Электропитающие системы

районная понизительная подстанция.cdw

*ВЛ-110кВ типа АС-70
*ВЛ-110кВ типа АС-240
КФ ОГУ 140211.65.41 11.10.
проектирование районной
понизительной пдстанции

схемы замещения.cdw

курсовой по ЭПС.docx

Пояснительная записка содержит 62 листа 13 рисунков 60 таблиц. Графическая часть представляет собой выполнение двух чертежей формата А1.
Рациональное проектирование сетевых подстанций всех типов по категориям электроприемников в частности рациональное и экономное построение главных электрических схем – представляет собой сложную и ответственную задачу.
Пояснительная записка должна включать в себя следующие расчеты.
Разработка вариантов развития сети.
Расчет потокораспределения в каждом из выбранных вариантов по длинам и нагрузкам узлов.
Выбор номинального напряжения сети.
Выбор сечений линий электропередачи на участках сети.
Выбор числа и мощности трансформаторов с учетом категорий надежности потребителей данного района.
Выбор схем подстанций на высоком и низком напряжениях.
Экономическое сопоставление вариантов сети и выбор двух наиболее экономичных принимаемых для дальнейшего рассмотрения.
Электрические расчеты принятых вариантов развития распределительных сетей в максимальном и аварийном режимах
В графической части на одном из чертежей показаны два конечных варианта сети по которым ведется окончательное сравнение. На втором чертеже показаны все выбранные варианты развития сети с указанием типов применяемых трансформаторов длин линий соединяющих подстанции.
Предварительный расчет электрической сети . .. .. 5
1 Краткая характеристика электроснабжаемого района .. 5
1.1 Климатические условия .. ..5
1.2 Исходные данные к проекту .. .. . 5
1.3 Варианты схемы развития сети района . .. 6
1.4 Расстояния по воздушной прямой и протяженности трасс между пунктами сети 7
2 Построение годового графика нагрузки по продолжительности ..7
Баланс активной и реактивной мощности . 8
Формирование вариантов схем электрической сети 12
1 Предварительный расчет выбранных вариантов 12
1.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок . 13
1.2 Выбор номинальных напряжений сети .. .15
Выбор сечений проводов ЛЭП на участках сети . ..17
1 Расчет токораспределения .. 17
1.1 Выбор сечений линий варианта I 19
1.2 Выбор сечений линий варианта II ..20
1.3 Выбор сечений линий варианта III .21
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ..22
Выбор схем подстанций .. 24
Экономическое сопоставление вариантов развития сети .26
1 Общие положения 26
2. Технико-экономический расчет варианта I 27
3. Технико-экономический расчет варианта II ..30
4. Технико-экономический расчет варианта III ..31
Расчет установившихся режимов сети 34
1 Расчёт установившегося режима максимальных нагрузок варианта I .34
1.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров .34
1.2 Расчёт потоков мощности на участках сети .35
1.3 Определение напряжения в узлах сети ..38
1.4 Выбор средств регулирования напряжения . 39
2 Расчёт установившегося режима максимальных нагрузок варианта II 41
2.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров .41
2.2 Расчёт потоков мощности на участках сети ..42
2.3 Определение напряжения в узлах сети .50
2.4 Выбор средств регулирования напряжения .58
3 Расчет установившихся послеаварийных режимов 62
Список использованных источников ..63
Содержанием проекта является выбор наилучшей в технико-экономическом смысле схемы развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и к качеству электроэнергии отпускаемой потребителям. Выполнение курсового проекта включает определенные этапы. Разработка вариантов развития сети. Расчет потокораспределения в каждом из выбранных вариантов по длинам и нагрузкам узлов. Выбор номинального напряжения сети. Выбор сечений линий электропередачи на участках сети. Выбор числа и мощности трансформаторов с учетом категорий надежности потребителей данного района. Выбор схем подстанций на высоком и низком напряжениях. Экономическое сопоставление вариантов сети и выбор двух наиболее экономичных принимаемых для дальнейшего рассмотрения. Электрические расчеты принятых вариантов развития распределительных сетей в максимальном и аварийном режимах.
Предварительный расчет электрической сети
1Кратная характеристика электроснабжаемого района и его потребителей
1.1 Климатические условия
Проектируемый район относится к Уралу. В соответствии с ПУЭ (2) по гололедообразованию Урал относится к 5 району где толщина стенки гололеда один раз в 5 -10 лет достигает 30 мм. Средняя продолжительность гроз в проектируемом районе состоит от 60 до 80часов в год. По скоростным напорам ветра Урал относится к 4-му району где скоростной напор ветра один раз в 5 лет достигает 800 Па ( 36 м с ) а один раз в десять лет 1000 Па (40 мс ) и к району с частой и интенсивной пляской проводов.
