Разработка проекта электрической сети для снабжения электроенергией 6-ти промышленных районов

Проект.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ УКРАИНЫ
СУМСКОЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра электроэнергетики
Комплексный курсовой проект
Задание на курсовой проект4
Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии6
Составление вариантов сети и их предварительный технико-экономический анализ7
1.Выбор конфигурации сети7
2.Выбор номинального напряжения линий9
2.1.Выбор напряжения для схемы 19
2.2.Выбор напряжения для схемы 210
3.Выбор сечения проводов и их проверка12
3.1.Выбор проводов для схемы 112
3.1.1. По методу экономических интервалов12
3.1.2.По экономической плотности тока13
3.2.Выбор проводов для схемы 215
3.2.1.По методу экономических интервалов токовых нагрузок15
3.2.2.По экономической плотности тока16
4.Выбор конструкции воздушных линий электрической сети19
5.Выбор мощности и числа трансформаторов на подстанциях21
6.Выбор схем подстанций25
Технико-экономическое сравнение вариантов сети и выбор наилучшего27
Расчет режима максимальных нагрузок выбранного варианта сети34
1.Расчет мощностей на участках сети34
2.Расчет напряжения в узловых точках сети38
Определение коэффициентов трансформации трансформаторов для поддержания заданного напряжения сети40
Расчет основных технико-экономических показателей выбранного варианта сети45
1.Себестоимость передачи электроэнергии:45
2.Потери мощности в сети в процентах от мощности передаваемой потребителям:45
3.Суммарные потери энергии в процентах от полной энергии полученной потребителями 45
4.Капитальные затраты приходящиеся на 1 МВт передаваемой мощности:45
В последние года началось развитие промышленности появляются новые предприятия реанимируются старые. Промышленность начала вносить значительный вклад в увеличение энергопотребление. Расширяется плотность географического расположения потребителей электрической энергии. В связи с этим появляется потребность в расширении существующих сетей и в создании новых. Возрастающее количество энергопотребляющих объектов ведет к росту передаваемых по электрическим сетям мощностей. Одной из самых главных задач сегодня является экономичное использование существующего электрического оборудования и разработка нового с улучшенными параметрами.
Поэтому этот курсовой проект пишется с целью получения навыков проектирования энергетических систем научиться экономически обосновывать тот или иной вариант сети.
Задание на курсовой проект
От узловой подстанции системы "А" питаются шесть промышленных районов 1 2345 и 6. Требуется разработать проект электрической сети для снабжения электроэнергией потребителей этих районов. Географическое расположение источника питания и пунктов потребления энергии относительно друг друга указано на рисунке в листе задания.
В таблице приведены данные по нагрузкам потребителей: полная мощность в режиме максимальных нагрузок коэффициент мощности число часов использования максимальной нагрузки и состав потребителей I II III категории.
Напряжение на шинах источника питания (подстанция "А") принимается равным 105 Uном.
При выполнении проекта выполняется:
– составление характеристики электрифицируемого района и потребителей;
– составление вариантов схемы сети и их предварительный технико-экономический анализ;
– технико-экономическое сравнение вариантов сети и выбор наилучшего;
– расчет режима максимальных нагрузок для выбранного варианта сети;
– определение коэффициентов трансформации трансформаторов для поддержания заданного напряжения сети;
– расчет основных технико-экономических показателей сети для выбранного варианта.
Проект выполняется в виде расчетно-пояснительной записки и чертежа.
Чертеж выполняется на листе формата А1 на котором представляются:
Схемы сравниваемых вариантов сети района и таблица их технико-экономических показателей. На схеме показывается длина линий марка провода нагрузка потребителей.
Схема электрических соединений выбранного варианта с указанием коммутационных аппаратов (выключателей отделителей короткозамыкателей разъединителей) тип и мощность трансформаторов марки и длины проводов.
Чертеж выполняется в соответствии с требованием госта.
Таблица 1 – Параметры поребителей
Таблица 2 – Характеристика потребителей
Масштаб для потребителей 1 – 4 кммм
Масштаб для потребителей 5 и 6 по отношению к точке привязки кммм
Потребитель к которому привязаны потребители
Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии
Решение задачи проектирования электрической сети определяется особенностями района в котором находятся предполагаемые потребители электрической энергии. Поэтому необходимо дать характеристику потребителям электроэнергии и району в котором проектируется сеть.
