ЭСиС (энергетика 3 ч.)

варианты сети2.frw

5 вариантов сети.cdw1.cdw

Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети
Вариант 1 развития сети
Вариант 2 развития сети
Вариант 5 развития сети
Вариант 4 развития сети
Вариант 3 развития сети

Карта режима сети.cdw

Эсис Губайдуллин.doc

В данном курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической сети. Проведен анализ различных вариантов развития сети.
Для выбранных вариантов проведен выбор номинального напряжения сети; определены сечения линий электропередача также проведен выбор трансформаторов на понижающих подстанциях и определены схемы подстанций.
Проведено экономическое сопоставление вариантов.
Рассчитаны установившиеся режимы сети для двух наиболее экономичных вариантов развития сети.
Задание на курсовой проект 8
Разработка схем развития сети ..9
Расчёт потокораспределения в сети . ..11
Выбор номинального напряжения сети .13
Расчет токораспределения в сети 15
Выбор сечений линий электропередачи .16
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях .20
Выбор схем подстанций 21
Экономическое сопоставление вариантов развития сети 24
Расчет установившихся режимов сети 29
1. Расчет установившегося режима I варианта 32
2. Расчет установившегося режима II варианта ..39
Расчет аварийного режима 47
1 Расчет аварийного режима для варианта 1 47
1 Расчет аварийного режима для варианта 1 57
Расчет установившихся режимов с помощью программы RASTR для IBM PC 75
Список литературы .85
Развитие энергетики России усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного тока.
В настоящее время ЕЭС России включают в себя семь параллельно работающих объединений энергосистем: Центра Средней Волги Урала Северо-запада Востока Юга и Сибири.
Производство электроэнергии растет во всем мире что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.
Проектирование электрической сети включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции является одной из основных задач развития энергетических систем обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
Задача проектирования электрической сети относится к классу оптимизационных задач однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи обусловленной многокритериальностью многопараметричностью и динамическим характером задачи дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.
В этих условиях проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надёжности электроснабжения. Экологический социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Данные к курсовому проекту:
- для всех нагрузок;
-потребители узла с наименьшей нагрузкой III категории надежности состав потребителей по надежности одинаков (I категории - 30%; II категории - 30 %; III категории - 40 %);
-номинальное напряжение потребителей 10 кВ;
- нагрузок 4500 часов;
-район проектирования - Урал;
- масштаб: 1 см - 10 км.
Рисунок 1.1 Исходная схема развития сети
Целью выполнения данного 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.
РАЗРАБОТКА СХЕМ РАЗВИТИЯ 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 соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).
В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категорий так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников Ш категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.
Рис.2.1 Варианты развития сети
РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТИ
В сетях с односторонним питанием потокораспределение рассчитывается следующим образом. Последовательно начиная от самых отдаленных потребителей складываем мощности узлов встречающихся при приближении к источнику. Таким образом получаем перетоки мощности на всех радиальных участках сети.
В случае сети замкнутого типа перетоки необходимо рассчитывать используя правило «моментов» представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием. При этом мощность каждого источника такой сети определяется по формуле:
Где - соответственно определяемые активная и реактивная мощности источников;
- активная и реактивная составляющие в узлах потребителей;
- расстояние противоположенного источника до данного потребителя;
- общее расстояние между источниками.
Вариант 1 развития сети
Вариант 2 развития сети
Вариант 3 развития сети
Вариант 4 развития сети
Вариант 5 развития сети
ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ
Расчет ведем по формуле Г.А.Илларионова применяемой при напряжениях от 35 до 1150 кВ
где - передаваемая по линии мощность МВт;
- количество параллельных цепей на участке.
Вычисления напряжений в других узлах сети производятся аналогично по формуле (4.1); результаты сведены в таблицы 4.1 – 4.5.
Выбираем номинальное напряжение сети 110 кВ.
РАСЧЕТ ТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТИ
Нагрузочные токи сети определяются по соотношению
где - передаваемая по участку мощность.
Токи нагрузок узлов:
Токи на участках сети.
Вариант 2 развития сети
ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи выполним по экономическим интервалам. Экономические интервалы сечений приведены в [1 табл. 1.12].
Для выбора воспользуемся экономическими интервалами токов для ОЭС Казахстана и Средней Азии. Учитывая что проектирование ведется на Урале (район по гололеду ) выбраны стальные опоры для линии 110кВ.
Выбираем 2 провода марки АС сечением АС-150;
Выбираем провод АС-150;
Выбираем провод АС-70;
Выбираем провод АС-240;
Выбираем провод АС-70.
Проверка сечений по аварийным режимам:
а) Отключение линии 1-2
Так как линия двухцепная то
Провод АС-150 по условию проходит.
Провод АС-150 не проходит выбираем АС-240
Провод АС-70 по условию не проходит выбираем АС-150
Провод АС-240 проходит.
б) Отключение линии 1-6
Провод АС-240 проходит
Принимаем провод 2хАС-95
Участок 6-10 (обрыв 1 цепи)
Для остальных участков выбор и проверку сечений проделываем аналогично. Полученные результаты сводим в таблицы 6.1 – 6.5.
Таблица 6.1 Выбор сечения проводов (вариант 1)
Таблица 6.2 Выбор сечения проводов (вариант 2)
Таблица 6.3 Выбор сечения проводов (вариант 3)
Таблица 6.4 Выбор сечения проводов (вариант 4)
Таблица 6.5 Выбор сечения проводов (вариант 5)
ВЫБОР РАНСФОРМАТОРОВ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей и является технико-экономической задачей.
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается как правило установка 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.
Мощность трансформаторов может быть определена ориентировочно по выражению
где - наибольшая нагрузка подстанции - коэффициент допустимой перегрузки n - число трансформаторов на подстанции.
Типы и мощности понижающих трансформаторов на подстанциях во всех вариантах одинаковы так как не зависят от схемы сети 110 кВ [1]. Выбор трансформаторов показан в таблице 7.1.
Тип и число трансформаторов
ВЫБОР СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ
Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций выполняется только на стороне высшего напряжения так как схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети.
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.
В табл. 8.1-8.5 показано определение ячеек выключателей 110 кВ для вариантов электрической сети рассматриваемого примера.