Эквивалентная температура охлаждающего воздуха (экв) на Урале составит :
зимняя : - 16 0 С ;
летняя : + 16 0 С ;
1.2 Исходные данные к проекту
Дополнительные данные к курсовому проекту:
- cosφ = 09 для всех нагрузок;
-потребители узла с наименьшей нагрузкой III категории надежности состав потребителей по надежности в остальных узлах одинаков (I категории - 30%; II категории - 30 %; III категории - 40 % т.е. в остальных узлах в любом случае будут потребители I категории);
-номинальное напряжение потребителей – 10 кВ;
-район проектирования - Урал;
- масштаб: 1 см - 10 км;
Вид промышленности: Пищевая.
Мощности нагрузок потребителей:
Р3 = 10МВт; Р4 = 20МВт; Р5 = 45МВт; Р9 = 35МВт.
Рис.1.1 Исходная схема развития сети
1.3 Варианты схемы развития сети района
Проектируемые схемы должны соответствовать условиям надёжности. Потребители второй и первой категорий должны быть запитаны от двух линий электропередач.
Рисунок 1.2-Вариант I развития сети
Рисунок 1.3-Вариант Iб развития сети
Рисунок 1.4- Вариант II развития сети
Рисунок 1.5- Вариант III развития сети
1.4 Расстояния по воздушной прямой и протяженности трасс между пунктами сети
Протяженность трассы Lij (км) между пунктами сети определяется с учетом неравномерности рельефа местности:
где k – поправочный коэффициент;
L – расстояние между пунктами сети измеренное циркулем или линейкой на генплане приведенном в задании;
m = 10- заданный масштаб (кмсм).
Величина поправочного коэффициента может быть принята в соответствии с районом проектирования. Для Центрального района России Средней Волги и Урала он составляет 116. Выполним расчет участка 1-4:
L1-4 = 10·10·116 = 116км;
остальные расчеты проводим аналогично и результаты сводим в таблицу 1.1:
Таблица 1.1. Расстояния между точками
участок электрической сети
расстояние по карте см
расстояние между точками км
2 Построение годового графика нагрузки по продолжительности
На рисунке 1.2 приведены суточные графики нагрузок для пищевой промышленности. Построить годовой график нагрузки по продолжительности и найти число часов используя максимума нагрузки.
Рисунок 1.6-Зимний и летний график нагрузок пищевой промышленности
Условно принимаем число «зимних» суток равным 213 и число «летних» суток 152. Ранжируем ступени графиков зимнего и летнего начиная с максимального значения.
Суммарная продолжительность i-ой ступени годового графика - Ti=Tiз+Tiл
Tiл - суммарная годовая продолжительность i- ой ступени по летнему графику.
tiз - суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному зимнему графику.
Расчет сводим в таблицу 1.1
Таблица 1.1 -Построение годового графика нагрузки по продолжительности
Рисунок 1.7-Годовой график нагрузки по продолжительности
Важной характеристикой характеризующей плотность годового графика является продолжительность (в часах) использования максимальной нагрузки - Тм.
Тм – это время за которое потребитель работая с максимальной нагрузкой потребляет такое же количество электроэнергии как и при работе по действительному графику в течение года.
Находим число часов использования максимума нагрузки :
где Рм=1 (в относительных единицах).
По значению Тм определяем по ПУЭ jэ - экономическую плотность тока для выбранных проводов (марки АС):jэ=11Амм2.
Для воздушных ЛЭП со сталеалюминевыми проводами величину экономи- ческой плотности тока в зависимости от Тм можно принять по таблице 1.2
Баланс активной и реактивной мощности
Определяем tg j для каждого потребителя при cosφ = 09 для всех нагрузок по формуле:
tg j = = =0484 (2.1)
Определяем реактивную нагрузку для каждого потребителя по формуле:
Определяем полную нагрузку для каждого потребителя по формуле:
Результаты вычислений вносим в таблицу 2.1
Мощность вырабатываемая генераторами энергосистемы определяется:
РГ = Σ РНАГР + РСН +Δ РСЕТИ = 140+42+7=1512МВт (2.4)
где Σ РНАГР =140Мвт – суммарная активная мощность нагрузки потребителей
РСН =003 Σ РНАГР = 003140 = 42МВт – расход активной мощности на собственные нужды;
Δ РСЕТИ =(005+0075) Σ РНАГР = 005140 = 7МВт – потери активной мощности в элементах сети.
