Расчет вариантов развития сети 110 кВ

Титульник.DOC

Уфимский государственный авиационный технический университет
Кафедра Электромеханики .
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту по дисциплине Электроэнергетика
07.02.09.240.0000 ПЗ
(обозначение документа)
ЦОП УГАТУ з. 169 Т. 3000 2004г.

Технологическая карта.cdw

5 вариантов сети.cdw

Курсовой 3ч. Document.docx

Техническое задание 3
Разработка схем развития сети 6
Расчёт потокораспределения в сети 12
Выбор номинального напряжения сети 18
Выбор сечений и марок проводов линий электропередачи 23
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях 30
Выбор схем подстанций 32
Экономическое сопоставление вариантов сети 36
Расчёт установившихся режимов сети 49
1Расчёт установившихся режимов максимальных нагрузок и установившихся послеаварийных режимов выбор средств регулирования напряжения (вариант 5) 49
2Расчёт установившихся режимов максимальных нагрузок и установившихся послеаварийных режимов выбор средств регулирования напряжения (вариант 4) 75
Список литературы 99
В данной курсовой работе выполнена разработка вариантов развития сети расчёт потокораспределения в каждом из выбранных вариантов по длинам и нагрузкам узлов. Произведён выбор номинального напряжения сети сечений линий электропередачи на участках сети числа и мощности трансформаторов с учётом категорий надёжности потребителей данного района схем подстанций на высоком и низком напряжениях. Произведено экономическое сопоставление вариантов сети и выбор двух наиболее экономичных по которым проведены электрические расчёты в максимальном и аварийном режимах.
Исходная схема района развития сети показана на рис. 1
Дополнительные данные:
- данные потребителей:
=30 МВт; =25 МВт; =15 МВт; =30 МВт; =30 МВт;
cosφ = 09 - для всех нагрузок;
- потребители узла 4 - III категории надежности в остальных узлах состав потребителей по надежности одинаков: I категории - 30% II - 30% III - 40%;
- номинальное напряжение потребителей 10 кВ;
- нагрузок - 4500 ч;
- район проектирования – Урал
- масштаб: 1 см - 10 км;
Рисунок 1 Схема электрической сети
При проектировании электрических сетей увязываются решения по развитию сетей различных назначений и напряжений. На различных этапах проектирования электрических сетей решаются разные по составу и объёму задачи которые имеют следующее примерное содержание:
анализ существующей сети рассматриваемой энергосистемы (района города объекта) включающее её рассмотрение с точки зрения загрузки условий регулирования напряжения выявления «узких мест» в работе;
определение электрических нагрузок потребителей и сопоставление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам обоснование сооружения новых понижающих подстанций;
выбор расчётных режимов работы электростанций (если к рассматриваемой сети присоединены электростанции) и определение загрузки электрической сети;
электрические расчёты различных режимов работы сети и обоснование схемы построения сети на рассматриваемые расчётные уровни;
проверочные расчёты статической и динамической устойчивости параллельной работы электростанций выявление основных требований к системе противоаварийной автоматики;
составление баланса реактивной мощности и выявления условий регулирования напряжения в сети обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств их типа и мощности;
расчёты токов КЗ проектируемой сети и установления требований к отключающей способности коммутационной аппаратуры разработка предложений по ограничению мощности КЗ;
выбор и обоснование количества мощности и мест и мест установки дугогасящих реакторов для компенсации ёмкостных токов;
сводные данные по намеченному объёму развития электрической сети натуральные и денежные показатели очередность развития.
Содержание проектов развития электрических сетей показывает что в них входит широкий круг вопросов. 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 их защиты от перенапряжения выбирать устройства защиты и автоматики управления и регулирования режима работы электрической системы включая сети всех напряжений. Такая задача чрезмерно громоздка практически её 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 предполагается типовые решения. В дальнейшем эти полученные при проектировании решения уточняются и согласовываются.
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 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. Этот вариант должен обладать необходимой надежностью экономичностью и гибкостью. Намечаемые варианты не должны быть случайными. Каждый вариант должен иметь ведущую идею построения схемы: на каждом последующем участке поток электроэнергии должен быть направлен от источника. Необходимо руководствоваться следующими положениями при составлении вариантов схемы сети.
