Переходные процессы в электроэнергетических системах

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Курсовая работа

по дисциплине:

«Переходные процессы в электроэнергетических системах»

Содержание

  • Введение
  • 1. Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в проектируемой сети
  • 1.1 Генерация и потребление активной мощности
  • 1.2 Потребление и покрытие потребности в реактивной мощности
  • 2. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети
  • 2.1 Выбор схемы сети по протяженности и длине трассы
  • 2.2 Проверка отобранных вариантов по допустимым потерям напряжения
  • 2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов
  • 2.4 Уточненный баланс реактивной мощности
  • 3. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров
  • 3.1 Режим максимальных нагрузок
  • 3.2 Минимальный режим
  • 3.3 Послеаварийный режим
  • 4. Регулирование напряжения
  • 4.1 Регулирование напряжения в режиме наибольших нагрузок
  • 4.2 Регулирование напряжения в режиме минимальных нагрузок
  • 4.3 Регулирование напряжения в послеаварийном режиме
  • 5. Технико-экономические показатели
  • Заключение
  • Список используемых источников
  • Приложения

Введение

Современные энергетические системы состоят из множества связанных между собой элементов, которые оказывают взаимное влияние друг на друга. Поэтому проектирование всей системы достаточно сложная и трудоемкостная задача.

Проектирование электрических систем, как правило, не начинается с «нуля». Электрические системы формируются из работающих станций, энергоузлов и т. д. Основная задача проектирования электрической системы состоит в выборе её оптимальной структуре, т. е. в отыскании оптимального варианта развития генерирующих мощностей энергосистемы в совокупности с системообразующими линиями электропередачи.

Проектирование электрических систем должно включать техническое и экономическое обоснование развития электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации, в том числе и средств управления.

Спроектированная сеть должна удовлетворять следующим требованиям:

1. надежность;

2. экономичность;

3. удобство в эксплуатации;

4. возможность дальнейшего развития;

5. качество энергии, передаваемой по сети;

Но проектирование нельзя проводить исходя только из минимизации расхода материалов, потерь энергии и т. д. Необходимо рассматривать несколько факторов. Поэтому при выборе наилучшего варианта определяющим должен быть критерий, учитывающий несколько условий одновременно.

сеть электрическая параметр режим

1. Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в проектируемой сети

1.1 Генерация и потребление активной мощности

Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для периода наибольших нагрузок и слагается из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

Суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах проектируемой сети одного-двух номинальных напряжений в первом приближении могут быть приняты равными 3−5% от суммы заданных нагрузок пунктов.

Суммарная активная мощность генераторов электростанций, необходимая для питания проектируемой сети, слагается из наибольшей одновременно потребляемой мощности и суммарных потерь мощности в сети.

,

Где Рген — суммарная активная мощность генераторов электростанций, Рнагрi — нагрузки в заданных пунктах, — потери мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В курсовом проекте предполагается, что установленная мощность генераторов питающей электрической системы достаточна для покрытия потребностей проектируемого района в активной мощности. Поэтому здесь не рассматривается установка дополнительных генераторов электрических станций, сооружение новых электростанций и т. п. Тогда:

МВт;

МВт.

1.2 Потребление и покрытие потребности в реактивной мощности

Приближённое рассмотрение потребления реактивной мощности, а также ориентировочный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети будем производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети. Так как компенсация реактивной мощности может существенно влиять на значения полных нагрузок подстанций, а следовательно, и на выбираемые номинальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети.

В конечном итоге выбор мощности КУ и их размещение по подстанциям сети повлияют на оценку технических и технико-экономических показателей вариантов схемы сети и, следовательно, могут повлиять на правильность выбора рационального номинального напряжения и схемы проектируемой сети.

При выполнении курсового проекта условно принимаем совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок подстанций. Поэтому определение наибольших реактивных нагрузок отдельных пунктов производим по наибольшим активным нагрузкам и заданным значениям коэффициента мощности. По условию задания коэффициент мощности всех нагрузок cos нагр=0,86.

Тогда нагр=arccos 0,86= 30,68 и tg нагр= 0,6.

Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле:

Qнагрiнагрitg нагр.

Реактивные мощности нагрузок в узлах:

Qнагр1 =Pнагр1 tg нагр=400,6= 24 Мвар;

Qнагр2 =Pнагр2 tg нагр=370,6= 22,2Мвар;

Qнагр3 =Pнагр3 tg нагр=250,6= 15 Мвар;

Qнагр4 =Pнагр4 tg нагр=170,6= 10,2 Мвар;

Qнагр5 =Pнагр5 tg нагр=210,6= 12,6 Мвар;

Суммарная реактивная мощность, потребляемая в узлах:

= Qнагр1+ Qнагр2+ Qнагр3+ Qнагр4+ Qнагр5=34 +22,2+15 +10,2 +12,6 =84 Мвар.

Суммарная реактивная мощность, необходимая для электроснабжения района, слагается из одновременно потребляемой реактивной нагрузки в заданных пунктах и потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах (автотрансформаторах) сети.

Q=QЛ+QТР-QС,

где QЛ — суммарные потери реактивной мощности в линиях,

QТР — суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах,

QС — суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий.