Располагаемая реактивная мощность системы определяется выражением:
QГ = РГ tg j = 155540484 = 6776МВАр. (2.5)
Находим суммарную мощность компенсирующих устройств устанавливае-мых на подстанциях:
QКУ = ΣQНАГР + QСН + QСЕТИ - QГ = 6776+203+678-7318 = 339Мвар (2.6)
где ΣQНАГР = 6776МВАр- суммарная реактивная мощность нагрузки потребителей;
QСН =003 Σ QНАГР = 0036776 = 203МВАр– расход реактивной мощности на собственные нужды;
ΔQСЕТИ =01 ΣSНАГР = 016776 = 678Мвар– потери реактивной мощно-сти в элементах сети.
Находим средневзвешенный коэффициент мощности:
tg jср.взв. = = = 046. (2.7)
Определяем мощность компенсирующих устройств устанавливаемых на каждой из подстанций электрифицируемого района:
QКУi = Pi ( tg j - tg jср.взв)= Pi ( 0484- 046)= Pi 0024. (2.8)
С учетом компенсации части реактивной мощности определяем реактивные нагрузки потребителей:
Qi = Qзi - Qкуi (2.9)
и полные нагрузки подстанций:
Для проверки правильности выполненных работ определяются коэффициенты мощности потребителей после компенсации которые с учетом расстановки компенсирующих устройств должны быть одинаковыми для всех подстанций и должны совпадать с tg jср.взв.
Результаты вычислений вносим в таблицу 2.2
Таблица 2.2 Расчет нагрузок с учетом компенсации реактивной мощности.
Формирование вариантов схем электрической сети
Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество энергии у потребителей удобство и безопасность эксплуатации возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей. В проектной практике для построения рациональной конфигурации сети принимают повариантный метод при котором для заданного расположения потребителей намечаются несколько вариантов и из них на основе технико-экономического сравнения выбирается лучший.
При решении вопросов резервирования питания потребителей различных категорий территориально объединенных в одном пункте сети следует ориентироваться на наличие потребителей наивысшей категории по степени надежности. Например если в рассматриваемом пункте сети имеются потребители 1-ой2-ой и 3-ей категории то выбирается резервированная схема с двумя независимыми источниками то есть ориентируются на наличие потребителей 1-ой категории. На подстанции питающей этих потребителей устанавливается два трансформатора.
Таким образом требуемая надежность схемы электрической сети обеспечивается сооружением определенного количества линий трансформаторов и коммутационных аппаратов на подстанциях выбранных на основе анализа состава потребителей по категориям надежности.
Для дальнейшего проектирования на основе анализа с учетом основных положений рационального построения схем сетей выбирается 3 варианта.
Сформировать варианты сетей для снабжения пяти потребителей района расположение которых относительно источника питания – районной электростанции (РЭС) задано на рисунке 1.1. Категории потребителей представлены в таблице 1.5 в виде трех чисел разделенных знаком . Числа по порядку слева направо соответствуют в процентах удельному весу потребителей 1-ой 2-ой и 3-ей категории по степени надежности электроснабжения соответственно.
Категория потребителей
1 Предварительный расчет выбранных вариантов
При проектировании районной сети одновременно с выбором вариантов схемы конфигурации решается вопрос выбора номинального напряжения сети выбора сечений воздушных линий и основного электрооборудования подстанций сети. Комплексное решение этих вопросов требует определения расчетных нагрузок по отдельным участкам и в узлах сети. На первом этапе предварительного сравнения и отбора конкурентоспособных вариантов конфигурации сети допускается расчетные нагрузки определять приближенно при следующих допущениях:
- не учитывается емкостная проводимость воздушных линий;
- распределение потоков активных и реактивных мощностей по участкам сети в режиме максимальных нагрузок вычисляется без учета потерь мощности в элементах сети;
- распределение потоком мощности по участкам замкнутой сети (кольцевой сложнозамкнутой) вычисляется при условии равенства сечений проводов отдельных участков.
1.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок
Произведем расчет потокораспределения I варианта развития сети
Рисунок 3.1-Схема потокораспределения I варианта развития сети
Р2-3 = Р3-9 + Р3 = 10+35 = 45МВт;
Р1-2 = Р2 = Р2-3 + Р2-5 +30= = 45+45+30 = 120МВт;
Р1 = Р14 +P1-2= 120+20 = 140Мвт.
Произведем расчет потокораспределения II варианта развития сети
Рисунок 3.2-Схема потокораспределения II варианта развития сети
Р2-3 = Р3 + Р3-9 = 10 + 35= 45МВт;
Р1-2 = Р2 = 30+ Р2-3= 30+25 = 55МВт;
Р1 = Р1-2 + Р1-4 + Р1-5 = 20+55+45= 120МВт.
