Проектирование сети для электроснабжения промышленного района

рабочий вариант.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
КУРГАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра энергетики и технологии металлов
Проектирования сети для электроснабжения
промышленного района
Расчётно-пояснительная записка
Дисциплина: «Электропитающие системы и электрические сети»
Студент группы: ТСЗ – 30614 С Сунагатов Т.С.
Руководитель: Помялов С.Ю.
Расчет баланса мощности расстановка компенсирующих устройств . . . 3
Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта.. 7
Предварительный приближенный расчет трех отобранных вариантов . . 12
Технико – экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего .26
Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта . . . . 46
1 Уточнённый расчёт режима наибольших нагрузок . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
2 Уточнённый расчёт режима наименьших нагрузок . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
3 Уточнённый расчёт послеаварийного режима . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
Проверка достаточности регулирования регулировочного диапазона трансформаторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
Уточнение баланса мощности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .54
Основные технико-экономические показатели сети . . . . . . . . . . . . . .. . 55
Список литературы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств
1 Расчет активной мощности всей энергосистемы
Потери активной мощности в линиях и трансформаторах принимаем в размере 4% от :
2 Расчет реактивной мощности всей энергосистемы:
Для этого рассчитываем реактивную мощность каждого потребителя
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.
Потери реактивной мощности в трансформаторах потребителей принимаем равными 10% от полной мощности:
Для этого рассчитаем полную мощность всех потребителей:
Потери реактивной мощности в линиях и реактивная мощность генерируемая воздушными линиями в предварительных расчетах можно принять равными друг другу. Тогда реактивная мощность всей энергосистемы
МВт. Эту мощность потребляется с РПП.
Далее определяем реактивную мощность получаемую от системы и ТЭЦ:
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:
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей.
Принимаем к установке компенсирующие устройства типа ККУ-10-2 с единичной мощностью 04 Мвар. Определяем количество компенсирующих устройств для каждого потребителя:
Условия выполняются так как разность составляет 265 квар.
Определим реактивную мощность потребляемую на подстанциях потребителей после компенсации:
Расчеты заносим в таблицу 1.
Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта
Географическое расположение источника и потребителей представлено на рисунке 2.1. Там же указаны расстояния между пунктами (в километрах). Предполагается что в пункте 2 3 4 имеются потребители 1 2 и 3 категории по надежности а в остальных пунктах потребители 3 категории но учитываем то что со временем во всех пунктах могут появиться потребители 1 и 2 категорий.
Рисунок 2.1 - Взаимное расположение источников и потребителей
Все составленные варианты делятся на три группы: радиально – магистральные схемы кольцевые схемы и комбинированные. Из каждой группы выбираем наиболее конкурентоспособный вариант. В качестве критерия будем использовать общую длину линий «в одноцепном исчислении». Примем что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше чем одноцепной.
Вариант 1 (рисунок 2.2) представляет собой радиально-магистральную сеть. Все линии двухцепные. Подстанции 1 2 4 - тупиковые 3 – проходная. Общая длина линий равна: L=15·(30+20+48+92+80)=405 км.
Общее количество выключателей N=40 штук.
Рисунок 2.2 - Радиально - магистральная сеть (вариант 1)
Вариант 2 (рисунок 2.3) является развитием варианта 1 но ПС 2 становится проходной. Однако протяженность линий в этом варианте меньше и затраты на строительство линий ниже.
Общая длина линий равна L=15·(30+20+48+72+80)=375 км.
Рисунок 2.3 - Радиально - магистральная сеть (вариант 2)
Вариант 3 (рисунок 2.4) комбинированная сеть. ПС 1 и ТЭЦ питаются по кольцевой сети.
Общая длина линий равна: L=15·(30+20+48)+92+100+80=419 км.
Общее количество выключателей N=30 штук.
Рисунок 2.4 - Комбинированная сеть (вариант 3)
Вариант 4 (рисунок 2.5) комбинированная сеть. В нем ПС 3 и 4 объединены в кольцевую сеть. Это позволяет уменьшить суммарную длину линий.
Общая длина линий равна: L=15·(48+72+80)+30+20+46=396 км.
Общее количество выключателей N=24 штуки.
Рисунок 2.5 - Комбинированная сеть (вариант 4)
Вариант 5 (рисунок 2.6) предполагает соединение всех потребителей в одно кольцо. Общая длина ЛЭП при этом минимальна. Существенный недостаток этого варианта – большая протяженность кольца. Возможно что в послеаварийном режиме возникающем после отключения одного из головных участков общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой. Общая длина линий равна: L=30+20+60+72+100+80=362 км.
Общее количество выключателей N=22 штуки.
Рисунок 2.6 - Кольцевая сеть (вариант 5)
Общее количество вариантов получилось 5. Чтобы не проводить технико-экономический расчет всех вариантов сразу же отберем наиболее конкурентоспособные из них а остальные отбросим. Для этого проведем оценочные расчеты позволяющие сравнить между собой варианты с одинаковыми принципами построения схем сети хотя бы в первом приближении.
Например варианты 1 и 2 все имеют радиально–магистральные резервированные схемы с двухцепными линиями но 2 вариант имеет меньшую длину линий. Поэтому в дальнейшем будем рассматривать только вариант 2.
Варианты 3 и 4 также относятся к одному принципу конфигурации сети. В них часть потребителей питается по кольцевой сети часть – по радиально-магистральной. Среди вариантов этой группы для дальнейшего рассмотрения оставляем вариант 4 так как он имеет наименьшую протяженность.
Из вариантов кольцевой сети выбираем вариант 5.
Предварительный расчет отобранных вариантов
Выбрали три варианта: 2 4 и 5.
– радиально-магистральная сеть;
– комбинированная сеть;
Мощности потребителей в часы наибольших нагрузок для этих вариантов взяты из расчета баланса мощности.
1 Радиально-магистральная сеть
Расчетная схема этого варианта сети представлена на рисунке 3.1.
Рисунок 3. SEQ Рисунок * ARABIC 1 – Расчетная схема варианта 2
Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так поток мощности на участке 2-1 равен мощности потребителя 1 то есть:
S2-1=(266+j11741) МВ·А
Поток мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 3.1.1 а также наносим на расчетную схему.
Далее с помощью формулы Илларионова определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке 2-1:
Где Р - активная мощность текущая по участку; L – длина участка; n – число цепей.
Ближайшее стандартное значение с учетом перспективного развития района и следовательно увеличения нагрузки принимаем 110 кВ.
Аналогично проводим расчеты для остальных участков и результаты помещаем в таблицу 3.1.1.
Таблица 3.1.1 – Выбор напряжения на участках
Выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов.
Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле:
Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.1.2.
Определяем расчетную токовую нагрузку линии:
- коэффициент учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии для линий 110 кВ принимается равным 105;
- коэффициент учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в максимум энергосистемы для Тнб=5300: .
Расчетная токовая нагрузка участка 2-1:
Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.1.2.
По справочным материалам в зависимости от напряжения расчетной токовой нагрузки типа опор количества цепей и района по гололеду определяем сечение провода воздушной линии.
Будем считать что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду и будут использоваться двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Расчетная токовая нагрузка участка не должна превышать токовую нагрузку выбираемого сечения. Выбранные таким образом сечения заносим в таблицу 3.1.2.
Таблица 3.1.2 – Выбор сечений проводов
Проверяем выбранный провод по техническим ограничениям. 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 - табличное значение допустимого тока; kt=10 – поправочный коэффициент на температуру окружающей среды.
Для участка 2-1 когда одна из цепей линии будет выведена из работы ток в оставшейся цепи удвоится то есть достигнет величины 152609 А. Допустимая же нагрузка для провода марки АС – 9516 составляет 330 А то есть значительно выше. Следовательно участок 2-1 выдержит нагрев токами послеаварийных режимов сети.
Аналогично проверяем остальные участки и заносим результаты в таблицу 3.1.3.