Схема распределительного устройства 110 кВ
Две рабочие и обходная системы шин
Одна секционированная система шин с обходной
Два блока с неавтоматической перемычкой
Одна секционированная система шин с обходной
Два блока с неавтоматической перемычкой
ИТОГО: 32 (вариант 1) 30 (вариант 1)
ИТОГО: 36 (вариант 2а) 34 (вариант 2б)
Мостик с неавтоматической перемычкой
ИТОГО: 37 (вариант 3а) 35(вариант 3б)
ИТОГО: 37 (вариант 4а) 35(вариант 4б)
ИТОГО: 36 (вариант 5а) 34(вариант 5б)
ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ
1 Экономическое сопоставление подвариантов
1.1 Приведенные затраты подварианта «а»
В подварианте «а» две линии АС-70 Два трансформатора ТДН-10000110.
Капитальные вложения в линию
где С=42 тыс.рубкм – стоимость 1км линии [4 табл.7.5]; n – количество линий.
Капитальные вложения в подстанцию
Стоимость трансформатора ТДН-10000110 – 148 тыс.руб стоимость ячейки выключателя 110 кВ – 90 тыс.руб.
Суммарные капитальные вложения в строительство
Издержки на амортизацию и обслуживание [2 табл.6.1] для линий
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:
(ТДН – 16000110) Ом [4 табл. 5.13];
Суммарные потери холостого хода трансформаторов:
Потери мощности в максимальном режиме
Число часов максимальных потерь
Удельная стоимость потерь электроэнергии [1 рис.2.1] тыс.руб.МВт*ч.
Таким образом приведенные затраты в подварианте «а» составляют
1.2 Приведенные затраты подварианта «б»
Используем формулы п. 9.1.1
Капиталовложения в линии:
Капиталовложения в подстанцию:
Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб связанный с перерывом питания
при его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2) при полном отключении удельный ущерб тыс.руб.кВт = тыс.руб.МВт [1 рис. 2.2] МВт.
Параметры потока отказов линии летотказ на 100 км трансформатора летотказ [2 табл.6.2].
Среднее время восстановления [2 рис. 6.3] для линии летотказ трансформатора летотказ при наличии в системе резервного трансформатора и летотказ при его отсутствии
Приведенные затраты для подварианта «б»:
Сопоставление приведенных затрат показывает что подвариант «б» экономичнее подварианта «а» на 37%. Поэтому предпочтение отдаем подварианту «б»: питание узла 10 осуществляется по одной линии АС-70 с установкой одного трансформатора ТДН – 16000110
2 Экономическое сопоставление вариантов
Так как число трансформаторов во всех вариантах одинаковое то необходимо учесть только разное количество выключателей. Число выключателей которые следует учесть при сопоставлении вариантов показано в табл. 9.1
Число ячеек выключателей 110 кВ
Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении
Линия 1-2 существующая поэтому во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются. Для всех вариантов экономические показатели линий сведены в таблицы 9.2 – 9.6.
Таблица 9.2 Вариант 1
Таблица 9.3 Вариант 2
Таблица 9.4 Вариант 3
Таблица 9.5 Вариант 4
Таблица 9.6 Вариант 5
Издержки на компенсацию потерь энергии в варианте 3 составляют
Поскольку в варианте 3 используется на пять выключателей больше чем в варианте 1 с минимальным числом выключателей следует учесть капиталовложения на эти выключатели: тыс.руб. Тогда суммарные капиталовложения в вариант 3
Теперь затраты по варианту 2 определяются как
Результаты расчета составляющих затрат и сопоставление вариантов приведены в табл. 9.7.
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает что варианты 3 и 4 равноэкономичны. Следующий по экономичности является вариант 1.Поэтому в дальнейшем будем рассматривать вариант 1 и вариант 3.
РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА
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 Приведенная мощность подстанций.
Таблица 10.1 Параметры трансформаторов
Приведенная мощность подстанции №2
где - суммарная нагрузка на первичную и вторичную обмотку низкого напряжения трансформатора;
- суммарные потери в трансформаторе;
Нагрузка узла 2 - МВА;
где n – количество параллельных трансформаторов.
Приведенная мощность подстанции №5
Используем формулы 10.1-10.6
Нагрузка узла 5 - МВА;
Приведенная мощность подстанции №6
Так как мощность трансформаторов и мощность у потребителя такая же как в узле №2 то:
Приведенная мощность подстанции №7
Нагрузка узла 7 - МВА;
Приведенная мощность подстанции №10
Нагрузка узла 10 - МВА;
2 Расчет установившегося режима для варианта 1
2.1 Параметры линий электропередач
где - соответственно удельные активные индуктивные сопротивления и зарядная мощность
n – количество параллельных цепей.
Для остальных линий параметры посчитаны аналогично и сведены в таблице 10.2.
Рисунок 10.1 Схема замещения сети варианта 1
2.2 Расчетные мощности узлов
Рисунок 10.2 Расчетная схема сети
2.3 Расчет перетоков мощностей
Потери мощности определяются по формуле
где - мощность в начале участка.
Мощность в начале участка определяется по формуле
Мощность в начале участка 6-7:
Мощность в начале участка 6-10:
Мощность в конце участка 1-6:
Мощность в начале участка 6-1:
Мощность в начале участка 2-5:
Мощность в конце участка 1-2:
Мощность в начале участка 1-2:
2.4 Расчет напряжений на высокой стороне подстанций
Падение напряжения в линии определяется по формуле
где - мощность в начале линии
- сопротивления линии
Напряжение в конце линии
Напряжение в узле 10
2.5 Расчет напряжений на низкой стороне подстанций
Напряжение на низкой стороне приведенное к высокому напряжению определяется по формуле:
где - сопротивления трансформатора
- мощность проходящая через трансформатор
- напряжение в конце линии.
Напряжение на низкой стороне (реальное)
где - коэффициент трансформации.
Напряжение в узле 21
Напряжение в узле 61
Напряжение в узле 51
Напряжение в узле 71
Напряжение в узле 101
2.6 Выбор отпаек на трансформаторах
В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах должно находиться в интервале от до . Если напряжения на шинах потребителей находятся в указанной зоне но не равны номинальным то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.
Потребители электрической энергии могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения подстанций или могут быть удалены от них поэтому на шинах низкого напряжения подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанции до шин потребителей.
