Разработка проекта электрической сети района

Drawing1.dwg

Режимная схема для максимального и минимального режимов
Режимная схема для аварийного режима
Технико-экономичесике показатели спроектированной сети
Номинальное напряжение сети
Общая активная мощность потребителей
Мощность компенсирующих устройств
Установленная мощность трансформаторов
Капитальные вложения в сеть
Приведенные затраты электрической сети
Годовые эксплуатационные расходы. тыс. руб.
Потери электроэнергии
Удельные капитальные вложения
Себестоимость передачи электроэнергии
Годовая потребляемая электроэнергия
Стоимость передачи электроэнергии
таблица технико-экономических показателей
Режимные схемы трех режимов
Разработка проекта эл. сети района

Схемы эл.соединений.dwg

электрических соединений
Варианты конфигураций электрической сети
Смешанная схема электрических соединений
Разработка проекта эл. сети района
Варианты конфигурации сети
Радиальная схема электрических соединений
эл. соединений двух лучших вариантов

для линии ИП.doc

для линии ИП-1 АС-18529;
для линии 1-2 АС-9516;
для линии 1-3 АС-12019;
для линии 1-4 АС-7011;
для линии 2-5 АС-2542;
для линии 2-6 АС-3562;
S1 = P1 + j(P1×tgj1 – Qk1) = 31 + j(31×0456 –4) =31 + j10124 МВ×А;
S2 = 11 + j(11×0646 –36) =11 + j3505 МВ×А;
S3 = 22 + j(22×075 –108) = 22 + j57 МВ×А;
S4 = 16 + j(16×0646 –5) = 16 + j5335 МВ×А;
S5 = 0648 + j(0648×0646 –02) = 0648 + j0219МВ×А;
S6 = 0687 + j(0687×0698 –025) = 0687 + j023 МВ×А.
Определяемый показатель
Стоимость трансформаторов т. руб.
Стоимость ячеек выключателей т. руб.
Постоянные затраты т. руб.
Стоимость подстанции т. руб.
Издержки на амортизацию т. руб.
Издержки на эксплуатацию т. руб.
DW в трансформаторах МВт×ч
Издержки на возмещение DW т. руб.
Годовые эксплуатационные расходы т.руб
Приведенные затраты т.руб
Результаты расчета капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов линий
Номинальное напряжение кВ
Количество линий и длинна участкакм
Стоимость 1км линий т.рубкм
Стоимость линии т.руб
Издержки на амортизацию т.руб
Издержки на эксплуатацию т.руб
Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии коп.
Издержки на возмещение W т.руб
Определяемый параметр
Мощность нагрузки P + jQ МВ×А
Потери мощности в трансформаторах DS МВ×А
Зарядная мощность линий примыкающих к подстанции Мвар.
Приведённая нагрузка P + jQ МВ×А
Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. И.Ш. Шапиро С.С. Рокотяна - М.: Энергоатомиздат 1985.
Методическое указание №1293 к курсовому проекту по курсу ²Электрические системы и сети² для студентов спец. 10.04. Составил: Лычев П.В. Селиверстов Г.И.– ГПИ 1990.
Лычев П.В. Федин В.Т. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для вузов. – Мн.: ДизайнПРО 1997.
Методическое указание №3260 пособие по курсовому и дипломному проектированию для студентов специальности 1-43 01 03 ²Электроснабжение².– ГГТУ им. П.О. Сухого Гомель 2006.
Правила устройства электроустановок. –М.:Энергоатомиздат1986.

Ватман.dwg

Сообщение на ЦСМ передается по коммутируемой линии связи телефон-
проекта. Резервное питание предусмотрено от аккумуляторной батареи
Эл.питание ОР от сети переменного тока учтено в разделе ЭО данного
дежурного администратора
рядом с прибором пожарной сигнализации.
установка объектового ретранслятора. ОР устанавливается в помещении
по чрезвычайным ситуациям
в здании спального корпуса предусмотрена
реагирования на чрезвычайные ситуации (РЦУРЧС) при Министерстве
установленный в Республиканском центре управления и
Для передачи сигнала о пожаре на централизованный пульт системы
ной сети общего пользования (ТфСОП).
Смешанная схема электрических соединений
Радиальная схема электрических соединений
Варианты конфигураций электрической сети
Режимная схема для максимального и минимального режимов
Режимная схема для аварийного режима

Записка .doc

Разработка вариантов конфигураций электрической сети и выбор двух наи-
Выбор компенсирующих устройств .
Выбор основных параметров электрической сети ..
1Выбор номинального напряжения
2Выбор типов и мощности трансформаторов ..
3Выбор сечений проводников
Составление схем электрических соединений подстанций
Технико-экономическое сравнение вариантов
Электрический расчёт характерных режимов (максимальный минимальный послеаварийный) ..
Выбор ответвлений трансформаторов и других средств регулирования .
Технико-экономические показатели спроектированной сети
Задачей проектирования энергосистем является разработка с учётом новейших достижений науки и техники и технико-экономического обоснования режима определяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций электрических сетей и средств их эксплуатации и управления при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителя электрической и тепловой энергии в необходимых размерах требуемого качества с наименьшими затратами.
Проектирование развития энергосистем и электрических сетей осуществляется в иерархической последовательности и включает в себя выполнение комплекса проектных работ.
Схема развития распределительных сетей 110 кВ и выше разрабатывается для сетей энергосистемы в целом или по отдельным сетевым районам а также для промышленных узлов крупных городов сельской местности.
Схема развития распределительных сетей 110 кВ и выше выполняется на основе решений принятых по схемам развития ОЭС и РЭС.
Проект развития электрических сетей может выполняться в качестве самостоятельной работы или как составная часть схемы развития энергосистемы.
В данном курсовом проекте разработан отдельно проект электрической сети района.
Разработка вариантов конфигураций электрической сети
Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами обеспечить необходимую надёжность электроснабжения требуемое качество энергии у приёмников удобство и безопасность эксплуатации сети возможность её дальнейшего развития и подключение новых потребителей. Электрическая сеть должна обладать также необходимой экономичностью и гибкостью.
При проектировании новых участков электрической сети в качестве исходных данных служат:
а) взаимное расположение существующих и новых источников питания и пунктов потребления;
б) значения наибольших активных нагрузок или значения наименьших нагрузок
д) динамика изменения нагрузок по временам года и т.п.
На практике обычно учитывают следующие основные требования:
– целесообразно выделить подстанции потребители которых требуют 100% резерва по сети и рассмотреть пути выполнения этого требования;
– замкнутой сетью целесообразно связывать потребители примерно одинаковой мощности;
– по возможности необходимо исключить потоки мощности к источнику питания;
– не следует допускать малонагруженных линий в замкнутых сетях;
– надо стремиться к передаче электроэнергии потребителям по кратчайшему пути.
В курсовой работе было разработано 3 конфигурации радиальных и 3 конфигурации смешанных схем электрической сети (рис. 1). Определив суммарную длину линий и всю протяженность трасс каждой схемы электрической сети (рис. 1) и учитывая выше перечисленные требования было выбрано по одной наилучшей схеме из каждых 3 конфигураций. Это схемы 3 и 5 ( рис 1.). Поясним наш выбор. Схема 3 была выбрана потому что в ней длина линий и протяженность трасс являются наименьшими по сравнению со схемами 1 и 2 и обеспечивается наиболее оптимальный уровень напряжений в сети. Для выбора смешанной конфигурации схемы электрической сети была выбрана схема 5 несмотря на то что по длине линий и трасс она не самая экономичная однако в данной схеме обеспечивается наиболее оптимальное потокораспределение мощностей в сети и качество электроснабжения. Исходя из вышесказанного окончательно принимаем схемы 3 (радиальная) и 5 (смешанная).