Произведем расчет потокораспределения III варианта развития сети
Рисунок-3.3 Схема потокораспределения III варианта развития сети
Р2-3 = Р3 +P3-9= 10+20 = 45МВт;
Определим реактивную нагрузку каждого участка сети по формуле:
Qij = Pij tg jср.взв = Pij 046 (3.1)
Определим полные нагрузки каждого участка сети по формуле:
Результаты вычислений заносим в таблицы 3.2 3.4.
Таблица 3.2-Потокораспределение I варианта развития сети
уч-к электрической сети
Таблица 3.3-Потокораспределение II варианта развития сети
Таблица 3.4-Потокораспределение III варианта развития сети
1.2 Выбор номинальных напряжений сети
При решении вопросов выбора напряжения районной сети воспользуемся формулой Илларионова:
lij – длина линии (км).
Расчет номинального напряжения для I варианта развития сети
Расчеты для остальных участков производим аналогично.
Результаты вычислений заносим в таблицу 3.5
Таблица 3.5-Расчеты для I варианта развития сети
За номинальное напряжения сети – UН принимается стандартное ближайшее к Uop.ij . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение.
Расчет номинального напряжения для II варианта развития сети.
Расчеты для этого варианта производим аналогично и результаты вычислений заносим в таблицу 3.6
Таблица 3.6-Расчеты для II варианта развития сети
Расчет номинального напряжения для III варианта развития сети.
Расчеты для этого варианта производим аналогично и результаты вычислений заносим в таблицу 3.7
Таблица 3.7-Расчеты для III варианта развития сети
Принимаем для дальнейшего расчета по всем вариантам номинальное напряжение UН =110 кВ т.к.:
выбор ближайшего стандартного номинального напряжения (Uном=150кВ) нецелесообразен с экономической точки зрения потому что выпускаемое электрооборудование на это напряжение не имеет достаточно широких пределов технических характеристик;
существующие сети (участок 1-2) рассчитаны на напряжение Uном=115кВ.
Выбор сечений проводов ЛЭП на участках сети
1 Расчет токораспределения
Выбор сечений на участках сетей производим по методу экономических интервалов.
Рассчитаем токи нагрузок узлов схем по формуле:
где P – мощность узла нагрузки;
Uн - номинальное напряжение сети;
cosφ = 09 - коэффициент мощности сети.
Для остальных узлов расчет производим аналогично и сводим результаты в таблицу 4.1:
Таблица 4.1 Токи в узлах системы.
узел электрической сети
Расчет токораспределения варианта I.
Расчеты токораспределения в системе проводим аналогично потокораспределению мощностей и сводим результаты в таблицу 4.2:
Таблица 4.2 Токи системы для варианта I.
Рисунок 4.1-Токораспределение в сети варианта I
Расчет токораспределения варианта II.
Таблица 4.3. Токи системы для варианта II.
Рисунок 4.2-Токораспределение в сети варианта II
Расчет токораспределения варианта III
Рисунок 4.3-Токораспределение в сети варианта III
Таблица 4.4. Токи системы для варианта III.
1.1Выбор сечений линий вариантов I и Iб
Согласно ПУЭ для ВЛ - 110 кВ минимально допустимое сечение составляет 70 мм2.
Участок 1-4. При токе I1-4 = 0117кА с учетом необходимости двух параллельных цепей на участке 1-4 ток на одну цепь Iц = I1-4 2 =0059 кА. Ближайший критический ток [1 таблица 1.13] Iкр = 0117кА соответствует сечению 70 мм2 таким образом на участке 1-4 выбираются две одноцепные линии АС-70.
Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной из 2 цепей Iав1-4 = 0117кА допустимый ток по нагреву для сечения 70 мм2 составляет 265 А. Таким образом выбранное сечение проверяем по нагреву на основании условия:
Следовательно выбранное сечение удовлетворяет условию.
Так как потребители узла 4 нашей системы являются потребителями 3-й категории по надежности электроснабжения то считаю возможным строительство одноцепной ВЛ-110 кВ и это будет вариант под литерой «б».
Расчет сечения для участка 1-4 варианта Iб аналогичен расчету сечения того же участка варианта I.
Участок 3-9. При токе I3-9 =0204кА с учетом необходимости двух параллельных цепей на участке выполняется аналогично участку 1-4. Выбираются также две одноцепные линии АС-70.
Участок 1-2. Существующая линия 1-2 сечением 2АС-240 проверяется по допустимому току из условий максимального длительного режима (обрыв одной из параллельных цепей). Допустимый ток для сечения 351 А.
Максимальный ток по сечению возникает при обрыве одной цепи Iав1-4 =0350кА то есть 0350кА 0351кА результаты проверки удовлетворительны.
