31		84,79	105,99
2 - К	18+j7		19,31		50,68	63,36
	2- Ж	12+j5				34,12	42,65
	Для підключення споживчої ПС К до функціонуючої мережі
а, б, в	К-ВП	18+j7		19,31		50,68	63,36
	Для підключення споживчої ПС Ж до функціонуючої мережі
а, б, в	Ж-ВП	12+j5				34,12	42,65

 

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

ПС	S м	S необх	S т.ном	n тр	k з	k зав	Тип
Ж		8,7			0,65	1,3	ТДН–10000/110
К	19,31	12,93			0,6	1,21	ТДН–16000/110

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

ПС	P ф1	tgφ1	U 1ном	tgφэ	Qку	Тип трансформатора	U 2ном	Тип КУ	Q ку.ном
кВ	Мвар	кВ	Мвар
Ж		0,42		0,25	2,04	ТДН–10000/110		2*УК – 900 2*УК - 150	2,1
К		0,39		0,25	2,52	ТДН–16000/110		2*УК – 1125 2*УК - 150	2,55

 

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	Р М+ jQ M MBA	Q ку.ном Мвар	S ном.тр	МВА	k зк	k з.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 = 2 I _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

Варіант	Найм. ділянки	Pділ+ jQділ   МВА	I ав А	Марка проводу	I доп А	I ав< I доп	nц
а	Відключення «з права»
ВП-К	30+ j12	169,79	АС 150/34		так
К - Ж	12+ j5	68,31	АС 150/34		так
Відключення «зліва»
ВП`-Ж	30+ j12	169,79	АС 150/34		так
Ж-К	18+ j7	101,49	АС 150/34		так
в	ВП-2	30+ j12	169,59	АС 120/27		так
2-К	18+ j7	101,37	АС 120/27		так
2-Ж	12+ j5	68,23	АС 120/27		так

 

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

Варіант	Найм.	Pділ+ jQділ	I ав	Марка	I доп	I ав< I доп	nц
ділянки	МВА	А	проводу	А
Для перевірки підключення споживчої ПС К до функціонуючої мережі
а	ВП-3	47+j18	264,47	АС 120/27		так
3-Е	32+j12	179,59	АС 120/27		так
Е-К