Выбор компенсирующих устройств
Компенсирующие устройства должны обеспечить снижение потребляемой из электрической сети реактивной мощности. При этом предлагается исходить из равенства коэффициентов реактивной мощности на шинах вторичного напряжения подстанций без учёта её потребления линиями и трансформаторами.
Qk = Pm×(tgj – tgjж) (2.1)
где Pm – максимальная активная мощность нагрузки подстанции;
tgj – естественный коэффициент реактивной мощности нагрузки подстанции;
tgjж – желаемый коэффициент реактивной мощности нагрузки подстанции.
При выборе типа и количества компенсирующих устройств надо учитывать возможное количество и тип трансформаторов на подстанциях. Так если на подстанции необходима установка двух трансформаторов то мощность компенсирующих устройств Qк должна быть разделена на каждый из них и на каждую обмотку низшего напряжения. При этом предпочтение следует отдавать комплектным конденсаторным устройствам и только при большой мощности – синхронным компенсаторам.
Весь дальнейший расчёт будем вести с учётом скомпенсированной мощности.
Для выбора компенсирующих устройств зададимся cosjж=095 или tgjж=033
Определим мощности компенсирующих устройств для подстанций: 123456:
Определим tgj для каждой из этих подстанций:
tgj1 = tg(arccos(cosj1)) = tg(arccos(091)) = 0456;
tgj2 = tg(arccos(cosj2)) = tg(arccos(084)) = 0646;
tgj3 = tg(arccos(cosj3)) = tg(arccos(08)) = 075;
tgj4 = tg(arccos(cosj4)) = tg(arccos(084)) = 0646;
tgj5 = tg(arccos(cosj5)) = tg(arccos(084)) = 0646;
tgj6 = tg(arccos(cosj6)) = tg(arccos(0.82)) =0698;
Qk1 = P1×(tgj1 - tgjж) = 31×(0.456 – 033) = 3937 Мвар.
Выбираем 8 конденсаторных установок типа КУ-105-500.Общая скомпенсированная реактивная мощность Qk1 = 05×8 = 4 Мвар.
Qk2 = P2×(tgj2 - tgjж) = 11×(0.646 – 033) = 3487 Мвар.
Выбираем 2 конденсаторные установки типа УКЛ-105-1800 У3.Общая скомпенсированная реактивная мощность Qk2 = 18×2 = 36 Мвар.
Qk3 = P3×(tgj3 - tgjж) = 22×(0.75 – 033) = 9262 Мвар
Выбираем 4 конденсаторные установки типа УКЛ-105-2700 У3. Общая скомпенсированная реактивная мощность Qk3 = 27×4= 108 Мвар.
Qk4 = P4×(tgj4 - tgjж) = 16×(0646 – 033) = 5072 Мвар.
Выбираем 10 конденсаторных установок типа КУ-105-500. Общая скомпенсированная реактивная мощность Qk4 = 05×10 = 5 Мвар.
Qk5 = P5×(tgj5 - tgjж) = 0648×(0646 – 033) =0205Мвар.
Выбираем 2 конденсаторные установки типа УКБН-038-100-50 У3. Общая скомпенсированная реактивная мощность Qk5 = 01×2 = 02 Мвар.
Qk6 = P6×(tgj6 - tgjж) = 0687×(0698 – 033) =0254 Мвар.
Выбираем 1 конденсаторную установку типа УКМ-04-250-50 У3. Общая скомпенсированная реактивная мощность Qk6 = 025 Мвар.
Результаты выбора компенсирующих устройств представим в виде таблицы 2.1.
компенсирующих уст-в
Выбор основных параметров электрической сети
1 Выбор номинального напряжения
Одновременно со схемой электроснабжения выбирается и напряжение проектируемой сети. Напряжение сети зависит от мощности нагрузок и их удалённости от источников питания. Выбор напряжения сети определяется главным образом экономическими факторами. С увеличением номинального напряжения сети возрастают капитальные затраты на её сооружение (включая стоимость подстанций) но за счёт уменьшения потерь энергии снижаются годовые эксплуатационные расходы.
В практике при выборе номинального напряжения используют ряд подходов.
Исходя из длин линий и величины передаваемой по ним мощности намечают напряжения отдельных линий по:
- эмпирическим формулам Стилла и Илларионова
–таблицам характеризующим пропускную способность и дальность передачи линий разных напряжений;
–кривым разделяющим экономические области применения разных напряжений;
Далее уточняются значения напряжений где принимается во внимание:
-недопустимость применения большого ряда разных напряжений;
-необходимость использования одного напряжения на всех участках замкнутой части сети;
-обеспечение качества напряжения как в нормальном так и в послеаварийном режимах;
-применение сечений проводов не рпевышающих допустимые по условиям работы унифицированных опор.
Для радиальной схемы:
Pип-1 = P1 +P2 +P3 + P4 + P5 + P6=81335 МВт;
Выбираем стандартное номинальное напряжение 110 кВ.
аналогично определим номинальные напряжения на других участках линии:
P1-2 = P2 +P5 +P6 =12335 МВт;
Выбираем стандартное номинальное напряжение 35 кВ.
Выбираем стандартное номинальное напряжение 110 кВ.
По формуле Илларионова:
На участке линии ИП-1:
Напряжения выбранные по таблицам [3 П.3.6] характеризующим пропускную способность и дальность передачи линий разных напряжений и кривым [3 стр.108] разделяющим экономические области применения разных напряжений приведём в таблице 3.1.
Намеченное напряжение (кВ) по
эмпирической формуле Стилла
эмпирической формуле Илларионова
Для смешанной схемы электроснабжения:
Для выбора номинальных напряжений в замкнутой части электрической сети определим потоки мощности в отдельных линиях:
S3 = P3 + Q3 = P3 + j(P3×tgj3 – Qk3) = 22 + j(22×075 –108) = 22 + j57 МВ×А; Аналогично для S2 S1 S4 :
S2 = 12335 + j3954 МВ×А;
S1 = 31 + j10124 МВ×А;
S4 = 16 + j5335 МВ×А;
Потоки мощности в линиях:
=13852 + j3986 МВ×А;
S23 = Sип-3 – Sип-2 = 20483 + j567 – (13852 + j3986) = 6631 + j1684 МВ×А;
Рип-4 = Р1+Р4 = 31+16 = 47МВт;
Аналогично определим номинальные напряжения на других участках линии
Всвязи с невозможностью иметь разные напряжения в замкнутом участке сети выбираем 110 кВ.
По формуле Илларионова
Напряжения выбранные по таблицам [3 П.3.6] характеризующим пропускную способность и дальность передачи линий разных напряжений и кривым [3 стр.108] разделяющим экономические области применения разных напряжений приведём в таблице 3.2:
Расчет напряжений электрической сети
Выберем номинальное напряжение для электроснабжения потребителей в узлах 5 6: 10 кВ ввиду малой их мощности и протяженности линий электропередачи к ним.
2 Выбор типов и мощности трансформаторов
Задача выбора трансформаторов на подстанции делится на две части. Вначале выбирается число трансформаторов на подстанции. При решении её исходят из требования надёжности электроснабжения потребителей питаемых через данные трансформаторы.
Далее определяется мощность каждого из трансформаторов. При этом для однотрансформаторной подстанции мощность трансформатора Sт должна быть не меньше мощности потребителей Sн питающихся от него. SТ Sн а коэффициент загрузки трансформатора должен быть порядка 0.9 (kЗ =SнSТ). Мощность трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции должна обеспечить нагрузку потребителей в случае аварии одного из них. Поэтому мощность каждого трансформатора выбирается с учётом её перегрузочной способностью по условию
В результате коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме составляет 065 – 075 (kЗ =Sн2Sн.Т).
При выборе трансформаторов необходимо помнить что на подстанциях связывающих питающие и распределительные сети должны устанавливаться трансформаторы с РПН.
Выбор количества трансформаторов на подстанциях радиальной схемы:
Подстанция 1 – I II III категория – т.к. через трансформаторы установленные на подстанции осуществляется энергоснабжение узлов 256 первой и второй категории.