Таблица 3.1.3 – Проверка на нагрев в аварийном режиме
Проверка по потере напряжения 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 :
Допустимые значения потери напряжения никакими нормативными документами не устанавливаются. Однако учитывая допустимые по ГОСТ 13109-97 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% для 35-110 кВ в нормальном режиме;
=20% для 35-110 кВ в аварийном режиме.
Если потери напряжения в сети будут больше допустимых значений то нужно предусмотреть дополнительные устройства регулирования напряжения или рассмотреть другой вариант сети.
Определяем потерю напряжения на участке 2-1:
Определяем потерю мощности на участке 2-1:
Аналогичные расчеты проводим для остальных участков результаты заносим в таблицу 3.1.4.
Таблица 3.1.4 – Расчет потерь напряжения и активной мощности
Наиболее удаленным потребителем является ПС 1. Падение напряжения до ПС 1 составит: UРПП-1=9876 %. Это меньше чем допустимые потери =15%.
Суммарные потери активной мощности в сети: Р=7228 МВт.
Делаем проверку с учетом аварийного режима. В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем режимы которые возникают после отказа одной из цепей на том участке где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Для данной сети участок РПП-4. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Таким образом наибольшая потеря напряжения в послеаварийном режиме будет в магистрали РПП – 2 и составит:
UПАВ =2UРПП-2+U2-1=14904 % что меньше допустимого =20%.
Теперь выбираем трансформаторы.
ПС2: Среди потребителей имеются потребители II категории поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:
Выбираем два трансформатора ТДН-10000110.
Аналогично выбираем трансформаторы на остальных подстанциях. Результаты заносим в таблицу 3.1.5.
Таблица 3.1.5 – Выбор трансформаторов
2 Комбинированная сеть
Расчетная схема этого варианта сети представлена на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 – Расчетная схема варианта 4
Поскольку часть сети кольцевая то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Расчет участка 2-1 производим аналогично расчету радиально-магистральной сети.
Рассчитаем напряжение на участке 2-1:
Расчет потокораспределения кольцевого участка сети производим начиная с головного участка:
Поток мощности на участке 3-4 определяем по первому закону Кирхгофа:
Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 3.2.1 а также наносим на расчетную схему.
Сделаем проверку. Рассчитаем поток мощности протекающей через участок В – 4:
Поток мощности рассчитанный таким образом совпадает с потоком мощности этого же участка рассчитанным по первому закону Кирхгофа. Значит расчет выполнен верно.
Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному и протяженному участку РПП-3:
Принимаем номинальное напряжение для кольцевой части сети 110 кВ.
Таблица 3.2.1 – Выбор напряжений участков
Выбор сечений проводов проводим методом экономических интервалов аналогично расчету радиально-магистральной сети. Результаты расчетов представлены в таблице 3.2.2.
Таблица 3.2.2 – Выбор сечений проводов
Потери активной мощности и падение напряжения в нормальном режиме рассчитываем аналогично расчету радиально-магистральной сети. Результаты заносим в таблицу 3.2.3.
Таблица 3.2.3 – Расчет потерь напряжения и активной мощности
Суммарные потери активной мощности в сети: Р=7312 МВт.
Наиболее удаленным потребителем является ПС 1. Падение напряжения до ПС 1 составит: UРПП-1=9876%. Это меньше чем допустимые потери =15%.
Наиболее тяжелый послеаварийный режим в кольцевой части сети возникает в результате отказа головных участков. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны.
При отказе участка РПП – 4: расчетная схема этого варианта сети представлена на рисунке 3.2.1.
Рисунок 3.2.1 – Расчетная схема варианта 4 при отказе участка РПП – 4
Мощности на участках определяем по закону Кирхгофа аналогично расчету пункта 3.1. Результаты помещаем в таблицу 3.2.4 а также наносим на расчетную схему.
Проверяем выбранные сечения токами послеаварийных режимов. Определяем ток на наиболее загруженном участке РПП-3 по формуле:
тогда ток на участке РПП-3:
Это меньше чем IДОП(АС – 12019)=390 А.
Следовательно кольцевая часть сети выдержит нагрев токами послеаварийных режимов.
Определим потерю напряжения на участках сети на участке РПП-3:
Аналогичные расчеты проводим для остальных участков результаты заносим в таблицу 3.2.4. Суммарные потери напряжения на магистрали
РПП –4 составят UРПП-4=6352% что меньше =20%.
Таблица 3.2.4 – Расчет потокораспределения и потерь напряжения
При отказе участка РПП – 3: расчетная схема этого варианта сети представлена на рисунке 3.2.2.
Рисунок 3.2.2 – Расчетная схема варианта 4 при отказе участка РПП – 3
Мощности на участках определяем по закону Кирхгофа аналогично расчету пункта 3.1. Результаты помещаем в таблицу 3.2.5 а также наносим на расчетную схему.
Проверяем выбранные сечения токами послеаварийных режимов. Определяем ток на наиболее загруженном участке РПП-4 по формуле:
тогда ток на участке РПП-4:
Определим потерю напряжения на участках сети на участке РПП-4:
Аналогичные расчеты проводим для остальных участков результаты заносим в таблицу 3.2.5. Суммарные потери напряжения на магистрали
РПП –3 составят UРПП-3=2239+7793=10032% что меньше =20%.
Таблица 3.2.5 – Расчет потокораспределения и потерь напряжения
Расчет потокораспределения кольцевого участка варианта 5 выполняем аналогично расчету кольцевой части комбинированной сети в пункте 3.2.
Рисунок 3.3.1 – Расчетная схема варианта 5
Поскольку сеть кольцевая то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 3.3.1 а также наносим на расчетную схему.
Сделаем проверку. Рассчитаем поток мощности протекающей через участок В – ТЭЦ:
Принимаем номинальное напряжение кольцевой сети 110 кВ.
Таблица 3.3.1 – Выбор напряжений участков
Выбор сечений проводов проводим методом экономических интервалов аналогично расчету радиально-магистральной сети. Результаты расчетов представлены в таблице 3.3.2.
Таблица 3.3.2 – Выбор сечений проводов
Потери активной мощности и падение напряжения в нормальном режиме рассчитываем аналогично расчету радиально-магистральной сети. Результаты заносим в таблицу 3.3.3.
Таблица 3.3.3 – Расчет потерь активной мощности и напряжения
Суммарные потери активной мощности в сети: Р=4213 МВт.
Наиболее удаленным потребителем является ПС 2. Падение напряжения до ПС 2 составит:
UРПП-2=UРПП-3+U3-4+U4-2=3246+2246+3069=8551 %. Это меньше чем допустимые потери =15%.
При отказе участка РПП – ТЭЦ расчетная схема сети примет вид:
Рисунок 3.3.2 – Расчетная схема варианта 5 при отказе участка РПП – ТЭЦ
Расчеты ведем аналогично нормальному режиму результаты помещаем в таблицу 3.3.4 и наносим на расчетную схему.
Проверяем выбранные сечения токами послеаварийных режимов. Определяем ток на каждом участке сети по формуле:
тогда ток на участке РПП – 3:
Это меньше чем IДОП(АС – 24032)=605.
Следовательно участок РПП – 3 выдержит нагрев токами послеаварийных режимов. Аналогично рассчитываем остальные участки результаты заносим в таблицу 3.3.4.
Потери напряжения рассчитываем аналогично нормальному режиму с учетом аварийного потокораспределения результаты помещаем в таблицу 3.3.4.
Таблица 3.3.4 – Проверка на нагрев в аварийном режиме
Наибольшие потери напряжения от РПП до ПС 4 составят:
UРПП-4=1125+0397=1522 % что меньше =20%.
При отказе участка РПП – 3: расчеты проводим аналогично расчету при отказе участка РПП – ТЭЦ. Результаты помещаем в таблицу 3.3.5.