Передача электроэнергии от источника к потребителям должна производиться по самому короткому пути.
Разработку вариантов начинать с наиболее простых схем требующих для создания сети наименьшего количества линий и электрооборудования подстанций. К числу таких вариантов относятся схемы линий магистрального и замкнутого типов.
Наряду с наиболее простыми вариантами следует рассмотреть и варианты схем с увеличенными капиталовложениями на сооружение линий и подстанций за счет чего достигается большая эксплуатационная гибкость схемы или повышенная надежность электроснабжения. К числу таких схем относятся смешанные магистрально-радиальные схемы со сложнозамкнутыми контурами.
К использованию наиболее сложных и дорогих схем сетей следует переходить лишь в тех случаях когда более простые схемы неудовлетворительны по техническим требованиям и критериям (например при завышенных сечениях проводов необходимых по допустимому нагреву; при неприемлемых потерях напряжения и т.п.).
В итоге из всех вариантов целесообразно выбрать схемы сети построенные по двум различным принципам:
а) в виде схемы с односторонним питанием;
б) в виде схемы замкнутого (кольцевого) типа.
Эти схемы обладают различными качественными и технико-экономическими показателями поэтому должны быть внимательно изучены. Лучшая из них определяется по приведенным затратам.
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 III категории допустимо питание по одной линии при
технико-экономическом обосновании такого варианта то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.
На основании приведенных выше соображений в проекте решаем вопрос о необходимом количестве ЛЭП для каждого потребителя. При этом замкнутая схема приравнивается по надежности к системе электроснабжения по двум одноцепным линиям. Количество присоединяемых к ЛЭП потребителей не ограничивается. Выбранная схема сети (радиальная магистральная замкнутая смешанная) в значительной степени влияет на схемы подстанций. Поэтому при выборе наиболее целесообразного варианта электроснабжения необходимо учитывать стоимость оборудования распределительных устройств подстанций того же класса напряжения на котором проектируется электрическая сеть. Для каждого варианта схемы сети нужно наметить и схемы электрических соединений подключенных подстанций. При составлении схемы подстанций руководствуются следующими соображениями. Для каждого потребителя I и II категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне.
Рисунок 2. Вариант 1 развития сети
Рисунок 3. Вариант 2 развития сети
Рисунок 4. Вариант 3 развития сети
Рисунок 5. Вариант 4 развития сети
Рисунок 6. Вариант 5 развития сети
Таблица 1. Расстояние между узлами.
При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рис.2) рассмотренного примера проектирования сети учтены следующие обстоятельства:
- наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт однозначно определяет питание нагрузки узла 6 через узел 2 в вариантах разомкнутых сетей. Суммарный переток мощности по линии 1-2 составляет около 90 МВт с учетом потерь в сети что соответствует нормальной загрузке двух линий 110 кВ.
(от 15 до 45 МВт на одну цепь при длине электропередачи от 80 до 25 км)
Потребитель узла 4 имеет III категории надежности поэтому на участке 3-4 может рассматриваться сооружение одной или двух цепей. При строительстве одной цепи следует учесть ущерб от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания. Решение вопроса о числе линий на участке 3-4следует принять отдельно и распространить на все варианты .
Все разомкнутые варианты в связи с заданной категорийностью потребителей по надежности требуют сооружения на всех участках двух параллельных цепей рассмотрение кольцевых сетей позволяет наметить сооружение одной цепи на большинстве трасс. Следует сразу оговорить что это решение не окончательное и должно быть проверено по условиям возможных отключений линий. Таким образом к дальнейшему рассмотрению предложены все 5 вариантов развития сети.
Расчёт потокораспределения в сети
1 Расчёт потокораспределения для варианта №1
Рисунок 7 Потокораспределения варианта №1
В варианте №1 рассматривается кольцевая схема соединения узлов. Для нахождения потока мощности в кольцевой схеме представим её в виде сети с двухсторонним питанием (рис.7). Далее необходимо определить потоки мощности выходящие из источников и по правилу моментов пологая что сечения проводов одинаковы:
Потоки мощности на участках 2-6 6-3 13-4 4-3 определяются по закону Кирхгофа:
На основании расчётов можно сделать вывод что узел 3 является точкой потокораздела.