Выбор отпайки в узле 2
- цена одной отпайки – 2.047 кВ.
- необходимое количество отпаек (10.20)
Выбираем 5-ю отпайку;
Уточняем напряжение у потребителя
В остальных узлах выбор отпаек проводим аналогично данные сводим в таблицу 10.3
Требуемое напряжение на шинах ПС кВ
Напряжение на шинах ПС до регулирования кВ
Рациональная отпайка
Напряжение на шинах ПС после регулирования кВ
3 Расчет установившегося режима для варианта 3
Расчет производим аналогично п. 10.2. Параметры схемы замещения трансформаторов и приведенные мощности подстанций не изменяются. Параметры линий пересчитываем по (10.7) – (10.9) полученные результаты сводим в таблицу 10.4.
Рисунок 10.3 Схема замещения сети для варианта 3
3.1 Расчетные мощности узлов
Воспользуемся формулами (10.10) – (10.13)
Рисунок 10.5 Расчетная схема сети
3.2 Расчет перетоков мощностей
Воспользуемся формулами (10.15) – (10.17)
Расчет кольцевой схемы
Рисунок 10.6 Расчет кольцевой схемы
Мощность на участке 1-2
Мощность на участке 1-6
По закону Кирхгофа определим потоки на остальных участках
Точка 7 – точка потокораздела
Уточняем мощности на участках с учетом потерь в линиях
Мощность в начале участка 5-7:
Мощность в конце участка 2-5:
Мощность в начале участка 7-6:
Мощность в конце участка 6-1:
Мощность базисного узла 1:
3.3 Расчет напряжений на высокой стороне подстанций
Для расчета воспользуемся формулами п.10.2.4
Напряжение в узле 7'
Напряжение в узле 7''
Погрешность менее 2% что допустимо.
Уточним напряжение точки потокораздела 7
3.4 Расчет напряжений на низкой стороне подстанций
При расчетах используем формулы п.10.2.5
3.5 Выбор отпаек на трансформаторах
Выбор отпаек на трансформаторах аналогично п.10.2.6. Полученные данные сведены в таблицу 10.5
РАСЧЕТ АВАРИЙНОГО РЕЖИМА
1 Расчет аварийного режима для варианта 1 схемы развития сети.
Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима.
Участок 1-2 (обрыв одной цепи):
Мощность в начале участка 1-2
В остальных узлах напряжения не изменятся.
Участок 2-5 (обрыв одной цепи):
Мощность в начале участка 2-5
Мощность в конце участка 1-2
Участок 1-6 (обрыв одной цепи):
Мощность в начале участка 6-1
Участок 6-7 (обрыв одной цепи):
Мощность в начале участка 6-7
Мощность в начале участка 6-10 не изменится.
Мощность в конце участка 1-6
Таблица 11.1 Напряжения в аварийном режиме.
1.1 Выбор компенсирующих устройств
Падения напряжения в аварийном режиме составляют ±10% от номинального. Так как в узлах 6 и 7 напряжения ниже допустимого то необходимо выбрать компенсирующее устройство.
В качестве компенсатора выбираем батареи статических конденсаторов КС2 – 1.05 – 60. Конденсаторы устанавливаем в узле №6.
Определим мощность компенсации по формуле:
где - минимально допустимое напряжение кВ;
- напряжение в узле кВ;
- сопротивление между балансирующим узлом и узлом где необходимо установить компенсатор Ом.
Число конденсаторов в батареи
Выбираем 69 конденсаторов в БК.
Реактивная мощность одной БК
Число параллельных БК
Выбираем 3 параллельных БК.
Необходимо пересчитать режимы с учетом компенсации.
1.2 Установившийся режим с учетом компенсации.
Так как БК устанавливаются на подстанции №6 то изменится поток мощности на участке 1-6.
1.2.1 Выбор отпаек на трансформаторах.
Выбор отпаек на трансформаторах аналогично п.10.2.6. Полученные данные сведены в таблицу 11.2
1.3 Аварийный режим с учетом компенсации.
Таблица 11.3 Напряжения в аварийном режиме.
1.4 Выбор отпаек на трансформаторах
Выбор производим по наиболее худшему варианту. Данные сводим в таблицу 11.4.
2 Расчет аварийного режима для варианта 3 схемы развития сети.
Отключение линии 1-2:
Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима радиальной схемы.
Мощность в конце участка 2-5
Мощность в конце участка 5-7
Мощность в начале участка 5-7
Мощность в конце участка 7-6
Мощность в начале участка 7-6
Мощность в начале участка 1-6
Расчет напряжений в узлах:
Отключение линии 1-6:
Все значения напряжений сведены в таблице 11.5
2.1 Выбор компенсирующих устройств
Падения напряжения в аварийном режиме составляют ±10% от номинального. Так как в узлах 2 (при обрыве линии 1-2) и 10 (при обрыве линии 1-6) напряжения ниже допустимого то необходимо выбрать компенсирующее устройство.
В качестве компенсатора выбираем батареи статических конденсаторов КС2 – 1.05 – 60.
Определим мощность компенсации для узла 2 по формуле (11.3)
Выбираем 8 параллельных БК.
Мощность компенсации для узла 10 по формуле (11.3)
Выбираем 5 параллельных БК.
2.2 Установившийся режим с учетом компенсации
Кольцевую схему рассчитаем аналогично 10.3.2
Расчет перетоков мощностей по формулам (10.15) – (10.17)
Рисунок 11.1 Расчет кольцевой схемы
Сопротивления плеч определены в п. 10.3.2
2.2.1 Расчет напряжений на высокой стороне подстанций
2.2.2 Расчет напряжений на низкой стороне подстанций
2.2.3 Выбор отпаек на трансформаторах
Выбор отпаек на трансформаторах аналогично п.10.2.6. Полученные данные сведены в таблицу 11.6
2.3 Расчет аварийного режима для варианта 3 схемы развития сети с учетом компенсации.
Все значения напряжений сведены в таблице 11.7
2.3.1 Выбор отпаек на трансформаторах
Выбор производим по наибольшему падению напряжения. Данные сводим в таблицу 11.8.
РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОГРАММЫ RASTR ДЛЯ IBM PC
Результаты расчёта установившегося режима до регулирования для первого варианта приведены в таблице 12.1 и на рисунке 12.1
Рисунок 12.1 Режим максимальных нагрузок для варианта 1 до регулирования
Результаты расчёта установившегося режима после регулирования для первого варианта приведены в таблице 12.2 и на рисунке 12.2
Рисунок 12.2 Режим максимальных нагрузок для варианта 1 после регулирования
Результаты расчёта установившегося режима до регулирования для варианта 3 приведены в таблице 12.3 и на рисунке 12.3
Рисунок 12.3 Режим максимальных нагрузок для варианта 3 до регулирования
Результаты расчёта установившегося режима после регулирования для варианта 3 приведены в таблице 12.2 и на рисунке 12.2
Рисунок 12.4 Режим максимальных нагрузок для варианта 3 после регулирования
В курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ. Рассмотрено пять вариантов развития сети при этом для всех вариантов произведен выбор напряжения сети сечений ЛЭП трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств.
Из пяти схем путем технико-экономического сравнения для дальнейшего рассмотрения приняты две схемы.
Для оставшихся двух схем рассчитаны установившиеся режимы сети.
Выбор наилучшего варианта выполнен на основе сравнения приведённых затрат.
Волкова Т.Ю. Юлукова Г.М. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» (раздел «Электроэнергетические системы и сети») 2004.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для ВУЗов. - М.: Энергоатомиздат 1989.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат 1985.
Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2005.

курсовая по энергетике Губайдуллин.doc

Разработка вариантов развития сети7
Расчет потокораспределения в сети11
Выбор номинального напряжения сети18
Выбор сечений линий электропередачи на участках сети23
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях38
Выбор схем подстанций на высоком и низком напряжениях40
Экономическое сопоставление вариантов сети и выбор двух наиболее экономичных43
Расчет установившихся режимов сети54
Единая энергетическая система России входит в состав крупного энергетического объединения - Единой энергосистемы (ЕЭС) бывшего СССР включающего также энергосистемы независимых государств: Азербайджана Армении Беларуси Грузии Казахстана Латвии Литвы Молдовы Украины и Эстонии. С ЕЭС продолжают синхронно работать энергосистемы семи стран восточной Европы - Болгарии Венгрии Восточной части Германии Польши Румынии Чехии и Словакии.
В составе Единой энергосистемы России в настоящее время работают параллельно 6 объединенных энергетических систем (ОЭС) России: Центра Средней Волги Урала Северо-запада России Северного Кавказа Сибири - в которые входят 65 энергосистем. ОЭС Востока работает в настоящее время изолировано от ЕЭС.
Электростанциями входящими в ЕЭС вырабатывается более 90% электроэнергии производимой в независимых государствах - бывших республиках СССР. Объединение энергосистем в ЕЭС позволяет: обеспечить снижение необходимой суммарной установленной мощности электростанций за счет совмещения максимумов нагрузки энергосистем имеющих разницу поясного времени и отличия в графиках нагрузки; сократить требуемую резервную мощность на электростанциях; осуществить наиболее рациональное использование располагаемых первичных энергоресурсов с учетом изменяющейся топливной конъюнктуры; удешевить энергетическое строительство; улучшить экологическую ситуацию.
Развитие энергетики России усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного тока. Проектирование электрической сети включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции является одной из основных задач развития энергетических систем. Качественное проектирование является основой надежного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
Проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети обеспечивающих надежное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надежности электроснабжения. Экологический социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.
С точки зрения системного подхода следует вести проектирование для всей сети электроэнергетической системы начиная от шин электростанций и включая всех потребителей. При этом необходимо рассматривать схемы электростанций и подстанций решать вопросы защиты от перенапряжения выбирать устройства защиты и автоматики для автоматического управления и регулирования режима работы электрической системы включая сети всех напряжений. Такая задача чрезмерно громоздка практически ее можно решать только по частям - проектировать отдельно сети различных назначений электростанции и подстанции защиту от перенапряжения релейную защиту устройства автоматики и т.д. При проектировании каждой из этих частей отдельные части представляются приближенно в них учитываются лишь влияющие на данную часть элементы для которых предполагаются типовые решения. В дальнейшем эти полученные при проектировании решения уточняются и согласовываются.
Разработка вариантов развития 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. К дальнейшему рассмотрению предложены все 5 вариантов развития сети.
В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций) и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии что перерывы электроснабжения необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения не превышают 1 суток.
В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категорий так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников Ш категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.
При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рис. 2 3 4 5 6) учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.
В варианте 1 и 3 схемы радиальные. В вариантах 2 и 5 смешанные схемы где во 2 - м варианте узлы 2 5 и 6 соединяются в кольцо а в 5-м в кольцо объединены узлы 1 2 6 8. В варианте 4 кольцо образуется из узлов 1 2 5 6 8 и 9 .
Рисунок 1.1 – Исходная схема развития сети
Рисунок 1.2 – Вариант 1
Рисунок 1.3 – Вариант 2
Рисунок 1.4 – Вариант 3
Рисунок 1.5 – Вариант 4
Рисунок 1.6 – Вариант 5
Расчет потокораспределения в сети
1 Расчет потокораспределения варианта 1
В варианте 1 рассматривается схема сети с односторонним питанием поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным мощностям нагрузок начиная с конечных участков.
Рисунок 2.1 - Потокораспределение для варианта 1
Таблица 2.1 – Нагрузка в узлах.
Определим реактивную мощность в узлах по формуле (2.1)
где соs согласно заданию равен 09.
Потоки мощностей на участках сети:
Аналогичным образом находится распределение потоков реактивных мощностей.
2 Расчет потокораспределения варианта 2
В варианте 2 рассматривается схема сети со смешанным соединением узлов. Потоки мощности на участках 8 – 4 4 – 1 2 – 1 8-10 8-11 определяются как для сети с односторонним питанием.
Необходимо определить потоки мощности выходящие из источников А и В (А направление слева на право В справа на лево) по правилу моментов полагая что сечения проводов одинаковы:
Рисунок 2.2 - Потокораспределение в кольце для варианта 2
3 Расчет потокораспределения варианта 4
В варианте 4 рассматривается радиальная схема сети поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным мощностям нагрузок
начиная с конечных участков.