Утечка реактивной мощности через ёмкостную проводимость воздушных линий (генерация реактивной мощности линиями) при предварительных расчётах может оцениваться для одноцепных линий 110 кВ в 3 Мвар, 220 кВ в 12 Мвар на 100 км. Для воздушных сетей 110 кВ в самом первом приближении допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях линий и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются.

Следовательно:

Q=QТР.

Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах при каждой трансформации составляют примерно 8−12% от трансформируемой полной мощности нагрузки. Поэтому для оценки величины потерь реактивной мощности в трансформаторах необходимо представить возможное число трансформаций мощности нагрузки каждого из пунктов.

QТР = 0,1m,

где Sнагр i — полная мощность i-го потребителя.

= 133,72 МВА.

В нашем случае m=1 с учётом того, что одна трансформация имеет место на подстанции источника питания, а другая на трансформаторной подстанции, питающей нагрузку.

Q= QТР = 0,1m=0,11 163=16,3 Мвар.

Общая потребляемая реактивная мощность:

84+16,3=100,3 Мвар.

Величину реактивной мощности, поступающей от питающей электрической системы (или электрической станции), следует определять по наибольшей суммарной активной мощности, потребляемой в районе, и по коэффициенту мощности cosген, с которым предполагается выдача мощности от источника питания: cosген=0,88, ген= 28,36, tgген= 0,54

1470,54= 79,38 Мвар.

Так как Qген < (79,38 Мвар < 100,3 Мвар), то в сети необходимо устанавливать компенсирующие устройства. Основным типом КУ, устанавливаемых по условию покрытия потребности в реактивной мощности, являются конденсаторы. Вместе с тем, на крупных узловых подстанциях 220 кВ по ряду условий может оказаться оправданной установка синхронных компенсаторов. При этом надо помнить, что установка синхронных компенсаторов мощностью менее 10 Мвар неэкономична.

Суммарная реактивная мощность КУ равна:

— Qген=100,3−79,38 =20,92 Мвар.

Размещение КУ по подстанциям электрической сети, как известно, влияет на экономичность режимов работы сети и на решение задач регулирования напряжения.

В связи с этим могут быть даны следующие рекомендации по размещению КУ в сети и определению их мощностей, устанавливаемых на каждой подстанции.

В сети одного номинального напряжения целесообразна, в первую очередь, полная компенсация реактивных нагрузок наиболее электрически удалённых подстанций. При незначительной разнице электрической удалённости пунктов от источника питания допускается расстановка КУ по условию равенства коэффициентов мощности на подстанциях.

Распределяем реактивные мощности в узлах по методу tg Б:

=0,45.

Определим мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции:

Qку1нагр1• (tgнагр - tgБ) =40 (0,6−0,45) =6 Мвар;

Qку2нагр2• (tgнагр - tgБ) =37 (0,6−0,45) =5,55 Мвар;

Qку3нагр3• (tgнагр - tgБ) =25 (0,6−0,45) =3,75 Мвар;

Qку4нагр4• (tgнагр - tgБ) =17 (0,6−0,45) =2,55 Мвар;

Qку5нагр5• (tgнагр - tgБ) =21 (0,6−0,45) =3,15 Мвар.

Проверка вычисления реактивной мощности компенсирующих устройств:

Qку= Qку1+ Qку2+ Qку3+ Qку4+ Qку5=6 +5,55+3,75 +2,55 +3,15 =21 Мвар.

Реактивная мощность каждой подстанции после компенсации:

Q1=Qнагр1-Qку1=24 — 6=18 Мвар;

Q2=Qнагр2-Qку2=22,2−5,55 =16,65 Мвар;

Q3=Qнагр3-Qку3=15 — 3,75=11,25 Мвар;

Q4=Qнагр4-Qку4=10,2 — 2,55 =7,65 Мвар;

Q5=Qнагр5-Qку5=12,6 — 3,15 =9,45 Мвар.

Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой из подстанций, набирается параллельным включением серийно выпускаемых комплектных установок, выбираемых по справочникам.

Определим полную мощность каждой подстанции:

43,86 МВА;

40,57 МВА;

27,4 МВА;

18,64 МВА;

23,03 МВА.

Суммарная полная мощность подстанций:

43,86 +40,57+27,4 +18,64 +23,03 =153,5 МВА.

Определим коэффициент мощности сos Б после установки КУ:

Б = arctg (tg Б) = arctg 0,45= 24,23; cos Б= 0,91.

2. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети

2.1 Выбор схемы сети по протяженности и длине трассы

Возможные варианты схем представлены ниже.

Результаты вычислений длин линий и трасс введем в таблицу 3.1.1.

Рисунок 3.1.1 — Вариант 1

Рисунок 3.1.2 — Вариант 2

Рисунок 3.1.3 — Вариант 3

Рисунок 3.1.4 — Вариант 4

Рисунок 3.1.5 — Вариант 5

Так как по условию задания на проектирование во всех пунктах 1−5 имеются потребители I категории бесперебойности в электроснабжении, то во всех вариантах схем сети предусматриваем их надежное электроснабжение, т. е. радиальные варианты сети требуют — двухцепные линии; замкнутые варианты сети — одноцепные линии.