Т.е. мощность отдаваемая источниками и и передаваемая по линиям и должна быть равной суммарной мощности потребляемой потребителями подстанций 2 6 3 4 и 13.
2 Расчёт потокораспределения для варианта №2
Рисунок 8 Потокораспределения варианта №2
В варианте №2 рассматривается схема сети с односторонним питанием поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным мощностям нагрузок начиная с конечных участков:
3 Расчёт потокораспределения для варианта №3
Рисунок 9 Потокораспределения варианта №3
В варианте №3 рассматривается схема сети с односторонним питанием поэтому потоки мощности на участках сети определяются аналогично варианту №2:
4 Расчёт потокораспределения для варианта №4
Рисунок 10 Потокораспределения варианта №4
В варианте №4 рассматривается схема сети со смешанным соединением узлов. Потоки мощности на участках 1-13 2-61-2 – определяются как для сети с односторонним питанием а на остальных участках для определения потоков мощности необходимо рассмотреть кольцо 1-3-4:
5 Расчёт потокораспределения для варианта №5
Рисунок 11 Потокораспределения варианта №5
В варианте №5 рассматривается схема сети со смешанным соединением узлов. Потоки мощности на участке 1-13 – определяются как для сети с односторонним питанием а на остальных участках для определения потоков мощности необходимо рассмотреть кольцо 1-2-6-3-4:
Выбор номинального напряжения в сети.
Одновременно со схемой развития сети выбирается и номинальное напряжение. Напряжение зависит от нескольких факторов:
-мощности потребителей;
-удаленности их от источника питания;
-района сооружения сети и класса номинального напряжения существующей сети.
Выбор напряжения определяется экономическими факторами при увеличении номинального напряжения возрастают капиталовложения в сооружение сети но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.
В практике проектирования для выбора рационального напряжения используются кривые [2 рис. 1.1] данные по пропускной способности и дальности линий электропередачи [2 табл. 1.1] или эмпирические формулы в частности формула Г.А.Илларионова дающая удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ
где - длина рассматриваемого участка км; - мощность передаваемая по участку МВт; n - количество параллельных линий на участке.
Рассчитаем номинальные напряжения для варианта №1
Таким образом на основании расчётов и учитывая напряжение существующей линии в данном варианте принимаем номинальное напряжение
Рассчитаем номинальные напряжения для варианта №2
Рассчитаем номинальные напряжения для варианта №3
Рассчитаем номинальные напряжения для варианта №4
Рассчитаем номинальные напряжения для варианта №5
Выбор сечений линий электропередачи
1 Экономические интервалы сечений
Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи 35-500 кВ производится 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.3.1.
Сечение - стандартные сечения для класса номинального напряжения . 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.
Экономические интервалы сечений приведены в [2 табл. 1.12].
Рисунок 12 Экономические интервалы сечений
2 Проверка сечений по допустимому току.
Выбранные сечения существующих и проектируемых линий электропередачи проверяются из условий наиболее тяжелого аварийного режима для каждой линии по допустимому току [I] где под допустимым понимается ток при длительном протекании которого проводник сохраняет свои электрические и механические свойства а изоляция - термическую стойкость.
Условия проверки допустимые токи для сечений воздушных линий приведены в [2 табл. 1.13] где - максимальных ток по линии в наиболее тяжелом для данной линии аварийном режиме.
3 Расчёт токораспределения в сети.
Для выбора сечений необходимо определить токи в сети. При этом расчет токов в кольце выполняется одновременно с выбором сечений. При несовпадении заданного числа параллельных цепей в кольце с выбранным токи следует пересчитать заново с выбранным числом параллельных линий и уточнить выбор сечений.