Рисунок 2.3 - Потокораспределение в сети для варианта 4
4 Расчет потокораспределения варианта 3
В варианте 3 рассматривается кольцевая схема. Для нахождения потоков мощности в кольце представим его в виде сети с двухсторонним питанием. Необходимо учитывать что на участках 1 – 2 1 – 8 две параллельные линии которые нужно привести к одной эквивалентной путем деления длины участка на количество линий.
Далее необходимо определить потоки мощности выходящие из источников А и В (А направление слева на право В справа на лево) по правилу
моментов полагая что сечения проводов одинаковы:
Рисунок 2.4 - Потокораспределение в кольце для варианта 3
Определим потокораспределение в схеме сети:
Таким образом из расчетов видно что точкой потокораздела является узел 11.
5 Расчет потокораспределения варианта 5
В варианте 5 рассматривается схе8ма сети со смешанным соединением узлов. Потоки мощности на участке 10 – 11 определяется как для сети с односторонним питанием а на остальных участках для определения потоков мощности необходимо рассмотреть кольцо 1 – 4 – 8 – 10 – 2 – 1.
Для нахождения потоков мощности в кольце представим его в виде сети с двухсторонним питанием. Расчет кольца ведем аналогично расчетам в схемах сети вариантов 2 и 3.
Рисунок 2.5 - Потокораспределение в кольце для варианта 5
Из расчетов видно что точкой потокораздела является узел 8.
Выбор номинального напряжения сети
Для расчета напряжения будем использовать формулу Г.А.Илларионова [6 формула 6.25] дающую удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ
где - передаваемая по линии мощность МВт;
- количество параллельных цепей на участке.
Рассмотрим выбор номинального напряжения сети на примере варианта 1. Выбор номинального напряжения сети по остальным вариантам производится аналогичным образом.
Потокораспределение варианта 1 показано на рис 2.1. Рассчитываем для него напряжения:
Таким образом на основании расчетов и учитывая напряжение существующей линии в данном варианте принимаем номинальное напряжение 110 кВ.
Потокораспределение варианта 2 показано на рис 2.2. Рассчитываем для него напряжения:
Потокораспределение варианта 3 показано на рис 2.3. Рассчитываем для него напряжения:
Потокораспределение варианта 4 показано на рис 2.4. Рассчитываем для него напряжения:
Потокораспределение варианта 5 показано на рис 2.5. Рассчитываем для него напряжения:
В результате расчетов учитывая напряжение существующей линии во всех вариантах принимаем напряжение 110 кВ.
Выбор сечений линий электропередачи на участках сети
1 Расчёт токов на участках
Для определения сечений необходимо рассчитать токи на каждом участке по формуле:
где - передаваемая по участку мощность.
Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи 35-500 кВ будем выполнять по экономическим интервалам.
Экономические интервалы для различных стандартных сечений определенного класса напряжения получены при построении зависимости приведенных затрат в сооружение 1 км линии от тока. Вид зависимостей показан на рис. 3.
Сечение F1F2 F3 - стандартные сечения для класса номинального напряжения Uном. Экономические интервалы однозначно определяют сечение воздушной линии в зависимости от тока максимального нормального режима . Если ток в линии лежит в интервале от 0 до - наиболее экономично сечение при токе от до - сечение и т.д. Здесь понимается ток в одной цепи линии. Экономические интервалы сечений приведены в [1 табл. 1.12].
На рисунке 4.1 представлены экономические интервалы сечений для напряжения Uном=110 кВ II-му типу по гололеду материал опор - сталь тип опор – одноцепные в скобках указаны значения для двухцепных опор.
Рисунок 4.1 – Экономические интервалы сечений
(в скобках значения для одноцепных линий)
Участок 1 – 2. На данном участке применяем две параллельные линии. Согласно рисунку 4.1 на данном участке принимаем две линии с проводами АС – 24039 Iдоп = 605 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) = 350 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается.
Участок 2 – 10. Выбираем линию сечением 2АС – 24039 проверяем по допустимому току . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB= 175 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 10 –11а. Принимаем две линии с проводами АС – 12019 . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB=87А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 10 –11б. Принимаем одну линию с проводами АС – 12019 .
Участок1 – 4. Принимаем две линии с проводами АС – 24032 Iдоп = 605 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB =321 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 4 – 8. Принимаем две линии с проводами АС – 24032 . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 233. А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Все полученные данные заносятся в таблицу 4.1.
Участок 2 – 1. Существующую линию сечением 2АС – 24039 проверяем по допустимому току . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB= 175 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 1 – 4. Принимаем две линии с проводами АС – 24039 Iдоп = 610 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 496 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 4 – 8. Принимаем две линии с проводами АС – 24039 . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 408. А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 8 – 11. Принимаем линию с проводом 2АС – 12019 Iдоп = 390 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 87. А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 10 – 8. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке принимаем линию с проводом 2АС – 12019 Iдоп = 390 А. В нормальном режиме ImaxAB = 96 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается.
Участок 1 – 4. На данном участке применяем две параллельные линии. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке принимаем две линии с проводами АС – 24039 Iдоп =610 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 336 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается.
Участок 1 – 2. Существующую линию сечением АС – 24039 проверяем по допустимому току . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB= 334 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 8 – 4. Принимаем одну линию с проводом АС – 24039 Iдоп = 610 А. В нормальном режиме ImaxAB = 249 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 11 – 8. Принимаем одну линию с проводом АС – 7011 Iдоп = 265 А. В нормальном режиме ImaxAB = 15 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 10 – 2. Принимаем одну линию с проводами АС – 12019 . В нормальном режиме ImaxAB = 159 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 10 – 11. Принимаем одну линию с проводами АС – 7011 . В нормальном режиме ImaxAB = 71 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Рисунок 4.4 - Потокораспределение в кольце для варианта 3
Участок 2 – 10. На данном участке при обрыве 1 – 2 ток IмахAB = 175 А. Следовательно выбранный провод АС – 7011 в аварийном режиме проходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Участок 10 – 11. На данном участке при обрыве 1 – 2 ток IмахAB = 262 А. Следовательно выбранный провод АС – 7011 в аварийном режиме проходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Участок 11 – 8. На данном участке при обрыве 1 – 2 ток IмахAB = 350 А. Следовательно выбранный провод АС – 7011 в аварийном режиме не проходит так как условие IмахAB Iдоп не соблюдается поэтому выбираем на данном участке провод АС -12019. Данный провод проходит так как в аварийном режиме проходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Участок 8 – 4. На данном участке при обрыве 1 – 2 ток IмахAB = 583 А. Следовательно выбранный провод АС – 24039 в аварийном режиме проходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Участок 4 – 1. На данном участке при обрыве 1 – 2 ток IмахAB = 671 А. Следовательно выбранная линия с проводами 2АС – 24039 в аварийном режиме проходит так как имеется 2 линии условие IAB Iдоп соблюдается.