Рисунок 3.3.3 – Расчетная схема варианта 5 при отказе участка РПП – 3
Таблица 3.3.5 – Проверка на нагрев в аварийном режиме
Наибольшие потери напряжения от РПП до ПС 3 составят: UРПП-3=19001 % что меньше =20%.
Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего
Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них производится с использованием минимума дисконтированных издержек:
К – капиталовложения в строительство сети;
Ир.о. – издержки на ремонт и обслуживание;
ИW – издержки на потери электроэнергии;
i – норматив приведения разновременных затрат i=012.
Капитальные затраты определяются по формуле:
КЛЭП – капиталовложения в линии электропередачи;
КТ – капиталовложения в трансформаторы;
КОРУ – капиталовложения в открытые распределительные устройства;
КПЧЗ – капиталовложения в постоянную часть затрат.
Куд – удельная стоимость ЛЭП;
n – количество цепей;
h=3638 – индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2016г.
Куд – стоимость трансформатора;
nТ – количество трансформаторов;
Кяч – стоимость ячейки;
nяч – количество ячеек;
Издержки на ремонт и обслуживание определяются по формуле:
– издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи;
– издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов;
– издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств.
Издержки на потери электроэнергии определяются по формуле:
– издержки на потери в линии
– издержки на потери в трансформаторах
Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка РПП – 2. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ сечения провода количества цепей на опоре и материала опоры. Необходимости сооружения ВЛ для участка РПП – 2 на отдельно стоящих опорах нет экономически выгоднее будет сооружение двух цепей на одной железобетонной опоре. Тогда удельная стоимость ВЛ напряжением 110 кВ с сечением проводов 120 мм2 равна 57 тыс. руб.км (стоимость на 1991 г.). Таким образом капиталовложения в ВЛ с учетом индекса перехода к ценам 2016г. для участка РПП – 2 определятся:
Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети результаты расчета заносим в таблицу 4.1.1
Таблица 4.1.1 – Стоимость ЛЭП
Рассчитываем капиталовложения в трансформаторы подстанции 3. Стоимость одного трансформатора выбираем исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны два трансформатора марки ТДН-16000110 (стоимость одного такого трансформатора на 1991 г. составляла 172 тыс. руб.) тогда капиталовложения в трансформаторы подстанции 3 с учетом индекса перехода к ценам 2016 г. определятся:
Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети результаты расчета заносим в таблицу 4.1.2.
Рисунок 4.1 – Однолинейная схема соединений радиально-
Таблица 4.1.2 - Капитальные вложения в трансформаторы радиально-магистральной сети
Рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанции 3:
Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ ПС 2 РПП и ТЭЦ. Результаты расчета заносим в таблицу 4.1.3.
На подстанции 1 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы на 1991 г. составляла 198 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с учетом индекса перехода к ценам 2016 г. для подстанции 1 составят:
Таблица 4.1.3 - Капитальные вложения в ОРУ радиально-магистральной сети
Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям исходя из схемы подстанции на стороне высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях напряжение 11011. Будем пользоваться данными для напряжения 11010. На подстанции 1 используется мостиковая схема постоянная часть затрат на нее для данного напряжения (11010) на 1991 г. составляла 360 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2016 г. ПЧЗ для подстанции 1 составит:
На ПС 2 используются сборные шины ПЧЗ для каждой такой подстанции на 1991 составляла 490 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2016 г. ПЧЗ для подстанции 2 составит:
Общая постоянная часть затрат составит:
Найдем общие капитальные затраты:
Определяем издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:
Находим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:
Находим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:
Определяем общие издержки на ремонт и обслуживание:
Рассчитаем издержки на потери электроэнергии в линии. Для этого найдем время максимальных потерь:
Издержки на потери в линии:
Рассчитываем издержки на потери в трансформаторах подстанции 1.
кВт и Ом берем из паспортных данных трансформатора типа ТРДН-25000110.
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 таблицу 4.1.4.
Таблица 4.1.4 - Издержки на потери в трансформаторах
Общие издержки на потери электроэнергии:
Дисконтированные издержки для радиально-магистральной сети
Дисконтированные издержки для радиально магистральной сети составляют 984471 тыс. рублей.
Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка РПП-3. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ сечения провода количества цепей на опоре и материала опоры. Удельная стоимость одноцепной ВЛ напряжением 110 кВ с сечением проводов 240 мм2 равна 38 тыс. руб.км (стоимость на 1991 г.). Таким образом капиталовложения в ВЛ с учетом индекса перехода к ценам 2016 г. для участка РПП-3 определятся:
Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети результаты расчета заносим в таблицу 19.
Таблица 19 - Капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети
Так как в кольцевой сети установлены те же трансформаторы что и в радиально-магистральной сети то и капиталовложения в них будут такие же (таблица 4.2.1).
Рисунок 4.2 – Однолинейная схема соединений кольцевой сети
Таблица 4.2.1 - Капитальные вложения в трансформаторы кольцевой сети
Рассчитываем капиталовложения в ОРУ РПП и ТЭЦ:
На подстанциях 1 2 3 4 используется мостиковая схема РУ (мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы на 1991 г. составляла 235 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с учетом индекса перехода к ценам 2016 г. для подстанций составят:
Таблица 4.2.2 - Капитальные вложения в ОРУ кольцевой сети
Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям исходя из схемы подстанции на стороне высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях напряжение 11011. Будем пользоваться данными для напряжения 11010. На подстанциях 1 2 3 4 используется мостиковая схема постоянная часть затрат на нее для данного напряжения (11010) на 1991 г. составляла 360 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2016 г. ПЧЗ для подстанций составит:
Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят:
Дисконтированные издержки для кольцевой сети составляют 770156 тыс. рублей.
3 Комбинированная сеть
Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для каждого участка в отдельности начнем с РПП-2. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ сечения провода количества цепей на опоре и материала опоры. Необходимости сооружения ВЛ для участка РПП-2 на отдельно стоящих опорах нет экономически выгоднее будет сооружение двух цепей на одной железобетонной опоре. Тогда удельная стоимость ВЛ напряжением 110 кВ с сечением проводов 120 мм2 равна 57 тыс. руб.км (стоимость на 1991 г.). Таким образом капиталовложения в ВЛ с учетом индекса перехода к ценам 2016 г. для участка РПП-2 определятся:
Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети результаты расчета заносим в таблицу 4.3.1.
Рисунок 4.3 – Однолинейная схема соединений комбинированной сети
Таблица 4.3.1 - Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети
Так как в кольцевой сети установлены те же трансформаторы что и в радиально-магистральной сети то и капиталовложения в них будут такие же (таблица 4.3.2).
Таблица 4.3.2 - Капитальные вложения в трансформаторы комбинированной сети
Рассчитываем капиталовложения в ОРУ РПП:
Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ ТЭЦ.
На подстанции 3 используется мостиковая схема РУ (мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы на 1991 г. составляла 235 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с учетом индекса перехода к ценам 2016 г. для подстанции 3 составят:
Таблица 4.3.3 - Капитальные вложения в ОРУ комбинированной сети
Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям исходя из схемы подстанции на стороне высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях напряжение 11011. Будем пользоваться данными для напряжения 11010. На подстанциях 1 3 4 используется мостиковая схема постоянная часть затрат на нее для данного напряжения (11010) на 1991 г. составляла 430 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2016 г. ПЧЗ для подстанций составит:
На ПС 2 используются сборные шины ПЧЗ для каждой такой подстанции на 1991 составляла 490 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2016г. ПЧЗ для подстанции 2 составит:
Дисконтированные издержки для комбинированной сети составят:
Дисконтированные издержки для комбинированной сети составляют 984457 тыс. рублей.
Таким образом наименьшие дисконтированные издержки мы получили в кольцевой сети (она является экономически выгоднее комбинированной примерно на 27 % радиально – магистральной – на 27 %). Дальнейшие расчеты будем производить для кольцевой сети.
Уточненный расчет режимов выбранного варианта
Для расчета уточненного режима используем исходные данные из пункта 3.1.
