Характеристика електропостачання

ВСТУП

Енергетика є однією з основних галузей суспільного виробництва і відіграє провідну роль у розвитку національної економіки, здійсненні технічного процесу і підвищенні рівня життя людей. Широке застосування електричної енергії в промисловості, сільському господарстві, на транспорті, у побуті та інших сферах зумовлене простотою її передачі на значні відстані і перетворення в інші види енергії – механічну, теплову, світлову тощо.

Джерелами електричної енергії є електричні станції, які перетворюють енергію палива, води та нетрадиційних джерел в електричну енергію. Теплофікаційні електричні станції поряд з електричною виробляють теплову енергію.

Електричні станції, розташовані в одному або різних районах, об’єднують за допомогою високовольтних ліній електропередавання для паралельної роботи. Таке об’єднання, призначене для виробництва, передачі і розподілу електричної енергії, називається електроенергетичною системою. До її складу входять генератори, лінії електропередавання високої і низької напруги, розподільні пункти, підстанції та електроприймачі. Окремі електроенергетичні системи з’єднуються між собою високовольтними лініями, в результаті чого утворюється об’єднана енергетична система.

Електрична мережа повинна задовольняти наступним вимогам:

- забезпечувати необхідну надійність електропостачання;

- забезпечувати відповідну якість електроенергії;

- бути економічною при будівництві та експлуатації;

- забезпечувати необхідні вимоги техніки безпеки.

Метою цього курсового проекту є розроблення проекту районної мережі, призначеної для електропостачання двох споживачів електроенергії від районної підстанції. Для цього потрібно вибрати схему і номінальну напругу мережі, потужність трансформаторів знижувальних підстанцій та перерізи проводів ліній електропередавання, провести техніко - економічне порівняння декількох варіантів схем і вибрати оптимальну схему з врахуванням надійності електропостачання. Для забезпечення якості електричної енергії на підставі розрахунку основних режимів роботи електричної мережі потрібно здійснити регулювання напруги на шинах знижувальних підстанцій, застосувавши трансформатори з регулюванням напруги під навантаженням.

ХАРАКТЕРИСТИКА ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

У завданні на курсове проектування задається план розміщення районної підстанції А і двох знижувальних підстанцій 1, 2, вторинні номінальні напруги підстанцій, максимальні активні потужності та коефіцієнти потужності навантаження споживачів, час використання найбільших навантажень і коефіцієнт потужності навантаження на шинах районної підстанції А.

Електропостачання споживачів пунктів 1, 2 здійснюється від районної підстанції А повітряними лініями електропередавання у третьому кліматичному районі за інтенсивністю ожеледі. На районній підстанції А розміщені три розподільні пристрої напругою 220, 110 і 35 кВ, які мають два незалежні взаємно резервовані джерела живлення. Так як значна частина електроприймачів відноситься до першої категорії надійності, то живлення підстанцій 1, 2 повинно здійснюватися по двоколових лініях електропередавання чи по кільцевій схемі. З метою забезпечення необхідної надійності електропостачання споживачів на знижувальних підстанціях 1, 2 потрібно встановити по два трансформатори. Для споживачів першої категорії надійності перерва електропостачання споживачів допускається тільки на час автоматичного введення резервного живлення.

Задане геометричне розміщення споживачів дозволяє будувати схеми електропостачання по радіальній, магістральній і кільцевій схемах. На підстанції 1 задано дві вторинні номінальні напруги 35 і 10 кВ, тому на цій підстанції будуть встановлені два триобмоткові трансформатори. На підстанції 2 передбачається встановлення двох двообмоткових трансформаторів з вторинною номінальною напругою 10 кВ.

У курсовому проекті на підставі техніко – економічного порівняння двох варіантів схем вибрана оптимальна схема електропостачання споживачів, розрахований режим максимальних навантажень і післяаварійний режим роботи електричної мережі, а також вибрані коефіцієнти трансформації трансформаторів, які забезпечать бажані рівні напруг на шинах знижувальних підстанцій.

