Список сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов 1 страница

Сокращения:

АВР – автоматический ввод резервного питания;

АПВ – автоматическое повторное включение;

АС – голый алюминиевый провод со стальным сердечником;

БК – батареи конденсаторов;

ВА – выключатель автоматический;

BЛ – воздушная линия электропередачи;

ВН – высшее напряжение;

НН– низшее напряжение;

ВНД– внутренняя норма доходности;

ИД – индекс доходности;

КЗ – короткое замыкание;

ГПП – главная понизительная подстанция;

КТП – комплектная трансформаторная подстанция;

ПУЭ – Правила устройства электроустановок;

РЗА – релейная защита и электроавтоматика;

РУ – распределительное устройство;

СИ – Международная система физических единиц;

СН – собственные нужды;

Т – силовой трансформатор;

ТН – трансформатор напряжения;

ТДН – трехфазный трансформатор с масляным охлаждением, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, регулированием напряжения под нагрузкой;

ТРДН – трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низкого напряжения, масляным охлаждением, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, регулированием напряжения под нагрузкой;

ТМ – трехфазный масляный трансформатор;

НКФ - трансформатор напряжения каскадный, в фарфоровой покрышке;

ЗНОЛ - трансформатор однофазный с естественным масляным охлаждением с заземленным выводом первичной обмотки;

РГПЗ – разъединитель горизонтально - поворотного типа с заземляющими ножами;

ВЭБ – выключатель элегазовый баковый;

ВВЭ – М - выключатель вакуумный электромагнитный привод, модернизированный;

ВВТЭ – М - выключатель вакуумный трехполюсный, электромагнитный привод, модернизированный;

РВС - разрядник вентильный станционный;

ПКТ – предохранитель с кварцевым наполнением для защиты трансформаторов;

ПКН – предохранитель с кварцевым наполнением для защиты трансформаторов напряжения;

ТФНД - трансформатор тока с фарфоровой изоляцией для наружной установки с сердечником для дифференциальной загрузки;

ТПОЛ - трансформатор тока проходной одновитковый
с литой смоляной изоляцией;

ТЛ - трансформатор тока с литой смоляной изоляцией;

ТП – трансформаторная подстанция;

ТТ – трансформатор тока;

ТН - трансформатор напряжения;

ЧДД – чистый дисконтированный доход

ВНД - внутренняя норма доходности это та норма дисконта_, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям.

ИД - индекс доходности – отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений.

ИЭ - интегральный эффект – сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

1 ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Электроснабжение района

1.1.1 Баланс активной и реактивной мощностей

Расчёт активной мощности будем производить по формуле:

, (1.1.1)

где - коэффициент мощности нагрузки,

- наибольшая нагрузка.

Активные мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1.1.1.

Таблица 1.1.1 – Активные мощности

Расчёт реактивных мощностей

Расчёт реактивной мощности будем производить по формуле:

, (1.1.2)

Реактивные мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1.1.2.

Таблица 1.1.2 - Реактивные мощности

Баланс мощности

Определим суммарные активные и реактивные мощности потребителей сети, по формулам 1.1.3 и 1.1.4:

, (1.1.3)

(МВт),

, (1.1.4)

114, 1(Мвар).

Определим потери активной мощности каждого из потребителей сети по формуле 1.1.5:

, (1.1.5)

Потери активной мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1.1.3.

Таблица 1.1.3 - Потери активной мощности

Определим потери реактивной мощности каждого из потребителей сети по формуле 1.1.6:

. (1.1.6)

Потери реактивной мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1.1.4.

Таблица 1.1.4 - Потери реактивной мощности

Определим требуемую активную мощность потребителей сети по формуле 1.1.7:

, (1.1.7)

МВт.

Определим требуемую реактивную мощность потребителей сети по формуле 1.1.8:

, (1.1.8)

Мвар.

Определим активную и реактивную мощности ТЭЦ сети по формулам 1.1.9 и 1.1.10:

, (1.1.9)

где n – число установленных гидрогенераторов ВГС325/89-14- 5 шт.;

Pг – активная мощность одного гидрогенератора ВГС325/89-14.