Определяем зарядную мощность воздушных линий по формуле:
тогда для участка РПП – 3 зарядная мощность составит: .
Для остальных участков рассчитываем аналогично результаты помещаем в таблицу 5.
Таблица 5 – Расчет зарядных мощностей ВЛ
1 Уточненный расчет режима наибольших нагрузок
Для режима наибольших нагрузок расчет ведем с учетом мощности потребляемой подстанциями сопротивлений линий зарядных мощностей ВЛ потерь в трансформаторах.
Определяем расчетную нагрузку подстанций для этого режима. На ПС4 установлены два трансформатора ТДН-10000110. В соответствии со справочными данными активные потери холостого хода одного такого трансформатора Рх=0014МВт реактивные Qx=0070 Мвар. Определяем расчетную мощность подстанции 4:
Расчетные мощности остальных подстанций рассчитаем аналогично результаты занесем в таблицу 5.1.1.
Таблица 5.1.1 – Расчетные мощности подстанций
Проводим уточненный расчет потокораспределения.
Начинаем с расчета потока мощности через головной участок РПП-3:
Потоки мощности на участках определяем по первому закону Кирхгофа:
Сделаем проверку. Рассчитаем поток мощности протекающей через участок РПП-4ТЭЦ:
Уточняем потокораспределение путем учета потерь мощности в линии электропередачи.
Расчеты по остальным участкам проводим аналогично результаты помещаем в таблицу 5.1.2 и наносим на расчетную схему (рисунок 5.1.1).
Таблица 5.1.2 – Расчет потокораспределения
Общие потери активной мощности в режиме наибольших нагрузок составят:
Рисунок 5.1.1 – Расчетная схема для режима наибольших нагрузок
Теперь производим расчет падения напряжения на участках и напряжения на шинах 110 кВ всех потребителей. Для участка РПП – 3:
Расчеты по остальным участкам выполнены аналогично. Результаты помещены в таблицы 5.1.2 и 5.1.3.
Таблица 5.1.3 – Расчет напряжения подстанций
2 Уточненный расчет режима наименьших нагрузок.
Определяем нагрузки потребителей в этом режиме. Согласно заданию потребление активной мощности снижается на 45% а tg увеличивается на 003. Тогда для первого потребителя:
Проверяем целесообразность отключения одного из трансформаторов.
Отключение одного из трансформаторов целесообразно так как нагрузка ниже чем мощность при которой отключение выгодно.
Нагрузки остальных подстанций определяются аналогично результаты расчета сведены в таблицу 5.2.1.
Таблица 5.2.1 – Нагрузки подстанций в наименьшем режиме
Расчетные мощности подстанций определяем аналогично пункту 5.1 результаты заносим в таблицу 5.2.2.
Таблица 5.2.2 – Расчетные мощности подстанций
Расчет потокораспределения проводим аналогично пункту 5.1 результаты заносим в таблицу 5.2.3 и наносим на расчетную схему (рисунок 5.2.1).
Таблица 5.2.3 – Расчет потокораспределения
Общие потери активной мощности в режиме наименьших нагрузок составят:
Рисунок 5.2.1 – Расчетная схема для режима наименьших нагрузок
Производим расчет падения напряжения на участках и напряжения на шинах 110 кВ всех потребителей аналогично пункту 5.1 результаты помещены в таблицы 5.2.3 и 5.2.4.
Таблица 5.2.4 – Расчет напряжения подстанций
3 Уточненный расчет послеаварийного режима
В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима выбираем режим возникающий в часы наибольших нагрузок после отказа головного участка РПП-3. Расчетная схема сети для этого режима представлена на рисунке 5.3.1 а результаты расчета – в таблицах 5.3.1 и 5.3.2.
Расчетные нагрузки подстанций ПС1 ПС2 ПС4 остаются такими же как в нормальном режиме наибольших нагрузок а расчетная нагрузка ПС3 изменятся за счет уменьшения зарядных мощностей отключенной ВЛ:
Таблица 5.3.1 – Расчетные нагрузки подстанций в аварийном режиме
Таблица 5.3.2 – Расчет потокораспределения
Общие потери активной мощности в аварийном режиме составят:
Рисунок 5.3.1 – Расчетная схема для аварийного режима.
Производим расчет падения напряжения на участках и напряжения на шинах 110 кВ всех потребителей аналогично пункту 5.1 результаты помещены в таблицы 5.3.2 и 5.3.3.
Таблица 5.3.3– Расчет напряжения подстанций
Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов
1 Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов в наибольшем режиме
Проверяем достаточность регулировочного диапазона РПН на ПС4.
Для этого определим:
Определим для ПС4 низшее напряжение приведенное к высшему:
Тогда фактическое низшее напряжение поддерживаемое на ПС4 составит:
Полученное напряжение отличается от желаемого напряжения равного значит необходимо отрегулировать это напряжение.
Определим напряжение соответствующее желаемому коэффициенту трансформации:
Определим величину на которую необходимо изменить высшее напряжение:
Изменение напряжения засчет регулирования уровня одной ступенью составит ( берется из паспортных данных трансформатора):
Тогда необходимое количество ступеней составит:
Тогда напряжение ответвления составит:
Определим отрегулированное низшее напряжение:
Аналогичные расчеты проводим для остальных подстанций результаты заносим в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 – Регулировка напряжения
2 Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов в наименьшем режиме
Расчет проводим аналогично пункту 6.1. Результаты расчета представлены в таблице 6.2.
Таблица 6.2 – Регулировка напряжения
3 Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов в послеаварийном режиме
Расчет проводим аналогично пункту 6.1. Результаты расчета представлены в таблице 6.3.
Таблица 6.3 – Регулировка напряжения
Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи электрической энергии
1 Уточнение баланса мощности и определение числа ИРМ.
Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого суммируем потоки активной и реактивной мощности на головных участках:
Определяем реактивную мощность энергосистемы:
Т. к. то принимаем решение увеличить общее количество компенсирующих устройств на:
Чтобы снизить перетоки реактивной мощности увеличивают количество компенсирующих устройств на наиболее близких к РПП подстанциях. Таким образом увеличим количество КУ на подстанции 3 1 соответственно на 4 4 штуки.
Таким образом получим выдаваемую реактивную мощность Мвар что примерно соответствует потребляемой реактивной мощности.
Суммарное количество компенсирующих устройств равно 78.
Основные технико-экономические показатели сети.
Величина потери активной мощности в максимальном режиме составляет:
Величина потери активной мощности в минимальном режиме составляет:
TНБ – продолжительность использования наибольшей нагрузки ч.
Рмакс – потребление активной мощности в режиме наибольших нагрузок; Рмакс=77367 МВт.
Рмин – потребление активной мощности в режиме наименьших нагрузок; Рмин=42542 МВт.
WП=Рмаксtмакс+ Рмин tмин
Решив систему уравнений найдем tмакс и tмин:
Теперь находим величину потери электроэнергии в сети:
Вся энергия отпущенная в сеть за год:
Издержки на потери энергии:
Стоимость компенсирующих устройств:
где Куд = 45475 тыс. руб. Мвар.
Количество выключателей на стороне низшего напряжения подстанции:
- мощность одного фидера.
На остальных подстанциях расчет ведем аналогично результаты заносим в таблицу 7.1
Стоимость выключателей:
где Kуд = 46 тыс. руб.;
Дисконтированные издержки составят:
Себестоимость переданной потребителям энергии составит:
КПД спроектированной сети составит:
В выполненной курсовой работе была спроектирована сеть для электроснабжения промышленного района.
В качестве исходных данных были заданы электрические нагрузки потребителей представленные в виде активной мощности в часы максимума и коэффициента мощности а также категория потребителей по требуемой надежности электроснабжения. Также было задано географическое расположение потребителей и источников питания.