В характеристике потребителей указывается:
– наименование производства или группы потребителей которые в проекте представлены нагрузками и характеризуются числом часов использования максимальной нагрузки;
– состав потребителей (электроприемников) по категориям надежности электроснабжения в процентах от суммарной нагрузки.
Характеристика потребителей электроэнергии и электрифицируемого района позволит принять решение о возможности сооружения сети воздушными или кабельными линиями определить марку и сечение провода тип и материал опор.
Составление вариантов сети и их предварительный технико-экономический анализ
Выбор схемы районной электрической сети представляет собой сложную технико-экономическую задачу которая предполагает комплексное решение основных вопросов проектирования.
1. Выбор конфигурации сети
Электрические сети районного значения напряжением 35–500 кВ проектируются в основном воздушными линиями электропередачи.
При проектировании электрической сети источники питания можно различным способом соединить линиями с электропотребителями а последние – между собой. При этом схемы электрической сети должны с возможно меньшими затратами обеспечить необходимое качество электроэнергии у потребителей и требуемую надежность электроснабжения. Для получения оптимальной конфигурации сети используется вариантный метод состоящий в том что для заданного расположения потребителей и источников питания намечается несколько возможных вариантов сети. Из них выбирается лучший путем их технико-экономического сравнения. Намечаемые варианты не должны быть случайными: каждый вновь предлагаемый вариант должен исключать недостатки предыдущего.
В радиальных сетях меньше потери мощности их проще реконструировать при росте нагрузок для них можно применять более простые схемы ПС. Кольцевые сети обеспечивают больший охват территории для комплексного электроснабжения потребителей более высокую надежность. Многоконтурная сеть характеризуется сложными схемами подключения ПС трудностями обеспечения оптимального режима повышенными уровнями токов короткого замыкания (КЗ).
На рисунке 1 представлены схемы вариантов сети
Рисунок 1– Схемы вариантов сети
На рисунке 1 представлены два варианта замкнутой сети и три – радиальной. Для дальнейшего рассмотрения мы должны оставить один кольцевой вариант и один радиальный. Проанализируем варианты. Относительно потребителей 2 и 4 скажем что они являются потребителями третьей категории и их питание может происходить с одной стороны поэтому эти потребители не целесообразно замыкать в кольцо с потребителями первой категории которые должны запитываться с двух сторон. Электроснабжение второго и четвёртого потребителя удобнее осуществлять от шин высокого напряжения проходных подстанций 1 и 3 соответственно чем от источника А так как при этом уменьшается длинна линий что видно из рисунка 1 а так же требуется меньше количество выключателей на источнике питания. Исходя из вышесказанного принимаем к дальнейшему рассмотрению радиальный вариант 1 схема"Г" и кольцевой вариант 2 схема "Б".
2.Выбор номинального напряжения линий
Номинальное напряжение электрической сети существенно влияет как на ее технико-экономические показатели так и на технические характеристики. Так при повышении номинального напряжения (при прочих равных условиях) снижаются потери мощности и электроэнергии т.е. снижаются эксплуатационные расхода уменьшаются сечения проводов и затраты металла на сооружение линии растут предельные мощности передаваемые по линиям облегчается развитие сети но увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего Uном требует наоборот меньших капитальных затрат но приводит к большим эксплуатационным расходам и обладает меньшей пропускной способностью.
Для предварительного определения Uном используется формула Г.А. Илларионова:
где L – длина линии км;
Р – передаваемая мощность МВт.
Эта формула дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ.
2.1. Выбор напряжения для схемы 1
Длинна участков (см. Схема 1):
Л-1 – 261 км; Л-2 – 178 км; Л-3 – 375 км; Л-4 – 34 км; Л-5 – 09 км;
Длина участков указана учетом провисания проводов.
Полная мощность потребителей:
Исходя из длины линий и мощности передаваемых по ним определим напряжения по формуле Илларионова
Для линий 1 2 3 и 4 выбираем номинальное напряжение 110 кВ
а для линий 5 и 6 – 10 кВ (см. Рисунок 1(Г).