МВт,

, (1.1.10)

где ,

квар.

Определим располагаемую реактивную мощность сети по формуле 1.1.11:

, (1.1.11)

Мвар.

Определим дефицитную реактивную мощность сети по формуле 1.1.12:

, (1.1.12)

Мвар.

Вывод: для проектируемой электрической сети компенсации реактивной мощности требуется.

Для восполнения дефицита реактивной мощности устанавливаются компенсирующие устройства (КУ). При этом расчетная мощность компенсирующих устройств i-той подстанции может быть определена по выражению (1.1.13):

Q_{ку р i}=(Q_i+Δ Q_i)-(Р_i+Δ Р_i) tgφ _с, (1.1.13)

Q_{ку р 3}=(21+1, 3)-(28+1, 4) ^. 0, 36=11, 7 Мвар,

Q_{ку р 4}=(12+0, 7)-(16+0, 8) ^. 0, 36=6, 7 Мвар,

Q_{ку р 5=}(16, 5+1)-(18, 8+0, 9) ^. 0, 36=10, 4 Мвар,

Q_{ку р 6}=(22, 9+1, 4)-(32, 8+1, 6) ^. 0, 36=11, 9 Мвар,

Q_{ку р 7}=(25, 1+1, 5)-(28, 5+1, 4) ^. 0, 36=15, 9 Мвар,

Q_{ку р 8}=(16, 6+1)-(34, 2+1, 7) ^. 0, 36=4, 6 Мвар.

На подстанциях, где получается меньше 400 квар, компенсирующие устройства не устанавливаются. На остальных подстанциях мощность компенсирующих устройств округляется до мощностей, кратных 400 квар. Баланс не выполняется более чем на 200 квар, мощности компенсирующих устройств наиболее крупных потребителей увеличиваются на 400 квар.

Определим количество компенсирующих установок, используя выражение (1.1.14):

, (1.1.14)

где Q_ед – единичная мощность установки.

n_ед=0, 4 Мвар,

n_{ку р 3}=11, 7: 0, 4=29, 2,

n_{ку р 4}=6, 7: 0, 4=16, 7,

n_{ку р 5}= 10, 4: 0, 4=26, 1,

n_{ку р 6}=11, 9: 0, 4=29, 7,

n_{ку р 7}= 15, 9: 0, 4=39, 7,

n_{ку р 8}= 4, 6: 0, 4=11, 6.

Округлим до целого полученные значения:

n'_{ку р 3}= 29,

n'_{ку р 4}=17,

n'_{ку р 5}= 26,

n'_{ку р 6}= 30,

n'_{ку р 7}=40,

n'_{ку р 8}= 12.

Определим номинальное значение мощности компенсирующих устройств. Для этого уравнением (1.1.15):

Q_{ку ном i}= n'_{ку р i} ^. Q_ед, (1.1.15)

Q_{ку ном 3}=29 ^. 0, 4=11, 6 Мвар,

Q_{ку ном 4}=17 ^. 0, 4=6, 8 Мвар,

Q_{ку ном 5}=26 ^. 0, 4=10, 4 Мвар,

Q_{ку ном 6}=30 ^. 0, 4=12 Мвар,

Q_{ку ном 7}=40 ^. 0, 4=16 Мвар,

Q_{ку ном 8}=12 ^. 0, 4=4, 8 Мвар.

Суммарное номинальное значение мощности компенсирующих устройств:

Σ Q_{ку ном i}= Q_{ку ном 3 +}Q_{ку ном 4}+ Q_{ку ном 5}+ Q_{ку ном 6}+ Q_{ку ном 7}+ Q_{ку ном 8}, (1.1.16)

Σ Q_{ку ном i}=61, 6 Мвар.

Составим первоначальный баланс реактивной мощности, используя выражение (1.1.16).

Σ Q_{ку ном i}+ Q_расп= Q_треб, (1.1.17)

61, 6+90=121

151, 6=121

При составлении баланса он не сходится, следовательно, уменьшаем мощность КУ у потребителей и их количество.