 

ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ СПОЖИВАННЯ АКТИВНОЇ ТА РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТЕЙ В РАЙОННІЙ МЕРЕЖІ

ВИБІР СХЕМИ РАЙОННОЇ МЕРЕЖІ

Вибір економічно доцільної схеми електричної мережі є однією з основних задач проекту. Ця задача вирішується на підставі техніко-економічного порівняння ряду намічених варіантів. Розроблення варіантів мережі передбачає комплексне вирішення низки питань: вибір конфігурації мережі, номінальної напруги і схем електричних сполучень підстанцій, вибір перерізу проводів і кількості кіл повітряних ліній, вибір основного обладнання підстанцій. Під час вибору варіантів схем мережі слід керуватись такими основними принципами [2]:

- мережа повинна забезпечувати необхідну надійність електропостачання споживачів;

- передача електроенергії до споживачів повинна здійснюватись по найкоротшому шляху;

- конфігурація мережі і схеми електричних сполучень підстанцій повинні бути простими.

На підставі заданого геометричного розміщення споживачів електроенергії та центра живлення, а також даних про навантаження і категорійність електроприймачів, намітимо раціональні варіанти схем електричної мережі. При цьому необхідно врахувати, що споживачі І категорії надійності повинні забезпечуватись резервним живленням. Живлення споживачів бажано забезпечувати при найменшій кількості трансформацій електричної енергії. Застосування двох номінальних напруг для окремих частин електричної мережі може бути економічно виправдане тільки у випадку великої довжини і завантаження ліній. Можливі варіанти схем районної мережі зображені на рисунку 3.1.

Для намічених варіантів мережі проведемо попередній вибір номінальної напруги.

Спочатку для кожної схеми визначимо наближений розподіл потужностей в режимі найбільших навантажень без урахування втрат потужності в лініях. У замкнених мережах розподіл потужностей можна визначити через довжини ліній в припущенні, що мережа є однорідною.

 

 

1 – кільцева мережа; 2 – магістральна мережа

Рисунок 3.1 – Варіанти схем районної мережі

 

Для вибору номінальних напруг використаємо дані про пропускну здатність ліній, наведені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 - Пропускна здатність ліній електропередавання

Номінальна напруга лінії, кВ	Найбільша потужність лінії, МВт	Гранична довжина лінії, км
	5 – 10 25 – 50 100 – 200	50 – 60 50 – 150 150 – 250

 

Варіант 1. Кільцева мережа.

Визначимо розподіл потужностей в кільцевій мережі, умовно розімкнувши її в центрі живлення А (рисунок 3.2).

Довжини ділянок: l _А-1= 41 км; l _А-2= 42 км; l _1-2= 22 км.

 

Рисунок 3.2 - Кільцева мережа

Потужності головних ділянок розрахуємо за правилом моментів:

 

Згідно з таблицею 3.1, враховуючи розрахункові навантаження головних ділянок і та відповідні довжини ліній, вибираємо номінальну напругу кільцевої мережі 110 кВ.

Потужність навантаження на ділянці 1-2 визначимо з балансу потужностей для вузла 1

.

Варіант 1. Кільцева мережа.

Підстанція 1

,

,

.

Вибираємо трансформатори типу ТДТН - 63000/110.

Визначимо коефіцієнти завантаження в нормальному та післяаварійному режимах роботи:

 

; .

Підстанція 2

,

.

Вибираємо трансформатори типу ТДН - 16000/110.

Коефіцієнти завантаження в нормальному і післяаварійному режимах роботи:

; .

 

Варіант 1. Кільцева мережа.