Участок 2-3. При токе I2-3 = 0262кА с учетом необходимости двух параллельных цепей на участке 2-3 ток на одну цепь Iц = I2-3 2 =0131 кА. Ближайший критический ток [1 таблица 1.13] Iкр = 0265кА соответствует сечению 70 мм2 таким образом на участке 2-3 выбираются две одноцепные линии АС-70.
Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной из 2 цепей Iав2-3 = 0131кА допустимый ток по нагреву для сечения 70 мм2 составляет 265 А. Таким образом выбранное сечение проверяем по нагреву на основании условия: 0131кА 0265кА
Участок 2-5. При токе I2-5 = 0263кА с учетом необходимости двух параллельных цепей на участке 2-5 ток на одну цепь Iц = I1-4 2 =0132 кА. Ближайший критический ток [1 таблица 1.13] Iкр = 0265кА соответствует сечению 70 мм2 таким образом на участке 2-5 выбираются две одноцепные линии АС-70.
Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной из 2 цепей Iав2-5 = 0132кА допустимый ток по нагреву для сечения 70 мм2 составляет 265 А. Таким образом выбранное сечение проверяем по нагреву на основании условия: 0132кА 0265кА
Результаты вычислений заносим в таблицу 4.1.
Таблица 4.5-Выбор сечений проводов ЛЭП вариантов I и Iб.
1.2Выбор сечений линий варианта II
Расчет сечений ЛЭП полностью аналогичен предыдущему варианту.
Результаты вычислений заносим в таблицу 4.6.
Таблица 4.2. Выбор сечений проводов ЛЭП II варианта
1.3Выбор сечений линий варианта III
Расчет сечений ЛЭП полностью аналогичен предыдущим вариантам.
Таблица 4.3-Выбор сечений проводов ЛЭП III варианта
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов) зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей.
Предусматриваем на подстанциях питающих потребителей всех категорий установку двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
SН.Т SФ.Т07 Smax . (5.3)
По указанному режиму работы трансформатора его мощность может быть ориентировочно определена по выражению:
где SНБ - наибольшая нагрузка подстанции;
kав - коэффициент допустимой перегрузки;
п - число трансформаторов на подстанции.
Произведем выбор трансформатора для узла 2:
где Smax –см. Si таблица 1.3.
Выбираем два параллельно работающих трансформатора марки ТРДН-25000110 [3табл.3.7].
Выбор для остальных узлов производим аналогично и результаты вычислений заносим в таблицу 5.1
Таблица 5.1-Выбор понижающих трансформаторов
тип и число трансформаторов
Выбор схем подстанций
Наиболее дорогостоящим оборудованием после силовых трансформаторов распределительных устройств являются высоковольтные выключатели и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек. Число ячеек приведено в таблицах 6.1..6.3.
Таблица 6.1 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант I)
Число выключателей 110 кВ
две основных и одна обходная система шин
одна рабочая система шин
Таблица 6.2 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант II)
Таблица 6.3 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант III)
Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Варианты подлежащие технико-экономическому сравнению должны быть технически и экономически сопоставимы т.е. обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности должна учитываться величина ущерба народному хозяйству от вероятного нарушения электроснабжения. В этом случае подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле:
З = ЕНК + И руб. год (7.1)
где ЕН =012 - нормативный коэффициент эффективности в энергетике;
К = КЛ + КП - соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;
И = ИЛ + ИП + ИΔЭ - соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий ИЛ подстанций ИП и ИΔЭ - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях.
Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.
Ежегодные издержки ИЛ и ИП определяются суммой отчислений от капитальных вложений:
где αЛ αП - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [1 таблица 2.1].
Учитывая существенную долю в приведенных затратах капиталовложений и издержек на подстанции а также тот факт что почти во всех вариантах число мощность и типы трансформаторов число и типы выключателей не зависят от схемы сети учет подстанционных составляющих следует производить только при необходимости.
Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле:
ИΔЭ = 0(ΔР’max + 8760 ΔРXX ) (7.4)
где 0 - удельная стоимость потерь активной энергии [1 рисунок 2.1];
- число часов максимальных потерь в году определяемых по формуле:
= (0124 + Тmax 104)28760=(0124+39788104)8760 = 240529ч (7.5)
где ΔРXX - суммарные потери холостого хода трансформаторов.
Необходимо иметь в виду что варианты схемы с разными номинальными напряжениями из-за различной стоимости аппаратуры и разных величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведенным затратам с учетом оборудования подстанций потребителей и потерь энергии в них. Это положение обязательно и для сравнения вариантов с разной надежностью питания потребителей.
На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приведенными затратами.