Определение токораспределения в сети показано на примере расчета варианта 1. Нагрузочные токи сети определяются по соотношению
Токи нагрузок узлов в рассматриваемом примере:
Рисунок 13 Токораспределение в сети для варианта №1
Теперь токи на участках сети (рис.13) для кольца 1-2-6-3-4-13 определим по правилу моментов
Рисунок 14 Токораспределение варианта №1
Токораспределение на участках 2-6 6-3 13-4 4-3 определяются по 1 закону Кирхгофа:
4 Выбор сечений линий электропередач
Подробно выбор сечений приведен для варианта 1. Для выбора используются экономические интервалы для ОЭС Казахстана и Средней Азии [2 табл. 1.12]. Учитывая что проектирование ведется на Урале (район по гололеду II) выбраны стальные опоры для линий 110 кВ.
Кольцо 1-2-6-3-4-13. Выбор сечений производится аналогично выбору в разомкнутой сети:
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 610 А.
Максимальный ток по сечению возникает при обрыве одной цепи А то есть результаты проверки удовлетворительны.
Участок 2-6. При токе кА сечение АС-240
Участок 6-3. При токе кА сечение АС-150
Участок 3-4. При токе кА сечение АС-185
Участок 4-13 При токе кА сечение АС-240
Участок 13-1. При токе кА сечение 2АС-240
Проверка из условий аварийных режимов выполняется отдельно для каждой линии. Максимальный ток по участку 2-6 возникает при обрыве линии 1-13
Таким образом в кольце выбраны и проверены сечения из условий нагрева.
Таблица 2 Выбор сечений проводников (вариант 1)
Расчет токов и выбор сечений по вариантам 2 3 4 5 выполнены аналогично результаты приведены соответственно в табл. 3 4 5 6.
Таблица 3 Выбор сечений проводников (вариант 2)
Таблица 4 Выбор сечений проводников (вариант 3)
Таблица 5 Выбор сечений проводников (вариант 4)
Таблица 6 Выбор сечений проводников (вариант 5)
Как видно из анализа выбора сечений и проверки их из условий наиболее тяжелого режима по условию надежности сечения в усилении не нуждаются.
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов) 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 (автотрансформаторов). 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 трансформатора в нормальных условиях должна обеспечить питание электрической энергией всех потребителей подключенных к данной подстанции. Кроме того нужно учитывать необходимость обеспечение энергией потребителей I и II категорий в случае аварии с одним из трансформаторов и его отключения. Поэтому если подстанция питает потребителей таких категорий на ней должны быть установлены трансформаторы такой мощности при которой обеспечивалось бы питание одним трансформатором 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. По указанному режиму работы трансформаторов его мощность может быть определена ориентировочно по выражению
где - наибольшая нагрузка подстанции - коэффициент допустимой перегрузки п - число трансформаторов на подстанции.
Типы мощности и число понижающих трансформаторов на подстанциях во всех вариантах одинаковы так как не зависят от схемы сети 110 кВ [2 табл. 1.30]. Выбор трансформаторов показан в таблице 7.
Тип и число трансформаторов
Таблица 7 Выбор понижающих трансформаторов
Выбор схем подстанций
Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций выполняется на стороне высшего напряжения и на стороне низшего напряжения подстанций но 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 [2 рис. 1.3 табл. 1.45].
Ниже в таблицах показано определение ячеек выключателей 110 кВ для каждого варианта электрической сети.
Схема распределительного устройства 110 кВ
Две рабочие и обходная системы шин
Одна секционированная система шин с обходной
Мостик с выключателями в цепях и рем. перемычкой со стороны тр-ров.
Таблица 8 Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)
Таблица 9 Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)
Мостик с неавтоматической перемычкой
Итого 42 (вариант а) 35 (вариант б)
Определение числа ячеек выключателей 110 кВ для остальных сравниваемых вариантов выполнено аналогично.
Выбор схем распределительных устройств на стороне низкого напряжения зависит от количества трансформаторов и их типа. Схемы распределительных устройств на стороне низкого напряжения для всех вариантов будут одинаковы.
Таблица 10 Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)
Итого 35 (вариант а) 32 (вариант б)
Таблица 11 Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)
Таблица 12 Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)
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
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.
Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.
Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вложений
где - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [2 табл. 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
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 [2 рис. 2.1].
Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению
где a - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [2 рис. 2.2]; - 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 [2 табл. 2.33].
