Проектирование сети для электроснабжения группы потребителей

Кольцевая.cdw

Основная.cdw

схема замещения.cdw

комбинированная, вариант 5.cdw

Пояснительная записка.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
Курганский государственный университет
Кафедра энергетики и технологии металлов
Проектирование сети для электроснабжения группы потребителей
расчетно-пояснительная записка
Дисциплина: «Электропитающие системы и электрические сети».
Специальность 140211 «Электроснабжение»
Расчет баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств .
Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта
Предварительный приближенный расчет отобранных вариантов ..
1.1 Выбор номинального напряжения
1.2 Выбор сечения проводов. Метод экономических интервалов
1.3 Проверка по нагреву и потерям на напряжение
2 Комбинированная сеть
2.1 Выбор номинального напряжения
2.2 Выбор сечения проводов. Метод экономических интервалов
2.3 Проверка по нагреву и потерям на напряжение
3 Комбинированная сеть
3.1 Выбор номинального напряжения
3.2 Выбор сечения проводов. Метод экономических интервалов
3.3 Проверка по нагреву и потерям на напряжение
Выбор трансформаторов и ОРУ
Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего
Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта
1 Уточненный расчет режима максимальных нагрузок
2 Уточненный расчет режима минимальных нагрузок ..
3 Уточненный расчет послеаварийного режима
Определение себестоимости передачи электроэнергии
Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств
Определяем реактивную мощность первого потребителя:
Аналогично производим расчеты потребляемой реактивной мощности для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.
Определяем полную мощность каждого потребителя:
Аналогично производим расчеты для остальных.
Полная мощность всех потребителей:
Потери активной мощности в линиях и трансформаторах принимаем в размере 4% от потребляемой активной мощности:
Определяем потребляемую активную мощность:
Определяем потери реактивной мощности в трансформаторах:
Потери реактивной мощности в трансформаторах потребителей принимаем равными 8% от полной мощности:
Определяем потребляемую реактивную мощность:
Далее определяем реактивную мощность получаемую от системы:
Сравнив реактивную мощность получаемую от системы с потребляемой приходим к выводу что имеется дефицит реактивной мощности и необходима установка компенсирующих устройств. Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств:
Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств для каждого потребителя:
Для первого потребителя:
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.
Принимаем к установке компенсирующие устройства типа ККУ-10-2 и ККУ-6-2 с единичной мощностью 04 Мвар. Определяем количество компенсирующих устройств для первого потребителя:
Баланс практически сошелся.
Определим реактивную мощность потребляемую на подстанциях потребителей после компенсации:
Таблица 1 – Данные расчёта баланса мощности
Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта
Географическое положение источников и потребителей представлено на рисунке 2.1. Там же указаны расстояния между пунктами (в километрах). Предполагается что во всех пунктах имеются потребители различных категорий по надежности (1 2 и 3) в 4 и 6 – потребители только 3 категории.
Рисунок 2.1 – Исходное расположение подстанций
Составление вариантов начнем с наиболее простых схем. Вариант 1 (рисунок 2.2) представляет собой радиально-магистральную сеть характеризующуюся тем что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам. Все линии двухцепные.
Рисунок 2.2 – Радиально-магистральная сеть вариант 1
Определяем общую длину линий:
L = 15(55 + 25 + 325 + 1275 + 25 + 35 + 15) = 4725 км.
Здесь принято что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше чем одноцепной. Необходимое количество выключателей складывается из выключателей на подстанции РПП энергосистемы выключателей на ТЭЦ и выключателей на подстанциях потребителей. Общее количество выключателей для данного варианта составляет 41 шт.
Вариант 2 (рисунок 2.3) представляет собой кольцевую сеть. Все линии одноцепные.
Рисунок 2.3 – Кольцевая схема вариант 2
Определяем длину линии:
L = 55 + 25 + 325 + 1375 + 25 + 35 + 15+ 1075 = 4325 км.
Общее количество выключателей для данного варианта составляет 16 шт.
Вариант 3 (рисунок 2.4) представляет собой комбинированную сеть. Линии РПП-6 5-4 и 2-ТЭЦ двухцепные линии 6-3 3-5 6-5 4-1 4-2 2-1 одноцепные.
Рисунок 2.4 – Комбинированная сеть вариант 3
L = 15(55 + 1275 + 15) + 25 + 25 + 325 + 25 + 35 + 50 = 48875 км.
Общее количество выключателей для данного варианта составляет 36 шт.
Вариант 4 (рисунок 2.5) представляет собой комбинированную сеть. Линии РПП-ТЭЦ ТЭЦ-2 2-4 и 4-1 двухцепные линии РПП-6 6-3 3-5 5-РПП одноцепные.
Рисунок 2.5 - Комбинированная сеть вариант 4
L = 15(1075+ 15 + 35 + 25) + 55 + 25 + 325+ 65 = 45125 км.