2.2. Выбор напряжения для схемы 2
Л-6 – 125 км Л-7 – 63 км.
Так как линии 1 и 4 для обеих схем одинаковы то номинальное напряжение для них так же будет одинаковое – 110 кВ и для потребителей 5 и 6 – 10 кВ. Для того что бы определить номинальное напряжение на замкнутом участке сети необходимо рассчитать потокораспределние мощности для чего определяем расчетные нагрузки узлов 1 и 3.
Определяем мощности на замкнутом участке линии. Для этого разорвём кольцо по источнику и определим точку потокораздела (см. Рисунок 2).
Рисунок 2 – Преобразованная схема кольцевого участка сети
В замкнутом участке сети напряжение на линиях должно быть одного класса поэтому для линий 13 и 7 выбираем одинаковое номинальное напряжение - 110 кВ (см. Рисунок 1 Б)).
3.Выбор сечения проводов и их проверка
Выбор сечения проводов воздушных линий электропередач будем проводить по методу экономических интервалов и экономической плотности тока.
3.1.Выбор проводов для схемы 1
3.1.1.По методу экономических интервалов
Сечения проводов надо выбирать по расчетной токовой нагрузке линии Ip которая определяется по выражению:
где - ток в лини в нормальном режиме соответствующий максимуму нагрузки энергосистемы; - коэффициент учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии для линий 110 – 220 кВ принимается равным 105; - коэффициент учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб.
В нормальном режиме работы сети наибольший ток в каждой цепи линии равен:
Определяем расчетную токовую нагрузку цепи по выше указанной формуле:
3.1.2.По экономической плотности тока
Определим токи в линиях протекающие при нормальном режиме работы сети
Теперь зная токи в нормальном режиме рассчитаем экономическое сечение проводов по формуле:
где Im ток нормального режима;
je – экономическая плотность тока (из справочника).
3.2.Выбор проводов для схемы 2
Так как конфигурация линий Л-2 Л-4 Л-5 и Л-6 одинакова для обеих схем то и сечение проводов для этих линий тоже будет одинаковым (см. Рисунок 2: Б)Г)).
3.2.1.По методу экономических интервалов токовых нагрузок
Чтобы рассчитать наибольший ток в каждой цепи линии необходимо определить потоки мощности на замкнутом участке что было сделано в пункте 3.2.2
3.2.2.По экономической плотности тока
Результаты расчета и выбранные по ним марки провода сведем в таблици
Таблица 3 – Выбор проводов по методу экономической плотности тока
Выбранная марка провода мм2
Допустимый ток по условию нагрева А
Таблица 4 – Выбор проводов по методу экономических интервалов токовых нагрузок
4.Выбор конструкции воздушных линий электрической сети
Конструкция воздушных линий определяется районами прохождения их трасс и районированием климатических условий территории страны по скоростным напорам ветра толщине гололёдных образований грозовой активности и интенсивности пляски проводов. Территория города Сумы относится ко – му району по скоростному напору ветра и к – му по толщине гололёдообразованию.
Опоры ВЛ делятся на анкерные и промежуточные. Опоры этих двух основных групп различаются способом подвески проводов. На промежуточных опорах провода подвешиваются с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов (Рисунок 3). Опоры анкерного типа служат для натяжения проводов на этих опорах провода подвешиваются с помощью подвесных гирлянд.
Рисунок 3 – Схема анкерного пролета ВЛ и пролета пересечения с железной дорогой
Анкерные опоры предназначены для жесткого закрепления проводов в особо ответственных точках ВЛ.
Металлические опоры применяемые на линиях электропередачи напряжением 35 кВ и выше достаточно металлоемкие и требуют окраски в процессе эксплуатации для защиты от коррозии. Устанавливают металлические опоры на железобетонных фундаментах.
Железобетонные опоры требуют меньше металла чем металлические просты в обслуживании и поэтому широко применяются на ВЛ до 500 кВ включительно.
Анализируя выше сказанное выбираем для установки железобетонные опоры представленные на рисунке 4.