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:
а) с более высоким напряжением;
б) с более высокой надежностью электроснабжения;
в) с более высокой оперативной гибкостью схемы (приспосабливаемостью к необходимым режимам работы сети);
г) с меньшим расходом цветного металла на провода воздушных линий и с меньшим необходимым количеством электрической аппаратуры;
д) с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых пунктов потребления электроэнергии.
2 Экономическое сопоставление при анализе подвариантов присоединения узла 4.
Подробно экономическое сопоставление рассмотрено при анализе подвариантов присоединения узла 4. Решение этого вопроса позволяет однозначно определить схему питания потребителей III категории в узле 4 для вариантов 2 3.
Подвариант а предполагает присоединение узла 4 к узлу 3 по двум линиям АС-35 с установкой на подстанции 4 двух трансформаторов ТДН-16000110 (рис. а) подвариант б предусматривает питание потребителей узла 4 по одной линии АС-70 с установкой на подстанции 4 одного трансформатора ТРДН-25000110 (рис б).
Рисунок 15 Схема присоединения узла 4: а) подвариант а; б) подвариант б
Подвариант а. Капитальные вложения в линии
где С - стоимость 1 км линии; - длина линии; п - число параллельных линий.
Для АС-35 [2 табл. 2.23] при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду (в ценах 2008 г.)
С = 960 тыс.руб.км км п = 2.
Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и распредустройства (РУ) высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТДН-16000110 [2 табл. 2.7] составляет 18900 тыс.руб. стоимость ячейки выключателя 110 кВ - 2160 тыс.руб. [2 табл. 2.2] тогда
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [2 табл. 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 ; ;Омкм [2 табл.1.9];
Ом; Ом [2табл.1.30];
Потери мощности в максимальном режиме
ток определен при выборе сечений
Число часов максимальных потерь
Удельная стоимость потерь электроэнергии составляет 1 руб.кВтч [2 рис. 2.1] тыс.руб.МВтч.
Таким образом приведенные затраты в подварианте а присоединения узла 4 составляют
Подвариант б. Капиталовложения в линии
Издержки на потери:
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 [2 рис. 2.2] МВт.
Параметры потока отказов линии отказгод на 100 км трансформатора отказгод [2 табл. 2.32]. Среднее время восстановления [2 рис. 2.31] 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 подварианты а и б различаются на 375% поэтому предпочтение отдается подварианту б как наиболее экономичному.
Таким образом при технико-экономическом сопоставлении всех рассматриваемых вариантов питание потребителей узла 4 осуществляется по одной линии АС-70 с установкой на подстанции одного трансформатора ТРДН-25000110.
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 табл. 13.
Таблица 13 Число ячеек выключателей по вариантам
Число ячеек выключателей 110 кВ
Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении
При определении приведенных затрат следует учесть что линия 1-2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются. Расчет экономических показателей вариантов сведен в таблицы.
Таблица 14 Расчет экономических показателей линии (вариант 1)
Издержки на компенсацию потерь энергии в варианте 1 составляют тыс.руб.
Суммарные капиталовложения в вариант 1
Теперь затраты по варианту 1 определяются как
Издержки на компенсацию потерь энергии в варианте 2 составляют тыс.руб.
Суммарные капиталовложения в вариант 2
Таблица 15 Расчет экономических показателей линии (вариант 2)
Теперь затраты по варианту 2 определяются как
Таблица 16 Расчет экономических показателей линии (вариант 3)
Издержки на компенсацию потерь энергии в варианте 3 составляют тыс.руб.
Суммарные капиталовложения в вариант 3
Теперь затраты по варианту 3 определяются как
Таблица 17 Расчет экономических показателей линии (вариант 4)
Издержки на компенсацию потерь энергии в варианте 4 составляют тыс.руб.
Суммарные капиталовложения в вариант 4
Теперь затраты по варианту 4 определяются как
Таблица 18 Расчет экономических показателей линии (вариант 5)
Издержки на компенсацию потерь энергии в варианте 5 составляют тыс.руб.
Суммарные капиталовложения в вариант 5
Теперь затраты по варианту 5 определяются как
Результаты расчета составляющих затрат и сопоставление вариантов приведены в таблице 19.
Таблица 19 Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает что наиболее экономичным является 5-й вариант распределительной сети следующий по экономичности после него вариант 4. Именно эти варианты рекомендуются для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии.