Общее количество выключателей для данного варианта составляет 30 шт.
Вариант 5 (рисунок 2.6) представляет собой комбинированную сеть. Участки 6-РПП РПП-ТЭЦ ТЭЦ-2 двухцепные участки 6-3 3-5 5-6 2-4 4-1 1-2 одноцепные.
Рисунок 2.6 – Комбинированная сеть вариант 5
L = 15 (55 + 1075 + 15) + 25 + 325 + 25 + 35 + 25 + 50 = 45875 км.
Вариант 6 (рисунок 2.7) представляет собой комбинированную сеть. Участки 5-4 4-1 4-2 2-ТЭЦ двухцепные участки РПП-5 5-3 3-6 6-РПП одноцепные.
Рисунок 2.7 – Комбинированная вариант 6
L = 55 + 25 + 325 + 65 + 15 (1275 + 25 + 35 + 15) = 48125 км.
Общее количество выключателей для данного варианта составляет 33 шт.
Таким образом сравнив все варианты приходим к выводу что наиболее экономичными являются 2 4 и 5 варианты сетей.
Предварительный расчет отобранных вариантов
Мы выбрали 3 варианта: 2 4 и 5.
-Комбинированная сеть;
-Комбинированная сеть.
Мощности потребителей в часы наибольших нагрузок для этих вариантов взяты из расчета баланса мощности.
Сечения проводов во всех этих примерах выбирались методом экономических интервалов.
Рисунок 3.1 – Кольцевая сеть вариант 2
Расчетная схема этого варианта представлена на рисунке 3.2. Поскольку сеть кольцевая то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Рисунок 3.2 - Схема кольцевой сети
1.1 Выбор номинального напряжения
Расчет потокораспределения производим по длине начиная с головного участка А-6:
Расчет потокораспределения головного участка В-ТЭЦ:
(РА-6 + QА-6) + ( РВ-ТЭЦ + QВ-ТЭЦ) = S6+ S3 + S5 + S1 + S4 + S2 + SТЭЦ;
(755 + 25648) МВ·А = (755 + 25648) МВ·А;
Отклонение между мощностью источников и нагрузки составляет 0%.
Поток на участке 6-3 определяем по первому закону Кирхгофа:
S6-3 = SA-6-S6 = (57224+j20930)-(98+j2092) = (47424+j18838) МВ·А.
Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты расчета приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Данные расчёта потоков мощности на участках сети
В точке 5 потокораздел по активной и реактивной мощности.
Рисунок 3.3 - Схема кольцевой сети
Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному головному участку:
Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 кВ.
Выбор сечений проводов проведем методом экономических интервалов аналогично расчету радиально-магистральной сети.
1.2 Выбор сечения проводов
Метод экономических интервалов
Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок:
n - количество цепей.
Аналогично делаем расчет для остальных участков. Результаты записываем в таблицу 3.
Таблица 3 – Токи на участках сети
Определяем расчетную токовую нагрузку на линии:
где α1=105 – коэффициент учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;
αт =13 – коэффициент учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в максимум энергосистемы определяется по таблице 4.
Таблица 4 - Значения коэффициента αт
Токи на остальных участках считаются аналогично результаты заносятся в таблицу 5.
Таблица 5 – Токовая нагрузка и выбор сечения проводов
Затем выбираем по справочным материалам «Экономические интервалы токовых нагрузок для сталеалюминевых проводов ВЛ 35-750 кВ для ОЭС Урала Казахстана и Средней Азии» сечение. Будем считать что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду и будут использованы одноцепные ВЛ на железобетонных опорах. По рассчитанным таким образом сечениям принимаются ближайшие стандартные с учетом механической прочности и условий исключения явлений коронирования.
Таблица 6 - Экономические интервалы токовых нагрузок для сталеалюминевых проводов ВЛ 35-750 кВ для ОЭС Урала Казахстана и Средней Азии
Предельная экономическая нагрузка на одну цепь А при сечении мм2
Следовательно сечение проводов на всех участках будет 240 мм2 (АС-24032).
1.3 Проверка по нагреву и потерям на напряжение
По потерям напряжения:
Данная проверка выполняется как для нормального так и для послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до наиболее удаленного пункта в сети одного номинального напряжения не должны превышать допустимые :
Погонные или километрические активные и индуктивные сопротивления:
АС-24032: R xij = 0401.
Допустимые значения потери напряжения никакими нормативными документами не устанавливаются. Однако учитывая допустимые по ГОСТ 13109-87 отклонения напряжения у приемников электрической энергии и наличие устройств регулирования напряжения в сети считают что потеря напряжения в линиях не должна превышать следующих величин %:
=15% в нормальном режиме;
=20% в аварийном режиме.