Подстанция 2 – I II категория – два трансформатора.
Подстанция 3 – III категория – один трансформатор.
Подстанция 4 – III категория – один трансформатор.
Подстанция 5 – II категория – два трансформатора.
Подстанция 6 – III категория – один трансформатор.
Нагрузки узлов с учетом скомпенсированной реактивной мощности:
S1 = P1 + j(P1×tgj1 – Qk1) = 31 + j(31×0456 –4) =31 + j10124 МВ×А;
S2 = 11 + j(11×0646 –36) =11 + j3505 МВ×А;
S3 = 22 + j(22×075 –108) = 22 + j57 МВ×А;
S4 = 16 + j(16×0646 –5) = 16 + j5335 МВ×А;
S5 = 0648 + j(0648×0646 –02) = 0648 + j0219МВ×А;
S6 = 0687 + j(0687×0698 –025) = 0687 + j023 МВ×А.
На подстанции 1 трансформаторы связывают сети с напряжениями 110 35 и 10 кВ. Мощность нагрузки проходящая через трансформаторы подстанции1
S н1 = S1 + S2 + S5 + S6 = =31+j10124+11+j3505+0648+j0219+0687+j023=43335+j14078МВ×А;
Расчётную мощность каждого трансформатора определяем по формуле (3.2.1)
Выбираем ближайшие удовлетворяющие условию (3.2.1)трансформаторы ТДТН-40000110 [1 табл.6.10 ]
Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме
Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:
Расчётная мощность трансформаторов на подстанции 2:
Sн2= S2 + S5 + S6 =11 + j3505 +0648+j0219+0687+023=12335+j3954 МВ×А;
Выбираем трансформаторы ТМН-1000035 [1 табл. 6.8].
Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:
Расчётная мощность трансформатора на подстанции 3 должна быть не меньше мощности нагрузки:
Выбираем трансформатор ТРДН-25000110 [1 табл. 6.9].
Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме
Расчётная мощность трансформатора на подстанции 4 должна быть не меньше мощности нагрузки:
Выбираем трансформатор ТРДН-25000110 [1 табл. 6.9]
Расчётную мощность каждого трансформаторов на подстанции 5 определяем по формуле (3.2.1)
Выбираем трансформаторы ТМ-63010 [3 табл. П.2.1].
Расчётная мощность трансформатора на подстанции 6 должна быть не меньше мощности нагрузки:
Выбираем трансформатор ТМ-100010 [3 табл. П.2.1].
Результаты выбора трансформаторов сведём в табл. 3.2.1
Число трансфоро-маторов
Марка трансформаторов
Выбор количества трансформаторов на подстанциях смешанной схемы:
Подстанция 1 – III категория – один трансформатор.
Расчётная мощность трансформатора на подстанции 1 должна быть не меньше мощности нагрузки:
S н3 = 31 + j10124=32611МВ×А;
Выбираем трансформатор ТРДН-40000110 [1 табл. 6.9].
Выбираем трансформаторы ТДН-10000110 [1 табл. 6.9].
Результаты выбора трансформаторов сведём в табл. 3.2.2
3 Выбор сечений проводников
По конструкции электрические сети делят на воздушные и кабельные. Для передачи электроэнергии на относительно большие расстояния практически используют только воздушные линии.
Передача электроэнергии на расстояния от сотен метров до километров может осуществляться как по воздушным так и по кабельным линиям. При этом кабельные сети принимают при электроснабжении городов промышленных и крупных сельскохозяйственных предприятий для которых характерна большая плотность электрических нагрузок.
Сечение проводников воздушных и кабельных линий выбирается из ряда условий.
В большинстве линий сечения проводников выбираются по экономическим соображениям: по экономической плотности тока или экономическим токовым интервалам. Перечень сетей выбор сечения проводников в которых не подлежит экономической плотности тока дан в [3 с.118].
Согласно методу экономической плотности тока экономическое сечение рассчитывается по формуле
где Iм – проходящий по линии ток в режиме максимальных нагрузок соответствующий нормальному рабочему режиму проектируемой сети;
jэ – экономическая плотность тока определяемая по [4 8 c.40].
Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного.Для всех линий без исключения выбранное сечение подлежит проверке по нагреву. При этом наибольший ток линии находится не только для нормальных но и для послеаварийных режимов работы.
Выбор сечений проводников для радиальной схемы.
В качестве проводов примем сталеалюминевые провода марки АС.
Определим время использования максимальной нагрузки для каждого участка линии:
Время использования максимальной нагрузки:
Время использования максимальной нагрузки для каждого участка линии определяется по формуле:
где и - соответственно мощность и время использования максимальной нагрузки i-го потребителя который питается через определенную линию.
Для участка линии ИП-1 время использования максимальной нагрузки определяется формулой
Для участка линии 1-2 время использования максимальной нагрузки определяется формулой
По табл. 4.1 [3 стр. 118] находим что экономическая плотность тока для участков электрической сети равна:
Сечения проводов выбираем по экономической плотности тока.
Определяем ток в линии для нормального рабочего режима по формуле:
Iнб ип-1 = = 2234 А.
Аналогично определим Iнб в остальных линиях:
Iнб 1-2 = = = 1068А;
Iнб 1-3 = = = 1193 А;
Iнб 1-4 = = = 885 А;
Iнб 2-5 = = = 197 А;
Iнб 2-6 = = = 418 А;
Экономически целесообразное сечение проводов линий определим по формуле .
Экономически целесообразные сечения проводов линий:
Fэ ип-1 = Iнб ип-1 jэ ип-1 = 223411 = 2031 мм2;
Fэ 1-2 = Iнб 1-2 jэ 1-2 = 106811 = 971 мм2;
Fэ 1-3 = Iнб 1-3 jэ 1-3 = 119311 = 1085 мм2;
Fэ 1-4 = Iнб 1-4 jэ 1-4 = 88511 = 805 мм2;
Fэ 2-5 = Iнб 2-5 jэ 2-5 = 19711 = 179 мм2;
Fэ 2-6 = Iнб 2-6 jэ 2-6 = 41811 = 38 мм2;
В соответствии со шкалой стандартных сечений выбираем ближайшее соответствующее:
для линии ИП-1 АС-18529;
для линии 1-2 АС-9516;
для линии 1-3 АС-12019;
для линии 1-4 АС-7011;
для линии 2-5 АС-2542;
для линии 2-6 АС-3562;
Послеаварийный ток для каждой из линий равен
ИП-1: Iп.а = 2×Iнб ип-1 =2234×2 = 4468 А;
-2: Iп.а = 2×Iнб 1-2 = 1068×2 = 2136 А;
-5: Iп.а = 2×Iнб 2-5 = 197×2 = 394 А.
Допустимый ток для каждого участка линии равен
Iдоп ип-1 = 510 А >4468 А;
Iдоп 1-2 = 330 А >2136 А;
Iдоп 1-3 = 390 А>1193 А;
Iдоп 1-4 = 265 А>885 А;
Iдоп 2-5 = 145 А>394 А;
Iдоп 2-6 = 175 А>418 А;
Проверим участки 1-2 2-5 и 2-6 на потерю напряжения:
где ; - соответственно удельное сопротивление и длина линии определенного участка n-количество параллельных цепей.
Тогда потеря напряжения будет определяться по формуле:
Потеря напряжения на участке 1-2:
Потеря напряжения на участке 2-5:
Потеря напряжения на участке 2-6:
По условию короны для линий 110 кВ минимально допустимое сечение 70 мм2 Поэтому окончательно для всех линий выбираем марки проводов
Результаты выбора сечений проводов воздушных линий представим в виде таблицы 3.3.1
Результаты выбора сечений проводов воздушных линий
Сечение по условию (мм2)
Послеаварийный режим
Выбор сечений проводников для смешанной сети электроснабжения:
Для участка линии ИП-4 время использования максимальной нагрузки определяется формулой
Tнб ип-4 == 50517 ч.