Варианты с одинаковой степенью надёжности приближенно сравниваем лишь по основным натуральным количественным показателям: по суммарной длине линий в одноцепном измерении (длина двухцепной линии удваивается) и по длине трасс линий. При определении длин надо учитывать, что длина из-за не прямолинейности и неровностей рельефа местности на 5−15% больше расстояния по прямой между рассматриваемыми пунктами. Составляем сводную таблицу суммарных длин линий и трасс.

Таблица 3.1.1 Суммарные длины линий и трасс.

Номер варианта

1

2

3

4

5

Длина трассы, км

256

248

304

342

294

Длина линии, км

304

496

304

398

588

Несмотря на увеличенные капиталовложения на сооружение линий и подстанций для проверки мы выберем вариант № 2, потому что именно при такой схеме достигается большая эксплуатационная гибкость и повышенная надежность электроснабжения. Также для проверки мы выберем варианты 1 и 3, потому что они простые, требуют для осуществления сети наименьшее количество линий, а также являются недорогими.

2.2 Проверка отобранных вариантов по допустимым потерям напряжения

На втором этапе каждый из отобранных вариантов проверяется по допустимым потерям напряжения: Uнб Uдоп.

Проверка производится в двух режимах работы сети — максимальном и аварийном.

Допустимые потери Uдоп принимаются равными 13−15% от Uном сети в максимальном режиме и 17−20% - в аварийном.

Мощности в узлах сети:

= (40+j18) МВА,Sн1= 43,86 МВА,

= (37+j16,65) МВА,Sн2= 40,57 МВА,

= (25+j11,25) МВА,Sн3= 27,4 МВА,

= (17+j7,65) МВА,Sн4= 18,64 МВА,

= (21+j9,45) МВА,Sн5= 23,03 МВА.

Проверка варианта 1

Режим максимальных нагрузок.

1. Рассмотрим кольцо РЭС-1−5-4−2-3-РЭС:

Распределение мощности:

.

Проверка правильности нахождения полной мощности на участке РЭС-2:

Проверка показала правильность расчета распределения мощности.

Полные мощности, протекающие в линиях:

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА.

2. Рассмотрим линию 2−5:

Полная мощность, протекающая в линии:

МВА, МВА.

Определим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок.

Принимаем, что номинальное напряжение в кольце РЭС-1−5-3−2-РЭС Uном=220 кВ, а в участке 2−5 — Uном=110 кВ.

,

гдеSij — полная мощность, протекающая в линии i-j,

n — количество параллельных цепей в линии i-j,

Uном — номинальное напряжение на участке i-j.

Находим токи в линиях:

А;

А;

А;

А;

А;

А.

Рассчитаем сечение провода воздушной линии, определяемое по закону экономической плотности тока jэк:

где Imax — максимальный рабочий ток, А,

n — число цепей в воздушной линии.

Выбирается ближайшее к расчётному стандартное сечение провода Fстанд. Выбранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону и по максимально допустимой нагрузке в послеаварийном режиме. В случае нарушения ограничений сечения проводов увеличиваются. При выборе сечений проводов окончательно уточняется напряжение отдельных участков сети.

По заданию продолжительность использования наибольшей нагрузки Тнб=5950 ч/год.

По (2) табл. 7−5 стр. 232 при Тнб > 5000 час/год для Забайкалья и дальнего востока jэк = 1 А/мм2.

Сечения проводов:

мм2, выбираем провод АС-240/32;

мм2, выбираем провод АС-240/32;

мм2, выбираем провод АС-240/32;

мм2, выбираем провод АС-240/32;

мм2, выбираем провод АС-240/32;

58,48 мм2, выбираем провод АС-70/11.

Послеаварийный режим.

Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в аварийном режиме.

1. Рассмотрим кольцо РЭС-1−5-3−2-РЭС:

Отключение линии РЭС-1:

Распределение мощности:

(29+j14,21) МВА;

(29+j14,21) + (17+j8,33) = (46+j22,54) МВА;

(46+j22,54) + (20+j9,8) = (66+j32,34) МВА;

(66+j32,34) + (33+j16,17) + (16+j7,8) = (115+j56,35) МВА.

Мощности, протекающие в линиях:

= (29+j14,21) МВА,= 32,29 МВА;

= (50+j23,5) МВА, = 51,22 МВА;

= (66+j32,34) МВА,=73,49 МВА;

= (115+j56,35) МВА,=128,06 МВА.

Отключение линии РЭС-2:

Распределение мощности:

(33+j16,17) + (16+j7,84) = (49+j24,08) МВА;

(49+j25,08) + (20+j9,8) = (69+j33,81) МВА;

(69+j33,81) + (17+j8,33) = (86+j42,14) МВА;

(86+j42,14) + (29+j14,21) = (115+j56,34) МВА.

Мощности, протекающие в линиях:

= (49+j24,08) МВА,= 54,56 МВА;

= (69+j33,81) МВА,=76,83МВА;

= (86+j42,13) МВА, =95,76 МВА;

= (115+j56,34) МВА,= 128,06 МВА.