Рисунок 4 – Выбранные опоры ВЛ
а) промежуточная опора; б) анкерная опора
5.Выбор мощности и числа трансформаторов на подстанциях
Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов) на ПС зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанции потребителей и является технико-экономической задачей. В практике проектирования на ПС всех категорий предусматривается как правило установка двух трансформаторов. Мощность каждого из трансформаторов выбирается равной 07 от максимальной нагрузки ПС (Sмакс). В аварийных режимах трансформаторы допускают в течение не более 5 суток перегрузку в 14 номинальной мощности (Sном) на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки. Поэтому для двухтрансформаторной ПС при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора принимается равной 07 Sмакс т.е.
При наличии резервирования (часть нагрузки ПС резервированная по сетям вторичного напряжения) мощность каждого трансформатора должна быть равной 07 Sав но не менее Sмакс 2.
Sав = Sмакс – Sрез - нагрузка ПС в послеаварийном режиме выхода одного трансформатора.
Применение однотрансформаторной ПС допускается для потребителей третьей категории мощностью до 63 МВА если в сетевом районе имеется передвижной резерв дающий возможность замены поврежденного трансформатора в течение суток. Мощность однотрансформаторной ПС определяется максимальной загрузкой трансформатора в нормальном режиме (до 100%) т.е.
Так как конфигурация сети не влияет на количество и мощность трансформаторов то выбранные трансформаторы на подстанциях будут одинаковы для обеих схем
Выбор трансформатора для ПС 1:
Так как потребитель 1 первой категории то для него необходимо питание от двух трансформаторов поэтому устанавливаем два параллельно работающих трансформатора
- коэффициент загрузки
Выбираем трансформатор ТРДН-40000115
Выбор трансформатора для ПС 2:
Потребитель 2 третьей категории поэтому питание может осущетвлятся от одного трансформатора. На ПС 2 устанавливаем один трансформатор.
Выбор трансформатора для ПС 3:
На эту понизительную подстанцию требуется установка двух трансформаторов так как 3-ий потребитель относится к 1-ой категории. Так же к шинам низшего напряжения будут подсоединены линии электропередач питающие потребителей 5 и 6 (см. Приложение 1) поэтому при расчете мощности трансформатора будет учитываться мощность потребителей 5 и 6.
Потребитель 4 третьей категории поэтому питание может осуществляться от одного трансформатора. На ПС 4 устанавливаем один трансформатор.
Выбранные трансформаторы для потребителей 1-4 одинаковы тогда технические данные этого трансформатора приведём в таблице 5.
Таблица 5 - Параметры трансформаторов на ПС 1-4
Регулирование напряжения осуществляется за счет РПН в нейтрали обмотки ВН. Пределы регулирования напряжения ±9178%
Выбор трансформатора для ПС 5.
Выбор трансформатора для ПС 6.
Для потребителей 5 и 6 устанавливаем по одному одинаковому трансформатору технические данные которого приведены в таблице 6.
Таблица 6 – Параметры трансформатора для потребителей 5 и 6
+2×25% - 2×25% - пределы регулирования напряжения РПН на стороне ВН.
Рассчитываем потери реактивной мощности из опыта Х.Х. по формуле
6.Выбор схем подстанций
Схема ПС состоит из распредустройства низкого напряжения трансформатора и распредустройства высокого напряжения.
Главная схема ПС представляет собой графическое изображение соединений электрооборудования сборных шин и коммутационной аппаратуры подстанции между собой и отходящими линиями. Главная схема зависит от способов присоединения ПС к сети номинального напряжения сети числа присоединений (линий и трансформаторов). Поэтому выбор главной схемы ПС выполняется одновременно с выбором конфигурации сети.
Главная схема электрических соединений ПС должна отвечать следующим основным требованиям:
– обеспечивать надежное электроснабжение потребителей;
– обеспечивать надежность транзита мощности через ПС;
– быть простой гибкой и экономичной в эксплуатации;
– автоматически восстанавливать питание потребителей в послеаварийном режиме;
– учитывать возможность развития распределительных устройств (РУ) всех напряжений.
Главные схемы электрических соединений ПС выбираются с использованием типовых схем
Исходя из применяющихся типов конфигурации сети схемы присоединения ПС можно разделить на тупиковые ответвительные проходные узловые.