Для участка линии ИП-2 время использования максимальной нагрузки определяется формулой
Sип-4 = S1+S4 = 31 + j10124+16 + j5335=47+ j15459 МВ×А;
S4-1 = S1 = 31 + j10124 МВ×А;
S2-5 = S5 = 0648 + j0219 МВ×А;
S2-6 = S6 = 0687 + j023 МВ×А;
Определяем токи в линиях для нормального рабочего режима по формуле:
Iнб ип-4 = = 2597 А;
Fэ ип-4 = Iнб ип-4 jэ ип-4 = 25971 = 2597 мм2;
Fэ 4-1 = Iнб 4-1jэ 4-1 = 17121 = 1712 мм2;
Fэ ип-3 = Iнб ип-3jэ ип-3 = 111611 = 1015 мм2;
Fэ ип-2 = Iнб ип-2jэ ип-2 = 75711 = 688 мм2;
Fэ 2-3 = Iнб 2-3 jэ 2-3 = 35911 = 326 мм2;
В соответствии со шкалой стандартных сечений выбираем ближайшее соответствующие поводам марок
для линии ИП-4 при напряжении 110 кВ максимально допустимое сечение провода 240 мм2 поэтому принамаем двухцепную линию тогда:
Fэ ип-4 = Iнб ип-42× jэ ип-4= 12991 = 1299 мм2;
принимаем провод марки АС-12019;
для линии 4-1 АС-18529;
для линии ИП-3 АС-9516;
для линии ИП-2 АС-7011;
для линии 2-3 АС-7011;
Послеаварийный ток для каждой из линий равен:
ИП-4: Iп.а = 2597 А;
При обрыве линии ИП-3:
ИП-2: Iп.а = Iнб ип-3 + Iнб ип-2 = 1116+757 = 1873 А;
При обрыве линии ИП-2:
ИП-3: Iп.а = Iнб ип-3 + Iнб ип-2 = 1116+757 = 1873 А;
-5: Iп.а = 2×Iнб 2-5 = 197×2 = 394 А;
Iдоп ип-4 = 390 А >2597 А;
Iдоп 4-1 = 510 А > 1712 А;
Iдоп ип-3 = 330 А> 1873 А;
Iдоп ип-2 = 265 А>1873 А;
Iдоп 2-3 = 265 А>1193 А;
Результаты выбора сечений проводов воздушных линий представим в виде таблицы 3.3.2
Составление схем электрических соединений подстанций
Схемы электрических соединений подстанций должны удовлетворять ряд требований: обеспечивать надёжное питание присоединяемых потребителей и при необходимости транзит мощности через подстанцию они должны быть по возможности просты наглядны и экономичны должны допускать развитие и т.д. Одно из важнейших требований – унификация конструктивных решений по подстанциям. Это привело к разработке типовых схем распределительных устройств 35-750 кВ которые приведены в [1 стр. 126-136]. Там же дана характеристика схем и область применения. При этом область применения схем определяется номинальным напряжением количеством присоединяемых линий и стороной подстанции к которой относится распределительное устройство (высшего или среднего напряжения).
Выбор схем распределительных устройств.
Для радиальной схемы электроснабжения.
Для подстанции 1 выберем схему №10 [1 с. 126] – одна секционированная система шин собходной с областью примененния: напряжение 110 кВ сторона подстанции ВН количество присоединяемых линий до 4.
Для подстанций 3 и 4 выберем схему №3 с выключателем [1 с. 126] – блок линия-трансформатор так как подстанции являются тупиковыми.
Для подстанции 2 выберем схему №4 [1 с. 126]- два блока с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической перемычкой со стороны линии с областью примененния: напряжение 35-220 кВ сторона подстанции ВН количество присоединяемых линий до 2.
Для смешанной схемы электроснабжения.
Для подстанции 1 выберем схему №3 с выключателем [1 с. 126] – блок линия-трансформатор так как подстанция является тупиковой.
Для подстанции 2 выберем схему №5 [1 с. 126] – мостик с выключателем в перемычке и в цепях трансформаторов с областью примененния: напряжение 35-220 кВ сторона подстанции ВН количество присоединяемых линий – 2. Для подстанции 3 – мостик с выключателями в перемычке и в цепи трансформатора (напряжение 35-220 кВ сторона подстанции ВН количество присоединяемых линий – 2).
Для подстанции 4 выберем схему №6 [1 с. 126] – сдвоенный мостик с выключателями в перемычке и в цепи трансформатора с областью примененния: напряжение 110 кВ сторона подстанции ВН количество присоединяемых линий – 3.
В обеих схемах электрических соединений распределительное устройство напряжением 10 кВ и ниже условно показано в виде системы шин.
Схемы электрических соединений двух видов сети приведены в графической части.
Технико-экономическое сравнение вариантов
Задачей технико-экономического сравнения является выбор наилучшего из двух рассматриваемых. Критерием этого является минимум приведённых затрат определяемых по формуле
где pн – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений
принимаемый равным 012;
К– капитальные затраты на сооружение сети;
И – годовые эксплуатационные расходы.
Определение капитальных затрат.
В капитальные затраты на сооружение сети входят стоимость линий и подстанций
К = КЛ + КПС. В состав последних включается стоимость трансформаторов ячеек выключателей и постоянные затраты.
Стоимость линий определяется их длиной номинальным напряжением материалов и типом опор районом по гололёду и сечением проводов.
Стоимость трансформаторов зависит от их количества типа мощности и напряжения.
Стоимость остальных элементов составляющих распределительные устройства (РУ) определяется схемой РУ количеством и напряжением выключателей. При выполнении проекта стоимость РУ напряжением ниже 110 кВ учитывать не будем.
Определение годовых эксплуатационных расходов.
В их состав входят соответствующие расходы в линии ИЛ и подстанции ИПС. Каждую из этих составляющих можно найти по формуле
И = ИА + ИЭ + ИDW (5.2)
где ИА – издержки на амортизацию линий или подстанций;
ИЭ – издержки на эксплуатацию;
ИDW – издержки связанные с потерями электроэнергии в линиях или
Издержки на амортизацию определяются по норме отчислений на амортизацию от капитальных затрат соответственно для линий и трансформаторов ИА = ра%×К100. Значения ра даны в [1 с. 315].
Издержки на эксплуатацию находятся аналогично ИА. При этом величины рэ даны там же что и ра.
Издержки на возмещение потерь электроэнергии рассчитываются по величине потерь электроэнергии DW и их стоимости зэ. При этом для линий и трансформаторов они находятся несколько различно.
В линиях учитываются только потери электроэнергии в активном сопротивлении рассчитанные для нормального режима работы сети. Величину стоимости 1 кВт×ч потерянной энергии зэ можно найти в [1 c.317] в зависимости от времени использования максимальной нагрузки линии TM. В результате:
ИDWл = DWл×зэ. (5.3)
В трансформаторах имеют место две составляющие потерь электроэнергии: нагрузочные потери (в обмотках) DWМ и потери холостого хода (в стали) DWХХ. Им соответствуют два различных значения стоимости 1 кВт×ч потерянной электроэнергии и . Величина находится как и для линий в зависимости от TM нагрузки подстанции. Величина также находится по [2 c.317] но всегда выбирается её наименьшее значение для соответствующей энергосистемы.
ИDWТ = DWМ×+DWХХ× (5.4)
Для уменьшения объёма расчётов из сравниваемых вариантов исключим абсолютно одинаковые линии и подстанции.
Для выбранных электрических схем сети не будем проводить технико-экономическое сравнение для линий к потребителям 5;6 и подстанций 5;6 т.к. они абсолютно одинаковы и в данном курсовом проекте не учитываются.
В данном курсовом проекте примем район по гололёду – III.
Опоры примем стальные.
Определим приведенные затраты радиальной схемы.