Варианты схем считаются экономически равноценными если разница в приведенных затратах равна или менее 5%. В таком случае следует выбирать варианты схем:
- с более высоким напряжением;
- с более высокой надежностью электроснабжения;
- с более высокой оперативной гибкостью схемы (приспосабливаемостью к необходимым режимам работы сети);
- с меньшим расходом цветного металла на провода воздушных линий и с меньшим необходимым количеством электрической аппаратуры;
- с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых пунктов потребления электроэнергии.
2. Технико-экономический расчет варианта I
Капитальные вложения в линию:
где С - стоимость 1 км линии;
n - число параллельных линий.
Для линии 1-4 (АС-70) при номинальном напряжении линии 110 кВ на железобетонных двухцепных опорах для II района по гололеду [1табл.2.3.4] С = 178 тыс.руб.км l =116км n = 2. Тогда:
КЛ1-4 =26218562 = 9725тыс.руб.
Расчеты для других линий производим аналогично и сводим результаты в таблицу 7.1.
Таблица 7.1. Капитальные вложения в линии для варианта I.
точки электрической сети
стоимость провода тыс.рубкм
стоимость линии тыс.руб
Капиталовложения в подстанцию включают в себя стоимость трансформаторов и распределительных устройств (РУ) высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ.
Для узла 2 расчетная стоимость (С1) трансформатора ТРДН-25000110 [1табл.2.2.6] составляет 63 тыс.руб. стоимость ячейки выключателя (С2) 110 кВ – 35 тыс.руб. [1табл.2.2.2] тогда:
КП = С1n + С2k (7.7)
где nk – количество соответственно трансформаторов и ячеек.
КП2 =632 + 358 = 406 тыс.руб.
Для остальных узлов расчеты производим аналогично и сводим результаты в таблицу 7.2.
Таблица 7.2. Капитальные вложения в подстанции для варианта I.
Число трансформаторов
Стоимость трансформатора С1 руб
стоимость ячейки руб
Определим суммарные затраты:
КΣI = КЛI + КПI = 1802 +243646=423846тыс.руб. (7.8)
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [1табл. 2.1.3 ] для линий составляют 28% для подстанций 110 кВ - 94% соответственно αЛ =0028; αП = 0094.
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:
Погонные сопротивления для проводов по [1табл.1.3.4]:
R0 (АС-70)=0428 Омкм;
R0 (АС-240)=0120 Омкм.
Для остальных элементов системы расчет производим аналогично и сводим результаты в таблицу 7.3:
Таблица 7.3. Погонные сопротивления линий.
Погонные значения сопротивлений трансформаторов по [1табл.1.4.4]:
RТ (ТДН – 25000110) = 254Ом;
Суммарные потери холостого хода [1табл.1.4.4] трансформаторов по выражению:
ΔРХХ i = ΔРХХ nМвт (1.12)
ΔРХХ 2 = 00352 = 007Мвт;
Для остальных элементов системы расчет производим аналогично и сводим результаты в таблицу 7.4:
Таблица 7.4. Погонные сопротивления трансформаторов:
Определим суммарные значения сопротивлений схемы замещения:
RΣ1-4 = 248 +127 = 1292Ом;
Для остальных элементов системы расчет производим аналогично и сводим результаты в таблицу 7.5:
Таблица 7.5. Сопротивления схем замещения:
Потери мощности в максимальном режиме по выражению:
ΔP’max.i =3I2 RΣ (1.13)
где токи определены в п.4.1
Для остальных элементов системы расчет производим аналогично и сводим результаты в таблицу 7.6:
Таблица 7.6. Потери мощности в максимальном режиме для варианта I:
Удельная стоимость потерь электроэнергии 0 составляет 15 коп.кВтч [1рис. 2.1] 0 =1510-2 тыс.руб.МВтч.
Издержки определим по выражению:
ИΔЭ1-4 = 1510-2 (164240529 + 87600038) = 6416тыс.руб.;
Для остальных элементов системы расчет производим аналогично и сводим результаты в таблицу 7.7:
Таблица 7.7. Издержки для варианта I:
Таким образом приведенные затраты в варианте I составляют:
З = ЕНКΣ + αЛ КЛ +αП КП + ИΔЭ (1.14)
ЗI =01248929 + 002830559 +00941837 + 67842=152382тыс.руб.
3. Технико-экономический расчет варианта Iб
Для линии 1-4 (АС-70) при номинальном напряжении линии 110 кВ на железобетонных двухцепных опорах для II района по гололеду [1табл.2.3.4] С = 120 тыс.руб.км l =116км n = 1. Тогда:
КЛ1-4 =26218561 = 1392тыс.руб.
Расчеты для других линий производим аналогично и сводим результаты в таблицу 7.8:
Таблица 7.8. Капитальные вложения в линии для варианта Iб.
Для остальных узлов расчеты производим аналогично и сводим результаты в таблицу 7.9.