В ходе проектирования были составлены варианты сети и рассчитаны потокораспределения в них; определены экономически целесообразные напряжения и сечений проводов для линий с учетом технических ограничений; произведено технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них наиболее оптимального; расчет основных режимов проектируемой сети; компенсация реактивной мощности; обеспечение необходимого качества электроэнергии поставляемой потребителям.
Основные параметры спроектированной сети:
- дисконтированные издержки ДИ =791034 тыс. руб.;
- себестоимость передаваемой энергии C0 =102 копкВтч;
Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред.
С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М: Энергоатомиздат 1985. – 352 с.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для
электроэнергетических специальностей вузов Под ред. В.М. Блок. М.:
Высшая школа 1990. 388 с.
Мошкин В.И. Хусаинов И.М. Примеры расчетов электрических сетей:
Учебное пособие. – Курган: Изд-во КГУ 2007. – 89 с.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: М.: Энергоатомиздат 1989.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ) М.: Энергоатомиздат 1985.
Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие . – М.:
Университетская книга; Логос 2006. – 254 с.

Сети.cdw

Географическое расположение источников
питания и потребителей электрической энергии
Сведения о потребителях
Состав по категориям
для электроснабжения
промышленного района
Схема замещения кольцевой сети
Схема электрических соединений кольцевой сети
Варианты сетей электроснабжения
Комбинированная сеть
Радиально-магистральная сеть

записка 2.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
курганский государственный университет
Кафедра энергетики и технологии металлов
Проектирование сети для электроснабжения группы потребителей
расчетно-пояснительная записка
Дисциплина: «Электропитающие системы и электрические сети».
Специальность: «Электроснабжение»
Задание---------------------------------------------------------------------
Расчет баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств.
Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта.
Предварительный приближённый расчет трёх отобранных вариантов.
Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего.
Уточненный расчет режимов выбранного варианта.
Уточненный расчет режима наибольших нагрузок---------------------
Уточненный расчет режима наименьших нагрузок-------------------
Уточненный расчет послеаварийного режима---------------------------
4 Уточнение количества компенсирующих устройств и опреде-
ление себестоимости передачи электроэнергии---------------------------------
Список литературы-----------------------------------------------------------
Задание на проектирование
Спроектировать сеть для электроснабжения группы потребителей.
Сведения о потребителях Состав по категориям
№ Р МВт сos φ Uн ном I% II% III%
Мощность приведена для режима наибольших нагрузок. Число
часов использования максимума 7300. В режиме наименьших
нагрузок потребление активной мощности снижается на 30 %. При
этом tg φ возрастает на 003.
Мощность ТЭЦ - 38 МВт. Коэффициенты мощности ТЭЦ и
энергосистемы – 094 и 094 соответственно.
На шинах РПП во всех режимах поддерживается
напряжение 105 от номинального.
Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств
Определяем мощность первого потребителя:
S1=P1cos(1=41076=54 МВА;
Потери активной мощности в линиях и трансформаторах приходящиеся на
первый потребитель принимаем в размере 5% от потребляемой активной
(P1=005*P1=005*41=021 МВт;
Определяем реактивную мощность первого потребителя:
Q1= P1* tg(c =41*095=39 Мвар;
Зарядную мощность линии а так - же потери реактивной мощности в линиях
не учитываем. Потери реактивной мощности в трансформаторах первого
потребителя принимаем равными 6% от его полной мощности:
(Qтр1=006*S1=006*54=032 Мвар;
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим
результаты в таблицу 1.
Таблица 1 - Баланс активной и реактивной мощности
Потребитель 1 2 3 4 Итого
SiМВА 54 304 187 182
PiМВт 41 228 131 144 544
(PiМВт 021 114 066 072
QiМвар 39 212 11 144 5485
(QтрiМвар 032 182 112 109
QкуМвар 266 1433 713 1009 3421
Q’iМвар 12 68 38 45 163
По полученным результатам определяем требуемые активную и реактивную
Pтреб=1913 МВт; Qтреб=5485 Мвар.
Далее по заданному коэффициенту мощности энергосистемы определяем
располагаемую реактивную мощность. Так как в сети имеется источник
ограниченной мощности – местная ТЭЦ . то её реактивная мощность так же
Qрасп=Pтреб*tg(c + PТЭЦ*tg(ТЭЦ=1913*0363+38*0363=2073 Мвар
cos(c=094; tg(c=0363;
cos(ТЭЦ=094; tg(ТЭЦ=0363;
Сравнив располагаемую реактивную мощность с требуемой приходим к
выводу что имеется дефицит реактивной мощности и необходима установка
компенсирующих устройств. Определяем необходимую мощность компенсирующих
устройств для первого потребителя (формулу берем из методических указаний
Qку1=Q1+(Qтр1-(P1+(P1)*tg(c
Среди источников имеется ТЭЦ поэтому вместо tg(c в формулу подставляем:
tg(c=tg(c+(tg(ТЭЦ-tg(c)=0363+(0363-0363)=0363
Qку1=39+032-(41+021)*0363=266 Мвар.
Так как требуемая мощность компенсирующих устройств превышает 10 мвар
то для компенсации используют батареи статических конденсаторов.
Принимаем к установке компенсирующие устройства типа ККУ-10-900 и ККУ-
-900 с единичной мощностью 09 Мвар [1табл.6.92]. Определяем количество
компенсирующих устройств у первого потребителя:
nky1=Qky1Qед=26609=295=3 шт
С учетом компенсации реактивная мощность первого потребителя составит:
Q’1=Q1 - nку1* Qед=39-3*09=12 Мвар[pic]
Аналогично производим расчеты для остальных потребителей результаты
расчетов заносим в таблицу 1.
Проверяем расчет баланса. Для этого определяем новое значение
требуемой реактивной мощности и сравниваем его с располагаемой реактивной
Q’треб=2065 Мвар ( Qрасп=2073 Мвар
Баланс практически сошелся поэтому все расчеты считаем правильными.
Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта
1 Электрические схемы подстанций
2 Выбор оптимального варианта схемы сети
Рисунок 2.4 Расположение источников потребителей.
Суммарная протяжённость ВЛ от РПП1 до потребителей 541 км а от РПП2 до
потребителей 618 км. К расчётам принимается РПП1.
3 Составление и выбор конфигурации
Географическое расположение источника и потребителей представлено на
рисунке 2.5. Там же указаны расстояния между пунктами (в километрах). По
заданию дано что пункты 12 имеют потребителей 1 2 и 3 категории по
надежности а в пункте 4 имеются потребители2и3 категории надёжности и
только в пункте 3 имеются потребители 3 категории надёжности.
Рисунок 2.5 Взаимное расположение источников и потребителей
Составление вариантов начнем с наиболее простых схем.
Вариант 1 (рисунок 2.6) представляет собой радиально-магистральную
сеть все линии двухцепные. Для подстанций ПС2 ПС3 принимаем проходные
подстанции (рис 2.3) для ПС1 ПС4 тупиковые подстанции (рис 2.1).
Определяем общую длину линий:
L(=15·(55+107+52+22+68)=456 км.
Здесь принято что стоимость сооружения одного километра двухцепной
линии в полтора раза выше чем одноцепной. Необходимое количество
выключателей складывается из выключателей на подстанции РП энергосистемы
(по одному выключателю на каждый отходящий фидер) выключателей на ТЭЦ и
выключателей на подстанциях потребителей. Общее количество выключателей для
данного варианта составляет 26 (4 – на отходящих фидерах подстанции РПП1
– на отходящих фидерах ТЭЦ по 7 – на проходных подстанции ПС2 ПС3 2 –
на тупиковых подстанциях ПС1 ПС4).
Рисунок 2.6 Радиально-магистральная сеть вариант 1
Вариант 2 (рисунок 2.7) представляет собой радиально-магистральную
сеть характеризующуюся тем что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим
трассам. Все линии двухцепные кроме ВЛ 2-3.Для подстанций ПС2 принимаем
узловой подстанции (рис 2.3) для ПС1 ПС3 ПС4 тупиковую подстанцию (рис
L(=15·(55+107+40+68)+22=427 км.
