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