Если потери напряжения в сети будут больше допустимых значений то нужно предусмотреть дополнительные устройства регулирования напряжения или рассмотреть другой вариант сети.
Для нормального режима:
= 649 Ом; = 22055 Ом;
Аналогично делаем расчет для остальных участков.
Таблица 7 – Расчёт потери напряжения в номинальном режиме
= 172 + 068 + 032 = 272%
= 034 + 037 + 067 + 043 + 090 = 271 %.
Условия для номинального режима выполняются:
Определение потери активной мощности в линии:
Аналогично делаем расчет для других участков цепи.
Общие потери мощности составляют:
Для аварийного режима:
Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка А-6. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рисунке 3.4. Там же показаны потоки мощности по участкам определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице 8.
Рисунок 3.4 - Расчетная схема послеаварийного режима
Таблица 8 – Расчёт потери напряжения в аварийном режиме
= 023 + 054 + 110 + 635 + 126 + 211 + 426 = 1585%.
Условия для послеаварийного режима выполняются:
Выбранные по экономическим критериям сечения линии электропередачи проверяются по нагреву токами послеаварийных режимов работы сети. Для двух параллельно работающих линий электропередачи наиболее тяжелым будет отключение одной линии для замкнутых схем головных участков. Совпадение аварийных отключений двух и более линий считается маловероятным. Токи рассчитанные для послеаварийных режимов Iпав сравнивают с допустимыми токами Iдоп для данного сечения. Выбранное сечение выдерживает длительный нагрев если выполняется условие:
где Iдоп.т - табличное значение допустимого тока (табл. 9);
kl=10 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды.
Таблица 9 - Допустимые длительные токовые нагрузки на голые сталеалюминевые провода вне помещений при температуре +25 °С
Определяем токи на каждом участке сети в послеаварийном режиме:
Таблица 10 – Расчёт токов послеаварийного режима
Вывод: выбранные провода проходят по нагреву.
2 Комбинированная сеть
Рисунок 3.5 - Комбинированная сеть вариант 4
Рисунок 3.6 - Расчетная схема комбинированной сети
2.1 Выбор номинального напряжения
Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Поскольку часть сети кольцевая то условно “разрезаем” её в точке РПП и разворачиваем кольцо превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Расчет потокораспределения кольцевой части сети производим начиная с головного участка РПП-6:
Расчет потокораспределения головного участка РПП’-5:
(РРПП-6 + jQРПП-6 ) + (РРПП’-5 + jQРПП’-5) = S6 + S3 +
6 + j22954 МВ·А = 606 + j22954 МВ·А.
Отклонение между мощностью источников и нагрузки составляет 0%.
Поток на участке 3-6 определяем по первому закону Кирхгофа:
S6-3 = SРПП-6 – S6 = (30237 + j11488) - (98 + j2092) = (20437 + j9396) МВ·А;
S3-5 = S6-3 – S3 = (20437 + j9396) - (266 + j13132) = (-6163 – j3736) МВ·А;
Расчет магистральной линии также ведем по первому закону Кирхгофа:
S4-1 = S1 = (218 + j896) МВ·А;
S2-4 = S4-1 + S4 = (218 + j896) + (86 + j2708) = (304 + j11668) МВ·А;
SТЭЦ-2 = S2-4 + S2 = (304 + j11668) + (175 + j6525) = (479+ j18193) МВ·А;
SРПП-ТЭЦ= SТЭЦ-2+ SТЭЦ = (479+ j18193) - (33 + j15035) = (149 + j3158) МВ·А.
Результаты наносим на расчетную схему.
Рисунок 3.7 - Расчетная схема комбинированной сети
Целесообразную величину напряжения кольцевого участка цепи определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку РПП-5:
U`ном (РПП-5) ==1054 кВ;
Принимаем номинальное напряжение для всей линии 110 кВ.
По этой же формуле выбираем Uном для участков магистральной части сети:
U`ном (4-1) = = 633 кВ;
U`ном (2-4) = = 699 кВ;
U`ном (ТЭЦ-2) = = 852 кВ;
U`ном (РПП-ТЭЦ) = = 542 кВ.
2.2 Выбор сечения проводов
Аналогично делаем расчет для остальных участков сети.
Таблица 11 – Расчёт токов в режиме максимальных нагрузок
αт =13 – коэффициент учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в максимум энергосистемы.
Токи на остальных участках считаются аналогично результаты заносятся в таблицу 12.
Таблица 12 – Токовая нагрузка и выбор сечения проводов
Затем выбираем по справочным материалам «Экономические интервалы токовых нагрузок для сталеалюминевых проводов ВЛ 35-750 кВ для ОЭС Урала Казахстана и Средней Азии» сечение.