Общее количество выключателей для данного варианта составляет 21 (4 –
на отходящих фидерах подстанции РП 4 – на отходящих фидерах ТЭЦ 8 – на
узловой подстанции ПС2 по 2 – на тупиковых подстанциях ПС1ПС4 и 1 на
тупиковой подстанции ПС3).
Рисунок 2.7 Радиально-магистральная сеть вариант 2
Вариант 3(рисунок 2.8) представляет собой радиально-магистральную сеть
характеризующуюся тем что все ЛЭП прокладываются двухцепной кроме ВЛ 2-
Для подстанций ПС4ПС1 и ПС2 принимаем проходной (рис 2.3) ПС3
тупиковую подстанцию (рис 2.1).
L(=15·(100+55+183+68)+22=631 км.
Общее количество выключателей для данного варианта составляет 27 (4 –
на отходящих фидерах подстанции РП 2 – на отходящих фидерах ТЭЦ по 7 –
на проходных подстанциях ПС1 ПС4 6- на проходной ПС2 и 1 - на тупиковой
Рисунок 2.8 Радиально-магистральная сеть вариант 3
Вариант 4(рисунок 2.9) представляет собой радиально-магистральную сеть
Для подстанций ПС4ПС2 принимаем проходной (рис 2.3) ПС3ПС1 тупиковую
подстанцию (рис 2.1).
L(=15·(107+55+140+68)+22=577 км.
Общее количество выключателей для данного варианта составляет 24 (4 –
на проходных подстанциях ПС4 8- на узловой ПС2 1 - на тупиковой
подстанции ПС3 и 2- на тупиковой ПС 1).
Рисунок 2.9 Радиально-магистральная сеть вариант 4
На этом все рациональные варианты радиально-магистральной конфигурации
сети по-видимому исчерпываются и далее рассмотрим комбинированные
варианты где часть сети имеет по-прежнему радиально-магистральную
конфигурацию а часть кольцевую.
Вариант 5 (рисунок 2.10) в нем 123 объединены в кольцевую сеть.
L(=15·(55)+107+52+22+68+183=514 км
Общее количество выключателей для данного варианта составляет 16 (3 –
на отходящих фидерах подстанции РПП1 2 – на отходящих фидерах ТЭЦ по 3 –
на проходных кольцевых подстанциях ПС1 ПС2 ПС3 2 – на тупиковой
Рисунок 2.10 Комбинированная сеть вариант 5
Вариант 6 (рисунок 2.11) рассмотрим комбинированную сеть в нем
потребители 1 2 объединены в кольцевую сеть.
L(=15·(55)+(107+40+22+68+183)=502 км
Общее количество выключателей для данного варианта составляет 11 (4 –
на отходящих фидерах подстанции РП 2 – на отходящих фидерах ТЭЦ по 3 – на
проходных кольцевых подстанциях ПС1 ПС2 2 – на тупиковой подстанции ПС4 и
- на тупиковой ПС 3).
Рисунок 2.11 Комбинированная сеть вариант 6
На этом все рациональные варианты комбинированной конфигурации сети по-
видимому исчерпываются и далее рассмотрим вариант предполагающий
соединение всех потребителей в одно кольцо.
Вариант 7 (рисунок 2.12). Кольцевая сеть. Общая длина ЛЭП (в одноцепном
исчислении) при этом минимальна. Все подстанции имеют на стороне высшего
напряжения схему «мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях
трансформаторов» (рис.2.2).
L(=55+100+52+22+68+183=480 км.
Общее количество выключателей для данного варианта составляет 16 (2 –
на ПС1 ПС2 ПС3 ПС4).
Существенный недостаток этого варианта – большая протяженность кольца.
Есть опасение что в послеаварийном режиме возникающем после отключения
одного из головных участков общая потеря напряжения в сети окажется
недопустимо большой.
Рисунок 2.12 Кольцевая сеть вариант 7
Добиться дальнейшего сокращения протяженности линий не удается поэтому
считаем что все основные варианты видимо исчерпаны.
Таким образом общее количество вариантов получилось 7. Чтобы не
проводить технико-экономический расчет всех вариантов сразу же отберем
наиболее конкурентоспособные из них а остальные отбросим. Для этого
проведем небольшие оценочные расчеты позволяющие сравнить между собой
варианты с одинаковыми принципами построения схем сети хотя бы в первом
приближении составим таблицу 2- Выбор оптимального варианта сети.
Таблица 2 Выбор оптимального
№ схемы Li N Σi LΣi
- радиально-магистральная 456 26 560
- радиально-магистральная 427 21 511
- радиально-магистральная 631 27 739
- радиально-магистральная 577 24 673
- комбинированная 514 16 578
- комбинированная 502 14 558
– кольцевая 480 16 544
Из всех вариантов выбираются на проверку вариант 2 6
и вариант 7. Они относятся к разным принципам конфигурации
и имеют наименьшую длину в своём виде.
Предварительный расчет отобранных вариантов
Мы выбрали 3 варианта: 2 6 и 7.
-Радиально-магистральная сеть;
-Комбинированная сеть;
Мощности потребителей в часы наибольших нагрузок для этих вариантов
взяты из расчета баланса мощности.
1 Радиально-магистральная сеть
Расчетная схема этого варианта сети представлена на рисунке3.1.
Рисунок 3.1 Расчётная схема варианта 2
Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа двигаясь от
наиболее удаленных потребителей к источнику. Так поток мощности на участке
-1 равен мощности потребителя 1 то есть:
Поток мощности на участке определяем суммированием двух потоков
Поток мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты
помещаем в таблицу 3 а также наносим на расчетную схему.
Далее с помощью формулы Илларионова
определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке
U`ном1=[pic]=5299 кВ
Рц – активная мощность на одноцепной линии
Принимаем ближайшее стандартное значение 110 кВ.
Аналогично проводим расчеты для остальных участков и результаты
помещаем в таблицу 3.
Таблица 3-Выбор напряжений для варианта 2
Участок L км P МВт Q Мвар SМВА U` кВ Uном кВ
РПП1-4 55 144 45 153 5299 110
ТЭЦ-2 40 40 118 425 85 110
Рпп1-Тэц107 2 49 21 20 110
Так как нагрузка в пункте 1 небольшая но длинна ВЛ для напряжения 35
кВ очень длинная и потребители в пункте 1 первой категории то
целесообразнее будет принять напряжение 110 кВ.
Теперь выбираем сечения проводов линий. Будем считать что по
климатическим условиям район сооружения сети соответствует III району по
гололеду и будут использованы одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных
Для заданного значения числа часов использования максимума определяем
Определяем наибольший ток в одной цепи линии 2-1:
где nц - количество цепей на участке.
По результату расчета выбирается провод. При выборе типа исполнения
провода должны учитываться условия окружающей среды [13]. Выбираем провод
Таблица 4 – Экономические интервалы токовых нагрузок
Предельная токовая нагрузка на I
Uном Тип Материал Район поцепь А
кВ опор опор гололёдупри сечении мм2
Потеря напряжения от источника до наиболее удаленных точек в
послеаварийном режиме в кольцевой части сети составляет UΣ=1166 % что
Номинальные мощности трансформаторов на всех подстанциях в этом
варианте такие же как в радиально-магистральной сети. Выбираем для всех
подстанций те же трансформаторы что и в предыдущем расчете радиально-
3 Комбинированная сеть
Расчетная схема этого варианта представлена на рисунке 3.4. Расчет
потокораспределения кольцевого участка выполнен аналогично пункту 3.2.
Рисунок 3.4 Расчётная схема вариант 6
Расчет потокораспределения производим начиная с головного участка:
Поток на участке ТЭЦ-2 определяем по первому закону Кирхгофа:
Sтэц-2=SА-2-Sтэц=-(376+j49)-(38+j1672)=-(4176+j2162) МВА.
Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты расчета
приведены в таблице 8.
Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному
и протяженному головному участку ТЭЦ-2:
Выбор сечений проводов проведем по таблице 3 аналогично расчету
радиально-магистральной сети. Результаты расчетов представлены в таблице 8.
Там же приведены результаты расчета параметров нормального режима.
Таблица 8-Выбранные сечения и некоторые параметры линий
комбинированной сети
Участок S МВА IА F мм2 r0 Омкм
послеаварийном режиме в кольцевой части сети составляет UΣ=1525 % что
Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего
Для всех вариантов делаем следующие допущения.
Сооружение сети продолжается 3 года. Инвестирование проекта
осуществляется за счет собственных и заемных средств. Распределение
капитальных вложений по годам принимаем следующим:
- первый год – 60000 тыс. руб.год (собственные средства);
- второй год – 30000 тыс. руб.год (заемные средства);
- третий год – оставшиеся капитальные вложения (заемные средства).
Плата за кредит – 25% годовых. Погашение кредита начинается на 4-й год
после начала строительства. Погашение производится равными долями в течение
Частичная эксплуатация сети начинается через год после начала
строительства. На первом году эксплуатации потребителям будет
отпущено 50% от расчетного количества электроэнергии на втором –
% на третьем – все расчетное количество. В последующие годы
отпуск электроэнергии потребителям останется неизменным.
Горизонт расчета принимаем 15 лет. Шаг расчета устанавливаем 1 год.
Тариф на покупаемую электроэнергию (на шинах подстанций
энергосистемы 35 220 кВ) для шага 0 принимаем 11 руб.кВт*ч.
Принимаем также что в последующие годы тариф на покупаемую
электроэнергию растет на 1% в год. Тариф на электроэнергию
отпускаемую потребителям с шин 6-10 кВ принимаем на 10% выше.
Норму дисконта принимаем равной 015.
Норму отчислений на эксплуатацию принимаем 6% на все оборудование.
Для оценки требуемых капитальных вложений будем пользоваться
укрупненными показателями стоимости на 1990 год. Для учета
последующего изменения цен введем коэффициент удорожания и примем
Инфляцию не учитываем.
Стоимость сооружения линии РПП1-4 составит:
KРП-4=K0 РП-4*LРП-4*kуд=204*55*118=19278 тыс.руб.
Здесь K0 рп-4 – Стоимость сооружения 1 км двухцепной ВЛ-110 кВ на
железобетонных опорах с проводами марки АС-12019 для III района по
гололеду по [3 табл.6.99].
Lрп-4– протяженность линии РПП1-4.
kуд – коэффициент удорожания.
Стоимость сооружения остальных линий определяем аналогично. Результаты
сводим в таблицу 10.
Таблица 10-Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети
Линия Uном кВ Кол-во Марка K0 тыс. L км КВЛ тыс.
цепей провода руб.км руб.
РПП-4 110 2 АС-12019 204 55 20196
-1 110 2 АС-12019 204 68 249696
-3 110 1 АС-12019 131 22 51876
ТЭЦ-2 110 2 АС-24032 25 40 18000
Рпп-тэц 110 2 АС-12019 204 107 392904
Итого воздушные линии
Определяем капитальные вложения в подстанции.
Стоимость сооружения ПС1 определяем с использованием [3.табл.6.134].
KПС1=K*kуд=225*18=4050 тыс.руб.
Здесь К=225тыс.руб. – стоимость ТП 11010 кВ с двумя трансформаторами
Стоимость сооружения остальных ПС определяем аналогично. Результаты
сводим в таблицу 11.
Таблица 11- Капитальные вложения в подстанции радиально-магистральной
ПС Uном кВ nтр Sтр ном кВА К тыс.руб. КПС тыс.
РП Ячейка 110 кВ с выключателем – 4 1860
ТЭЦ Ячейка 110 кВ с выключателем – 4 1860
Итого подстанции: 19398
Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:
К(=КВЛ+КПС=1076436+19398=1270416 тыс.руб.
Разбиваем эти капитальные вложения по годам строительства.
В денежном выражении это составляет 60000 тыс.руб.год
000тыс.руб.год и 370416тыс.руб.год. Вносим их в первую строку
Остальные расчеты проводим в таблице 12.
Таблица 12-Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении радиально-
Чистый дисконтированный доход для этого варианта за все 15 шагов
составит 72417 тыс.руб. Срок окупаемости 7 лет.
2 Комбинированная сеть
Повторяем все расчеты для варианта 6 (комбинированная сеть).
Расчет стоимости сооружения линий проводим аналогично с
использованием [3табл.6.99]. Результаты сводим в таблицу 13.
Таблица 13-Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети
Линия Uном кВ Кол-во Марка K0 тыс. L км КВЛ тыс.
РПП-ТЭЦ 110 1 АС-12019 131 107 25231
Тэц-2 110 1 АС-24032 151 40 10872
-1 110 1 АС-12019 131 68 16034
-РПП 110 1 АС-12019 131 183 43152
-3 110 1 АС-12019 131 22 5188
Итого воздушные линии 120673
Так же как и для радиально-магистральной сети с использованием
[6.табл.6.113 6.114 и 6.134] определяем капитальные вложения в подстанции.
Результаты помещаем в таблицу 14.
Таблица 14- Капитальные вложения в подстанции комбинированной сети
РПП Ячейка 110 кВ с выключателем – 4 1860
ТЭЦ Ячейка 110 кВ с выключателем – 2 930
Итого подстанции: 22878
К(=КВЛ+КПС=120676+22878=143554 тыс.руб.
В денежном выражении это составляет 60000 тыс.руб.год 30000
тыс.руб.год и 53554 тыс.руб.год. Вносим их в первую строку таблицы 15.
Остальные расчеты проводим в таблице 15.
Таблица 15-Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении
составит 304792 тыс.руб. Срок окупаемости 10 лет.
Повторяем все расчеты для варианта 7 (кольцевая сеть).
использованием [3табл.6.99]. Результаты сводим в таблицу 16.
Таблица 16-Капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети
РПП-4 110 1 АС-18529 138 55 13662
-ТЭЦ 110 1 АС-24032 151 100 27180
Тэц-3 110 1 АС-12019 131 52 12262
-2 110 1 АС-12019 131 22 5188
-1 110 1 АС-12019 131 68 16035
-РПП 110 1 АС-12019 131 183 43151
Итого воздушные линии 117478
Результаты помещаем в таблицу 17.
Таблица 17- Капитальные вложения в подстанции кольцевой сети
РП Ячейка 110 кВ с выключателем – 2 930
Итого подстанции: 27168
К(=КВЛ+КПС=117478+27168=144646 тыс.руб.
тыс.руб.год и 54646 тыс.руб.год. Вносим их в первую строку таблицы 18.
Остальные расчеты проводим в таблице 18.
Таблица 18-Расчет чистого дисконтированного дохода при сооружении
составит 333739тыс.руб. Срок окупаемости 10 лет.
Как следует из полученных результатов наибольшей экономической
эффективностью обладает вариант 2 то есть радиально-магистральная сеть.
Уточненный расчет режимов выбранного варианта
Расчета уточненного режима используем исходные данные из пункта 3.1.
Прежде всего определяем зарядную мощность воздушных линий. Для линии
РПП-4 половина зарядной мощности составит:
Величина погонной реактивной проводимости линии b0 взята по
[5табл.П4] для ВЛ-110 кВ с проводом марки АС-12019. Расчет зарядных
мощностей для остальных линий проведен в таблице 19.