Таблица 7.9. Капитальные вложения в подстанции для варианта Iб.
одна основная и одна обходная система шин
КΣI = 150336 +1599=310236тыс.руб.
Расчет потерь мощности в максимальном режиме для варианта Iб.
Для всех элементов системы расчет производим аналогично варианту I и сводим результаты в таблицу 7.10:
Таблица 7.10. Потери мощности в максимальном режиме для варианта Iб:
Издержки для варианта Iб.
Для всех элементов системы расчет производим аналогично варианту I и сводим результаты в таблицу 7.11:
Таблица 7.11. Издержки для варианта Iб:
ЗI =012355496 + 0028192096 +00941634 + 71339=134738тыс.руб.
4. Технико-экономический расчет варианта II
Расчеты для всех элементов системы производим аналогично подготовительные расчеты (погонные сопротивления линий трансформаторов сопротивления схем замещения приведены в 7.2).
Таблица 7.12. Капитальные вложения в линии для варианта II.
Для остальных узлов расчеты производим аналогично и сводим результаты в таблицу 7.13.
Таблица 7.13. Капитальные вложения в подстанции для варианта II.
КΣI = 168432 +1802=348632тыс.руб.
Потери мощности в максимальном режиме.
Расчеты для всех элементов системы производим аналогично и сводим результаты в таблицу 7.14:
Таблица 7.14. Потери мощности в максимальном режиме для варианта II.
Издержки для варианта II.
Для всех элементов системы расчет производим аналогично варианту I и сводим результаты в таблицу 7.13:
Таблица 7.15. Издержки для варианта II.
Таким образом приведенные затраты в варианте II составляют:
ЗII =012393892 + 0028210192 +00941837 + 74945= 145365тыс.руб.
5. Технико-экономический расчет варианта III
Таблица 7.16. Капитальные вложения в линии для варианта III.
Для остальных узлов расчеты производим аналогично и сводим результаты в таблицу 7.17.
Таблица 7.17. Капитальные вложения в подстанции для варианта III.
КΣI = 144768 +1802=370228тыс.руб.
Расчеты для всех элементов системы производим аналогично и сводим результаты в таблицу 7.18:
Таблица 7.18. Потери мощности в максимальном режиме для варианта III.
Издержки для варианта III.
Для всех элементов системы расчет производим аналогично варианту I и сводим результаты в таблицу 7.19:
Таблица 7.19. Издержки для варианта III.
Таким образом приведенные затраты в варианте III составляют:
ЗII =012370228 + 0028186528 +00941837 + 71605= 145365тыс.руб.
Прежде чем переходить к анализу экономических характеристик по всем сравниваемым вариантам следует учесть что во всех вариантах в узлах стоят
одинаковые трансформаторы и поэтому нужно учесть только разное число выключателей. Число выключателей которые следует учесть при сопоставлении вариантов показано в таблице 7.20.
Таблица 7.20-Число ячеек выключателей по вариантам
Число ячеек выключателей
Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении
Полученные данные сведем в таблицы 7.21-7.23
Таблица 7.21-Расчет экономических показателей линии
Таблица 7.22-Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает что наиболее экономичным является Iб -й вариант распределительной сети следующий по экономичности после него вариант III. Именно эти варианты рекомендуются для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии.
Расчет установившихся режимов сети
1 Расчёт установившегося режима максимальных нагрузок варианта Iб
Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети анализа их допустимости и выбора при необходимости средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений.
1.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров
Для выполнения расчета необходимо подготовить схему замещения сети и определить её параметры которые приведены в таблице 8.1 (информация по узлам) и в таблице 8.2 (информация по ветвям).
Таблица 8.1 - Параметры узлов сети
Для определения параметров ветвей сети используем следующие формулы:
XЛ = где Х0 см.[1 табл.1.3.4] (8.1)
XП = где ХТ см.[1табл.1.4.4] (8.2)
BЛ = В0ln где В0 см.[1 табл.1.3.4] (8.3)
kTH = где UBH UHH см.[1табл.1.4.4] (8.4)
BЛ1-4 = 25610-61161 = 03 10-6См;
для остальных ветвей сети расчеты производим аналогично и сводим результаты в таблицу 8.2.
Таблица 8.2 - Параметры ветвей сети
1.2 Расчёт потоков мощности на участках сети
Определим мощности на всех участках с учетом потерь начиная от потребителей к источнику.