Таблица 13 - Экономические интервалы токовых нагрузок для сталеалюминевых проводов ВЛ 35-750 кВ для ОЭС Урала Казахстана и Средней Азии
Сечение проводов на участках 3-5 РПП-ТЭЦ – 70 мм2 (АС-7011) 4-1 – 95 мм2 (АС-9516) 2-4 – 120 мм2 (АС-12019) РПП-6 6-3 РПП-5 и ТЭЦ-2 – 185 мм2 (АС-18524).
2.3 Проверка по нагреву и потерям на напряжение
АС-185: R xij = 0414.
= 3825 Ом; = 5425 Ом;
Аналогично рассчитываем для других участков.
Таблица 14 – Расчёт потери напряжения
Потери напряжения в кольце до точки 3 составят 573% и 62% с разных сторон от РПП потери напряжения в магистральной части сети составят 668%.
Аналогично делаем расчет для других участков цепи. Расчеты приведены в таблице 15.
Таблица 15 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий комбинированной сети
Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка кольцевой части сети либо одной из цепей наиболее загруженного участка магистральной части сети. Считаем что отказ одновременно двух и более участков маловероятен поэтому он не рассматривается.
Случай 1: Отказ одной из цепей наиболее загруженного и (или) протяжённого участка магистральной части сети – участок РПП-ТЭЦ. При этом потери на этом участке возрастут вдвое и составят 68 %. Тогда = 1008 %. В аварийном режиме допустимы потери до 20 %.
Случай 2: отказ наиболее загруженного и протяженного участка кольцевой части сети РПП-5. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рисунке 3.8. Там же показаны потоки мощности по участкам определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице 16.
Рисунок 3.8 - Расчетная схема послеаварийного режима
Таблица 16 – Расчёт потери напряжения в послеаварийном режиме
Потери напряжения в «кольце» составят:
= 856 + 340 + 365 = 1561 %.
где Iдоп.т - табличное значение допустимого тока;
Таблица 17 - Допустимые длительные токовые нагрузки на голые сталеалюминевые провода вне помещений при температуре +25 °С
Iпав РПП-ТЭЦ = 2Imax РПП-ТЭЦ = 80 А что меньше Iдоп = 265 А.
Определяем токи на каждом участке сети в послеаварийном режиме.
Таблица 18 – Расчёт токов послеаварийного режима
3 Комбинированная сеть
Рисунок 3.9 - Комбинированная сеть вариант 5
Рисунок 3.10 - Расчетная схема комбинированной сети
3.1Выбор номинального напряжения
Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Поскольку 2 части сети кольцевые то условно “разрезаем” их в точках 6 и 2 и разворачиваем кольцо превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Расчет потокораспределения первой кольцевой части сети производим начиная с головного участка 6-3:
Расчет потокораспределения головного участка 6’-5:
(Р6-3+ jQ6-3) + (Р6’-5+ jQ6’-5) = S3 +
8 + j20862 МВ·А = 508 + j20862 МВ·А.
Поток на участке 3-5 находим по первому закону Кирхгофа:
S3-5 = S6-3 – S3 = -0727 –j1637 МВА.
Расчет потокораспределения второй кольцевой части сети производим начиная с головного участка 2-1:
Расчет потокораспределения головного участка 2’-4:
(Р2-1+ jQ2-1) + (Р2’-4+ jQ2’-4) = S1 +
4 + j11204 МВ·А = 304 + j11204МВ·А.
Поток на участке 1-4 находим по первому закону Кирхгофа:
S1-4 = S2-1 – S1 = -7173 – j3000 МВА.
SРПП-6= S6 + S6-3 + S6’-5 = (606 + j22954) МВ·А;
SТЭЦ-2= S2 + S2-1 + S2’-4 = (479 + j17729) МВ·А;
SРПП-ТЭЦ= SТЭЦ-2 + SТЭЦ = (149 + j2694) МВ·А;
Целесообразную величину напряжения первого кольцевого участка цепи определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку 6-3:
U`ном (6-3) ==926 кВ;
Принимаем номинальное напряжение 110 кВ.
Рисунок 3.11 - Расчетная схема комбинированной сети
Целесообразную величину напряжения второго кольцевого участка цепи определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку 2-1:
U`ном (2-1) == 743 кВ;
U`ном (РПП-6) = = 1045 кВ;
U`ном (РПП-ТЭЦ) = = 542 кВ;
3.3 Выбор сечения проводов
Таблица 19 – Расчёт токов в режиме максимальных нагрузок
Токи на остальных участках считаются аналогично результаты заносятся в таблицу 20.
Таблица 20 – Токовая нагрузка и выбор сечения проводов
Таблица 21 - Экономические интервалы токовых нагрузок для сталеалюминевых проводов ВЛ 35-750 кВ для ОЭС Урала Казахстана и Средней Азии
Сечение проводов на участках 3-5 РПП-ТЭЦ 1-4 – 70 мм2 (АС-7011) 2-1 4-2 – 120 мм2 (АС-12019) 6-3 5-6 РПП-6 ТЭЦ-2 – 185 мм2 (АС-18524).