Участок 2 – 10. На данном участке при обрыве 1 – 4 ток IмахAB = 496 А. Следовательно выбранный провод АС – 7011 в аварийном режиме не проходит так как условие IмахAB Iдоп не соблюдается. Выбираем следующий по величине сечения провод АС – 24039 в аварийном режиме роходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Участок 10 – 11. На данном участке при обрыве 1 – 4 ток IмахAB = 408 А. Следовательно выбранный провод АС – 7011 в аварийном режиме не проходит так как условие IмахAB Iдоп не соблюдается. Выбираем провод АС – 24039 в аварийном режиме проходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Участок 11 – 8. На данном участке при обрыве 1 – 4 ток IмахAB = 321 А. Следовательно выбранный провод АС – 12019 в аварийном режиме проходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Участок 8 – 4. На данном участке при обрыве 1 – 4 ток IмахAB = 87 А. Следовательно выбранный провод АС – 24039 в аварийном режиме проходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Участок 2 – 1. На данном участке при обрыве 1 – 4 ток IмахAB = 671 А. Следовательно выбранная линия с проводами 2АС – 24039 в аварийном режиме проходит так как имеется 2 линии условие IAB Iдоп соблюдается.
Все полученные данные заносятся в таблицу 4.3.
Участок 4– 1. Принимаем две линии с проводами АС – 12019 . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 87. А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 8 – 1. Принимаем две линии с проводами АС – 24039 . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 321. А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 11 – 8. Принимаем две линии с проводами АС – 12019 . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 87. А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 2 – 1. Принимаем две линии с проводами АС – 24039 . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 262 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 10 – 2. Принимаем две линии с проводами АС – 12019 . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 87. А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Все полученные данные заносятся в таблицу 4.4.
Участок 4 – 1. На данном участке принимаем две линии с проводами АС – 24039 Iдоп =610 А. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 319 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается.
Участок 8 – 4. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке линию с проводом АС – 24039 . В нормальном режиме IAB = 231 А таким образом условие IAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 10 – 8. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке линию с проводом АС – 7011 . В нормальном режиме IAB = 1 А таким образом условие IAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 2 – 1. Принимаем две линии с проводами АС – 24039 . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 351 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 10 – 2. Принимаем линию с проводами АС – 12019 . В нормальном режиме IAB = 176 А таким образом условие IAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Участок 11 – 10. Согласно рисунку 4.1 выбираем на данном участке две линии с проводами АС – 12019 . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) ImaxAB = 87 А таким образом условие ImaxAB Iдоп соблюдается и сечение проходит.
Проверим выбранные провода в аварийном режиме при обрыве 1 -2 1-4.
Рисунок 4.6 - Потокораспределение в кольце для варианта 5
Участок 4 – 1. На данном участке при обрыве 1 – 2 ток IмахAB = 671 А. Следовательно выбранный провод АС – 24039 в аварийном режиме так как имеется две линии провод проходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Участок 10 – 8. На данном участке при обрыве 1 – 2 ток IмахAB = 350 А. Следовательно выбранный провод АС – 7011 в аварийном режиме не проходит так как условие IмахAB Iдоп не соблюдается. Выбираем провод АС-12019 в аварийном режиме проходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Участок 10 – 2. На данном участке при обрыве 1 – 2 ток IмахAB = 87 А. Следовательно выбранный провод АС – 12019 в аварийном режиме проходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Рисунок 4.7 - Потокораспределение в кольце для варианта 5 обрыв 1-4
Участок 1 – 2. На данном участке при обрыве 1 – 4 ток IмахAB = 671 А. Следовательно выбранная линия с проводами 2АС – 24039 в аварийном режиме проходит так как имеется 2 линии и условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Участок 2 – 10. На данном участке при обрыве 1 – 4 ток IмахAB = 496 А. Следовательно выбранный провод АС – 12019 в аварийном режиме не проходит так как условие IмахAB Iдоп не соблюдается. Выбираем АС – 24039 в аварийном режиме проходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Участок 10– 8. На данном участке при обрыве 1 – 4 ток IмахAB = 321 А. Следовательно выбранный провод АС – 7011 в аварийном режиме не проходит так как условие IмахAB Iдоп не соблюдается Поэтому выбираем провод АС-12019. в аварийном режиме проходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается
Участок 8– 4. На данном участке при обрыве 1 – 4 ток IмахAB = 87 А. Следовательно выбранный провод АС – 24039 в аварийном режиме проходит так как условие IмахAB Iдоп соблюдается.
Все полученные данные заносятся в таблицу 4.5.
Таблица 4.1 – Выбор сечений проводников для 1 варианта
Таблица 4.2 – Выбор сечений проводников для 2 варианта
Таблица 4.3 – Выбор сечений проводников для 3 варианта
Таблица 4.4 – Выбор сечений проводников для 4 варианта
Таблица 4.5 – Выбор сечений проводников для 5 варианта
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается как правило установка 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.
Необходимо обеспечить энергией потребителей I и II категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей I и II категорий с допустимой перегрузкой до 40% на время не более 6 часов в течение 5 суток при коэффициенте заполнения суточного графика 075. Следует учитывать что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории.
После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:
Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 2. Выбор трансформаторов в остальных вариантах производится аналогичным образом.
Выбираем марку трансформатора [3 таблица 1. 3] ТРДН–25000110. При этом:
То есть в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов второй будет перегружен на 33%.
Все данные о выбранных трансформаторах заносятся в таблицу 6.1.
