Выбор средств регулирования напряжения и проверка действительных напряжений во всех точках сети

8.1 Режим максимальных нагрузок.

Проведем расчет выбора ответвления трансформатора ПС1 для режима максимальных нагрузок. Определяем падение напряжения в трансформаторах по формуле:

где , – активная и реактивная мощности нагрузки в узлах;

, – полные активное и реактивное сопротивления трансформаторов на подстанции;

U – напряжение в данном узле.

Напряжение в данном узле U’,кВ, с учетом потерь в трансформаторе определяем следующим образом:

Напряжение ответвления определяем по формуле:

где – номинальное напряжение на низкой стороне трансформатора;

– желаемое напряжение на низкой стороне трансформатора. Для режима наибольших нагрузок Uнж=10,5кВ; для режима наименьших нагрузок Uнж=10,0кВ; для послеаварийного режима Uнж=10,5кВ.

Далее принимаем по отпайкам трансформатора наиболее близкое стандартное напряжение ответвления по таблице стандартных напряжений ответвлений

Таблица 8.1 - Отпайки трансформатора 110 кВ
№ отпайки	%	, кВ
	16,02	133,423
	14,24	131,376
	12,46	129,329
	10,68	127,282
	8,9	125,235
	7,12	123,188
	5,34	121,141
	3,56	119,094
	1,78	117,047
	-1,78	112,953
	-3,56	110,906
	-5,34	108,859
	-7,12	106,812
	-8,9	104,765
	-10,68	102,718
	-12,46	100,671
	-14,24	98,624
	-16,02	96,577

Таблица 8.2 - Отпайки трансформатора 35 кВ
№ отпайки	%	, кВ
	7,5	37,625
		37,1
	4,5	36,575
		36,05
	1,5	35,525
	-1,5	34,475
	-3	33,95
	-4,5	33,425
	-6	32,9
	-7,5	32,375

По стандартному напряжению ответвления рассчитываем действительное напряжение на низкой стороне трансформатора:

Определяем разницу между желаемым и действительным напряжениями на низкой стороне:

Аналогично рассчитываем ответвления для трансформаторов остальных подстанций и результаты расчетов сводим в таблицу.

	Таблица 8.3
	кВ	, кВ	, кВ	, кВ	, кВ	№ отп	, кВ	, кВ	, %
	13,27	97,157	10,5	10,5	97,157		98,624	10,34	1,488
	8,191	101,81	10,5	10,5	101,81		102,72	10,41	0,884
	6,385	104,84	10,5	10,5	104,84		104,77	10,51	-0,07
	6,378	107,01	10,5	10,5	107,01		106,81	10,52	-0,18
	6,208	110,29	10,5	10,5	110,29		110,91	10,44	0,558
	2,251	34,283	10,5	10,5	34,283		34,475	10,44	0,556
В	7,691	108,28	10,5	10,5	108,28		108,86	10,44	0,531

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА СЕТИ

Передаваемая активная мощность

Передаваемая электроэнергия

Годовые эксплуатационные расходы

Капитальные затраты

Расходы на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание

Стоимость потери электроэнергии

Полные затраты

Стоимость передачи электроэнергии:

Себестоимость передачи электроэнергии:

Рентабельность:

где Д – доход.

Определим доход по формуле:

где – сетевая составляющая,

Таблица 9.1 – Технико-экономические показатели сети
Показатель	Обозначение	Ед. изм.	Значение
Общие капитальные затраты	K	т.уде.	8797,21
Капитальные затраты на линии		т.уде.	4724,81
Капитальные затраты на подстанции		т.уде.	4072,4
Годовые эксплуатационные расходы в том числе	И	т.уде.	1012,39
Расходы на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание		т.уде.	489,383
Стоимость потери электроэнергии		т.уде.	523,003
Себестоимость передачи электроэнергии		т.уде./МВт∙ч	61,4197
Удельные капитальные затраты		т.уде./МВт∙ч	61,4197
Рентабельность	R	%	7,96074

Выводы

В данном курсовом проекте была разработана электрическая сеть промышленного района. По заданным координатам было составлено 3 конфигураций электрической сети. Из них был выбран 1 наиболее экономичный. Для этой конфигурации производился расчёт номинального напряжения и выбор марки проводов линии. После этого делался расчёт потокораспределения. Составили технико-экономические показатели для двух вариантов схемы и сравнили их, далее произвели электрические расчёты характерных режимов сети, сделали оценку достаточности регулировочного диапазона трансформаторов, проверку токонесущей способности проводов линий и расчёт технико-экономических показателей.