3.4 Проверка по нагреву и потерям на напряжение
= 385 Ом; = 1035 Ом;
Таблица 22 – Расчёт потери напряжения
Потери напряжения до точки 1 составят 667% и 694% до точки 3 составят 615% и 609%.
Аналогично делаем расчет для других участков цепи.
Случай 1: Отказ одной из цепей наиболее загруженного и (или) протяжённого участка магистральной части сети – участок РПП-6. При этом потери на этом участке возрастут вдвое и составят 856 %. Тогда = 1224 %. Во второй ветви наиболее загруженным является участок РПП-ТЭЦ. Отказ одной из линий на этом участке приведет к увеличению потерь напряжения в 2 раза и составят 662%. Тогда = 1270 %. В аварийном режиме допустимы потери до 20 %.
Случай 2: отказ наиболее загруженного и протяженного участка кольцевой части сети 6-3. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рисунке 3.12. Там же показаны потоки мощности по участкам определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице 21.
Рисунок 3.12 - Расчетная схема послеаварийного режима
Таблица 23 – Расчёт потери напряжения в послеаварийном режиме
Потери напряжения составят:
Случай 3: отказ наиболее загруженного и протяженного участка кольцевой части сети 2-1. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рисунке 3.13. Там же показаны потоки мощности по участкам определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице 22.
Рисунок 3.13 - Расчетная схема послеаварийного режима
Таблица 24 – Расчёт потери напряжения в послеаварийном режиме
Таблица 25 - Допустимые длительные токовые нагрузки на голые сталеалюминевые провода вне помещений при температуре +25 °С
Iпав РПП-6 = 2Imax РПП-6 = 3402 А что меньше Iдоп = 510 А.
Таблица 26 – Расчёт токов послеаварийного режима
Таблица 27 – Расчёт токов послеаварийного режима
Выбор трансформаторов и ОРУ
Таблица 28 – Потребляемая мощность
ПС1. Среди потребителей имеются потребители I и II категорий (45%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять двум условиям:
Выбираем трансформаторы марки ТРДН-40000220 для кольцевой сети и ТДН-16000110 для комбинированных сетей.
ПС2. Среди потребителей имеются потребители I и II категорий (40%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять двум условиям:
ПС3. Среди потребителей имеются потребители I и II категорий (35%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять двум условиям:
Выбираем трансформаторы марки ТРДН-40000220 для кольцевой сети и ТРДН-25000110 для комбинированных сетей.
ПС4. Среди потребителей нет потребителей I и II категорий но в будущем возможно их появление (не более 50%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять двум условиям:
Выбираем трансформаторы марки ТРДН-40000220 для кольцевой сети и ТМН-6300110 для комбинированных сетей.
ПС5. Среди потребителей имеются потребители I и II категорий (45%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять двум условиям:
ПС6. Среди потребителей нет потребителей I и II категорий но в будущем возможно их появление (не более 50%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять двум условиям:
Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор лучшего из них
Для всех вариантов делаем следующие допущения.
Норму дисконта принимаем равной 012.
Для оценки требуемых капитальных вложений будем пользоваться укрупненными показателями стоимости на 1990 год. Для учета последующего изменения цен введем коэффициент удорожания и примем его равным 3638.
Сравнение различных выбранных вариантов и выбор лучшего из них производится с применением критерия минимума дисконтированных издержек:
Ир.о. – издержки на ремонт и обслуживание;
ИW – издержки на потери электроэнергии в сети;
t = 3 – количество лет на которые рассчитывается капиталовложение;
k – объем капиталовложений.
Расчет капиталовложений:
Капиталовложения в строительство ЛЭП:
kуд – стоимость 1 км ЛЭП;
n – коэффициент учитывающий количество цепей;
h – коэффициент удорожания.
Таблица 29 - Базовые показатели стоимости ВЛ 110 кВ 220 кВ на стальных и железобетонных опорах (с учетом НДС)
Характеристика промежуточных опор
Сечение проводов мм2
количество цепей на опоре шт.
Базовые показатели стоимости ВЛ тыс.руб.км
Таблица 30 – Данные кольцевой сети
Число и марка проводов
Комбинированная сеть вариант 4:
Таблица 31 – Данные комбинированной сети вариант 4
Комбинированная сеть вариант 5:= = 6364 млн. руб.
Таблица 32 – Данные комбинированной сети вариант 5
Капиталовложения в трансформаторы:
kуд тр. – стоимость одного трансформатора;
n – количество трансформаторов;
Таблица 33 - Стоимость трансформаторов 35 – 220 кВ тыс. руб.