– n =15 шт. =6 Мвар,

– n =5 шт. =2 Мвар,

– n =5 шт. =2 Мвар,

– n =20 шт. =8 Мвар,

– n =28 шт. =11, 2 Мвар,

– n =5 шт. =2 Мвар,

Σ Q_{ку ном i}=31, 2 Мвар,

31, 2+90=121

121, 2=121

Баланс практически сошелся, поэтому все расчеты считаем правильными.

После этого определяем мощность потребителей с учетом установки компенсирующих устройств, используя выражение (1.1.18):

, (1.1.18)

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА.

Полученные данные сведем в таблицу 1.1.5.

Таблица 1.1.5 – Баланс мощности

N пот	Pi Mвт	Мвт	Si МВА	Qi Мвар	Мвар	Qky Мвар	Мвар		МВА	МВА
		1, 4			1, 3		11, 7			28+j15
		0, 8			0, 7		6, 7			16+j10
	18, 8	0, 9		16, 5			10, 4		14, 5	18, 8+j14, 5
	32, 8	1, 6		22, 9	1, 4		11, 9		14, 9	32, 8+j14, 9
	28, 5	1, 4		25, 1	1, 5	11, 2	15, 9		13, 9	28, 5+j13, 9
	34, 2	1, 7		16, 6			4, 6		14, 6	34, 2+j14, 6

1.1.3 Выбор оптимального варианта схемы сети

Исходя из географического положения Елецкого района спроектируем несколько вариантов конфигурации схемы электроснабжения района. Любая сеть может быть выполнена различными конфигурациями и схемами соединений. При составлении вариантов конфигурации сети следует исходить из следующих соображений:

а) Электрическая сеть должна обеспечить заданную надежность электроснабжения потребителей. Согласно ПУЭ, потребители первой и второй категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. При электроснабжении потребителей района от шин распределительных устройств электрических станций или подстанций энергосистемы независимыми источниками можно считать разные секции шин этих распределительных устройств, если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из секций.

Для питания потребителей первой категории применяют резервированные схемы с АВР.

Питание потребителей второй категории осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но включение резерва при этом может быть ручным. Допускается питание потребителей второй категории и по не резервированным схемам, но целесообразность такого решения должна доказываться сравнением ущерба от недоотпуска электроэнергии в послеаварийном режиме при не резервированной схеме с необходимым повышением затрат на создание резервированной схемы.

Питание потребителей третьей категории может, осуществляется по не резервированной схеме.

Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе конфигурации сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.

б) Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:

- разомкнутые не резервированные радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;

- разомкнутые резервированные радиальные и магистральные, выполняемые двуцепными линиями;

- замкнутые резервированные (в том числе с двусторонним питанием), выполняемые одноцепными линиями.

Выбор конкретного типа схемы определяется взаимным расположением пунктов потребления и составом потребителей по категориям.

в) Применение более сложных замкнутых схем повышает надежность электроснабжения, но имеет и отрицательные стороны. Как правило, применение замкнутой схемы электроснабжения экономически целесообразно только в том случае, если суммарная длина линий замкнутой сети получается существенно ниже, чем суммарная длина линий разомкнутой сети (в одноцепном исчислении), то есть, если экономятся капиталовложения на строительство линий и требуется меньший расход алюминия. Применение замкнутой сети, как правило, экономически нецелесообразно, если при объединении линий в замкнутый контур образуется протяженный малонагруженный участок.

г) Комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать необходимое качество электроснабжения потребителей и выполнение технических ограничений электрооборудования линий и подстанций.

Разработку вариантов необходимо начинать на основе принципов, приведенных выше, и с учетом соображений альтернативности качеств и показателей определенных типов схем сетей.

Примеры возможных вариантов расчётных схем показаны на рис. 1-5.

Рисунок 1.1.1 – Схема электроснабжения Елецкого района вариант №1

Рисунок 1.1.2 - Схема электроснабжения Елецкого района вариант №2

Рисунок 1.1.3 – Схема электроснабжения Елецкого района вариант №3