Номинальное напряжение: 110 кВ.
Марка провода АС-18529 (r0 = 0159 Ом x0 = 0413 Ом).
Количество цепей – 2; длина участка 4627 км.
Стоимость сооружения линий определяем по [1табл.9.5]; для двухцепной линии о стальными опорами 304 тыс. рубкм. Откуда стоимость линии будет равна
27×304 =14066 тыс. руб.
Норму амортизационных отчислений равна 24% от капитальных затрат на сооружение (для ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах); затраты на эксплуатацию и обслуживание 04%.
Издержки на амортизацию: ИАип-1 =14066×0024 =33758 тыс. руб;
Издержки на эксплуатацию: ИЭип-1 =14066×0004 = 5626 тыс. руб.
Определим потери электрической энергии в линии ИП-1 по формуле
где SЛ – мощность протекаемая по линии;
UН – номинальное напряжение;
RЛ – сопротивление линии;
tЛ – время наибольших потерь определяемая по формуле:
tЛ = (0124 + Tнб×10-4)2×8760 (5.6)
tип-1 = (0124 + Tнб ип-1×10-4)×8760 = (0124 + 4298×10-4)2×8760 = 26866 ч.
DWип-1 = ×103 = 59181408 кВт×ч.
Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии 08 коп.кВт×ч.
Издержки на возмещение DW ИDWип-1 = 59181408×08×10-5 = 47345 тыс. руб.
Годовые эксплуатационные расходы:
Иип-1= 33758 + 5626 + 47345 = 86729 тыс. руб.
Общие приведенные затраты для линии ИП-1 будут равны:
Зип-1=012×14066 + 86729 =255521 тыс. руб.
Номинальное напряжение: 35 кВ.
Марка провода АС-9516 (r0 = 0301 Ом x0 = 0421 Ом).
Количество линий – 2; длина участка 3354 км.
Стоимость линий определяем по [1табл.9.4]; для двухцепной линии со стальными опорами 242 тыс. рубкм.
Откуда стоимость линии будет равна
54×242 = 81167 тыс. руб.
Откуда издержки на амортизацию ИА1-2 =81167×0024 = 1948 тыс. руб;
издержки на эксплуатацию ИЭи1-2 = 81167×0004 = 325 тыс. руб.
t1-2 = (0124 + Tнб 1-2×10-4)2×8760 = (0124 + 3241×10-4)2×8760 = 1759 ч.
Потери электрической энергии в линии 1-2
DW1-2 = ×103 = 12161466 кВт×ч.
Издержки на возмещение DW ИDW1-2 =12161466×08×10-5 = 973 тыс. руб.
Годовые эксплуатационные расходы
И1-2= 1948 + 325 + 973 = 3246 тыс. руб.
Общие приведенные затраты для линии 1-2 будут равны:
З1-2=012×81167 + 3246 =12986 тыс. руб.
Марка провода АС-12019 (r0 = 0244 Ом x0 = 0427 Ом).
Количество цепей – 1; длина участка 1628 км.
Стоимость линий определяем по [1табл.9.5]; для одноцепной линии со стальными опорами 190 тыс. рубкм.
28×190 = 30932 тыс. руб.
Откуда издержки на амортизацию ИА1-3 =30932×0024 = 742 тыс. руб;
издержки на эксплуатацию ИЭ1-3 = 30932×0004 = 1237 тыс. руб.
t1-3 = (0124 + Tнб 1-3×10-4)2×8760 = (0124 + 3280×10-4)2×8760 = 17897 ч.
Потери электрической энергии в линии 1-3:
DW1-3 = ×103 = 3034597 кВт×ч.
Издержки на возмещение DW ИDW1-3 =3034597×08×10-5 = 243 тыс. руб.
И1-3= 742 + 1237 + 243 = 11087 тыс. руб.
Общие приведенные затраты для линии 1-3 будут равны:
З1-3=012×30932 + 11087 =48205 тыс. руб.
Марка провода АС-7011 (r0 = 0422 Ом x0 = 0444 Ом).
Количество цепей – 1; длина участка 15 км.
Стоимость линий определяем по [1табл.9.5]; для одноцепной линии со стальными опорами 194 тыс. рубкм.
Откуда издержки на амортизацию ИА1-4 =291×0024 = 6984 тыс. руб;
издержки на эксплуатацию ИЭ1-4 = 291×0004 = 1164 тыс. руб.
t1-4 = (0124 + Tнб 1-4×10-4)2×8760 = (0124 + 4280×10-4)2×8760 = 2669 ч.
Потери электрической энергии в линии 1-4:
DW1-4 = ×103 = 3971838 кВт×ч.
Издержки на возмещение DW ИDW1-4 =3971838×08×10-5 = 3177 тыс. руб.
И1-4= 6984 + 1164 + 3177 = 11325 тыс. руб.
З1-4=012×291 + 11325 =46245 тыс. руб
Все результаты расчета сведем в таблицу 5.1.
Результаты расчета капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов линий
Определяемый показатель
Номинальное напряжение кВ
Количество линий и длинна участкакм
Стоимость 1км линий т.рубкм
Стоимость линии т.руб
Издержки на амортизацию т.руб
Издержки на эксплуатацию т.руб
Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии коп.
Издержки на возмещение W т.руб
Годовые эксплуатационные расходы т.руб
Приведенные затраты т.руб
Стоимости трансформаторов на подстанции (110 кВ) S = 40 МВ×А трехобмоточный с РПН [1 табл.9.19] 2×117 = 234 тыс. руб;
Стоимость распределительного устройства 110кВ 7×35 = 245 тыс. руб.
[1. табл.9.15] стоимость ячейки с выключателем 35 тыс. руб.
Постоянная часть затрат по подстанции 1103510 с электрической схемой подстанции на стороне ВН сборные шины 320 тыс. руб;
Откуда стоимость подстанци№1 для радиальной схемы электроснабжения
4 +245 + 320 = 799 тыс. руб;
Ежегодные издержки на амортизацию и эксплуатацию силового оборудования и распределительных устройств напряжением до 150 кВ равны соответственно 64% и 3% [1.табл.8.2].
Издержки на амортизацию подстанции №1 ИАпс1 = 799×64100 = 51136 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс1= 799×3100 = 2397 тыс. руб.
Определим потери электроэнергии в трансформаторах
-холостого хода определяем по формуле DWх.т = DPх×Т
DWх.т = 2×DPх×Т = 2× 43×8760 = 753360 кВт×ч;
-нагрузочные потери для трехобмоточного трансформатора определяем следующим образом:
Потери короткого замыкания для каждой обмотки равны между собой:
DРк1=DРк2=DРк3=05DРк=05×200=100 кВт;
Для обмотки низшего напряжения:
tнн = (0124 + Tнб нн×10-4)2×8760 = (0124 + 5450×10-4)2×8760 = 39206 ч.
Тогда потери определятся по формуле:
Для обмотки среднего напряжения:
tсн = (0124 + Tнб сн×10-4)2×8760 = (0124 + 3241×10-4)2×8760 = 17591 ч.
Для обмотки высшего напряжения:
tвн = (0124 + Tнб вн×10-4)2×8760 = (0124 + 48213×10-4)2×8760 = 32184 ч.
Тогда общие нагрузочные потери определятся по формуле:
Издержки на возмещение DW т. руб.
Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии для холостого хода равна 045 копкВт×ч.[1.стр.317]
ИDWххТ1 =753360×045×10-5 = 339 тыс. руб.
ИDWмТ1 =34832665×08×10-5 = 2787 тыс. руб.
ИDWТ1 =339 +2787 =6177 тыс. руб.
Стоимость трансформаторов на подстанции (35 кВ) S = 10 МВ×А двухобмоточный с РПН [1 табл.9.18] 2×418 = 836 тыс. руб;
Стоимость распределительного устройства 35кВ 2×9 = 18 тыс. руб.