Расчёт 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. Методы расчета разомкнутых и замкнутых сетей подробно с приведением примера расчета описаны в [2] соответственно. 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 ГОСТ по напряжению;
- результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносятся па схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторах.
1 Расчёт установившегося режима максимальных нагрузок (вариант 5)
а) Составление схемы замещения определения её параметров
Для расчёта подготовлена схема замещения сети (рис.16) параметры схемы замещения приведены в таблице 20 (по узлам схемы) и в таблице 21 (по ветвям схемы). 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 61 31 41 и 131).
Таблица 20 Параметры узлов сети
Таблица 21 Параметры ветвей сети
б) Определение ёмкостей линий потерь в элементах сети и потоков мощностей во всей сети. Потери в элементах сети определяем методом последовательной итерации. При этом сначала определяем потери при условии что конечное и начальное
Рисунок 16 Схема замещения сети (вариант 5)
значения мощности равны. Затем полученные значения прибавляем к величине начальной мощности и опять определяем потери. Проделываем данную операцию до тех пор пока значения потерь не будут различаться до трёх знаков после запятой.
)Ёмкости линий определяются:
)Расчёт начальной мощности на участке 1-13
)Расчёт начальной мощности в кольце 1-2-6-3-4
Рассчитываем кольцевую схему сети разрезая её по балансирующему узлу 1. Вначале находим распределение потоков мощности в сети без учёта потерь в зависимости от нагрузок и полных комплексных сопротивлений ветвей сети входящих в кольцо; определяем точку потокораздела в соответствующем узле схемы и потоки мощности поступающие в неё с двух сторон:
Производим проверку:
0534+j57481 = 100528+j56958
Рисунок 17 Потокораспределение в кольцевой сети
В результате расчёта получили одну точку потокораздела в кольце в узле 6 для активной и реактивной мощности то есть кольцо условно делится по ней на две разомкнутые. Нагрузка в конце каждой разомкнутой сети определяется потоком мощности поступающей по соединенной с ней линией.
Рассчитываем остальные потоки по балансу мощности для узлов сети
)Расчёт начальной мощности на участке 2-6
)Расчёт начальной мощности на участке 1-2
)Расчёт начальной мощности на участке 3-6
)Расчёт начальной мощности на участке 4-3
)Расчёт начальной мощности на участке 1-4
в) Определение напряжений в узлах схемы
В сетях 110 кВ и ниже поперечной составляющей пренебрегают поэтому используем продольную составляющую.
Напряжение на высокой стороне
Т.к. разница между полученными с двух сторон напряжениями не превышает 1 2% от то берём среднее арифметическое из полученных
Напряжение на низкой стороне
г) Выбор средств регулирования напряжения
В соответствии с ГОСТ напряжения на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 095 Uном до 105 Uном. Если напряжение на шинах потребителя находятся в указанных пределах 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 подстанции должны быть заданы требуемые напряжения с учётом компенсации падения напряжения от шин подстанций до шин потребителя.
Таблица 22 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 1725 кВ. Тогда
Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на определённой ранее отпайке (Х = -4)
Аналогичным образом определяем отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесены в таблицу 22. Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.
1.2 Расчёт установившихся послеаварийных режимов для варианта №5
а) обрыв линии на участке 1-4.
) Ёмкости линий не изменяются по сравнению с режимом максимальных нагрузок
) Расчёт начальной мощности на участке 4-3
В связи с большим падением напряжения во время возникновения аварийного режима в сети устанавливаем батарею конденсаторов КС2-105-10
Рисунок 18 Схема замещения для расчёта аварийного установившегося режима при обрыве линии на участке 1-4 (вариант 5).
Расчёт начальной мощности на участке 3-6
Расчёт начальной мощности на участке 6-2
Расчёт начальной мощности на участке 2-1
б) Выбор средств регулирования напряжения
Таблица 23 Выбор отпаек на трансформаторах
б) обрыв линии на участке 1-2
) Расчёт начальной мощности на участке 6-2
Дополнительно устанавливаем батарею конденсаторов КС2-105-10
) Расчёт начальной мощности на участке 3-6
Рисунок 19 Схема замещения для расчёта аварийного установившегося режима при обрыве линии на участке 1-2 (вариант 5)
)Напряжение на высокой стороне
)Напряжение на низкой стороне
в) обрыв одной цепи на участке 1-13
) Определение ёмкости в линии потерь элементов в сети и потоков мощности во всей сети.