В сетях 35-220 кВ широко применяются упрощенные схемы ПС без выключателей или с ограниченным числом выключателей на стороне ВН в зависимости от схемы сети. Способ присоединения ПС к сети напряжение и количество присоединяемых линий а также вид применяемых коммутационных аппаратов .
В нашем случае выбираем схемы ПС показанные на рисунке 5.
Рисунок 5 – Схемы ПС
а) однотрансформаторная ПС; б) двухтрансформаторная ПС
Технико-экономическое сравнение вариантов сети и выбор наилучшего
Важнейший технико-экономический показатель – это капитальные вложения т.е. расходы необходимые для сооружения сетей станций энергетических объектов.
Для электрической сети:
где Кл – капитальные вложения на сооружение линий д.е.;
Кпс – капитальные вложения на сооружение подстанций д.е.
Капитальные вложения на сооружение линий состоят из затрат на изыскательские работы и подготовку трассы затрат на приобретение оборудования (опор изоляторов проводов и проч.) на их транспортировку монтаж и другие работы.
Капитальные затраты на сооружение ПС состоят из затрат на подготовку территории приобретение трансформаторов выключателей и прочего оборудования затрат на монтажные работы. Капитальные вложения определяются по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети или по специально составленным сметам.
Стоимость воздушных линий зависит от напряжения сечения провода конструкции и материала опор а также от внешних нагрузок (гололеда и ветра). Стоимость 1 км воздушных линий (к) приводится в справочных материалах. Зная стоимость 1 км воздушных линий и их длину L находим затраты на сооружение линии:
Затраты по РУ определяются суммированием стоимостей ячеек открытых и закрытых распределительных устройств (ОРУ и ЗРУ).
Постоянная часть затрат включает стоимость здания ПС затраты на освоение территории оборудование собственных нужд ПС и т. д.
Таким образом капитальные затраты по ПС:
Кпс = Кру + Кт + Кку + Кпост.
Вторым важным технико-экономическим показателем являются эксплуатационные расходы (издержки) необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течение одного года:
где Ил Ипс – эксплуатационные расходы для линий и подстанций д.е.год;
ИЭ – стоимость потерь электроэнергии д.е.год;
Аа.л Ар.л Ао.л – ежегодные отчисления на амортизацию текущий ремонт и обслуживание ЛЭП в относительных единицах 1год;
Аа.пс Ар.пс Ао.пс – то же применительно к ПС.
Значения коэффициентов ежегодных отчислений приводятся в справочных данных. Отчисления на амортизацию включают издержки на капитальный ремонт и на накопление средств необходимых для замены (реновации) изношенного и морально устаревшего оборудования. Отчисления на текущий ремонт предназначены для поддержания оборудования в рабочем состоянии (замена изоляторов окраска опор исправление небольших повреждений). Отчисления на обслуживание расходуют на зарплату персонала транспортные средства.
Стоимость потерь электроэнергии определяется как:
где Э – потери электроэнергии кВтч;
q – затраты на компенсацию потерь 1 кВтч электроэнергии д.е.(кВтч). Стоимость потерь электроэнергии зависит от района расположения сети и от Uном сети берется из справочных материалов.
При технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты т.е. такие в которых потребитель получает нужную электроэнергию заданного качества при заданной степени надежности.
На первом этапе технико-экономического сравнения выбирают допустимые по техническим требованиям варианты а на втором этапе из них выбирают оптимальный по технико-экономическим показателям. Допустим что надо сравнить два варианта: радиальный (вариант 1) и кольцевой (вариант 2). Самый простой путь – это определить капитальные вложения и издержки по вариантам и сравнить их. Если К1 > К2 и И1 > И2 то выбирают вариант 2. Наиболее часто встречается более сложный для сравнения случай когда К1 > К2 а И1 И2 (или наоборот).
Сопоставление вариантов схемы сети осуществляется в результате расчетов сравнительной экономической эффективности капитальных вложений. Экономическим критерием по которому определяют наивыгоднейший вариант является минимум приведенных затрат грнгод вычисляемых по следующей формуле:
где К – капитальные вложения необходимые для сооружения сети причем предполагается что строительство ее продолжается не более года;
И – ежегодные эксплуатационные издержки предполагаемые неизменными в течение всего рассматриваемого периода эксплуатации;
р – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений принимается р = 012 (1год).