2. Рассмотрим линию 2−5:

Отключение одного из проводов двухпроводной линии: n=1.

Мощность, протекающая в линии:

МВА, МВА.

Определяем токи в линиях в послеаварийном режиме:

Отключение линии РЭС-1:

А;

А;

А;

А.

Отключение линии РЭС-2:

А;

А;

А;

336,46 А.

При отключении одного провода на участке 2−5:

А.

Из послеаварийного режима выбираем максимальные токи линиях:

Imax 1-4=251,61 А, провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

Imax 3-4=201,86 А, провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

Imax 2−3=193,08 А, провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

Imax РЭС-2=336,46 А, провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

Imax РЭС-1=336,46 А, провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

Imax 2-4=93,58 А, провод АС-70/11, Iдоп=265 А.

Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.

Потери напряжения в максимальном режиме.

Для нахождения потери напряжения суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения; в случае разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая Uнб сравнивается с Uдоп: в замкнутой сети или в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности; среди аварийных режимов требуется выбирать такой, при котором потери напряжения увеличиваются на наибольшую величину.

В разветвлённой сети с двухцепными линиями такой послеаварийный режим обусловлен обрывом одной цепи в линии с наибольшим значением потерь напряжения.

В кольцевой сети аварийный режим обусловлен, как правило, обрывом одного из головных участков.

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32,l=56 км, r0=0,121 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

Сопротивления линии:

RЛ=• r0l=0,12 156=6,77 Ом,

ХЛ=•x0l=0,43 556=24,36 Ом.

Потери напряжения составят:

4,22 кВ;

Потери активной мощности в линии:

0,423МВт.

Линия 1−4:

Провод АС-240/32 l=48 км, r0=0,121 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=r0l=0,12 148=5,88 Ом, ХЛ=•x0l=0,43 548=20,88 Ом.

1,48 кВ;

0,061 МВт.

Линия 4−3:

Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,121 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0l=0,12 156=6,77 Ом, ХЛ=•x0l=0,43 556=24,36 Ом.

0,29 кВ;

0,002 МВт.

Линия 3−2:

Провод АС-240/32, l=48 км, r0=0,121 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0l=0,12 148=5,88 Ом, ХЛ=•x0l=0,43 548=20,88 Ом.

1,27 кВ;

0,04 МВт.

Линия РЭС-2:

Провод АС-240/32, l=48 км, r0=0,121 Ом/км, r0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0l=0,12 148=5,88 Ом, ХЛ=•x0l=0,43 548=20,88 Ом.

4,83 кВ;

0,638 МВт.

Линия 2−5:

Провод АС-70/11, l=48 км, r0=0,428 Ом/км, x0=0,444 Ом/км.

RЛ=•r0l=•0,42 848=10,27 Ом, ХЛ=•x0l=•0,44 448=10,65 Ом.

2,25 кВ;

0,218 МВт.

Найдем суммарные потери мощности на каждой ступени напряжения в максимальном режиме:

=4,22+1,48+0,29=5,97кВ,

%2,71%;

=4,83+1,27=6кВ,

%2,72%;

U2-5=4,88+2,25=7,05 кВ, U2-5%6,4%;

Uнб110=U2−5%=6,4% < Uдоп=15%.

Потери напряжения в послеаварийном режиме.

Рассмотрим кольцо РЭС-1−4-3−2-РЭС:

Отключение линии РЭС-1:

Линия 4−1:

Провод АС-240/32, l=48 км, RЛ=5,88 Ом, ХЛ=20,88 Ом.

2,11 кВ.

Линия 3−4:

Провод АС-240/32, l=56 км, RЛ=6,77 Ом, ХЛ=24,36 Ом.

3,91 кВ.

Линия 2РЭС-3:

Провод АС-240/32, l=48 км, RЛ=5,88 Ом, ХЛ=20,88 Ом.

4,88 кВ.

Линия РЭСРЭС-2:

Провод АС-240/32, l=48 км, RЛ=5,88 Ом, ХЛ=20,88 Ом.

8,37 кВ.

Отключение цепи участка участка РЭС-2:

Линия 3−2:

Провод АС-240/32, l=48 км, RЛ=5,88 Ом, ХЛ=20,88 Ом.

3,56кВ.

Линия 4−3:

Провод АС-240/32, l=48 км, RЛ=6,77 Ом, ХЛ=24,36 Ом.

5,86 кВ.

Линия 1−4:

Провод АС-240/32, l=48 км, RЛ=5,88 Ом, ХЛ=20,88 Ом.

6,26 кВ.

Линия РЭСРЭС-1:

Провод АС-240/32, l=56 км, RЛ=5,929 Ом, ХЛ=21,315 Ом.

9,77 кВ.

Рассмотрим Линия 2−5:

Провод АС-120/19, l=48 км, r0=0,249 Ом/км,

x0=0,427 Ом/км.

RЛ=•r0l=•0,24 948=5,97 Ом, ХЛ=•x0l=•0,42 748=10,24 Ом.

1,59 кВ.

