Презентація

З дисципліни “Спеціальні питання

проектування”

Керівник к.т.н. Дмитрієва О. М.

Виконав ст.гр А-05 Зубков А. Г.

Об’єкт дослідження - електрична

мережа 220/110 кВ

Мета дослідження - розробка

економічного варіанта підключення

нових споживачів до мережі

0

40

80

120

160

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Вихідна мережа

P

Q МВА

t,

г

Завантаження трансформаторів на РП

Тип Sном.тр Sм

трансформатора МВА МВА

АТДЦТН - 125000/220/110 125 150,7 0,6 1,2

kз.ав.кkзк

ДЖ

А

В

Г

Д

Е

20 + j 12

15 + j 10.5

45 + j 1512 + j 3

28 + j 21

16 + j 4

РП(Б)

АС - 300/39

39.5

12.212.2

АС - 120/19АС - 70/11

9.6

АС - 185/29

6.5АС - 70/11

3.4АС - 70/11

7АС - 150/24

Умовні позначення

- джерело живлення

- районна підстанція

- споживча підстанція

- ЛЕП 220 кВ

- ЛЕП 110 кВ

Ж

21 + j 8

З

18 + j 7

- проектовані ПС

m = 1:200 000

Зміни:- значне зростання максимального навантаження- невелике зростання річного споживання електроенергії- кількість годин застосування активного максимума ТМ -- коефіцієнт нерівномірності графіка α -- коефіцієнт заповнення графіка навантаження β -

0

40

80

120

160

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

P

Q

t

ч

МВт

МВАр

Qm = 61,8

PМ = 170,3

QM = 79,8

Pm = 117,6

Суммарний графік активної Р і реактивної Q нагрузки для нової мережі

Варіант а б в

lнов , км 14,8 9,4 24,2

nв нов 2 0 2

К∑ , т.грн 1168,7 731,3 1544,6

И, т.грн/г 456,5 533,4 573,9

З, т.грн/г 690,24 679,66 882,82

δW, МВт/ч 295,76 693,19 422,09

А

А

Г

РП

РП

Ж

оа

в

б

Г

РП

Ж

Були розглянуті різні схеми підключення вузла Ж

В

ВРП

З

З

З

в

б

а

Варіант а б в

lнов , км 9,4 9,1 15,6

nв нов 2 0 3

К∑ , т.грн 1098,9 727 1869,3

И, т.грн/г 368,4 426,6 411,7

З, т.грн/г 588,18 572 785,56

δW, МВт/ч 252,9 452,5 50,6

Були розглянуті різні схеми підключення вузла З

Зведена таблиця техніко економічних показників порівнюваних варіантів

ВаріантКапітальні вкладеня Витрати

Кл Коб К∑ Ипост Иє И

а (рис. 2.1) 119,7 979,2 1098,9 260,7 107,7 368,4

в (рис. 2.1) 151,0 576,0 727 233,9 192,7 426,6

г (рис. 2.1) 141,3 1728,0 1869,3 390,1 21,6 411,7

а (рис. 2.2) 189,5 979,2 1168,7 330,5 126 456,5

б (рис. 2.2) 155,3 576,0 731,3 238,2 295,2 533,4

в (рис. 2.2) 200,6 1344 1544,6 394,1 179,8 573,9

Для першої группи: Для другої группи:

нва ТТ 4,6368,4-411,7

727-098,91

нгв ТТ 7,76411,7-426,6

727-3,1869

нба ТТ 7,5456,5-533,4

731,3-8,7116

Варіанти б та в порівнювати не будемо так як у

варіанті в найбільші і капіталовкладення і витрати.

Обираємо варіант з меншими капіталовкладеннями

– варіант б.

Обираємо варіант з

меньшими капіталовкладеннями –

варіант в.