Вариант с наименьшими приведенными затратами принимается наивыгоднейшим или экономически целесообразным.
Прежде чем приступить к расчету капиталовложений для двух вариантов схемы следует исключить одинаковые элементы схем сети. В данном случае одинаковыми трансформаторы на этих ПС и линии 2 4 5 и 6. Различие в этих схемах состоит в наличии на ПС "А" 4 – х выключателей для радиальной схемы а для кольцевой схемы их необходимо 2. Так же различие есть в линиях электропередач.
Для кольцевого варианта:
Для линии А1 с проводом марки АС-240 и длиной 375 км на одноцепных железобетонных опорах с районом по гололеду – 3 находим из таблицы справочника [1 табл. 2.3.3] стоимость сооружения 1 км воздушных линий напряжением 110кВ – 151 д.е.км тогда КлА1 = 151 261 = 39411 д.е. Аналогичные расчеты проводим для остальных линий обоих вариантов полученные данные сводим в табл. 7.
Капитальные затраты на сооружение ПС: Кпс = Кру + Кт + Кку + Кпост. Капиталь ные затраты на КУ (Кку) в данном случае не рассматриваем капитальные затраты на трансформаторы (Кт) для обоих вариантов одинаковые поэтому их тоже не учитываем.
По справочнику [1 табл. 2.2.2] находим стоимость ячейки ОРУ с воздушным выключателем для Uном = 110кВ:
Кру = 42 2 = 84 д.е.
Постоянную часть затрат находим из справочника [3 табл. 9.35]:
Кпост = 2 210 = 420д.е.
Общие капитальные затраты на ПС для кольцевого варианта:
Кпс = Кру + Кпост = 84 + 420 = 504 д.е.
Аналогично проводим расчет для радиальной схема ее затраты на подстанцию будут состоять из Кпост. Результаты расчетов сводим в табл. .
Общие капитальные затраты на линии и подстанции для кольцевого варианта:
К = Кл + Кпс = 1831 + 504 = 2335 д.е.
Эксплуатационные расходы (издержки) по сети:
Эксплуатационные расходы на воздушную линию:
Данные по ежегодным отчислениям на амортизацию текущий ремонт и обслуживание берут из справочников [2 табл. 6.1].
Эксплуатационные расходы на ПС:
Затраты на компенсацию потерь:
где q – стоимость потерь 1 кВтч электроэнергии принимается равной 156 10-4 д.е.кВтч;
Э – потери электроэнергии в элементах сети которые состоят из потерь энергии в линиях и потерь энергии в трансформаторах подстанции. Однако в данном расчете потери энергии в трансформаторах не учитываем так как они одинаковы в обоих вариантах.
Потери энергии в воздушных линиях электропередачи:
Эл = Ркор Т+ Рмакс t
где Ркор – среднегодовые потери мощности на корону МВт учитываются при Uном > 110 кВ;
Т – число часов в году ч;
Рмакс – потери мощности при максимальной нагрузке МВт.
t – время максимальных потерь ч;
Рассматриваемая ЛЭП имеет Uном = 110 кВ поэтому первую составляющую не учитываем.
Определим время потерь по следующей формуле:
Потери энергии для линии А1 кольцевого варианта сети:
где Рк и Qк – соответственно активная и реактивная мощности в конце линии;
R0 – удельное сопротивление линии Омкм.
Аналогично проводим расчет для остальных линий обоих вариантов сети помня что сопротивление двухцепной линии в два раза меньше чем одноцепной линии.
Общие эксплуатационные потери (издержки) для кольцевого варианта:
И = Ил + Ипс + ИЭ = 513 + 474 + 2061 = 2160 д.е.
Приведенные затраты по кольцевому варианту:
З1 = р К + И = 012 2335 + 2160 = 2440 д.е.
Приведенные затраты по радиальному варианту:
З2 = р К + И = 012 13007 + 1158 = 13141 д.е.
Таким образом затраты по варианту кольцевому варианту меньше:
Делаем вывод что кольцевой вариант схемы сети экономически более целесообразен.