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

UРЭС-2−3-4-1=8,37 +4,88 +3,91 +2,11 =19,19 кВ,

UРЭС-2−3-4-1%8,722%;

UРЭС-1-4-3-2=9,77 +6,26 +5,86+3,56 =25,45 кВ,

UРЭС-1-4-3−2%11,56%;

Uнб220=UРЭС-1-4-3−2%=11,56% < Uдоп=20%.

Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и аварийном режимах.

Таблица 3.2.1 Результаты расчетов для варианта 1.

Линия

РЭС-1

1−4

4−3

3−2

РЭС-2

2−5

Uном, кВ

220

220

220

220

220

110

I, А

180,76

74,8

12,5

60,58

230,7

58,48

Jэк, А/мм2

1

1

1

1

1

1

Fрасч, мм2

180,76

74,8

12,5

60,58

230,7

58,48

Fст, мм2

240

240

240

240

240

70

Марка провода

АС-240

АС-240

АС-240

АС-240

АС-240

АС-70

Iдл. доп, А

610

610

610

610

610

265

l, км

56

48

50

48

48

48

R0, Ом/км

0,121

0,121

0,121

0,121

0,121

0,249

Х0, Ом/км

0,435

0,435

0,435

0,435

0,435

0,427

Rл, Ом

6,77

5,88

6,77

5,88

5,88

5,88

Хл, Ом

24,36

20,88

24,36

20,88

20,88

20,88

Р, МВт

49,43

20,43

3,43

16,57

66,57

16

Q, Мвар

24,22

10

1,67

8,13

32,13

7,84

, кВ

4,22

1,48

0,29

1,22

4,88

2,25

, МВт

0,423

0,061

0,002

0,04

0,638

0,269

=6,4% =1,43МВт.

Проверка варианта 2

Режим максимальных нагрузок.

Распределение мощности:

;

;

Полные мощности, протекающие в линиях:

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА.

Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110 кВ.

Находим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок:

58,48 А;

73,78 А;

230,8 А;

62,16 А;

168,21 А.

Сечения проводов:

58,48 мм2, выбираем провод АС-70/11;

73,78 мм2, выбираем провод АС-95/16;

230,8 мм2, выбираем провод АС-240/32;

62,16 мм2, выбираем провод АС-70/11;

168,21 мм2, выбираем провод АС-185/29.

Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме.

Послеаварийный режим.

Отключение одного провода на каждой линии:

93,58 А; провод АС-70/11, Iдоп=265 А;

118,07 А; провод АС-95/16, Iдоп=330 А;

403,7 А; провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

99,47 А; провод АС-70/11, Iдоп=265 А;

269,12 А. провод АС-185/29, Iдоп=510 А;

Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в послеаварийном режиме.

Потери напряжения в максимальном режиме.

Линия 2−5:

Провод АС-70/11, l=48 км, r0=0,428 Ом/км, x0=0,444 Ом/км.

RЛ=•r0l=•0,42 848=10,27 Ом, ХЛ=•x0l=•0,44 448=10,65 Ом.

2,24 кВ;

0,269 МВт.

Линия 2−3:

Провод АС-95/16, l=48 км, r0=0,306 Ом/км, x0=0,434 Ом/км.

RЛ=•r0l=•0,30 648=7,34 Ом, ХЛ=•x0l=•0,43 448=10,41 Ом.

2,26 кВ;

0,306 МВт.

Линия РЭС-2:

Провод АС-240/32, l=48 км, r0=0,120 Ом/км, x0=0,405 Ом/км.

RЛ=•r0l=•0,12 048=2,44 Ом, ХЛ=•x0l=•0,40 548=9,72 Ом.

4,42 кВ;

1,19 МВт.

Линия 1−4:

Провод АС-70/11, l=48 км, r0=0,428 Ом/км, x0=0,444 Ом/км.

RЛ=•r0l=•0,42 848=10,27 Ом, ХЛ=•x0l=•0,44 448=10,65 Ом.

2,38 кВ;

0,304 МВт.

Линия РЭС-1:

Провод АС-185/29, l=56 км, r0=0,159 Ом/км, x0=0,413 Ом/км.

RЛ=•r0l=•0, 19 856=4,45 Ом, ХЛ=•x0l=•0,413 56=11,56 Ом.

4,22 кВ;

0,96 МВт.

Определим суммарные потери напряжения в максимальном режиме:

=4,42+2,26=6,68кВ,

%6,06%;

=4,42+2,24=6,66кВ,

%6,05%;

=4,22+2,38=6,6 кВ,

UРЭС-1-4%6%;

Uнб110 ==6,06% < Uдоп=15%.

Потери напряжения в послеаварийном режиме. Линия 2−5:

Провод АС-70/11, l=48 км, r0=0,428 Ом/км, x0=0,444 Ом/км.

RЛ=•r0l=0,42 848=20,54 Ом, ХЛ=•x0l=0,44 448=21,12 Ом.

4,45 кВ.

Линия 2−3:

Провод АС-95/16, l=48 км, r0=0,306 Ом/км,

x0=0,444 Ом/км.

RЛ=•r0l=0,30 648=14,68 Ом, ХЛ=•x0l=0,43 448=20,82 Ом.

4,52 кВ.

Линия РЭС-2:

Провод АС-240/32, l=48 км, r0=0, 120 Ом/км, x0=0,405 Ом/км.