Таблица 5.1 – Выбор понижающих трансформаторов
Тип и число трансформаторов
Выбор схем подстанций на высоком и низком напряжениях
Обеспечивать коммутацию заданного числа высоковольтных линий трансформаторов и автотрансформаторов и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития ПС;
Обеспечивать требуемую надежность работы РУ исходя из условий электроснабжения потребителей в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном режиме без ограничения мощности и в послеаварийном режиме при отключенных нескольких присоединениях с учетом допустимой нагрузки оставшегося в работе оборудования.
Таблица 6.1 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)
Схема распределительного устройства 110 кВ
Две рабочие и обходная системы шин
Два блока с неавтом. перемычкой со стороны линий
Таблица 6.2 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)
Таблица 6.3 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)
Одна секционированная система шин с обходной
Мостик с выключателями в цепях линий и неавтом. перемычкой со стороны линий
Таблица 6.4 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)
Таблица 6.5 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)
2 Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне НН
Выбор схем распределительных устройств на стороне низкого напряжения зависит от количества трансформаторов и их типа.
Выбор схем электрических соединений РУ производим согласно [5].
Таблица 6.6 - Схемы РУНН
Тип применяемого трансформатора
Две одиночные секционированные выключателями системы шин
Одна одиночная секционированная выключателем система шин
Экономическое сопоставление вариантов сети и выбор двух наиболее экономичных
Варианты подлежащие технико-экономическому сравнению должны быть технически и экономически сопоставимы. Подсчет приведенных затрат производится по формуле:
где - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике );
- соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;
- соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий подстанций и - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;
У – математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.
Ежегодные издержки Ил и Ип определяются суммой отчислений от капитальных вложений:
где - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [4 табл. 2. 1].
Издержки на возмещение потерь энергии определяются по формуле:
где - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;
- суммарные потери холостого хода трансформаторов;
– число часов максимальных потерь в году:
– удельная стоимость потерь активной энергии.
В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:
где α - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [3 рис.2.1];
- максимальная нагрузка потребителя;
- коэффициент вынужденного простоя;
- степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя при частичном отключении)
где m - число последовательно включенных элементов сети;
- среднее время восстановления элемента
- параметр потока отказов элемента i [4 таблица 2.33].
На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приведенными затратами.
2 Экономическое сопоставление подвариантов а и б
Решение этого вопроса позволяет однозначно определить схему питания потребителей III категории в узле 11 для варианта 1.
Подвариант а предполагает присоединение узла 11 по двум линиям АС – 120 с установкой на подстанциях двух трансформаторов ТДН-16000110 подвариант б предполагает присоединение узла 11 по одной линии АС – 120 с установкой на подстанциях одного трансформатора ТРДН-25000110. Рассмотрим подварианты в узле 11.
) Подвариант а. Капитальные вложения в линии:
где С - стоимость 1 км линии. Для АС – 120 [4 таблица 2.23] при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду (с учетом инфляции) = 1014 тыс.рубкм;
- длина линии; n - число параллельных линий.
Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и РУ высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТДН-16000110 [4 таблица 2.7] составляет (с учетом инфляции) тыс.руб. стоимость ячейки выключателя 110 кВ: тыс.руб. [4 таблица 2.3] тогда:
где число выключателей равно 0 так как схемы подвариантов а и б присоединения узла 11 не различаются;
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [4 таблица 2.1] для линий составляют 28% для подстанций 110 кВ - 94% соответственно:
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:
где - погонное сопротивление. Омкм [4 таблица П.1 – 2];
где - сопротивление трансформатора.Ом [6 таблица 1.30];
где определяется из таблицы [6 таблица 1.30].
Потери мощности в максимальном режиме:
ток определен при выборе сечений кА тогда:
Число часов максимальных потерь:
Принимаем удельную стоимость потерь электроэнергии 80 коп.кВтч то есть тыс.руб.МВтч.
Таким образом приведенные затраты в подварианте а присоединения узла 11 составляют:
) Подвариант б. Капиталовложения в линии:
Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб связанный с перерывом питания:
при его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2) при полном отключении удельный ущерб тыс.руб.кВт = тыс.руб.МВт [4 рисунок 6.4 а] МВт.
Параметры потока отказов линии отказгод на 100 км трансформатора отказгод [4 таблица 2.32]. Среднее время восстановления [4 таблица 2.33] для линии летотказ трансформатора летотказ при наличии в системе резервного трансформатора и летотказ при его отсутствии
Приведенные затраты для подварианта б:
Сопоставление приведенных затрат показывает что подвариант с одной линией и одним трансформатором экономичнее на 56% (с учетом ущерба от перерыва электроснабжения). Выбираем подвариант а т.к. он с наименьшими приведенными затратами с более высокой надежностью электроснабжения и с более высокой оперативной гибкостью схемы а также с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок.
Таким образом при технико-экономическом сопоставлении двух подвариантов (а и б) рассматриваемого варианта 1 питание потребителей узла 11 осуществляется по двум линиям АС – 120 с установкой на подстанции двух трансформаторов ТДН-16000110.
2 Экономическое сопоставление 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 табл. 7.1.
При определении приведенных затрат следует учесть что линия 1-2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются.
Таблица 7.1 - Число ячеек выключателей по вариантам
Число ячеек выключателей 110 кВ
Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении
Сопротивление участка 2-10 :
Число часов максимальных потерь в году:
Издержки на компенсацию потерь энергии составляют:
Капитальные вложения в линии (C - стоимость 1 км линии [4табл.2.22]; n-число параллельных линий):
Определяется аналогичным образом для всех линий;
Полученные результаты заносим в таблицу данные расчёты будут аналогичны для всех вариантов.
Капиталовложения на выключатели и суммарные капиталовложения:
Затраты по варианту I определяются как
Таблица 7.2 – Расчет экономических показателей для 1 варианта
= 6300 тыс.руб.; = 150444 тыс.руб.
Таблица 7.3 – Расчет экономических показателей для 2 варианта
= 2100 тыс.руб.; = 127316 тыс.руб.
Таблица 7.4 – Расчет экономических показателей для 3 варианта
= 0тыс.руб.; = 106050тыс. руб.
Таблица 7.5– Расчет экономических показателей для 4 варианта
= 6300 тыс.руб.; = 174104 тыс.руб.
Таблица 7.6– Расчет экономических показателей для 5 варианта
= 8400 тыс.руб.; = 130228 тыс.руб.