Таблица 7 – Технико-экономические показатели сравнения двух вариантов
Стоимость 1км линии провод АС-70
на железобетонных опорах одноцепной:
Стоимость 1 км линии провод АС-95: двухцепной
Стоимость 1 км линии провод АС-150: двухцепной
Стоимость 1 км линии провод АС-185
Стоимость 1 км линии провод АС-240
Суммарная стоимость линий (Кл)
Стоимость ячейки ОРУ с В:
Постоянная часть затрат:
Суммарные затраты на ПС (Кпс)
Суммарные затраты на сеть (К)
Ежегодные эксплуатационные издержки
Отчисления на амортизацию ремонт
обслуживание линий (Ил)
Стоимость потерянной энергии (Иэ)
Суммарные ежегодные издержки (И)
Приведенные затраты (З)
Таким образом затраты по варианту радиальному варианту меньше:
Делаем вывод что радиальный вариант схемы сети экономически более целесообразен.
Расчет режима максимальных нагрузок выбранного варианта сети
На рисунке 6 представлена электрическая схема соединений сети
Рисунок 6 – Электрическая схема соединений сети
1.Расчет мощностей на участках сети
Активное сопротивление линии:
где l- длина линии (км) r0- удельное сопротивление (Омкм).
Реактивное сопротивление линии:
где l- длина линии (км) х0- удельное реактивное сопротивление (Омкм).
Реактивная проводимость линии:
где l- длина линии ( км) b0- удельная емкостная проводимость (Смкм).
Зарядная мощность линии:
Потери мощности в линии:
Найдём параметры схемы замещения (см. Рисунок 7)
Рисунок 7 – Схема замещения сети
Потребители 1 и 3 первой категории поэтому питания потребителей происходит по двум параллельным линиям. Потребитель 6 – второй категории питание происходит по двухцепной линии. Потребители 24 и 5 –третьей категории питание происходит по одноцепной линии.
Данные по расчету сопротивлений и зарядных мощностей участков сети рассчитанных по вышеуказанным формулам приведем в таблице 8.
Таблица 8 – Сопротивления и зарядные мощности участков сети.
Находим потоки мощностей на участках сети (см. рис. 7).
- потери холостого хода трансформатора МВА
- потери в трансформаторе МВА
- потери на участке сети МВА
где - мощность в конце участка
- мощность в начале участка
Мощность необходимая для питания потребителей от источника питания с учетом потерь в линиях:
2.Расчет напряжения в узловых точках сети
Напряжение находится используя данные формулы:
Где активная мощность на участке (МВА)
реактивная мощность на участке (МВА)
активное сопротивление (Ом)
реактивное сопротивление (Ом)
Модуль напряжения: ( кВ )
Напряжение в узле 1:
Напряжение в узле 4:
Напряжение в узле 3:
Напряжение в узле 2:
Напряжение в узле 5:
Определение коэффициентов трансформации трансформаторов для поддержания заданного напряжения сети
Для обеспечения качества электроэнергии у потребителя необходимо поддерживать в разных точках сети определенное напряжение т.е. регулировать напряжение. На подстанциях часто используют так называемое встречное регулирование напряжения которое состоит в поддержании повышенного напряжения на шинах подстанции низкого напряжения (5–10% Uном сети) в период максимальных нагрузок и его снижения до номинального в период минимальных нагрузок.
Будем рассматривать регулирование напряжения с помощью трансформаторов с РПН (регулирование под нагрузкой). Для возможности регулирования напряжения трансформаторы снабжаются ответвлениями и механизмом их переключения с помощью которого можно изменять число витков трансформатора следовательно и коэффициент трансформации.
Нагрузка подстанций на стороне низшего напряжения (SПС) определяется с учетом потерь мощности в трансформаторах (SТ):
SПС1 = S1 + SТ1; SПС2 = S2 + SТ2; SПС3 = S3р + SТ3; SПС4 = S4 + SТ4
Потери мощности в трансформаторе определяем по формуле:
где n – количество трансформаторов;
Р и Q – активная и реактивная нагрузки трансформаторов на стороне ВН;
Uном – номинальное напряжение сети;
RТ ХТ – сопротивления трансформатора.