Потери определяются по формулам:
Потоки мощности участка 15-151 рассчитываются следующим образом:
ΔР4-41 = 254 = 01Мвт; ΔQ4-41 = 559 = 224МВАр;
SН4 = SK4 + ΔР4-41 + ΔQ4-41 =20 + 92i +01 + 224i = 201 + 1144i
Потоки мощности участка 1-4 рассчитываются следующим образом:
ΔР1-4 = 496 = 023Мвт;
ΔQ4-15 = 515 = 023МВАр;
-jQС4-15 = -0511020310-4 = - 182i;
SН1-4 = SК1-4 + ΔР1-4 + ΔQ1-4 - jQС1-4 =20127+11615i + 023+0.23i - 182i =
Потоки мощности на остальных участках схемы рассчитываем таким же образом и результаты расчетов сводим в таблицу 8.3.
Таблица 8.3. Потоки мощности для варианта Iб.
1.3 Определение напряжения в узлах сети
Напряжения в узлах сети рассчитываются по следующим выражениям например для узла 2:
ΔUH1-2 = = = 054кВ; (8.8)
U2 = U1 - ΔUH1-2 =115-054 =11446кВ;
Для остальных узлов расчеты производятся аналогично.
Полученные расчеты сведем в таблицу 8.3.
Таблица 8.3-Напряжение в узлах сети для Iб варианта.
1.4 Выбор средств регулирования напряжения
В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 095UНОМ до 105UНОМ. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне но не равны номинальным то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.
Требуемые напряжения на шинах подстанций их расчетные значения до и после регулирования напряжения приведены в таблице 8.5.
Произведем выбор отпайки РПН трансформатора.
Выбор отпайки РПН трансформатора производится по формуле:
Найдем желаемую отпайку РПН для трансформатора в узле 2:
Округляем полученное значение до ближайшего минимального и получаем что рекомендованная расчетом ступень – это «0»-е положение РПН которое также называют «промежуточным».
Аналогичные расчеты произведем для других узлов и сведем результаты в таблицу 8.4.
Таблица 8.4. Расчет ступени РПН для узлов схемы варианта Iб.
Проверим верность выбора отпакйки.
Номинальное значение коэффициента трансформации:
nном = = =1095. (8.11)
Величина изменения коэффициента трансформации:
Δn =9 = 9 =175кВ. (8.12)
Напряжение на низшей стороне трансформатора с использованием РПН:
Uс рпн = Uдо рпн - Uдо рпн = 1044- 1044 = 1044кВ.
Полученное напряжение находится в пределах оговоренных ГОСТ.
Аналогичные расчеты произведем для других узлов и сведем результаты в таблицу 8.5.
Таблица 8.5. Напряжение на низшей стороне трансформатора с использованием РПН.
2Расчёт установившегося режима максимальных нагрузок варианта III
2.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров
Таблица 8.6 - Параметры узлов сети
Таблица 8.7 - Параметры ветвей сети
2.2 Расчёт потоков мощности на участках сети
Расчеты для всех элементов системы производим аналогично варианту Iб подготовительные расчеты (погонные сопротивления линий трансформаторов сопротивления схем замещения приведены в 7.2) и сводим в таблицу 8.8:
Таблица 8.8. Потоки мощности для варианта III.
2.3 Определение напряжения в узлах сети
Расчеты для всех элементов системы производим аналогично варианту Iб подготовительные расчеты (погонные сопротивления линий трансформаторов сопротивления схем замещения приведены в 7.2) и сводим в таблицу 8.9:
Таблица 8.9-Напряжение в узлах сети для III варианта
2.4 Выбор средств регулирования напряжения
Аналогичные расчеты произведем для других узлов и сведем результаты в таблицу 8.10.
Таблица 8.10. Расчет ступени РПН для узлов схемы варианта III.
Uс рпн = Uдо рпн - Uдо рпн = 1043- 1043 = 1043кВ.
Аналогичные расчеты произведем для других узлов и сведем результаты в таблицу 8.11.
Таблица 8.11. Напряжение на низшей стороне трансформатора с использованием РПН.
3 Расчет установившихся послеаварийных режимов
Расчет послеаварийных режимов аналогичен расчету установившихся режимов максимальных нагрузок. Здесь рассматриваются наиболее тяжелые для системы случаи обрывов проводов на различных участках.
Выбранные варианты Iб и III развития сети района имеют радиально-магистральные двухцепные схемы незамкнутые схемы поэтому расчет установившихся режимов максимальных нагрузок не производим.
Список использованных источников
Ананичева С.С. Мызин А.Л. Шелюг С.Н.. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования часть 1. «Электроэнергетические системы и сети»: Учебное электронное текстовое издание.- Екатеринбург 2005 г.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат 1989.
Неклепаев Б.Н. Крючков Н.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы-4-е издание Б.Н. Неклепаев Н.П. Крючков. -4-е издание. - М.: Энергоатомиздат 1989.-608с.
Правила устройства электроустановок. 7-е изд. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во 2005.-512 с.