[1. табл.9.15] стоимость ячейки с выключателем 9 тыс. руб.
Постоянная часть затрат по подстанции 3510 с электрической схемой на стороне ВН с выключателями 70 тыс. руб;
Откуда стоимость подстанци№2 для радиальной схемы электроснабжения
+836 + 70 = 1716 тыс. руб;
Издержки на амортизацию подстанции №2 ИАпс2 = 1716×64100 = 1098 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс2= 1716×3100 = 5148 тыс. руб.
Определим потери электроэнергии в трансформаторах:
- потери холостого хода определяем по формуле
DWх.т2 =2×145×8760=254040 кВт×ч;
- нагрузочные потери определяем по формуле
Издержки на возмещение DW т. руб.:
ИDWххТ2 =254040×045×10-5 =1143 тыс. руб.
ИDWмТ2 =959212 ×08×10-5 = 0767 тыс. руб.
ИDWТ2 =1143 + 0767 =191 тыс. руб.
Стоимости трансформатора на подстанции (110 кВ) S = 25 МВ×А двухобмоточный с РПН [1 табл.9.19] 84 тыс. руб;
Стоимость распределительного устройства 110кВ 36 тыс. руб [1. табл.9.14]
Постоянная часть затрат по подстанции 11010 130 тыс. руб;
Откуда стоимость подстанци№3 для радиальной схемы электроснабжения
+36 + 130 = 250 тыс. руб;
Издержки на амортизацию подстанции №3 ИАпс3 = 250×64100 = 16 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс3= 250×3100 = 75 тыс. руб.
DWх.т3 =27×8760=236520 кВт×ч;
ИDWххТ3 =236520×045×10-5 =106 тыс. руб.
ИDWмТ3 =177471 ×08×10-5 =142 тыс. руб.
ИDWТ3 =106 + 142 =248 тыс. руб.
Откуда стоимость подстанци№4 для радиальной схемы электроснабжения
Издержки на амортизацию подстанции №4 ИАпс4 = 250×64100 = 16 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс4= 250×3100 = 75 тыс. руб.
DWх.т4 =27×8760=236520 кВт×ч;
ИDWххТ4 =236520×045×10-5 =106 тыс. руб.
ИDWмТ4 =145772 ×08×10-5 =1166 тыс. руб.
ИDWТ4 =106 + 1166 =2226 тыс. руб.
Результаты расчета сведем в таблицу 5.2
Стоимость трансформаторов т. руб.
Стоимость ячеек выключателей т. руб.
Постоянные затраты т. руб.
Стоимость подстанции т. руб.
Издержки на амортизацию т. руб.
Издержки на эксплуатацию т. руб.
DW в трансформаторах МВт×ч
Издержки на возмещение DW т. руб.
Для радиальной схемы электроснабжения приведенные затраты будут равны: З = Зл + Зпс = 479831 + 327499 =80733 тыс. руб.
Определим приведенные затраты смешанной схемы.
Номинальное напряжение 110 кВ.
Марки проводов на участках электрической сети:
для линии ИП-4 АС-12019;
Количество цепей и длина участков:
Стоимости 1 км линий для участков ИП-4 4-1 ИП-3 ИП-2 2-3 для линий со стальными опорами соответственно равны: 283; 197; 191; 194; 194 тыс. рубкм.
ИП-4 –3766×283 = 106578 тыс. руб;
-1 –15×197 = 2955 тыс. руб;
ИП-3 –3891×191 = 743181 тыс. руб;
ИП-2 –5517×194 = 10703 тыс. руб;
-3 –2159×194 = 41885 тыс. руб;
Издержки на амортизацию:
ИП-4 –106578 ×0024 = 2558тыс. руб;
-1 – 2955 ×0024 =7092 тыс. руб;
ИП-3 –743181 ×0024 = 1784тыс. руб;
ИП-2 – 10703 ×0024 =2569 тыс. руб;
-3 – 41885 ×0024 =1005 тыс. руб;
Издержки на эксплуатацию
ИП-4 –106578 ×0004 = 4263тыс. руб;
-1 – 2955 ×0004 =1182 тыс. руб;
ИП-3 –743181 ×0004 = 2973 тыс. руб;
ИП-2 – 10703 ×0004 =428 тыс. руб;
-3 – 41885 ×0004 =168 тыс. руб;
Время наибольших потерь для каждого участка электрической сети равно:
tип-4 = (0124 + Tнб ип-4×10-4)2×8760 = (0124 + 50517×10-4)2×8760 = 34677 ч.
t4-1 = (0124 + Tнб 4-1×10-4)2×8760 = (0124 +5450 ×10-4)2×8760 = 39206 ч.
tип-3 = (0124 + Tнб ип-3×10-4)2×8760 = (0124 + 3280×10-4)2×8760 = 17897 ч.
tип-2 = (0124 + Tнб ип-2×10-4)2×8760 = (0124 +3266 ×10-4)2×8760 = 17786 ч.
t2-3 = (0124 + Tнб 2-3×10-4)2×8760 = (0124 + 3280×10-4)2×8760 = 17897 ч.
Потери электрической энергии в линиях:
DWип-4 = ×103 = 32233264 кВт×ч.
DW4-1 = ×103 = 8218473 кВт×ч.
DWип-3 = ×103 =7824828 кВт×ч.
DWип-2 = ×103 = 711022 кВт×ч.
DW2-3 = ×103 =630756 кВт×ч.
Стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии для каждого участка сети:
Издержки на возмещение DW:
ИDWип-4 =32233264×08×10-5 = 2579 тыс. руб.
ИDW4-1 = 8218473 ×08×10-5 = 6575 тыс. руб.
ИDWип-3 = 7824828×08×10-5 = 626 тыс. руб.
ИDWип-2 = 711022×08×10-5 = 5688 тыс. руб.
ИDW2-3 =630756×08×10-5 = 0505 тыс. руб.
Годовые эксплуатационные расходы:
Иип-4= 2558 + 4263+2579 = 55633 тыс. руб.
И4-1= 7092 +1182 +6575 = 14849 тыс. руб.
Иип-3= 1784 +2973+626 = 27073 тыс. руб.
Иип-2=2569 +428 +5688 = 35658 тыс. руб.
И2-3= 1005 +168 + 0505 = 12235 тыс. руб.
Приведенные затраты:
Зип-4=012×106578 +55633 =18353 тыс. руб.
З4-1=012×2955 +14849 =50309 тыс. руб.
Зип-3=012×743181 +27073 =11625 тыс. руб.
Зип-2=012×10703 +35658 =16409 тыс. руб.
З2-3=012×41885 +12235 =625 тыс. руб.
Результаты расчета сведем в таблицу 5.3
Количество линий и длинна участка
Стоимость 1км линий тыс. рубкм
Стоимость линии тыс. руб
Издержки на амортизацию тыс. руб
Издержки на эксплуатацию тыс. руб
Издержки на возмещение DW тыс. руб
Стоимости трансформатора на подстанции (110 кВ) S = 40 МВ×А [1 табл.9.19] 109 тыс. руб;
Стоимость распределительного устройства 110кВ 36 тыс. руб.
Откуда стоимость подстанци№1:
+109 + 130 = 275 тыс. руб;
Издержки на амортизацию подстанции №1 ИАпс1 = 275×64100 = 176 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс1= 275×3100 = 825 тыс. руб.
Определим потери электроэнергии в трансформаторе:
DWх.т1 =36×8760=315360 кВт×ч;
ИDWххТ1 =315360×045×10-5 =142 тыс. руб.
ИDWмТ1 = 4482179 ×08×10-5 = 3586 тыс. руб.
ИDWТ1 =142 + 3586 =5006 тыс. руб.
Стоимость трансформаторов на подстанции (110 кВ) S = 10 МВ×А [1 табл.9.19] 2×54=108 тыс. руб;
Стоимость распределительного устройства 110кВ 120 тыс. руб.