Нагрузка подстанций на стороне низшего напряжения с учетом потерь мощности в трансформаторах:
SПС1 = S1 + SТ1 = (42 + j315) + (0159 + j3952) = 42159 + j35452 (МВА).
SПС2 = S2 + SТ2 = (23 + j7558) + (0068 + j1681) = 23068 + j9239 (МВА).
SПС3 = S3р + SТ3 = (43082 + j27778) + (0152 + j3768) = 43234 + j31546 (МВА).
SПС4 = S4 + SТ4 = (23 + j12422) + (0079 + j196) = 23079 + j14382 (МВА).
Напряжение на низкой стороне трансформаторов приведенное к высокой:
где UВ – напряжение на ВН трансформатора;
РПС и QПС – активная и реактивная мощности определенные нагрузкой на стороне НН и потерями мощности в обмотках трансформатора;
RТ и ХТ – сопротивления трансформаторов;
UТ – потери напряжения в трансформаторе;
n – количество трансформаторов.
Тогда потери напряжения в трансформаторах ПС1:
Потери напряжения в трансформаторах ПС2:
Тогда потери напряжения в трансформаторах ПС3:
Потери напряжения в трансформаторах ПС4:
Напряжение на шинах НН с учетом потерь напряжения в трансформаторах приведенное к высшему:
По условию встречного регулирования на стороне НН в режиме максимальных нагрузок должно поддерживаться напряжение (UЖЕЛ) на 5% выше номинального: UЖЕЛ = 105 UНОМ.СЕТИ.
Для ПС1 ПС2 ПС3 и ПС4: UЖЕЛ = 105 UНОМ.СЕТИ = 105 10 = 105 кВ.
Напряжение ответвления трансформаторов для ПС1:
напряжение ответвления трансформаторов для ПС2:
Напряжение ответвления трансформаторов для ПС3:
напряжение ответвления трансформаторов для ПС4:
Для поддержания желаемого напряжения на стороне НН выбираем номер ответвления обмотки трансформатора (N) с учетом полученного напряжения ответвления. Пределы регулирования трансформаторов берем из табл. 5.
Номер ответвления для ПС1:
Берем ближайшее ответвление – 5. Напряжение ближайшего стандартного ответвления для ПС1:
5 – 5 00178 115 = 104765 кВ.
Действительное напряжение на шинах НН ПС1 при этом ответвлении определяем по формуле:
Аналогично определяем для ПС2. Номер ответвления для ПС2:
Берем ближайшее ответвление – 7. Напряжение ближайшего стандартного ответвления для ПС2:
5 – 7 00178 115 = 100671 кВ.
Действительное напряжение на шинах ПС2 при этом ответвлении:
Номер ответвления для ПС3:
Берем ближайшее ответвление – 5. Напряжение ближайшего стандартного ответвления для ПС3:
Действительное напряжение на шинах НН ПС3 при этом ответвлении определяем по формуле:
Номер ответвления для ПС4:
Берем ближайшее ответвление – 5. Напряжение ближайшего стандартного ответвления для ПС4:
Действительное напряжение на шинах ПС4 при этом ответвлении:
Расчет основных технико-экономических показателей выбранного варианта сети
1.Себестоимость передачи электроэнергии:
2.Потери мощности в сети в процентах от мощности передаваемой потребителям:
3.Суммарные потери энергии в процентах от полной энергии полученной потребителями района:
4.Капитальные затраты приходящиеся на 1 МВт передаваемой мощности:
КО = К Рмакс = 2717 136203 = 1995 д.е. МВт.
С.С. Ананичева А.Л. Мызин С.Н. Шелюг «Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования» Екатеринбург 2005.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети:Учебник для вузов.—М.: Энергоатомиздат 1989 г.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем В.В.Ершевич Л.И. Зейлигер Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М. 1985.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.
Расчеты и анализ режимов работы сетей: Учеб. пособие для вузов Под ред. В.А. Веникова. – М. 1974.

Сеть.dwg

ККП 3.6.090603.177 ГЧ
Геометричиские схемы сети
- первая категория потребителя
- вторая категория потребителя
- третья категория потребителя
Электрическая схема сети