Комбинированные сети:
Таблица 34 – Капиталовложения в трансформаторы
Капиталовложения в ОРУ:
kяч – стоимость одной ячейки выключателя (если мостиковая схема то берем стоимость самого ОРУ);
nяч – количество ячеек;
На подстанциях 1-6 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 220 кВ для данной мостиковой схемы составляет 411 тыс. руб. стоимость одной ячейки выключателя 220 кВ 190 тыс. руб.
Таблица 35 - Капитальные вложения в ОРУ кольцевой сети
Комбинированная сеть вариант 4:
На подстанциях 3 5 и 6 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы составляет 235 тыс. руб. стоимость одной ячейки выключателя 110 кВ 90 тыс. руб.
Таблица 36 - Капитальные вложения в ОРУ комбинированной сети вариант 4
Комбинированная сеть вариант 5:
На подстанциях 1 3 4 и 5 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы составляет 235 тыс. руб. стоимость одной ячейки выключателя 110 кВ 90 тыс. руб.
Таблица 37 - Капитальные вложения в ОРУ комбинированной сети вариант 5
Постоянная часть затрат:
Таблица 38 - Постоянная часть затрат по ПС 110 кВ с открытой установкой оборудования
Схема ПС на стороне ВН
Общая постоянная часть затрат составит:
Таким образом капиталовложения для каждой сети составят:
Расчет издержек на ремонт и обслуживание сети:
Таким образом издержки на ремонт и оборудование каждой сети составят:
Расчет издержек на потери электроэнергии в сети:
где - время максимальных потерь.
где n – количество параллельно работающих трансформаторов.
Таблица 39 - Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110кВ и 220 кВ
Пределы регулирования напряжения %
Рассчитываем издержки на потери в трансформаторах подстанции 1.
кВт и RТ=56 Ом берем из паспортных данных трансформатора типа ТРДН-40000220.
Рассчитываем потери в обмотках трансформатора:
На подстанции 1 два параллельно работающих трансформатора следовательно потери на холостой ход увеличатся в два раза а потери в обмотках уменьшатся в два раза. Таким образом издержки на потери в трансформаторах подстанции 1 составят:
Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах для остальных подстанций. Результаты расчета сводим в таблицы 40 и 41.
Таблица 40 - Издержки на потери в трансформаторах кольцевой сети
Таблица 41 - Издержки на потери в трансформаторах комбинированных сетей
Таким образом издержки на потери электроэнергии в каждой из сетей составят:
Таблица 42 – Экономические показатели сетей
Комбинированная вариант 4
Комбинированная вариант 5
=11332 + 327 + 292 + 261 + 233 =
= 9010 + 596 + 532 + 475 + 424 =
= 9111 + 608 + 543 + 485 + 433 =
Вывод по технико-экономическому расчету:
Самой дорогой сетью является кольцевая. Самой экономически выгодной является комбинированная сеть вариант 4. Комбинированная сеть достаточно надёжна в эксплуатации поэтому выбираем ее для дальнейших расчетов.
Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта
Рисунок 6.1 – Комбинированная сеть вариант 4
Сечение проводов на участках 3-5 РПП-ТЭЦ 1-4 – 70 мм2 (АС-7011) 2-1 4-2 – 120 мм2 (АС-12019) 6-3 5-РПП РПП-6 ТЭЦ-2 – 185 мм2 (АС-18524).
Определяем зарядную мощность воздушных линий. Для линии 4-1 половина зарядной мощности составит:
Величина погонной реактивной проводимости линии b0 взята для ВЛ-110 кВ с проводом марки АС-7011. Расчет зарядных мощностей для остальных линий проведен в таблице 38.
Таблица 43 - Расчет зарядных мощностей ВЛ
Таблица 44 - Активное и реактивно сопротивление участков
Все параметры сети в таблице 39 приведены с учетом того что линии РПП-ТЭЦ ТЭЦ-2 2-4 и 4-1 двухцепные и занесены на схему замещения сети. Также и параметры трансформаторов на схеме замещения приведены с учетом их количества на подстанции.
S1 = 218 + j8496 МВА; S4 = 86 + j2708 МВА;
S2 = 175 + j6525 МВА; S5 = 242 + j7730 МВА;
S3 = 266 + j13132 МВА; S6 = 98 + j2092 МВА.
ПС1: ТДН-16000110; ПС4: ТМН-6300110;
ПС2: ТДН-16000110; ПС5: ТДН-16000110;
ПС3: ТРДН-25000110; ПС6: ТМН-6300110.
Таблица 45 - Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110кВ
1 Уточненный расчет режима максимальных нагрузок
Найдем расчетные мощности узлов.