Постоянная часть затрат по подстанции 11010 210 тыс. руб;
Откуда стоимость подстанции №2:
0 +108 + 210 = 438 тыс. руб;
Издержки на амортизацию подстанции №2 ИАпс2 = 438×64100 = 28032 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс2= 438×3100 = 1314 тыс. руб.
DWх.т2 =2×14×8760=245280 кВт×ч;
ИDWххТ2 =245280×045×10-5 =1104 тыс. руб.
ИDWмТ2 = 885426 ×08×10-5 = 0708 тыс. руб.
ИDWТ2 =1104 + 0708 =1812 тыс. руб.
Стоимость трансформатора на подстанции (110 кВ) S = 25 МВ×А двухобмоточный с РПН [1 табл.9.19] 84 тыс. руб;
Стоимость распределительного устройства 110кВ 120 тыс. руб [1. табл.9.14]
Откуда стоимость подстанции №3
+120 + 210 = 414 тыс. руб;
Издержки на амортизацию подстанции №3 ИАпс3 = 414×64100 = 265 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс3=414 ×3100 = 1242 тыс. руб.
Стоимость распределительного устройства 110кВ 4×35=140 тыс. руб [1. табл.9.15]
Откуда стоимость подстанции №4
+140 + 210 = 434 тыс. руб;
Издержки на амортизацию подстанции №4 ИАпс4 = 434×64100 = 2778 тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию ИЭпс4= 434×3100 = 1302 тыс. руб.
Результаты расчета сведем в таблицу 5.4
Для смешанной схемы электроснабжения приведенные затраты будут равны: З = Зл + Зпс = 576679 +345586 =922265 тыс. руб.
На основе технико-экономических показателей более выгодным оказался вариант радиальной схемы электроснабжения. Его принимаем для дальнейших расчетов.
Электрический расчёт характерных режимов
Целью расчета является определение параметров режимов (распределение мощностей и потерь мощности) и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения. Он ведётся для трёх характерных режимов: максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийного. В качестве послеаварийного рассматривается режим с максимальными нагрузками при отключении какого-то одного элемента сети приводящего к наиболее тяжёлым последствиям. Чаще это может быть отключение одной из наиболее загруженных линий.
Составим схему замещения электрической сети (см. рис.)
Определение параметров схемы замещения.
В схему замещения электрической сети следует включать только те параметры отдельных элементов (линий и трансформаторов) которые действительно влияют на режим работы сети. Как известно в наибольшей степени это определяется напряжением сети. Определим параметры схемы замещения.
Параметры линий электропередачи определяются по формулам
b0 – удельная реактивная проводимость Смкм;
Остальные расчеты производим аналогично и результаты сводим в таблицу 6.1
Параметры линий электропередачи
Параметры трансформаторов занесены в табл. 6.2.
Каталожные данные трансформаторов
Параметры трансформаторов установленных на подстанциях 1234 взяты из [1 с.238-240].
Параметры трансформатора ТМ-63010
DQх = Iх×Sн100 = 20×630100 = 126 квар;
Аналогично определяются параметры для трансформатора ТМ-100010.
Параметры трансформаторов в схеме замещения:
Рассчитаем потокораспределение для режима максимальных нагрузок:
Потери в трансформаторе определяются по формуле:
=S3 = 22 + j57 МВ×А;
Потери в линии определяются по формуле:
=S4 =16 + j5335 МВ×А;
Мощность источника питания:
Расчет нагрузок сведем в таблицу 6.3.
Расчет приведённых нагрузок для режима максимальных нагрузок
Определяемый параметр
Мощность нагрузки P + jQ МВ×А
Потери мощности в трансформаторах DS МВ×А
Зарядная мощность линий примыкающих к подстанции Мвар.
Приведённая нагрузка P + jQ МВ×А
Рассчитаем потокораспределение для режима минимальных нагрузок:
Так как доля всех нагрузок в миниальном режиме Pmin по отношению к максимальной Pm равна 058 то все нагрузки в минимальном режиме составляют 058 Pm . При этом уменьшаются как активные так и реактивные нагрузки. В остальном расчет потокораспределения в режиме минимальных нагрузок аналогичен расчету режима максимальных нагрузок. Поэтому здесь приведем лишь мощности в режиме минимальных нагрузок а все расчетые данные сведем в таблицу 6.5
Аналогично находятся остальные нагрузки:
Расчет нагрузок сведем в таблицу 6.4.
Расчет приведённых нагрузок для режима минимальных нагрузок
Рассчитаем потокораспределение для послеаварийного режима при отключении одной цепи двухцепной линии ИП-1:
Параметры схемы замещения:
Остальные параметры схемы остаются без изменения.
Расчет нагрузок сведем в таблицу 6.5.
Расчет приведённых нагрузок для послеаварийного режима
Расчет напряжений на стороне высшего напряжения подстанций.
Напряжение на источнике питания в режиме максимальных нагрузок U=11Uном = 11110=121 кВ.
Результаты расчета распределения мощностей и напряжений для режима максимальных нагрузок сведем в таблицу 6.6
Расчёт напряжений на стороне высшего напряжения районных подстанций
Сопротивление участка R + jXОм
Мощность в конце участка
Потери мощности на участке
Мощность в начале участка
Напряжение в начале участка кВ
Напряжение в конце участка кВ
Напряжение на источнике питания в режиме минимальных нагрузок U=Uном = 110 кВ. ;
Результаты расчета распределения мощностей и напряжений для режима минимальных нагрузок сведем в таблицу 6.7
Напряжение на источнике питания в послеаварийном режиме
U=11Uном = 11110=121 кВ. ;
Результаты расчета распределения мощностей и напряжений для послеаварийного режима сведем в таблицу 6.8
Сопротивление участка
Выбор ответвлений трансформаторов и других средств регулирования напряжения.
Здесь решается задача обеспечить у потребителей отклонения напряжения соответствующие ГОСТ-13109-87. При этом в соответствии с [5 с.16] на шинах подстанций напряжением 6-20 кВ к которым присоединены распределительные сети напряжение в период максимальных нагрузок должно быть не ниже 105% номинального сети а в период наименьших нагрузок – равно номинальному.
В связи с вышеизложенным в проекте напряжение на низшей стороне подстанций 1-4 в режиме максимальных нагрузок должно быть не меньше 105% номинального в режиме минимальных нагрузок – 100% в послеаварийном режиме целесообразно 100% но не ниже 95% номинального. На шинах до 1 кВ потребителей 5 и 6 во всех режимах отклонения напряжения не должны выходить за пределы ±5% от номинального.
В двух- и трёхобмоточных трансформаторах устройства РПН выполнены в обмотках высшего напряжения а в автотрансформаторах- в линейном выводе обмотки среднего напряжения. Эти особенности следует учитывать при выборе ответвлений в них.
Приведём выбор ответвлений трансформаторов для режима максимальных нагрузок и режима минимальных нагрузок.
По условиям встречного регулирования примем:
U1ж.нб = 105×Uн = 105 кВ.
U1ж.нм = Uн = 10 кВ.
Тогда согласно [3] для трехобмоточного трансформатора установленного на подстанции №1:
Далее рассчитываем напряжение ответвления со стороны высшего напряжения которое обеспечивает необходимое желаемое напряжение на шинах НН:
Uотв.вн.нб ==11685 кВ;
Uотв.вн.нм ==11502 кВ;
Выбираем ближайшее стандартное ответвление для режима максимальных нагрузок:
Uотв.ст.вн.нб=(100%+1178%)115=11705 кВ;
Выбираем ближайшее стандартное ответвление для режима минимальных нагрузок:
Uотв.ст.вн.нм=Uв.ном=115 кВ;
Действительные напряжения на шинах НН трехобмоточного трансформамтора:
Для режима максимальных нагрузок:
Для режима минимальных нагрузок:
Определяем ответвление со стороны обмотки СН где установлено ПБВ:
Принимаем Uс.ж=11Uном=1135=385 кВ тогда:
Принимаем ПБВ с пределами регулирования ±225%.