RЛ=•r0l=0,12 048=4,88 Ом, ХЛ=•x0l=0,405 48=19,44 Ом.

9,03 кВ.

Линия 1−4:

Провод АС-70/11, l=48 км, r0=0,428 Ом/км, x0=0,444 Ом/км.

RЛ=•r0l=0,42 848=20,54 Ом, ХЛ=•x0l=0,44 448=21,12 Ом.

4,77 кВ.

Линия РЭС-1:

Провод АС-185/29, l=56 км, r0=0,159 Ом/км, x0=0,413 Ом/км.

RЛ=•r0l=0, 19 856=8,99 Ом, ХЛ=•x0l=0,4256=23,12 Ом.

8,459 кВ.

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

=9,03+4,52=13,55 кВ,

%12,31%;

=9,03+4,45=13,48 кВ,

%12,25%;

=8,459+4,77=13,22 кВ,

%12,02%;

Uнб220=%=12,31% < Uдоп=17%.

Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.

Таблица 3.2.2 Результаты расчетов для варианта 2.

Линия

2−5

2−3

РЭС-2

1−4

РЭС-1

Uном, кВ

110

110

110

110

110

I, А

58,48

73,78

201,88

62,16

168,21

jэк, А/мм2

1

1

1

1

1

Fрасч, мм2

58,48

73,78

230,8

62,16

168,21

Fст, мм2

70

95

240

70

185

Марка провода

АС-70

АС-95

АС-240

АС-70

АС-185

Iдл. доп, А

265

330

610

265

510

l, км

48

48

48

48

56

R0, Ом/км

0,428

0,306

0,120

0,428

0,159

Х0, Ом/км

0,444

0,444

0,405

0,444

0,413

Rл, Ом

10,27

7,34

2,44

10,27

4,45

Хл, Ом

10,65

10,41

9,72

10,65

11,56

Р, МВт

16

20

69

17

46

Q, Мвар

7,84

9,8

33,81

8,33

11,56

, кВ

2,24

2,26

4,42

2,38

4,22

, МВт

0,269

0,306

1, 19

0,304

0,96

=6,06%

=3,029МВт.

Проверка варианта 3

Мощности в узлах сети:

= (29+j14,21) МВА,Sн1= 32,29 МВА;

= (33+j16,17) МВА,Sн2= 36,74 МВА;

= (20+j9,8) МВА,Sн3= 22,47 МВА;

= (17+j8,33) МВА,Sн4= 18,93 МВА;

= (16+j7,84) МВА, Sн5= 17,81 МВА.

Режим максимальных нагрузок.

1. Рассмотрим кольцо РЭС-1−4-3−5-2-РЭС:

Распределение мощности:

.

Проверка правильности нахождения полной мощности на участке РЭС-2:

Проверка показала правильность расчета распределения мощности.

Полные мощности, протекающие в линиях:

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА.

2. Определим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок.

Принимаем, что номинальное напряжение в кольце РЭС-1−2-3-РЭС

Uном=220 кВ.

Находим токи в линиях:

А,

А,

А,

А,

А,

А,

Сечения проводов:

мм2, выбираем провод АС-240/32;

мм2, выбираем провод АС-240/32;

мм2, выбираем провод АС-240/32;

мм2, выбираем провод АС-240/32;

101,08 мм2, выбираем провод АС-240/32;

221,75 мм2, выбираем провод АС-240/32.

Послеаварийный режим. Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме.

1. Рассмотрим кольцо РЭС-1−4-3−5-2-РЭС:

Отключение линии РЭС-1:

Распределение мощности:

(29+j14,21) МВА;

(29+j14,21) + (17+j8,33) = (46+j22,54) МВА;

(46+j22,54) + (20+j9,8) = (66+j32,34) МВА;

(66+j32,34) + (16+j7,84) = (82+j40,18) МВА;

(82+j40,18) + (33+j16,17) = (115+j56,35) МВА.

Мощности, протекающие в линиях:

= (29+j14,21) МВА,= 32,29 МВА;

= (46+j22,54) МВА,=51,22 МВА;

= (66+j32,34) МВА,=73,49 МВА;

= (82+j40,18) МВА,=91,31 МВА;

= (115+j56,35) МВА,=128,06 МВА.

Отключение линии РЭС-2:

Распределение мощности:

(33+j16,17) МВА;

(33+j16,17) + (16+j7,84) = (49+j24,01) МВА;

(49+j24,01) + (20+j9,8) = (69+j33,81) МВА;

(69+j33,81) + (17+j8,33) = (86+j42,14) МВА;

(86+j42,14) + (29+j14,21) = (115+j56,35) МВА.

Мощности, протекающие в линиях:

= (33+j16,17) МВА,= 36,74 МВА;

= (49+j24,01) МВА,=54,56 МВА;

= (69+j33,81) МВА,=76,83 МВА;

= (86+j42,14) МВА,=92,58 МВА;

= (115+j56,36) МВА,=128,06 МВА.

Определяем токи в линиях в послеаварийном режиме:

При отключении линии РЭС-1:

А;

А;

А;

А;

А.

При отключении линии РЭС-2:

А;

А;

А;

А;

336,46 А.