Расчетная мощность узла 1:
Расчетная мощность узла 2:
Расчетная мощность узла 3:
Расчетная мощность узла 4:
Расчетная мощность узла 5:
Расчетная мощность узла 6:
Расчетная мощность узла ТЭЦ:
SрТЭЦ = -33 – j15035– j3317– j0499 = -33 – j18851 МВА.
Рисунок 6.2 - Расчетная схема
Расчет кольцевой части сети начинаем с головного участка. Определяем поток мощностей на головном участке РПП-6 по сопротивлениям:
Определяем второй головной поток на участке РПП-5:
SРПП-6 + SРПП-5 = S6 + S3 + S5
931 + j24679 = 60974 + j24683
Погрешность по активной мощности составила примерно 007% и 002% по реактивной мощности что допустимо.
По первому закону Кирхгофа находим потоки на остальных участках:
S6-3 = SРПП-6 - Sр6 = 30421 + j13008 – 9886 – j1722 = 20535 + j11286 МВА.
S5-3 = Sр3 – S6-3 = 26739 + j14425 – 20535 - j11286 = 6204 + j3139 МВА.
SРПП-5= S5-3 + Sр5 = 6204 + j3139 + 24349 + j8536 = 30553 + j11675 МВА.
Рисунок 6.3 – Расчётная схема кольцевого участка сети
В точке 3 – потокораздел по активной и реактивной мощностям. Уточняем потокораспределение путем учета потерь мощности в ЛЭП. Для этого разделяем сеть по точке потокораздела на 2 радиальные сети. При этом потребитель 3 также делится на 2 потребителя причем мощность каждого из них принимается равной потокам мощностей подтекающим к точке потокораздела слева и справа.
Рисунок 6.4 - Расчётная схема кольцевого участка
Итерационным методом рассчитываем каждую часть. Используем алгоритм «по концу» (т.к. напряжение в точке 3 неизвестно примем его равным 1085 кВ).
На следующем этапе расчета находим потери напряжения на участках и сами напряжения у потребителей. Теперь считаем по данным начала.
Напряжение в точке 3 мы посчитали с двух концов. Расхождение составило 01% что допустимо. Принимаем среднее значение напряжения:
Выбранное в начале второй итерации напряжение 1085 кВ для т.3 оказалось точным.
Проведём расчёт итерационным методом магистрального участка сети.
Рисунок 6.5 - Расчетная схема магистрального участка
Запишем результаты в таблицы 46 и 47.
Таблица 46 – Расчёт мощности участков
Таблица 47 – Расчёт потери напряжения
Потери активной электроэнергии в ЛЭП в режиме максимальных нагрузок составят: .
Потери напряжения составят 15% (т.3) в кольцевой части сети и 20% в магистральной части сети (т.1).
Проверка диапазона РПН.
Полученное нами значение напряжения на низшей стороне ПС1 отличается от желаемого следовательно его необходимо отрегулировать с помощью устройства РПН.
Аналогично проводим расчеты для остальных подстанций результаты заносим в таблицу 48.
Таблица 48 – Проверка диапазона РПН
Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств.
Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого суммируем потоки активной и реактивной мощности на головных участках для нормального режима наибольших нагрузок:
Определяем реактивную мощность энергосистемы:
Так как Qc > Q то то нет необходимости увеличивать количество компенсирующих устройств.
2 Уточненный расчет режима минимальных нагрузок
Определяем нагрузки у потребителей. Согласно заданию в режиме наименьших нагрузок потребление активной мощности снижается на 40%. При этом tg φ возрастает на 003.
Тогда для первого потребителя:
Проверяем целесообразность отключения одного из трансформаторов.
Отключение одного из трансформаторов нецелесообразно так как нагрузка выше чем мощность при которой отключение выгодно.
Для остальных подстанций расчет ведем аналогично результаты заносим в таблицу 49.
Таблица 49 – Расчётные мощности узлов
Расчет электрического режима сети и проверка достаточности регулировочного диапазона РПН выполняются аналогично режиму наибольших нагрузок. Результаты расчета сведены в таблицы 50 51 и 52.
Таблица 50 – Расчёт мощности участков
Таблица 51 – Расчёт потери напряжения
Напряжение в точке 3 мы посчитали с двух концов. Расхождение составило 025%. Принимаем среднее значение напряжения:
Мы вели расчет считая что в точке 3 напряжение составит 1115кВ в ходе обратной итерации было получено значение напряжения в точке 3 равное 11155кВ. Погрешность составила 005% что допустимо.
Потери активной электроэнергии в ЛЭП в режиме минимальных нагрузок составят: .
Потери напряжения составят 34%.
Таблица 52 – проверка диапазона РПН
Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого суммируем потоки активной и реактивной мощности на головных участках для нормального режима наименьших нагрузок:
Так как Qc > Q то нет необходимости увеличивать количество компенсирующих устройств.
3 Уточненный расчет послеаварийного режима
Случай 1: Отказ одной из цепей наиболее загруженного участка магистральной части сети – участок ТЭЦ-2.