) Расчёт начальной мощности на участке 1-13
Параметры ветви линии: R = 9844 Ом; Х = 10212 Ом; В = 5865 мкСм.
Рисунок 21 Обрыв одной цепи на участке 1-13
) Напряжение на высокой стороне
) Напряжение на низкой стороне
Таблица 24 Выбор отпаек на трансформаторе
Анализ качества электроэнергии у потребителей позволяет сделать вывод что принимаемые меры обеспечивают качество электроэнергии исходя из условий аварийного режима максимальных нагрузок.
2 Расчёт установившегося режима максимальных нагрузок (вариант 4)
Для расчёта подготовлена схема замещения сети (рис.22) параметры схемы замещения приведены в таблице 25 (по узлам схемы) и в таблице 26 (по ветвям схемы).
Рисунок 22 Схема замещения сети (вариант 4)
Таблица 25 Параметры узлов сети
Таблица 26 Параметры ветвей сети
)определение ёмкости линий:
)Расчёт начальной мощности в кольце 1-3-4
032+j22485 = 40212+j22485
Рисунок 23 Потокораспределение в кольцевой сети
В результате расчёта получили одну точку потокораздела в кольце в узле 3 для активной и реактивной мощности то есть кольцо условно делится по ней на две разомкнутые. Нагрузка в конце каждой разомкнутой сети определяется потоком мощности поступающей по соединенной с ней линией.
а) Расчёт начальной мощности на участке 3-4
б) Расчёт начальной мощности на участке 1-4
в) Расчёт начальной мощности на участке 1-3
) Определение напряжений в узлах схемы
Выбор средств регулирования напряжения
Таблица 27 Выбор отпаек на трансформаторах
Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.
2.1Расчёт установившихся послеаварийных режимов для варианта №4
Ёмкости линий не изменяются по сравнению с режимом максимальных нагрузок
Рисунок 24 Обрыв линии 1-4
Расчёт начальной мощности на участке 4-3
Расчёт начальной мощности на участке 1-3
Таблица 28 Выбор отпаек на трансформаторах
Рисунок 25 Обрыв линии 1-3
б) Обрыв линии на участке 1-3
Расчёт начальной мощности на участке 3-4
Расчёт начальной мощности на участке 1-4
Таблица 29 Выбор отпаек на трансформаторах
Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод что дополнительных средств регулирования напряжения из условий аварийного режима максимальных нагрузок не требуется.
в) Обрыв линии на участке 1-13
Расчёты проводятся аналогично расчётам приведённым в 5 варианте.
г) Обрыв одной цепи на участке 2-6
Расчёт начальной мощности на участке 2-6
Параметры ветви линии: R = 11556 Ом; Х = 11988 Ом; В = 6885 мкСм.
Расчёт начальной мощности на участке 1-2
Таблица 30 Выбор отпаек на трансформаторах
д) Обрыв одной цепи на участке 1-2
Параметры ветви линии: R = 312 Ом; Х = 1053 Ом; В = 7306 мкСм.
Таблица 31 Выбор отпаек на трансформаторах
В данной курсовой работе было предложено и рассмотрено 5 вариантов развития электрических сетей из которых по экономическим показателям было отобрано для дальнейшего изучения 2 наиболее выгодных варианта с экономической точки зрения.
Для данных вариантов произведен расчёт нормальных и аварийных режимов с максимальной нагрузкой согласно которому выяснили что для варианта 5 требуется дополнительно установить батарею конденсаторов для обеспечения необходимого качества электроэнергии получаемой потребителем.
Идельчик В. И. «Электрические системы и сети» Учебник для вузов:
М Энергоатомиздат 1989 г.
Волкова Т.Ю. Юлукова Г. М. «Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине Электроэнергетика» Уфа 2004 г.
Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. СТО 56947007-29.240.30.010.-2008.