Остаточний вибір нової конфігурації

мережі

ДЖ

А

В

Г

Д

Е

20 + j 12

15 + j 10.5

45 + j 15

12 + j 3

28 + j 21

16 + j 4

РП(Б)

АС - 300/39

39.5

12.212.2

АС - 120/19АС - 70/11

9.6

АС - 185/29

6.5АС - 70/11

3.4АС - 70/11

7АС - 150/24

Умовні позначення

- джерело живлення

- районна підстанція

- споживча підстанція

- ЛЕП 220 кВ

- ЛЕП 110 кВ

Ж

21 + j 8

З

18 + j 7

- проектовані ПС

14.82АС - 120/19

9.1АС - 120/19

- ЛЕП 110 кВ проектовані

Для оцінки припустимості змін виконано розрахунок нормального і після аварійного

режимів у всій електричній мережі. Для цього складено спрямований граф

електричної мережі

(21+j∙8) МВА

2,7-j∙ МВар

Ж20

19 (20+j∙12) МВА

-j∙7,2 МВар

А16

15 (15+j∙10,5) МВА

-j∙5,4 МВар

Г18

17

(12+j∙3)

МВАВ 8

7

(16+j∙4)

МВА

Д11

10

(28+j∙21) МВА

-j∙14,4 МВар

Е13

12

(18+j∙7) МВА

-j∙2,4 МВарЗ 6

5

(45+j∙15) МВА

-j∙3,6 МВар

Б

2

21 1

3

4

14

1

3 2

4 6

5

7

10 8 9

9

ДЖ

Додавання нових споживачів призвело до необхідності

реконструкції мережи:

- встановки на РП третого трансформатора тієї ж

потужності (125 МВА)

Склад втрат потужності в елементах мережі

Найменування елементівВтрати потужності

МВт %

Лінії електропередачі 1,74 0,98

у тому числі в ДЖ - РП 1,18 0,66

Трансформатори 1,08 0,61

з них: в міді 0,58 0,33

в сталі 0,5 0,28

у тому числі в трансформаторах РП

з них: в міді 0,19 0,11

в сталі 0,21 0,12

Усього в мережі 2,8 1,57

Рекомендації з поліпшення режимів

• мережа функціонує економічно доцільно, оскільки собівартість передачі електроенергії менша ніж нормативне значення [ ] = 12,46 грн./МВт∙г.і дорівнює. = 12,46 грн./МВт∙г;

• коефіцієнт корисної дії дорівнює 98 %;

• коефіцієнт технологічних витрат кТЗ=1,6% < [кТЗ] =5,4%;

• втрати потужності в елементах електричної мережі досить низькі(в ЛЕП = 0,98 %, в трансформаторах = 0,61 %);

• щільність струму в не перевищує економічне значення;

• на всіх ПС забезпечен необхідний рівень бажаної напруги, окрім на шин 6 кВ РП (на автотрансформаторі непередбачено регулювання напруги на стороні НН).

• Остаточно встановлено припустимість режимів в електричній мережі.

• Складені рекомендації для поліпшення режимів. На РП виникає необхідність регулювання обмотки нижчої напруги автотрансформатора (доцільне на боці нижчої напруги встановити лінійний регулятор).

АВР

АПВ

ДЖ 220

кВ

РП (Б)

6 кВ

110 кВ

АПВ

3.4 км

АС 70/11

9.6 км

АС-185/29

3*АТДЦТН – 125 000/

/220/110

АВР

Е

10 кВ

12.2 км

АС-120/19

2*ТРДН -

25000/110

АВР

39.5 км

АС-300/39

АГ

6 кВ6 кВ

2*ТДН -

16 000/110

2*ТДН -

16 000/110Д

6 кВ

2*ТДН

-16 000/110

В

6 кВ

2*ТДН -

10 000/110

6.5 км

АС-70/11

12.2 км

АС 70/11

7 км

АС-150/24

З

10 кВ

2*ТДН -

16 000/110

9.4 км

АС-120/19

АВР

Ж

10 кВ

2*ТДН -

16 000/110

9.1 км

АС 120/19

0

АВР

АВРАВР

АВР

Принципова схема електропостачання промислового району