Из послеаварийного режима выбираем максимальные токи в линиях:

Imax РЭС-1=336,46 А, провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

Imax 1-4=А, провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

Imax 4-3=А, провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

Imax 5-3=А, провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

Imax 2-5=А, провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

Imax РЭС-2=336,46 А, провод АС-240/32, Iдоп=610 А;

Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в послеаварийном режиме.

Потери напряжения в максимальном режиме.

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,121 Ом/км, r0=0,435 Ом/км.

Сопротивление линии:

RЛ=•r0l=0,12 156=6,77 Ом, ХЛ=•x0l=0,43 556=24,36 Ом.

Потери напряжения:

4,63 кВ;

Потери активной мощности:

0,516 МВт.

Линия 1−4:

Провод АС-240/32, l=48 км, r0=0,121 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0l=0,12 148=5,88 Ом, ХЛ=•x0l=0,43 548=20,88 Ом.

1,86 кВ;

0,097 МВт.

Линия 4−3:

Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,121 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0l=0,12 148=6,77 Ом, ХЛ=•x0l=0,43 548=24,36Ом.

0,67 кВ;

0,012 МВт.

Линия 5−3:

Провод АС-240/32, l=48 км, r0=0,121 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0l=0,12 148=5,88 Ом, ХЛ=•x0l=0,43 548=20,88Ом.

0,88 кВ;

0,02 МВт.

Линия 2−5:

Провод АС-240/32, l=48 км, r0=0,121 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0l=0,12 148=5,88 Ом, ХЛ=•x0l=0,43 548=20,88 Ом.

2,05 кВ;

0,113 МВт.

Линия РЭС-2:

Провод АС-240/32, l=48 км, r0=0,121 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0l=0,12 148=5,88 Ом, ХЛ=•x0l=0,43 548=20,88 Ом.

4,45 кВ;

0,546 МВт.

Найдем суммарные потери мощности на каждой ступени напряжения в максимальном режиме:

=4,63+1,86+0,67=7,16 кВ,

%3,25%;

=4,45+2,05+0,88= 7,38 кВ,

%3,35%;

Uнб110=%=3,35% < Uдоп=15%.

Потери напряжения в послеаварийном режиме.

Рассмотрим кольцо РЭС-1−4-3−5-2-РЭС:

Отключение линии РЭС-1: Линия 1−4:

Провод АС-240/32, l=48 км, RЛ=5,88 Ом, ХЛ=20,88 Ом.

2,11 кВ.

Линия 4−3:

Провод АС-240/32, l=56 км, RЛ=6,77 Ом, ХЛ=24,36Ом.

3,91 кВ.

Линия 5РЭС-3:

Провод АС-240/32, l=48 км, RЛ=5,88 Ом, ХЛ=20,88Ом.

4,88 кВ.

Линия 2−5:

Провод АС-240/32, l=48 км, RЛ=5,88 Ом, ХЛ=20,88 Ом.

5,97 кВ.

Линия РЭС-2:

Провод АС-240/32, l=48 км, RЛ=5,88 Ом, ХЛ=20,88 Ом.

8,37 кВ.

Отключение линии РЭС-2:

Линия 2РЭС-5:

Провод АС-240/32, l=48 км, RЛ=5,88 Ом, ХЛ=20,88 Ом.

2,41 кВ.

Линия 5−3:

Провод АС-240/32, l=48 км, RЛ=5,88 Ом, ХЛ=20,88 Ом.

3,57 кВ.

Линия 4−3:

Провод АС-240/32, l=56 км, RЛ=6,77 Ом,

ХЛ=24,36 Ом.

5,86 кВ.

Линия 1−4:

Провод АС-240/32, l=48 км, RЛ=5,88 Ом, ХЛ=20,88 Ом.

6,13 кВ.

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32, l=56 км, RЛ=6,77 Ом, ХЛ=24,36 Ом.

9,77 кВ.

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

=8,37+5,97+4,8+3,91+2,11=25,16 кВ,

%11,43%;

=9,77+6,13+5,86+3,57+2,41=27,73 кВ,

%12,65%;

Uнб110=%=12,65% < Uдоп=20%.

Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.

Таблица 3.2.3 Результаты расчетов для варианта 3.

Линия

РЭС-1

1−4

4−3

5−3

2−5

РЭС-2

Uном, кВ

220

220

220

220

220

220

I, А

199,55

93,5

30,6

42,56

101,08

221,75

Jэк, А/мм2

1

1

1

1

1

1

Fрасч, мм2

199,55

93,5

30,6

42,56

101,08

221,75

Fст, мм2

240

240

240

240

240

240

Марка провода

АС-240

АС-240

АС-240

АС-240

АС-240

АС-240

Iдл. доп, А

610

610

610

610

610

610

l, км

56

48

56

48

48

48

R0, Ом/км

0,121

0,121

0,121

0,121

0,121

0,121

Х0, Ом/км

0,435

0,435

0,435

0,435

0,435

0,435

Rл, Ом

6,77

5,88

6,77

5,88

5,88

5,88

Хл, Ом

24,36

20,88

24,36

20,88

20,88

20,88

Р, МВт

54,57

22,57

8,57

11,43

27,43

60,43

Q, Мвар

26,74

12,53

3,67

6,13

13,97

30,14

, кВ

4,63

1,86

0,67

0,88

2,05

4,45

, МВт

0,516

0,097

0,012

0,02

0,113

0,546

=3,35%

=1,304МВт

Учитывая потери напряжения и потери активной мощности, сравнение будем производить между 2 и 3 вариантами.