Визначимо розрахункові навантаження ліній за формулою

(3.2)

де І_р - робочий струм лінії в режимі максимальних навантажень;

a_і - коефіцієнт, який враховує динаміку зміни навантаження в часі. Для ліній напругою 35-220 кВ значення a_і приймають рівним 1,05;

a_Т - коефіцієнт, який залежить від часу використання найбільшого навантаження Т _нб і коефіцієнта К _м попадання цього навантаження в максимум енергосистеми. Значення a_Т приймаємо згідно з таблицею 5.2 [1]. Для Т _нб=4100 годин і К _м = 1 α _Т = 1,0.

Ділянка А–1

Визначимо струм, який протікає по лінії А-1,

.

Розрахункове навантаження лінії А-1

.

Економічний переріз проводів вибираємо за таблицею 5.3 [1] залежно від номінальної напруги лінії, типу опор і кліматичного району за умовою

І _гр.ек ≥ I _р, (3.3)

де І _гр.ек – граничне економічне навантаження лінії.

Для повітряної лінії напругою 110 кВ, яка споруджується на залізобетонних опорах у третьому районі за ожеледю, вибираємо провід АС-240, для якого граничне економічне навантаження І _гр.ек.= 340 А > I _р = 319,5 А_.

Вибраний переріз перевіримо в нормальному і післяаварійному режимах роботи мережі за умовою допустимого нагрівання

І _max ≤ І _д, (3.4)

де І _max – максимальний робочий струм лінії;

І _д – тривалий допустимий струм навантаження проводу, який приймаємо за довідником [5].

Для проводу АС–240

У нормальному режимі I _р = 319,5 А < І _д = 605 А.

У післяаварійному режимі

,

І_{А- 1(ав)} = 526,5 А < І _д = 605 А.

Отже вибраний переріз проводу задовольняє умові допустимого нагрівання.

Аналогічно вибираємо переріз проводів на ділянках А-2 і 1-2. Результати розрахунку зведені в таблицю 3.4.

Перевірка вибраних перерізів проводів на ділянках А-2 і 1-2 за умовою допустимого нагрівання виконана для найважчого післяаварійного режиму роботи мережі – виходу з роботи лінії А-1. При цьому по лінії А-2 протікатиме сумарна потужність навантаження підстанцій 1, 2, а по лінії 1-2 - потужність навантаження підстанції 1.

За ДИСКОНТОВАНИМИ ВИтратами

На цьому етапі проектування виконаємо порівняння вибраних варіантів мережі за дисконтованими витратами [3]

, (4.4)

де В_е - експлуатаційні витрати на технічне обслуговування й ремонт мережі;

В_втр- вартість втрат електроенергії;

К - сумарні капіталовкладення на спорудження ліній і підстанцій, які визначимо за укрупненими показниками вартості обладнання [4];

Е = (0,1-0,2) - норма дисконту.

Варіант 1. Кільцева мережа.

Капітальні вкладення в електричну мережу

Капіталовкладення у спорудження мережі складаються з витрат на спорудження повітряних ліній (К_Л) і підстанцій (К_ПС)

. (4.1)

Витрати на будівництво ліній визначимо за формулою

, (4.2)

де К₀ – питома вартість спорудження повітряної ліній;

l – довжина лінії.

Питомі капіталовкладення для ліній кільцевої мережі, що споруджуються на залізобетонних опорах у третьому районі за інтенсивністю ожеледі, визначимо з таблиць 10.15 та 10.17 [4] в умовних одиницях (доларах):

;

;

.

Витрати на спорудження ліній:

;

;

.

 

Сумарні витрати на спорудження ліній

Витрати на будівництво підстанцій [3] можна визначити як суму вартості вимикачів, силових трансформаторів та постійної складової витрат

, (4.3)

де К_В – розрахункова вартість оливних вимикачів;

К_ТР – розрахункова вартість силових трансформаторів;

К_пост – постійна складова витрат.

Для підстанції ПС-1 згідно з довідником [4]

Для підстанції ПС-2

Вартість вимикачів

Сумарні витрати на будівництво підстанцій будуть

Сумарні капіталовкладення у спорудження мережі становлять

Витрати на експлуатацію електричної мережі

Щорічні експлуатаційні витрати на технічне обслуговування й ремонт електричної мережі складаються із витрат на експлуатацію ліній та підстанцій

, (4.4)

Щорічні витрати на експлуатацію ліній обчислимо за формулою

, (4.5)

а витрати на експлуатацію підстанцій

, (4.6)

де - норми витрат на експлуатацію ліній та підстанцій відповідно (значення приймаємо згідно з таблицею 5.5 [1]).

Сумарні витрати на експлуатацію мережі становитимуть

Вартість втрат електроенергії в мережі

Вартість втрат електричної енергії

, (4.7)

де Ц_вх = 0,15 грн/(кВт×год) - купівельна вартість електричної енергії на вході в мережу.

Втрати електричної енергії складаються з втрат енергії в лініях і трансформаторах

. (4.8)

Втрати енергії в лініях визначимо за формулою [2]

, (4.9)

де S – потужність навантаження лінії;

r _Л– активний опір лінії;

τ – час найбільших втрат,

, (4.10)

.

Розрахуємо активні опори ліній через погонні опори і довжини ділянок [2]:

;

;

Визначимо втрати електроенергії в лініях:

Сумарні втрати електроенергії в лініях

Розрахуємо втрати електроенергії в триобмоткових трансформаторах ТДТН-63000/110, встановлених на ПС-1:

; ; ;

Обчислимо втрати електроенергії в двообмоткових трансформаторах ТДН-16000/110, встановлених на ПС-2:

; ; ; ;

Сумарні втрати електроенергії в трансформаторах

Сумарні втрати електроенергії в кільцевій мережі

Визначимо вартість втрат електричної енергії в мережі за курсом 1$ = 8 грн

Визначимо дисконтовані витрати для кільцевої мережі

Варіант 2. Магістральна мережа.

Капітальні вкладення в електричну мережу

,

,

,

.

Сумарні витрати на будівництво ліній будуть

Визначимо витрати на будівництво підстанцій.

Для підстанції ПС-1

Для підстанції ПС-2

Вартість вимикачів

Сумарні витрати на будівництво підстанцій будуть

Сумарні капіталовкладення у спорудження мережі складатимуть

Витрати на експлуатацію електричної мережі

Визначимо активні опори ліній

,

Розрахуємо втрати електроенергії в лініях

,

Сумарні втрати електроенергії в лініях

Визначимо втрати електроенергії в трансформаторах ТДТН-80000/110, встановлених на ПС-1:

 

Визначимо втрати електроенергії в трансформаторах ТРДН-16000/35, встановлених на ПС-2:

 

Сумарні втрати електроенергії в магістральній мережі

Вартість втрат електричної енергії

 

 

Дисконтовані витрати для магістральної мережі

.

Результати техніко-економічного розрахунку зводимо в таблицю 4.1.

 

Таблиця 4.1 – Техніко - економічне порівняння варіантів схем електричної мережі

Варіант	КЛ, тис. ум.од	КПС, тис. ум.од	К, тис. ум.од	ВЕ, тис. ум.од	Δ W Л, МВт·год	Δ W ТР, МВт·год	Ввтр, тис. ум.од	ВДС, тис. ум.од

 

Критерієм вибору оптимального варіанта схеми районної мережі є мінімум дисконтованих витрат. Порівняємо дисконтовані витрати для варіантів 1, 2, для цього розрахуємо їх відносну різницю

.

З порівняння видно, що варіант кільцевої мережі є економічно доцільнішим. Тому для подальших розрахунків вибираємо варіант кільцевої мережі з меншими дисконтованими витратами і вищою надійністю електропостачання споживачів.
5 розрахунок основних режимів роботи мережі

Метою даного розділу є визначення уточненого потокорозподілу і напруг на шинах підстанцій в нормальному та післяаварійному режимах роботи мережі з врахуванням втрат потужності в лініях і трансформаторах і зарядної потужності ліній.

Основними розрахунковими режимами є режими найбільших і найменших навантажень, а також найбільш важкі післяаварійні режими, які виникають при вимкненні окремих ліній і трансформаторів. Вихідними даними для розрахунку є схема електричної мережі й параметри її елементів, навантаження підстанцій і задані рівні напруг на шинах джерела живлення, які визначають з умови зустрічного регулювання напруги [2].

На рисунку 5.1 зображена принципова схема вибраного варіанта районної мережі.

Рисунок 5.1 – Принципова схема мережі

На підставі принципової схеми складаємо схему заміщення (рисунок 5.2).

Розрахункові параметри r, x, b ліній визначимо через погонні параметри і довжини ліній:

; ; .

Для лінії А-1 з проводом АС–240:

; ; ;

;

;

.

Для лінії А-2 з проводом АС–185:

; ; ;

;

;

.

Для лінії 1–2 з проводом АС–185:

; ; ;

,

;

.

Рисунок 5.2 – Схема заміщення мережі

 

Визначимо параметри схем заміщення трансформаторів за довідковими даними [4].

Підстанція 1.

Схема заміщення триобмоткових трансформаторів знижувальної підстанції 1 зображена на рисунку 6.1.

 

Рисунок 6.1 – Схема заміщення трансформаторів підстанції 1

 

Розрахуємо зведені напруги на шинах СН і НН підстанції 1 з врахуванням втрат напруги в обмотках ВН, СН і НН:

;

;

;

;

;

.

На ПС-1 встановлені два триобмоткові трансформатори типу ТДТН-63000/110 з РПН ±9×1,78% в нейтралі ВН [4].

Визначимо номінальне значення коефіцієнта трансформації трансформаторів при роботі трансформаторів на основному виводі

.

Складаємо таблицю коефіцієнтів трансформації трансформаторів (таблиця 6.1).

Таблиця 6.1 – Коефіцієнти трансформації трансформаторів ТДТН-63000/110

Положення перемикача відгалужень	Додаток витків обмотки ВН, %	Відносна кількість витків обмотки ВН	Номінальна напруга відгалуження, кВ	Коефіцієнт трансформації
	+16,02	1,16	133,42	12,13
	+14,24	1,14	131,38	11,94
	+12,46	1,12	129,33	11,75
	+10,68	1,11	127,28	11,57
	+8,9	1,10	125,24	11,39
	+7,12	1,07	123,19	11,20
	+5,34	1,05	121,19	11,01
	+3,56	1,04	119,09	10,83
	+1,78	1,02	117,05	10,64
		1,00		10,45
	-1,78	0,98	115,95	10,29
	-3,56	0,96	110,91	10,08
	-5,34	0,95	108,86	9,90
	-7,12	0,93	106,81	9,71
	-8,9	0,91	104,76	9,52
	-10,68	0,89	102,72	9,34
	-12,46	0,88	100,67	9,15
	-14,24	0,86	98,62	8,97
	-16,02	0,84	96,58	8,78

Задамося бажаним рівнем напруги на шинах НН U _нн^б = 10,5 кВ.

Розрахуємо бажане значення коефіцієнта трансформації між обмотками ВН і НН трансформаторів

.

З таблиці коефіцієнтів трансформації вибираємо стандартне значення коефіцієнта трансформації , яке відповідає 11-у положенню перемикача відгалужень обмотки ВН.

Для вибраного коефіцієнта трансформації розраховуємо дійсну напругу на шинах НН підстанції 1

,

що відповідає бажаному рівню напруги.

Задамося бажаним рівнем напруги на шинах СН U _СН^б = 37 кВ.

Розрахуємо бажаний коефіцієнт трансформації між обмотками ВН і СН

.

Визначимо відносну кількість робочих витків обмотки СН, яка відповідає бажаному значенню коефіцієнта трансформації

.

Складаємо таблицю відносної кількості витків обмотки СН (таблиця 6.2).

Таблиця 6.2 – Відносна кількість витків обмотки СН

Положення перемикача відгалужень обмотки СН	Додаток витків обмотки СН, %	Відносна кількість витків обмотки СН n сн
	+5,0	1,05
	+2,5	1,025
	0,0	1,0
	-2,5	0,975
	-5,0	0,95

 

З таблиці 6.2 вибираємо найближче значення n _сн = 1, яке відповідає 3-му положенню перемикача відгалужень. Для цього положення

.

Дійсна напруга на шинах СН

,

що відповідає бажаному рівню напруги.

Підстанція 2.

Схема заміщення двообмоткових трансформаторів знижувальної підстанції 2 зображена на рисунку 6.2.

Рисунок 6.2 – Схема заміщення трансформаторів підстанції ПС-2

 

На ПС-2 встановлені два двообмоткових трансформатори типу ТДН-16000/110

з РПН ±9×1,78% в нейтралі ВН [4].

Задамося бажаним рівнем напруги на шинах НН U ₂^б = 11 кВ.

Розрахуємо зведену напругу на шинах НН:

;

.

Задамося бажаним рівнем напруги на шинах НН U _нн^б = 10,5 кВ.

Визначимо бажане значення коефіцієнта трансформації між обмотками ВН і НН

.

Складемо таблицю коефіцієнтів трансформації (таблиця 6.3).

 

Таблиця 6.3 – Коефіцієнти трансформації трансформаторів ТДН-16000/110

Положення перемикача	Додаток витків обмотки ВН, %	Відносна кількість витків обмотки ВН	Номінальна напруга відгалуження, кВ	Коефіцієнт трансформації
	+16,02	1,16	133,42	12,13
	+14,24	1,14	131,38	11,94
	+12,46	1,12	129,33	11,75
	+10,68	1,11	127,28	11,57
	+8,9	1,09	125,24	11,39
	+7,12	1,07	123,19	11,20
	+5,34	1,05	121,19	11,01
	+3,56	1,04	119,10	10,83
	+1,78	1,02	117,05	10,64
		1,0		10,45
	-1,78	0,98	115,95	10,27
	-3,56	0,96	110,91	10,08
	-5,34	0,95	108,86	9,90
	-7,12	0,93	106,81	9,71
	-8,9	0,91	104,76	9,52
	-10,68	0,89	102,72	9,34
	-12,46	0,88	100,67	9,15
	-14,24	0,86	98,62	8,97
	-16,02	0,84	96,577	8,78

 

З таблиці коефіцієнтів трансформації вибираємо найближче стандартне значення , яке відповідає положенню 10-му положенню перемикача відгалужень обмоток ВН трансформаторів.

Для вибраного коефіцієнта трансформації розраховуємо дійсну напругу на шинах НН підстанції 2

,

що відповідає бажаному рівню напруги.

 

Перелік посилань на джерела

 

1. Романюк Ю. Ф. Електричні системи та мережі: Курсове проектування. – Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 2008. – 48 с.

2. Идельчик В. И. Электрические системы и сети. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

- 592 с.

3. Романюк Ю. Ф. Електричні системи та мережі: Навчальний посібник. – Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 1997. – 292 с.

4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред.

С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

5. Неклепаев Б. Н., Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Б. Н. Неклепаев,

И. П. Крючков. – М.: Энергоиздат, 1989. – 608 с.

6. Півняк Г. Г. Розрахунки електричних мереж систем електро­постачання

/ Г. Г. Півняк, Н. С. Волотковська, Г. А. Кігель, А. В. Коротун. - К.: ІЗМН, 1998. - 136 с.