Таблица 7.7 - Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает что наиболее экономичным является 3-й вариант распределительной сети следующий по экономичности после него вариант 2. Именно эти варианты рекомендуются для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии.
Расчет установившихся режимов сети
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. Расчеты установившихся режимов могут выполняться вручную или с использованием ЭВМ. Расчет установившегося режима на ЭВМ может выполняться с использованием любой программы расчета режима.
Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:
- составление схемы замещения и расчет ее параметров для двух наиболее экономичных вариантов сети;
- расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах (для обеих схем);
- анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения (выбор рациональных отпаек на трансформаторах батарей конденсаторов) с целью соблюдения требований ГОСТа по напряжению;
- результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносятся на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторах.
1 Расчет установившихся режимов максимальных нагрузок варианта 2
а) Составление схемы замещения определение ее параметров
Для расчета подготовлена схема замещения сети (рисунок 8.1.) параметры схемы замещения приведены в таблице 8.1 (по узлам схемы) и в таблице 8.2 (по ветвям схемы). В данном варианте (рисунок 8.1) схема сети имеет кольцевой участок поэтому для расчета необходимо представить кольцо в виде сети с двухсторонним питанием то есть разорвать кольцо в узле 2 и определить точку потокораздела кольцевого участка (узел 6).При подготовке схемы замещения учтены трансформаторы подстанций с номинальными коэффициентами трансформации . Потери холостого хода указаны в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах (21 51 61 81 и 91).
Рисунок 8.1.- Схема режима максимальных нагрузок варианта 2
Таблица 8.1 - Параметры узлов сети
Таблица 8.2 - Параметры ветвей сети (вариант 2)
где определяется из [5 таблица 1.9].
б) Определение емкостей линий потерь в элементах сети и потоков мощности во всей сети
) Емкости линий определяются:
) Расчет начальной мощности на участке 1-2:
) Расчет начальной мощности на участке 8-11:
) Расчет начальной мощности на участке 8-10:
) Расчет начальной мощности на участке 4-8:
) Расчет начальной мощности на участке 1-4:
в) Определение напряжений в узлах схемы
В сетях 110 кВ и ниже поперечной составляющей пренебрегают поэтому будем использовать только продольную составляющую.
) Напряжения на высокой стороне:
) Напряжения на низкой стороне:
г) Выбор средств регулирования напряжения
В соответствии с ГОСТом напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 095 до 105. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне но не равны номинальным то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.
Потребители могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения или быть удалены от них поэтому на шинах подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанций до шин потребителя.
Таблица 8.3 - Выбор отпаек на трансформаторах
Требуемое напряжение на шинах ПС кВ
Напряжение на шинах ПС до регулирования кВ
Рациональная отпайка
Напряжение на шинах ПС после регулирования кВ
Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 21:
где цена одной отпайки равна 2047 кВ. Тогда
Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке (X=-3):
Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесены в таблицу 8.3.
Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.
2 Расчет установившихся режимов максимальных нагрузок варианта 3
Для расчета подготовлена схема замещения сети (рисунок 8.3) параметры схемы замещения приведены в таблице 8.1 (по узлам схемы) и в таблице 8.4 (по ветвям схемы).
В данном варианте (рисунок 8.3) схема сети кольцевая поэтому для расчета необходимо представить кольцо в виде сети с двухсторонним питанием то есть разорвать кольцо в узле 1 и определить точку потокораздела кольцевого участка (узел 6).
Потери холостого хода указаны в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах (21 41 81 101 и 111).
Рисунок 8.3 - Схема режима максимальных нагрузок варианта 3
Таблица 8.4 - Параметры ветвей сети
б) Расчет кольца 1 – 4 – 8 – 11 – 10 – 2 – 1:
) Найдем эквивалентные нагрузки в узлах:
) Расчет мощности на участках 1’ - 2 1” - 4:
Аналогично получаем:
Рисунок 8.4 – Потокораспределение в кольце 1-2-10-11-8-4-1 без учета потерь
) Расчет начальной мощности на участке 10-11:
) Расчет начальной мощности на участке 2-10:
Таблица 8.5 - Выбор отпаек на трансформаторах
Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесены в таблицу 8.5.
3 Расчет установившихся послеаварийных режимов для варианта 3 при отключении источника 1 11
Рисунок 8.5 – Потокораспределение без учета потерь при отключении источника 1 11
) Расчет начальной мощности на участке 8-4:
) Расчет начальной мощности на участке 11-10:
Напряжения на высокой стороне:
Напряжения на низкой стороне:
Таким образом при отключении 1-4 требования ГОСТа будут соблюдены для 2 10 узла а для узлов 41 81 111 нужно выбрать КУ (т.к. отпайку более чем -9 осуществить невозможно):
Напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке (X=-3):
Отпаек для 41 81 111 не существует следовательно с помощью РПН при данном режиме невозможно обеспечить требуемое качество электроэнергии.
4 Расчет установившихся послеаварийных режимов для варианта 3 при отключении источника 1 1
Рисунок 8.5 – Потокораспределение без учета потерь при отключении источника 1 1
)Расчет начальной мощности на участке 2-10:
) Расчет начальной мощности на участке 11-8:
)Расчет начальной мощности на участке 8-4:
Таким образом при отключении 1-2 требования ГОСТа будут соблюдены для 4 узла а для узлов 81 111 101 21: для них нужно выбрать КУ (т.к. отпайку более чем -9 осуществить невозможно):
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат 1989. 592 с.
Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т.; Сост. Т. Ю. Волкова Т.А. Ишмеев. – Уфа 2005. – 42 с.В. П. Шеховцов «Расчет и проектирование схем электроснабжения» - М.: ФОРУМ: ИНФРА-М 2003.
Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат 2003.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» Уфимск. авиац. техн. ун-т.; Сост. Т. Ю.Волкова Г.М. Юлукова.Справочные материалы по курсовому и дипломному проектированию.
Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией Д.Л. Файбисовича.- М.:Изд-во НЦ ЭНАС 2006.- 320 с.ил.

Карта режима сети.cdw

5 вариантов.cdw

Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети
Вариант I развития сети
Вариант II развития сети
Вариант III развития сети
Вариант V развития сети
Вариант IV развития сети