Рисунок 6.6 – Расчётная схема послеаварийного режима случай 1
Таблица 53 – Расчетные мощности узлов
Таблица 54 - Активное и реактивно сопротивление участков
Таблица 55 – Расчёт мощности участков
Таблица 56 – Расчёт потери напряжения
Напряжение в точке 3 мы посчитали с двух концов. Расхождение составило 05%. Принимаем среднее значение напряжения:
Мы вели расчет считая что в точке 3 напряжение составит 1085кВ в ходе обратной итерации было получено значение напряжения в точке 3 равное 1084кВ. Погрешность составила 009% что допустимо. В точке 1 мы приняли напряжение 1065 кВ. В ходе обратной итерации было получено значение напряжения равное1064 кВ. Погрешность составила 009% что допустимо.
Потери активной электроэнергии в ЛЭП в аварийном режиме (случай 1) составят: .
Потери напряжения составят 15% (т.3) в кольцевой части сети и 33% в магистральной части сети (т.1).
Таблица 57 – проверка диапазона РПН
Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого суммируем потоки активной и реактивной мощности на головных участках для аварийного режима:
Случай 2: Отказ наиболее загруженного участка кольцевой части сети РПП-6. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рисунке 6.7.
Рисунок 6.7 - Расчетная схема послеаварийного режима
Таблица 58 – Расчетные мощности узлов
Таблица 59 – Расчёт мощности участков
Таблица 60 – Расчёт потери напряжения
Мы вели расчет считая что в точке 6 напряжение составит 87кВ в ходе обратной итерации было получено значение напряжения в точке 6 равное 83492кВ. Погрешность составила 4% что допустимо.
Потери активной электроэнергии в ЛЭП в аварийном режиме составят: .
Потери напряжения составят 242%. Однако в аварийном режиме допустима просадка напряжения на 20% от номинального где Uном=110 кВ. Проверим возможность регулировки напряжения устройством РПН.
Таблица 61 – проверка диапазона РПН
На ПС3 ПС5 и ПС6 в аварийном режиме не удалось полностью компенсировать потерю напряжения. Она составит 165% 30% и 168% соответственно что допустимо для аварийного режима. Следовательно делаем вывод о достаточности диапазона регулирования устройства РПН.
Так как Qc Q то делаем вывод о необходимости установки дополнительных компенсирующих устройств.
n = (QΣ- Qс)Qед = (52358 – 41417)04 = 273 или 28 штук.
Вывод: дополнительно устанавливаем 28 компенсирующих устройства на подстанциях 1 3 и 5 соответственно 6 18 и 4 штуки тогда реактивная мощность потребляемая на этих подстанциях составит:
Таким образом получим выдаваемую реактивную мощность что примерно соответствует потребляемой реактивной мощности.
Определение себестоимости передачи электроэнергии
Таблица 62 – Потери мощности
Число часов использования максимума Тmax = 7700.
- энергия которая вырабатывается в сети за год.
Таким образом получаем два уравнения с двумя неизвестными. Решаем их и находим tmax и tmin: 6110 и 2650 часов соответственно.
Потери электроэнергии в сети за лето и за зиму составят:
Энергия отпускаемая в сеть составит:
Энергия отпускаемая потребителям составит:
Издержки на возмещение потерь электроэнергии:
Капитальные затраты на КУ:
Зуд = 45475 тыс. руб.Мвар.
= 9339+ 596 + 532 + 475 + 424 =
Найдем себестоимость переданной потребителям электроэнергии:
Типовые схемы принципиальные электрические распределительных устройств напряжением 6-750 кВ подстанций и указания по их применению (№ 14198 тм – т. 1). М.: Энергосетьпроект 1993. 75 с.
Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. М.: Энергоатомиздат 1985. 220 с.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов Под ред. В.М. Блок. М.: Высшая школа 1990. 388 с.
Хусаинов И.М. Примеры расчетов электрических сетей: Учебное пособие для студентов специальности 100400 и направления 551700. Саратов: СГТУ. 1998 94 с.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат 1989. 592 с.
Боровиков В.А. Косарев В.К. Ходот Г.А. Электрические сети энергетических систем. Л.: Энергия 1977. 391 с.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем Под ред. С.С. Рокотяна и М.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат 1985. 349 с.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования Ананичева С.С. Мызин А.Л Шелюг С.Н.: ГОУ-ВПО УГТУ-УПИ 2005. 53 с.
Электрическая часть станций и подстанций Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования И.П. Крючков Б.Н. Неклепаев. М.: Энергоатомиздат 1989. 608 с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: Т.1. Электроснабжение Под общ. Ред. А.А. Федорова. М.: Энергоатомиздат 1986. 586 с.
Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание. М.: Информэлектро 1994