 

ВСТУП

Енергетика є однією з основних галузей суспільного виробництва і відіграє провідну роль у розвитку національної економіки, здійсненні технічного процесу і підвищенні рівня життя людей. Широке застосування електричної енергії в промисловості, сільському господарстві, на транспорті, у побуті та інших сферах зумовлене простотою її передачі на значні відстані і перетворення в інші види енергії – механічну, теплову, світлову тощо.

Джерелами електричної енергії є електричні станції, які перетворюють енергію палива, води та нетрадиційних джерел в електричну енергію. Теплофікаційні електричні станції поряд з електричною виробляють теплову енергію.

Електричні станції, розташовані в одному або різних районах, об’єднують за допомогою високовольтних ліній електропередавання для паралельної роботи. Таке об’єднання, призначене для виробництва, передачі і розподілу електричної енергії, називається електроенергетичною системою. До її складу входять генератори, лінії електропередавання високої і низької напруги, розподільні пункти, підстанції та електроприймачі. Окремі електроенергетичні системи з’єднуються між собою високовольтними лініями, в результаті чого утворюється об’єднана енергетична система.

Електрична мережа повинна задовольняти наступним вимогам:

- забезпечувати необхідну надійність електропостачання;

- забезпечувати відповідну якість електроенергії;

- бути економічною при будівництві та експлуатації;

- забезпечувати необхідні вимоги техніки безпеки.

Метою цього курсового проекту є розроблення проекту районної мережі, призначеної для електропостачання двох споживачів електроенергії від районної підстанції. Для цього потрібно вибрати схему і номінальну напругу мережі, потужність трансформаторів знижувальних підстанцій та перерізи проводів ліній електропередавання, провести техніко - економічне порівняння декількох варіантів схем і вибрати оптимальну схему з врахуванням надійності електропостачання. Для забезпечення якості електричної енергії на підставі розрахунку основних режимів роботи електричної мережі потрібно здійснити регулювання напруги на шинах знижувальних підстанцій, застосувавши трансформатори з регулюванням напруги під навантаженням.

ХАРАКТЕРИСТИКА ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

У завданні на курсове проектування задається план розміщення районної підстанції А і двох знижувальних підстанцій 1, 2, вторинні номінальні напруги підстанцій, максимальні активні потужності та коефіцієнти потужності навантаження споживачів, час використання найбільших навантажень і коефіцієнт потужності навантаження на шинах районної підстанції А.

Електропостачання споживачів пунктів 1, 2 здійснюється від районної підстанції А повітряними лініями електропередавання у третьому кліматичному районі за інтенсивністю ожеледі. На районній підстанції А розміщені три розподільні пристрої напругою 220, 110 і 35 кВ, які мають два незалежні взаємно резервовані джерела живлення. Так як значна частина електроприймачів відноситься до першої категорії надійності, то живлення підстанцій 1, 2 повинно здійснюватися по двоколових лініях електропередавання чи по кільцевій схемі. З метою забезпечення необхідної надійності електропостачання споживачів на знижувальних підстанціях 1, 2 потрібно встановити по два трансформатори. Для споживачів першої категорії надійності перерва електропостачання споживачів допускається тільки на час автоматичного введення резервного живлення.

Задане геометричне розміщення споживачів дозволяє будувати схеми електропостачання по радіальній, магістральній і кільцевій схемах. На підстанції 1 задано дві вторинні номінальні напруги 35 і 10 кВ, тому на цій підстанції будуть встановлені два триобмоткові трансформатори. На підстанції 2 передбачається встановлення двох двообмоткових трансформаторів з вторинною номінальною напругою 10 кВ.

У курсовому проекті на підставі техніко – економічного порівняння двох варіантів схем вибрана оптимальна схема електропостачання споживачів, розрахований режим максимальних навантажень і післяаварійний режим роботи електричної мережі, а також вибрані коефіцієнти трансформації трансформаторів, які забезпечать бажані рівні напруг на шинах знижувальних підстанцій.