Таблица 19- Расчет зарядных мощностей ВЛ
Участок Uном кВ L км nц Провод b0*10-6 Qзар2 Мвар
РПП-4 110 55 2 АС-12019 266 177
РПП-Тэц 110 107 2 АС-12019 266 344
ТЭЦ-2 110 40 2 АС-24032 282 136
-1 110 68 2 АС-12019 266 219
-3 110 22 1 АС-12019 266 035
1 Уточненный расчет режима наибольших нагрузок
Определяем расчетную нагрузку подстанций для этого режима. На ПС 2
установлены два трансформатора ТДН-16000110. В соответствии со справочными
данными [3табл.6.47] активные потери холостого ход одного такого
трансформатора (Рх=19 кВт реактивные (Qx=112 квар. Определяем нагрузочные
потери в подстанции:
Расчетная нагрузка подстанции составит:
Sрасч6=Sнб2+2(Рх+j2(Qx+(РПС2+j(QПС2-jQзар тэц2- jQзар2-32- jQзар2-12=
=228+j68+2*0019+2*j0112+0021+j1921-j136-j219- j035=2286+j505
Расчетные нагрузки остальных подстанций определены аналогично.
Результаты сведены в таблице 20.
Таблица 20-Расчетные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок
ПС Рнб МВт Qнб Мвар (РПС кВт (QПС квар (Рх кВт (Qx квар
(Qзар2 Мвар Ррасч МВт Qрасч Мвар 1 41 12 0014 0214 115
Составляем расчетную схему сети (рис.5.1) и проводим уточненный расчет
потокораспределения.
Sрасч4=Sнб4-jQзаррп-42=144-j45-j177=144+j273 МВА
Начинаем с участка 2-1:
Расчеты по остальным участкам производим аналогично. Результаты
помещаем в таблицу 21.
Рисунок 5.1 Расчетная схема для режима наибольших нагрузок
Таблица 21- Расчет режима наибольших нагрузок
Участок Pк МВт Qк Мвар R Ом Х Ом (Р МВт (Q Мвар Рн МВт Qн
Мвар (U кВ РПП-4 144 273 68 117 0049 0085 1444 281
7 РПП-Тэц 2 -1616 1332 228 0007 0013 2007 -1614 087
ТЭЦ-2 40 536 24 81 0952 3186 4096 855 109 2-1 41 -
9 0058 0099 1316 355 159 Общие потери в этом режиме [pic].
Теперь производим расчет потери напряжения и напряжения на шинах 110
кВ всех потребителей.
Расчеты по остальным участкам выполнены аналогично. Результаты
помещены в таблицу 20 и 21.
Проверяем достаточность диапазона устройств РПН.
Для этого на ПС4 сначала определяем низшее напряжение приведенное к
Принимаем желаемое напряжение на шинах низшего напряжения для режима
наибольших нагрузок на 5 % выше номинального значения то есть 1045кВ и
определяем желаемый коэффициент трансформации:
По каталожным данным трансформатора определяем номер регулировочного
ответвления устройства РПН на котором обеспечивается желаемый коэффициент
Принимаем n=-4 и определяем действительное напряжение на шинах низшего
напряжения ПС1 в режиме наибольших нагрузок:
Для остальных подстанций расчеты проведены аналогично в таблице 22.
Таблица 22- Проверка достаточности диапазона РПН
ПС nтр Sном кВА Uв ном кВ Uн ном кВ UВ кВ U`н кВ N Uдейст кВ
Как видно из таблиц диапазон регулирования устройств РПН достаточен
для обеспечения у потребителей необходимого уровня напряжения в этом
2 Уточненный расчет режима наименьших нагрузок.
Определяем нагрузки потребителей в этом режиме. Согласно заданию
активная мощность снижается на 30% а tg( увеличивается на 003. Тогда для
первого потребителя:
Pнм1=(1-030)*Рнб1=(1-030)*41=287 МВт.
Расчетная нагрузка этой подстанции а также нагрузки остальных
подстанций определяются аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу
Проверяем целесообразность отключения одного из трансформаторов для
Отключение одного из трансформаторов нецелесообразно так как нагрузка
выше чем мощность при которой отключение выгодно.
Таблица 23-Расчетные нагрузки подстанций в режиме наименьших нагрузок
ПС Рнм МВт Qнм Мвар n (РПС кВт (QПС квар (Рх кВт (Qx квар
(Qзар2 Мвар Ррасч МВт Qрасч Мвар 1 2.87 093 2 0014 0214
Расчет электрического режима сети и проверка достаточности
регулировочного диапазона РПН выполняются аналогично режиму наибольших
нагрузок. Результаты расчета сведены в таблицы 24 и 25.
Таблица 24-Расчет режима наименьших нагрузок
Мвар (U кВ РПП-4 1008 163 68 117 0059 01 1014 173
1 РПП-Тэц -3408 1155 1332 228 113 244 -3551 1399
6 ТЭЦ-2 392 127 24 81 0003 0002 3923 1272 006 2-
На рисунке 5.2 представлена расчетная схема сети для режима наименьших
Рисунок 5.2 – Расчётная схема для режима наименьших нагрузок
Таблица 25- Проверка достаточности диапазона РПН
ПС nтр Sном кВА Uв ном кВ Uн ном кВ UВ кВ U`н кВ n Uдейст кВ
3 Уточненный расчет послеаварийного режима
В качестве наиболее тяжелого послеаварийного выбираем режим
возникающий в часы наибольших нагрузок после вывода в ремонт в радиально-
магистральной цепи: одной цепи участка ТЭЦ-2 – при этом меняется
сопротивление участка. Расчетная схема сети для этого режима представлена
на рис.5.3 а результаты расчета – в таблицах 26 и 27.
Расчетная нагрузка ПС2 изменятся за счет уменьшения зарядных мощностей
Sрасч2=Sнб2+2(Рх+j2(Qx+(РПС2+j(QПС2-j05*Qзар тэц-22- j05*Qзар2-12-
-j05*Qзар2-32=228+j68+2*0019+2*j0112+0021+j2304-
Таблица 26 - Расчет послеаварийного режима
Мвар (U кВ рпп-4 144 273 68 117 0049 0085 1444 281
рпп-Тэц 2 -1616 1332 228 0007 0013 2007 -1614 087
тэц-2 40 536 24 81 0952 3186 4096 855 109 2-1 41 -
Таблица 27- Проверка диапазона РПН в послеаварийном режиме
Рисунок 5.3 Расчётная схема для послеаварийного режима
4 Уточнение количества компенсирующих устройств и определение
себестоимости передачи электроэнергии
Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого
суммируем потоки активной и реактивной мощности на головных участках для
нормального режима наибольших нагрузок:
Р(=Рнрп-4 +Рн2-3 =1444+1316 МВт;
Q(=Qнрп-4 - Qн2-3 - ((Qзар гол2)=281+355-2124-1062=318 Мвар.
Определяем реактивную мощность энергосистемы:
Qc=Pс*tg(c=544*0395=2149 Мвар.
Так как Qc>Q( то принимаем решение уменьшить общее количество
компенсирующих устройств на:
n=(Qс- QΣ)Qед=(2149-318)05=366 или 36 штуки.
Определяем себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной
Ио= 76225тыс.руб.год (по данным табл.12);
Иа=(*K(=011*1270416=139745 тыс.руб.год;
И(W=(Р(*(*cэ=0593*6389*119=4508 тыс.руб.год;
Wгод=ΣPi*Tнб=54400*7300=397*108 кВт*чгод.
Сп э=(Ио+Иа+И(W)Wгод=(76225+139745+4508)*103(397*108)=
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:
Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат
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.
Поспелов Г.Е. Федин В.Т. Электрические системы и сети.
Проектирование. Минск: Высшая школа 1988. 308 с.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ) Главгосэнергонадзор
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
Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных
проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание. М.:

33 33 A1 33 33 5 versia.cdw

Географическое расположение источников
питания и потребителей электрической энергии
Сведения о потребителях
Состав по категориям
для электроснабжения
промышленного района
Схема замещения кольцевой сети
Схема электрических соединений кольцевой сети
Варианты сетей электроснабжения
Комбинированная сеть
Радиально-магистральная сеть

СВ.cdw

Схема замещения в режиме наибольших нагрузок
Варианты конфигурации сети
Электрическая схема сети