Тогда Uотв.ст.сн=(100%+225%)385=4043 кВ;
Действительные напряжения на шинах СН трехобмоточного трансформамтора:
Определяем напряжения в режимах максимальных и минимальных нагрузок для подстанции №2:
U2нб. = Uс.д.нб. - (7.8)
U2нм. = Uс.д.нм. - (7.9)
U2нб. = 3893 - 3635 кВ;
Потеря напряжения в трансформаторах установленных на подстанции№2
U2нб.= U2нб.- (7.10)
U2нм.= U2нм.- (7.11)
U2нб.= 3635 - 3566 кВ;
U2нм.= 355 -351 кВ;
Uотв.ст.нб=(100%-313%)3675=3532 кВ;
Uотв.ст.нм=Uв.ном=3675 кВ;
Действительные напряжения на шинах НН трансформамторов:
Определяем напряжения в режимах максимальных и минимальных нагрузок для подстанций №5 и №6:
U5нб. = 106 - 1033 кВ;
U5нм. = 1003 - 988 кВ;
U6нб. = 106 - 1007 кВ;
U6нм. = 1003 - 972 кВ;
Потери напряжения в трансформаторах установленных на подстанциях №5 и №6:
U5нб.= 1033 - 1017 кВ;
U5нм.= 988 - 979 кВ;
U6нб.= 1007 - 986 кВ;
Трансформаторы на подстанциях 5 и 6 без устройства РПН поэтому выбираем общее ответвление для режимов максимальных и минимальных нагрузок по формуле:
Желаемое напряжение в узлах 56 - 04 кВ.
Пределы регулирования трансформаторов ±225%.
Стандартные регулировочные ответвления
Uотв ст 6 = 975 кВ. -125%
Дейсвительные напряжения в узлах 56
Напряжения на стороне НН приведённые к обмотке ВН на подстанциях №3 и №4:
U3нб. = 11436 - 11002 кВ;
U3нм. = 1062 - =10377 кВ;
U4нб. = 11435 - 1108 кВ;
U4нм. =10617 - 10411 кВ;
Расчетные ответвления трансформаторов:
Uотв.3нб. = = 11002 кВ;
Uотв.3нм. = = 10896 кВ;
Uотв.4нб. = = 1108 кВ;
Uотв.4нм. = = 10932 кВ;
Устройство регулирования напряжения трансформартора имеет пределы ±9178%.
Выбираем ближайшие стандартные ответвления:
Uотв. ст.3нб. = 108859 кВ; -3178%.
Uотв. ст.3нм. = 108859 кВ; -3178%.
Uотв. ст.4нб. = 110906 кВ; -2178%.
Uотв. ст.4нм. = 108859 кВ; -3178%.
Действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций:
Результаты расчетов для каждого режима сведем в таблицу.
Выбор ответвлений трансформаторов для режима максимальных нагрузок
Напряжение на стороне ВН кВ.
Падение напряжения в трансформаторе кВ
Напряжение на стороне НН приведенное к обмотке ВН кВ
Требуемое напряжение на стороне НН кВ
Расчетное напряжение регулировочного ответвления кВ
Выбранное ответвление ±nxdU%
Действительное напряжение на стороне НН кВ
Выбор ответвлений трансформаторов для режима минимальных нагрузок
Для послеаварийного режима расчет ответвлений трансформаторов будет выполняться по такой же методике поэтому подробно его описывать не будем и основные расчетные данные сведем в таблицу 7.3.
Выбор ответвлений трансформаторов для послеаварийного режима
Технико-экономические показатели спроектированной сети
Большую часть необходимой информацию получили при выполнении технико-экономического сравнения вариантов и в электрическом расчёте.
Номинальное напряжение сети 1103510 кВ.
Длина линий каждого класса напряжения:
ИП-1(110 кВ) – 4627км;
-2(35 кВ) – 3354 км;
-3(110 кВ) – 1628 км;
Длина линий напряжением 110 кВ – 4627 + 1628 + 15 = 7755 км.
кВ – 3354 км; 10 кВ – 64+85=149 км.
Мощность компенсирующих устройств:
Qk = 4 + 36 + 108 + 5 + 02+025 = 2385 Мвар.
Общая активная мощность всех потребителей:
+ 11 + 22 + 16 + 0648 + 0687 = 81335 МВт.
Установленная мощность трансформаторов подстанций:
×2 + 10×2 + 25 + 25 + 063×2 + 1 = 15226 МВ×А.
Капитальные вложения в сеть:
Стоимость линий: 281859 тыс. руб.
Стоимость подстанций: 14706 тыс. руб.
Всего: 281859 + 14706 = 428919 тыс. руб.
Годовые эксплуатационные расходы по сети:
283+18038+2598+25726+86729+3246+11087+11325=292628 тыс.руб.
Приведенные затраты электрической сети:
Потери мощности общие и отдельно в линиях и трансформаторах:
Потери мощности в линиях
82+j0319+0157+j0165+2345+j6088=2684+j6572 МВ×А.
Потери мощности в трансформаторах
87+j4203+0084+j0789+0127+j2358+0082+j1377+0007+j0046+0008+
j0057 =0495 + j883 МВ×А.
Общие потери мощности
84+j6572+0495 + j883 = 3179+ j15402 МВ×А.
Потери электроэнергии общие и отдельно в линиях и трансформаторах:
Потери электроэнергии в линиях:
181408+12161466+3034597+3971838=783493 Мвт×ч;
Потери электроэнергии в трансформаторах:
0169+34996+413991+382292+33919+35216=2317068 Мвт×ч;
Общие потери электроэнергии:
3493 +2317068=10151998 МВт×ч.
Годовая потребляемая всеми потребителями электроэнергия определяется по формуле W = S(Pмi×Tмi) = 31×5450+11×3160+22×3280+16×4280+0648×3560+0687×4240 =
Удельные капитальные вложения определим по формуле
Kу = К(PS×lS) = 428919 (81335×11109)=0475 т.рубМВт×км.
Себестоимость передачи электроэнергии Се = ИW= 29262834956976=084 рубМВт×ч.
Стоимость передачи электроэнергии С=ЗW=80733034956976=231 рубМВт×ч.
Результатом выполнения данного курсового проекта является спроектированная радиальная по конфигурации электрическая сеть района.
По данной схеме осуществляется электроснабжение расположенных в шести пунктах потребителей от крупного источника электроэнергии. В узлах нагрузок 12345 и 6 выполнена компенсация реактивной мощности до желаемого коэффициента мощности cosj = 095.
Для данной электрической сети приведён расчёт трёх основных режимов: максимальных нагрузок минимальных нагрузок и послеаварийный режимы. Выбраны соответствующие регулировочные ответвления трансформаторов для каждого режима с целью поддержания напряжения в узлах нагрузки в пределах нормированных значений.
Годовые эксплуатационные расходы по сети составили 292628 тыс. руб. Общие потери электроэнергии 10151998 МВт×ч. Удельные капитальные вложения 0475 т.рубМВт×ч Себестоимость передачи электроэнергии 084 рубМВт×ч. Стоимость передачи электроэнергии 231 рубМВт×ч.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. И.Ш. Шапиро С.С. Рокотяна - М.: Энергоатомиздат 1985.
Методическое указание №1293 к курсовому проекту по курсу ²Электрические системы и сети² для студентов спец. 10.04. Составил: Лычев П.В. Селиверстов Г.И.– ГПИ 1990.
Лычев П.В. Федин В.Т. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для вузов. – Мн.: ДизайнПРО 1997.
Методическое указание №3260 пособие по курсовому и дипломному проектированию для студентов специальности 1-43 01 03 ²Электроснабжение².– ГГТУ им. П.О. Сухого Гомель 2006.
Правила устройства электроустановок. –М.:Энергоатомиздат1986.