2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов

На третьем этапе наиболее рациональные варианты схем и номинального напряжения сети подвергаются технико-экономическому сравнению по приведённым затратам. Каждый из этих вариантов разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов и т. п.

В данном курсовом проекте не производится выбор определённых типов выключателей 35−220 кВ. При оценке стоимости ячеек выключателей руководствовались следующими соображениями: обычно на подстанциях с малым числом выключателей (ТО и менее) не рекомендуется установка воздушных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается равным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей, комплектов отделитёлей и короткозамыкателей подстанции проектируемой сети определяется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.

Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надёжность электроснабжения, необходимую для потребителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трёх и более трансформаторов не рассматривается.

Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальных режимов работы и отключений одного из них.

Так как в данном проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номинальных мощностей производится приближённо в нормальных режимах работы нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номинальной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% выше номинальной.

Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций:

,

где Smах - максимальная нагрузка подстанции.

При определении технико-экономических показателей стоимость электрооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии — на основании расчетов и задания на проект.

При сравнении вариантов по приведённым затратам в общем случае учитываются стоимости линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной потребителям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии и (или) трансформаторы.

Все указанные технико-экономические показатели определяются лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим допускается не учитывать заработную плату эксплутационного персонала, принимая её примерно одинаковой во всех вариантах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с одинаковым размещением КУ т учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по условию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.

После определения приведённых затрат сравниваемых вариантов производится окончательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.

Вариант 3

1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

.

;

;

;

;

.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

Таблица 4.

ТИП

Uном, кВ

?P, кВт

Цена

ВН

СН

НН

ХХ

КЗ

тыс. руб.

230

38,5

11

50

135

115

230

38,5

6,3

55

220

130

230

38,5

6,6

50

135

115

115

38,5

11

50

135

115

115

38,5

11

50

135

115

Т — трансформатор напряжения трехфазный;

Д — принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;

Н — регулировка напряжения под нагрузкой;

T — трехобмоточный.

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1: тыс. руб. ;

п/ст 2: тыс. руб. ;

п/ст 3: тыс. руб. ;

п/ст 4: тыс. руб. ;

п/ст 5: тыс. руб.

тыс. руб.

3) Выбор В Л и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду — II по условию задания на всех участках. Выбираем стальные опоры — двух — и одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ:

Кл. = Кл. удlл. , тыс. руб.

Линия РЭС-1: Uном=220 кВ, l=56 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб. /км:

КРЭС-1=21•56=1176 тыс. руб.

Линия 1−4: Uном=220 кВ, l=48 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб. /км:

К1−4=21•48=1008 тыс. руб.

Линия 4−3: Uном=220 кВ, l=56 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб. /км:

К4-3=21•56=1176 тыс. руб.

Линия 5−3: Uном=220 кВ, l=48 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб. /км:

К5-3=21•48=1008 тыс. руб.

Линия 2−5: Uном=220 кВ, l=48 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб. /км:

К2-5=21•48=1008 тыс. руб.

Линия РЭС-2: Uном=220 кВ, l=48 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб. /км:

КРЭС-2=21•48=1008 тыс. руб.

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:

тыс. руб.

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст. 1, 2, 3. 4,5 устанавливаются ОРУ-220 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток выше 30 кА, при Uном = 220 кВ — 105 тыс. руб. Общее количество выключателей составляет n = 17шт на 220 кВ.

тыс. руб.

5) Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для п/ст 1, 2,3,4,5: тыс. руб. ;

Тогда: тыс. руб.

6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы варианта 3.

тыс. руб.

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по [4] табл. 14, где процент издержек для ВЛ-220 кВ на стальных опорах составляет 2,8% от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс. руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для Uном=220 кВ — 8,4%. Следовательно:

тыс. руб. ;

тыс. руб.

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 4:

тыс. руб.

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

— суммарные потери активной мощности в сети варианта 5, где — суммарные потери в линии;

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 4 варианта:

МВт = 1304 кВт.

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 5:

;.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

кВт.

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

112,6+92,41+54,52+38,71+34,25= 332,47кВт.

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 3 составляют:

кВт.

в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта 3

1304+842,47 =2,14МВт.

Годовые потери электроэнергии в сети:

=2,14·4528,57 = 9691,13 МВт/ч.

=510·8760+332,47·4542,57 = 5973,21 МВт/ч.

МВт/ч.

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 3:

коп. = 156,64 тыс. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 3:

тыс. руб.

11) Определяем полные приведённые затраты варианта 3:

тыс. руб.

Вариант 2

1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

.

;

;

;

;

.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

Таблица 5.

ТИП

Uном, кВ

?P, кВт

Цена

ВН

СН

НН

ХХ

КЗ

тыс. руб.

115

-

10,5

27

120

66

115

-

6,3

36

172

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой