Проектирование сети для электроснабжения группы потребителей

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

КУРГАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра энергетики и технологии металлов

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Проектирование сети для электроснабжения группы потребителей

Курган

Введение

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 для электроснабжения промышленного района.

1. Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств

Заданные данные, поместим в таблицу 1.

Таблица 1 — Сведения о потребителях

Р, МВт

cos?

Uн ном, кВ

1

16

0,8

6

2

24,5

0,75

10

3

25,2

0,76

6

4

23,3

0,85

6

5

16,7

0,72

10

6

5,1

0,74

10

Ртэц=28 МВт, cos? тэц=0,94 => tg? тэц=0,363

сos?рпп=0,93 => tg? рпп=0,395

Расчет баланса активных мощностей

Ртэц + Ррпп = + ?Рл-тр;

где: — сумма активных мощностей потребителей, МВт;

?Рл-тр — потери мощности в линиях и трансформаторах, МВт;

Ррпп = + ?Рл-тр — Ртэц;

Рассчитываем суммарную активную мощность потребителей:

= 16+24,5+25,2+23,3+16,7+5,1 = 110,8 МВт

?Рл-тр =;

?Рл-тр = МВт

Ррпп = 110,8 + 2,77 — 28 = 85,57 МВт

Расчет баланса реактивной мощности

Qтэц + Qрпп + Qбск = + ?Qтр,

где: Qбск — мощность компенсирующих устройств, Мвар;

?Qтр — потери реактивной мощности в трансформаторах, Мвар.

Зарядную мощность линии, а так — же потери реактивной мощности в линиях не учитываем.

Рассчитываем реактивную мощность ТЭЦ и РПП:

Qтэц = Ртэц · tg? тэц = 10,164 Мвар, Qрпп = Ррпп · tg? рпп = 33,8 Мвар;

Определяем реактивную мощность потребителей:

Qнi = Pнi · tg?

Найдем реактивную мощность 1-го потребителя:

Q1 = 16 · 0,75 = 12;

Аналогично находим реактивные мощности остальных потребителей, результаты занесем в таблицу 2.

Сумма реактивных мощностей равна: = 91,05 Мвар

Рассчитаем потери реактивной мощности в трансформаторах:

?Qтр = (8 — 9%) от

Мвар, ?Qтр = 143,411 · 0,19 = 12,91 Мвар;

Определяем мощность компенсирующих устройств:

Qбск = - ?Qтр — Qтэц — Qрпп;

Qбск = 91,05+12,91 — 10,164 — 33,8 = 59,996 Мвар

Распределение реактивной мощности компенсирующих устройств (КУ) по потребителям

Определим мощность КУ для 1-го потребителя:

Мвар.

Аналогично находим мощности КУ на подстанциях остальных потребителей.

Определим число КУ на подстанциях:

, шт. ;

Найдем число КУ для 1-й подстанции:

. Аналогично для других подстанций.

Уточняем мощность КУ:.

Найдем уточненное значение мощности КУ для первой подстанции:

Мвар

Аналогично производим расчеты для остальных подстанции.

не удовлетворяет условию Мвар, уменьшаем мощность на 0,4 Мвар, Будем считать что баланс сошелся

Реактивная мощность с учетом установки КУ составит:

Мвар

Аналогично рассчитаем для других подстанции. Все расчеты по балансу мощности сведем в таблицу 2.

Таблица 2 — Баланс активной и реактивной мощности

№ потр.

, Мвт

tg?

, Мвар

, Мвар

, шт.

, Мвар

,

Мвар

1

16

0,75

12

7,908

20

8

6

2

24,5

0,88

21,56

14,208

36

14,4

7,16

3

25,2

0,86

21,672

14,282

36

14,4

7,272

4

23,3

0,62

15,145

9,98

25

10

5,145

5

16,7

0,96

16,032

10,165

26

10

6,032

6

5,1

0,91

4,641

3,058

8

3,2

1,441

2. Составление и выбор вариантов конфигурации сети

Географическое расположение источника и потребителей представлено на рисунке 2.4. Там же указаны расстояния между пунктами (в километрах). Предполагается, что во всех пунктах имеются потребители 1, 2 и 3 категории по надежности, кроме пунктов 3 и 5 (потребители только 3 категории).

Рисунок 1 — Взаимное расположение потребителей и источников питания

Составление вариантов начнем с наиболее простых схем. Вариант 1 (рисунок 2) представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам.

Определяем общую длину линий:

L?=53+33+40+33+25+58+78 = 320 км.

L?экв=1,5·(40+33+25+58+78)+ 53+33 = 437 км.

Здесь принято, что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной.

трансформатор подстанция потребитель электроэнергия

Рисунок 2 — Радиально-магистральнаясеть (вариант 1)

Вариант 2 (рисунок 3) представляет собой радиально-магистральную сеть.

Определяем общую длину линий:

L?= 53+33+40+33+25+45+78 =307 км.

L?экв=1,5·(33+40+33+25+45+78)+53 = 434 км.

Рисунок 3 — Радиально-магистральная сеть (вариант 2)

Теперь рассмотрим кольцевую сеть, вариант 3 (рисунок 4). Общая длина ЛЭП (в одноцепном исчислении) при этом минимальна.

L?=53+33+44+33+25+58+78+83 = 403 км.

Существенный недостаток этого варианта — большая протяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возникающем после отключения одного из головных участков, общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой.

Рисунок 4 — Кольцевая сеть (вариант 3)

Далее рассмотрим комбинированные варианты, где часть сети имеет радиально-магистральную конфигурацию, а часть кольцевую. Вариант 4 (рисунок 5), в нем потребители 2,6,3 объединены в кольцевые сети, что позволяет уменьшить суммарную длину линий.

Длина линии в этом варианте равна:

L?=53+33+44+33+25+58+68+78= 318 км.

L?=1,5·(78)+53+33+44+33+25+58+68= 427 км.

Рисунок 5 — Комбинированная сеть (вариант 4)

Вариант 5 (рисунок 6), в нем потребители 1,3,4,5,6 объединены в кольцевую сеть.

Длина линии сотавит:

L?=53+33+44+33+25+45+65+78 = 367 км.

L?экв=1,5·(78+25)+53+33+44+33+45+65 = 419 км.

Рисунок 6 — Комбинированная сеть (вариант 5)

Схемы электрических соединений подстанций.

Блочная схема (рис. 7, а) — два блока связанные между собой неавтоматической (ремонтной) перемычкой, для тупиковых подстанций.

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линии (или трансформаторов), для проходных подстанций (рис. 7, б).

Схема с одной секционированной системой сборных шин и обходной системой шин, с обходным выключателем, для ответвительных и проходных подстанций (рис. 7, в).

а) б) в)

Рисунок 7 — Типовые схемы соединений подстанций

3. Предварительный приближенный расчет трех отобранных вариантов

Выбрали три варианта: 2, 3 и 5.

2 — радиально-магистральная сеть;

3 — кольцевая сеть.

5 — комбинированная сеть;

3.1 Радиально — магистральная сеть

Расчетная схема этого варианта сети представлена на рисунке 8.

Рисунок 8 — Расчетная схема варианта1

Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 4 — 5 равен мощности потребителя 1, то есть:

МВ·А, аналогично для других участков.

Поток мощности на участке ТЭЦ — 5 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 4:

МВ·А.

Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично,

мощность ТЭЦ берем со знаком минус. Результаты помещаем в табл. 3, а также наносим на расчетную схему.

Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на самом загруженном участке РПП — 6:

, кВ,

где: L — длина участка, км;

P — передаваемая активная мощность, МВт.

, принимаем ближайшее стандартное значение

110 кВ. Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 3.

На всех участках линий предусматривается одно номинальное напряжение 110 кВ.

Таблица 3 — Выбор напряжений

Участок

L, км

P, МВт

Q, Мвар

S, М·ВА

U`, кВ

Uном, кВ

1-РПП

78

16

4

16,492

78,408

110

РПП-6

45

66,8

16,886

68,901

107,875

110

6−3

25

25,2

7,272

28,228

67,665

110

6−2

33

36,5

8,173

37,404

81,074

110

2-ТЭЦ

40

12

1,013

12,043

48,271

110

ТЭЦ-5

33

40

11,177

41,532

84,47

110

5−4

53

23,3

5,145

23,861

92,557

110

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом в качестве основного метода используем метод экономических интервалов (для всех вариантов).

Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле:

, А,

где: Si — полная мощность передаваемая по участку, МВ·А;

n — количество цепей.

Ток на участке РПП — 6: А

Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 4.

Определяем расчетную токовую нагрузку линии:

, А,

где: — коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 — 220 кВ принимается равным 1,05;

— коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в максимум энергосистемы, для Тнб =5300:.

Расчетная токовая нагрузка участка РПП — 2:

А.

Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 4.

По справочным материалам в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, типа опор, количества цепей и района по гололеду определяем сечение провода воздушной линии.

Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду, и будут использоваться двухцепные ВЛ на железобетонных опорах.

Выбранные по экономическим критериям сечения линии электропередачи проверяются по нагреву токами послеаварийных режимов работы сети. Для двух параллельно работающих линий электропередачи наиболее тяжелым будет отключение одной линии, для замкнутых схем — головных участков. Токи, рассчитанные для послеаварийных режимов Iпав сравнивают с допустимыми токами Iдоп для данного сечения. Выбранное сечение выдерживает длительный нагрев, если выполняется условие:

Iпав? kt · Iдоп. т,

где: Iдоп. т — табличное значение допустимого тока (табл. 4);

kt=1,0 — поправочный коэффициент на температуру окружающей среды.

Результаты по расчетам сведем в таблицу 4.

Таблица 4 — Расчет токов и выбор сечения проводов

Участок

Imax, А

Ip, A

Iпав, A

сеч, мм2

Iдоп. т, A

марка провода

1-РПП

43,28

45,444

47,608

120

390

АС-120/19

РПП-6

180,818

189,859

361,64

120

390

АС-120/19

6−3

68,831

72,272

131,661

120

390

АС-120/19

6−2

96,18

103,068

196,32

120

390

АС-120/19

2-ТЭЦ

31,605

33,185

63,209

120

390

АС-120/19

ТЭЦ-5

108,993

114,441

217,986

120

390

АС-120/19

5−4

125,238

131,5

137,762

150

450

АС-150/24

Все провода выдержат нагрев токами послеаварийных режимов сети.

Определяем активные и индуктивные сопротивления участков сети. Погонные активные и индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам и для удобства заносим их в таблицу 5.

, Ом,, Ом,

где: r0 — погонное активное сопротивление, Ом/км;

x0 — погонное индуктивное сопротивление, Ом/км.

Определяем активное и индуктивное сопротивления участка 1-РПП:

,

Определяем потери напряжения на участках, по формуле:

Определим потерю напряжения на участке 1-РПП:

, кВ или.

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режима работы сети.

Определяем потери активной мощности на участках, по формуле:

, МВт

Определим потери активной мощности на участке РПП — 2:

.

Аналогичные расчеты проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 5.

Таблица 5 — Некоторые параметры линий

Участок

L, км

r0, Ом/км

R, Ом

x0, Ом/км

X, Ом

?U, кВ

?U, %

?P, МВт

1-РПП

78

0,244

9,516

0,427

16,653

1,99

1,809

0,214

РПП-6

45

0,244

5,49

0,427

9,608

3,487

3,17

2,154

6−3

25

0,244

3,05

0,427

5,338

1,05

0,95

0,173

6−2

33

0,244

4,026

0,427

7,046

1,86

1,69

0,465

2-ТЭЦ

40

0,244

4,88

0,427

8,54

0,611

0,55

0,011

ТЭЦ-5

33

0,244

4,026

0,427

7,046

2,18

1,98

0,143

5−4

53

0,204

10,812

0,420

22,26

3,33

3,03

0,509

Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности:

МВт.

Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей:

;

%.

Полученные потери напряжения меньше допустимых (15%).

Делаем проверку с учетом аварийного режима, для участка на котором в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения, при этом потеря напряжения возрастет в два раза.

%.

Потери напряжения при аварийном режиме меньше допустимых (20%).

3.2 Кольцевая сеть

Расчетная схема варианта 3 представлена на рисунке 9. Поскольку сеть кольцевая, то условно «разрезаем» источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Рисунок 9 — Расчетная схема варианта 3

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка по формуле:

, МВт,, Мвар;

где: Li-B — длинна участка, км;

LA-B — длина всей сети, км.

Определим потокораспределение на участке РПП — ТЭЦ:

МВт

Поток мощности на участке 3 — 6 определяем по первому закону Кирхгофа:

МВ·А

Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 6, а также наносим на расчетную схему.

Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на самом загруженном и протяженном участке РПП — 3:

кВ

Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 кВ.

Выбор сечений проводов проводим методом экономических интервалов аналогично расчету радиально — магистральной сети, при условии что сеть выполнена в одноцепном исполнении Результаты расчетов представлены в таблице 6.

Расчет активных и индуктивные сопротивлений, потерь напряжения и активной мощности аналогичен радиально — магистральной сети (n = 1). Результаты сведены в таблицу 7.

Таблица 6 — Расчет токов и выбор сечений

Участок

L, км

P, МВт

Q, Мвар

S, МВА

Imax, А

Ip, A

Iпав, A

Iдоп. т, А

сечение, мм2

РПП-3

58

47,183

48,249

67,485

177,102

185,957

----

605

240

3−6

25

21,983

26,577

34,49

90,514

95,04

91,586

605

240

6−2

33

16,883

21,936

27,681

72,634

76,275

110,581

605

240

2-ТЭЦ

40

7,617

0,376

7,262

20,014

21,014

200,51

605

240

ТЭЦ-5

33

20,383

9,788

22,611

59,339

62,306

102,514

605

240

5−4

53

3,683

5,452

6,579

17,267

18,13

164,59

605

240

4−1

83

19,617

20,597

28,444

76,746

78,379

240,216

605

240

1-РПП

78

35,617

32,597

48,282

126,707

133,042

295,237

605

240

Таблица 7 — Некоторые параметры линий

Участок

L, км

r0, Ом/км

R, Ом

x0, Ом/км

X, Ом

?U, %

?P, МВт

РПП-3

58

0,118

6,844

0,435

25,23

3,182

0,644

3−6

25

0,118

2,95

0,435

10,875

0,731

0,073

6−2

33

0,118

3,893

0,435

14,355

0,786

0,062

2-ТЭЦ

40

0,118

4,72

0,435

17,4

0,088

0,006

ТЭЦ-5

33

0,118

3,893

0,435

14,355

0,454

0,041

5−4

53

0,118

6,254

0,435

23,055

0,307

0,006

4−1

83

0,118

9,794

0,435

36,105

1,933

0,164

1-РПП

78

0,118

9,204

0,435

33,93

2,962

0,443

Общие потери мощности составляют:

МВт.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка РПП — 3. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рисунке 10. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице 6.

Рисунок 10 — Расчетная схема послеаварийного режима варианта 3

Проверяем выбранные сечения токами послеаварийных режимов. Определяем токи на каждом участке сети по формуле:

, А.

А

Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 6.

Определяем потери напряжения в послеаварийном режиме, аналогично нормальному режиму. Результаты заносим в таблицу 8.

Таблица 8 — Потери напряжения

Участок

3−6

6−2

2-ТЭЦ

ТЭЦ-5

5−4

4−1

1-РПП

?

?U, %

0,64

1,024

2,255

0,992

2,53

5,564

6,374

19,4

Потери напряжения в послеаварийном режиме меньше допустимых (20%).

3.2 Комбинированная сеть

Расчетная схема варианта 4 представлена на рисунке 11.

Рисунок 11 — Расчетная схема варианта 5

Этот вариант сети представляет собой комбинированную сеть, одна часть которой является кольцевой, а другая — радиально-магистральной.

Рассчитываем потокораспределение на головных участках:

МВт,

Мвар

Проверка баланса

,

28,486+38,414=94,8−28

;

30,209+38,677=79,05−10,146

Будем считать, что баланс практически сошелся.

Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку 6-РПП:

кВ.

Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 кВ.

Выбор номинального напряжения, выбор сечений проводов, расчет параметров линий и некоторых параметров режима произведен аналогично ранее рассмотренным вариантам.

Результаты расчета представлены в таблицах 9 и 10.

Таблица 9 — Расчет токов и выбор сечений

Участок

L, км

P, МВт

Q, Мвар

S, МВА

Imax, А

Ip, A

Iпав, A

сечение, мм2

РПП-5

60

2,486

30,209

30,311

79,546

83,523

264,410

240

5−4

53

23,3

15,145

27,790

72,929

76,575

76,575

240

5-ТЭЦ

33

11,514

0,968

11,555

30,323

31,839

127,478

240

ТЭЦ-2

40

16,486

9,196

18,877

49,540

52,017

200,509

240

2−6

33

8,014

12,364

14,734

38,667

40,600

110,581

240

6−3

25

25,2

21,672

33,237

43,613

45,793

45,793

240

6-РПП

45

38,414

38,677

54,512

143,057

150,209

150,209

240

РПП-1

78

16

12

20,000

26,243

27,555

27,555

240

Расчет показывает, что все выбранные провода выдержат нагрев токами послеаварийных режимов сети.

Таблица 10 — Некоторые параметры линий

Участок

L, км

r0, Ом/км

R, Ом

x0, Ом/км

X, Ом

?U, %

?P, МВт

РПП-5

60

0,118

7,080

0,435

26,100

1,665

0,134

5−4

53

0,118

6,254

0,435

23,055

1,022

0,100

5-ТЭЦ

33

0,118

3,894

0,435

14,355

0,121

0,011

ТЭЦ-2

40

0,118

4,720

0,435

17,400

0,491

0,035

2−6

33

0,118

3,894

0,435

14,355

0,431

0,017

6−3

25

0,118

1,475

0,435

5,438

0,320

0,034

6-РПП

45

0,118

5,310

0,435

19,575

1,986

0,326

РПП-1

78

0,118

4,602

0,435

16,965

0,573

0,038

Общие потери мощности составляют:

МВт.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим в кольцевой части сети возникает после отказа участка 6-РПП. Кольцевая линия в послеаварийном режиме превращается в магистральную линию. Ее расчетная схема приведена на рисунке 12

Рисунок 12 — Расчетная схема послеаварийного режима варианта 5

Результаты расчета потокораспределения нанесем на схему.

Проверяем выбранные провода токами послеаварийных режимов. Определяем токи на каждом участке сети аналогично п. 3. 2, результаты заносим в таблицу 9.

Определяем потери напряжения в послеаварийном режиме, результаты заносим в таблицу 11.

Таблица 11 — Потери напряжения

Участок

РПП-5

5−4

5-ТЭЦ

ТЭЦ-2

2−6

6−3

?

?U, %

4,659

1,022

1,334

2,255

1,024

0,320

13,207

Потеря напряжения от источника до наиболее удаленных точек в послеаварийном режиме в кольцевой части сети составляет 13,207%, что меньше допустимого значения (20%).

4. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей

Мощность трансформаторов для двухтрансформторных подстанций выбирается, с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме, возникающем при отключении одного из трансформаторов:

.

Радиально — магистральная сеть (110 кВ)

ПС1: Среди потребителей имеются потребители I, II, III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

МВ·А;

Выбираем два трансформатора ТРДН-25 000/110.

ПС2: Среди потребителей имеются потребители I, II и III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

МВ·А;

Выбираем два трансформатора ТРДН-25 000/110.

ПС3: Среди потребителей имеются потребители I, II и III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

МВ·А;

Выбираем два трансформатора ТРДН-25 000/110.

ПС4: Среди потребителей имеются потребители только III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

МВ·А;

Выбираем два трансформатора ТРДН-25 000/110.

ПС5: Среди потребителей имеются потребители только III категории.

Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

МВ·А;

Выбираем два трансформатора ТРДН-25 000/110.

ПС6: Среди потребителей имеются потребители I, II, III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

МВ·А;

Выбираем два трансформатора ТМН-6300/110.

Кольцевая сеть и комбинированная сеть

Так как эти сети имеют одинаковое напряжение (220 кВ) и все потребители удовлетворяют условию:

, МВ·А.

То на всех подстанциях устанавливаем два трансформатора ТРДН-40 000/220.

5. Технико — экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего

Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них производится с использованием минимума дисконтированных издержек:

,

где: К — капиталовложения в строительство сети;

Ир.о. — издержки на ремонт и обслуживание;

И?W — издержки на потери электроэнергии;

i — норматив приведения разновременных затрат, i=0,12.

Капитальные затраты определяются по формуле:

,

где: КЛЭП — капиталовложения в линии электропередачи;

КТ — капиталовложения в трансформаторы;

КОРУ — капиталовложения в открытые распределительные устройства;

КПЧЗ — капиталовложения в постоянную часть затрат.

,

где: Куд — удельная стоимость ЛЭП;

L — длина линии;

n — количество цепей;

h=60,22 — индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2011 г.

,

где: Куд — стоимость трансформатора;

nТ — количество трансформаторов;

h=60,22 — индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2011 г.

,

где: Кяч — стоимость ячейки;

nяч — количество ячеек;

h=60,22 — индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2011 г.

Издержки на ремонт и обслуживание определяются по формуле:

,

где: — издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи;

— издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов;

— издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств.

Издержки на потери электроэнергии определяются по формуле:

где: — издержки на потери в линии,

— время максимальных потерь,

с=2 руб/кВт ч;

— издержки на потери в трансформаторах,

— потери на холостой ход в трансформаторе,

— потери в обмотках.

5.1 Радиально-магистральная сеть

Рисунок 13 — Однолинейная схема радиально — магистральной сети

Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка 5 — 4. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и материала опоры.

тыс. руб.

Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в таблицу 12.

Таблица 12

Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети

Участок

L, км

Uном, кВ

марка провода

n

Куд, тыс. руб. /км

КЛЭП, тыс. руб.

1-рпп

78

110

ас 120/19

2

64,0

300 618

рпп-6

45

110

ас 120/19

2

64,0

173 434

6−3

25

110

ас 120/19

2

64,0

96 352

6−2

33

110

ас 120/19

2

64,0

127 185

2-тэц

40

110

ас 120/19

2

64,0

154 163

тэц-5

33

110

ас 120/19

2

64,0

127 185

5−4

53

110

ас 150/24

1

42,0

134 050

Итого

1 112 986

Рассчитываем капиталовложения в трансформаторы подстанции 1. Стоимость одного трансформатора выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны два трансформатора марки ТРДН — 25 000/110 (стоимость одного такого трансформатора на 1991 г. составляла 222 тыс. руб.), тогда капиталовложения в трансформаторы подстанции 1 с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. определятся:

тыс. руб.

Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети, результаты расчета заносим в таблицу 13.

Таблица 13 — Капитальные вложения в трансформаторы

П/ст

Uном, кВ

Тип

Куд, тыс. руб.

КТ, тыс. руб.

1

110

2

ТРДН 25 000/110

222

26 738

2

110

2

ТРДН 25 000/110

222

26 738

3

110

2

ТРДН 25 000/110

222

26 738

4

110

2

ТРДН 25 000/110

222

26 738

5

110

2

ТРДН 25 000/110

222

26 738

6

110

2

ТМН 6300/110

136

16 380

Итого:

150 068

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанции 1.

тыс. руб.

Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ остальных подстанций, а также РПП и ТЭЦ. Результаты расчета заносим в таблицу 14.

На подстанциях 1,4 и 3 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы на 1991 г. составляла 198 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. для подстанций 1,4,3 составят:

тыс. руб.

Таблица 14 — Капитальные вложения в ОРУ

П/ст

Uном, кВ

nяч

Кяч, тыс. руб.

КОРУ, тыс. руб.

1

110

1

198

11 924

2

110

8

75

36 132

3

110

1

198

11 924

4

110

1

198

11 924

5

110

8

75

36 132

6

110

10

75

45 165

Рпп

110

4

75

18 066

Тэц

110

4

75

18 066

Итого:

189 332

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях напряжение 110/10. На подстанциях 1,3 и 4 используется мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения на 1991 г. составляла 360 — 430 тыс. руб. (берем 380). Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ для подстанций 1,3,4 составит:

тыс. руб.

На остальных подстанциях используются сборные шины, ПЧЗ для каждой такой подстанции на 1991 составляла 490 — 540 тыс. руб. (берем 510). Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ для каждой подстанций 2, 5, 6 составит:

тыс. руб.

Общая постоянная часть затрат составит:

тыс. руб.

Найдем общие капитальные затраты:

,

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

тыс. руб.

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

тыс. руб.

Рассчитаем издержки на потери электроэнергии в линии. Для этого найдем время максимальных потерь:

ч.

Издержки на потери в линии:

тыс. руб.

Рассчитываем издержки на потери в трансформаторах подстанции 1. В соответствии со справочными данными для трансформатора ТРДН-25 000/110:

кВт и RТ=2,54 Ом.

Рассчитываем потери в обмотках трансформатора:

, МВт.

На подстанции 1 два параллельно работающих трансформатора, следовательно, потери на холостой ход увеличатся в два раза, а потери в обмотках уменьшатся в два раза. Таким образом, издержки на потери в трансформаторах подстанции 1 составят:

тыс. руб.

Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах для остальных подстанций. Результаты расчета сводим в таблицу 15.

Таблица 15 — Издержки на потерях в трансформаторах

П/ст

Uном, кВ

тип тр-ра

?Рхх, МВт

RТ, Ом

Sнагр, А

?Робм, МВт

И?WТ, тыс. руб.

1

110

ТРДН 25 000/110

0,027

2,540

20,000

0,084

1261

2

110

ТРДН 25 000/110

0,027

2,540

32,636

0,224

1784

3

110

ТРДН 25 000/110

0,027

2,540

33,237

0,232

1815

4

110

ТРДН 25 000/110

0,027

2,540

27,790

0,162

1554

5

110

ТРДН 25 000/110

0,027

2,540

23,150

0,112

1368

6

110

ТМН 6300/110

0,012

16,600

6,896

0,065

647

Итого:

8428

Общие издержки на потери электроэнергии:

тыс. руб.

Дисконтированные издержки для радиально-магистральной сети составят:

5.2 Кольцевая сеть

Рисунок 14 — Однолинейная схема кольцевой сети

Расчет дисконтированных издержек кольцевой сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.

Таблица 16 — Капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети

Участок

L, км

Uном, кВ

марка провода

Куд, тыс. руб. /км

КЛЭП, тыс. руб.

рпп-3

58

220

ас 240/32

1

38

132 725

3−6

25

220

ас 240/32

1

38

57 209

6−2

33

220

ас 240/32

1

38

75 516

2-тэц

40

220

ас 240/32

1

38

91 534

тэц-5

33

220

ас 240/32

1

38

75 516

5−4

53

220

ас 240/32

1

38

121 283

4−1

83

220

ас 240/32

1

38

189 934

1-рпп

78

220

ас 240/32

1

38

178 492

Итого

922 209

Так как на всех подстанциях кольцевой сети установлены трансформаторы типа ТРДН-40 000/220, тогда капиталовложения в трансформаторы каждой подстанции составит:

тыс. руб.

Тогда капитальные затраты на трансформаторы составит:

тыс. руб.

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ кольцевой сети (см. рис. 14). На подстанциях используется мостиковая схема РУ (мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий). Расчеты аналогичны радиально — магистральной сети, результаты заносим в таблицу 17.

Таблица 17 — Капитальные вложения в ОРУ

П/ст

Uном, кВ

nяч

Кяч, тыс. руб.

КОРУ, тыс. руб.

1

220

1

480

28 906

2

220

1

480

28 906

3

220

1

480

28 906

4

220

1

480

28 906

5

220

1

480

28 906

6

220

1

480

28 906

Рпп

220

2

600

72 264

Тэц

220

2

600

72 264

Итого:

317 962

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях кольцевой сети используется мостиковая схема, постоянная часть затрат для данной схемы в 1991 г. составляла 610 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ по подстанциям составит:

тыс. руб.

Найдем общие капитальные затраты:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание ОРУ:

тыс. руб.

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

тыс. руб.

Издержки на потери в линии:

тыс. руб.

Издержки на потери в трансформаторах кольцевой сети рассчитываются аналогично как и в п. 5.1. Результаты расчета сводим в таблицу 18.

Таблица 18 — Издержки на потерях в трансформаторах

П/ст

Uном, кВ

Тип трансформатора

?Рхх, МВт

RТ, Ом

Sнагр, А

?Робм, МВт

И?WТ, тыс. руб.

1

220

ТРДН 40 000/220

0,05

5,6

20,000

0,046

1925

2

220

ТРДН 40 000/220

0,05

5,6

32,636

0,123

2214

3

220

ТРДН 40 000/220

0,05

5,6

33,237

0,128

2231

4

220

ТРДН 40 000/220

0,05

5,6

27,790

0,089

2087

5

220

ТРДН 40 000/220

0,05

5,6

23,150

0,062

1984

6

220

ТРДН 40 000/220

0,05

5,6

6,896

0,006

1773

Итого

12 214

Общие издержки на потери электроэнергии:

тыс. руб.

Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят:

5.3 Комбинированная сеть

Рисунок 15 — Однолинейная схема комбинированной сети

Расчет дисконтированных издержек комбинированной сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1 и кольцевой сети в п. 5.2. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.

Капиталовложения в трансформаторы комбинированной сети совпадут с капитальными затратами на трансформаторы кольцевой сети сети, т.к. для них выбраны одинаковые трансформаторы. Таким образом, капитальные затраты на трансформаторы составят:

КТ=289 056 тыс. руб.

Таблица 19 — Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети

Участок

L, км

Uном, кВ

марка провода

Куд, тыс. руб. /км

КЛЭП, тыс. руб.

рпп-5

60

220

ас 240/32

1

38

137 302

5−4

53

220

ас 240/32

1

38

121 283

5-тэц

33

220

ас 240/32

1

38

75 516

тэц-2

40

220

ас 240/32

1

38

91 534

2−6

33

220

ас 240/32

1

38

75 516

6−3

25

220

ас 240/32

2

66

99 363

6-рпп

45

220

ас 240/32

1

38

102 976

рпп-1

78

220

ас 240/32

2

66

310 013

Итого

1 013 503

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ комбинированной сети (см. рис. 15). На подстанциях используется мостиковая схема РУ (мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий. Результаты по расчетам заносим в таблицу 20.

Таблица 20 — Капитальные вложения в ОРУ

П/ст

Uном, кВ

nяч

Кяч, тыс. руб.

КОРУ, тыс. руб.

1

220

1

480

28 906

2

220

1

480

28 906

3

220

1

480

28 906

4

220

1

480

28 906

5

220

8

600

289 056

6

220

8

600

289 056

Рпп

220

4

600

144 528

Тэц

220

2

600

72 264

Итого

910 526

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях, кольцевой сети используется мостиковая схема, постоянная часть затрат для данной схемы в 1991 г. составляла 610 тыс. руб. На подстанции 2 используются сборные шины. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ по подстанциям составит:

тыс. руб.

Найдем общие капитальные затраты:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание ОРУ:

тыс. руб.

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

тыс. руб.

Издержки на потери в линии:

тыс. руб.

Издержки на потери в трансформаторах комбинированной сети совпадают с издержками на потери в трансформаторах кольцевой сети. Таким образом, они составят:

тыс. руб.

Общие издержки на потери электроэнергии:

тыс. руб.

Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят:

Таким образом, наименьшие дисконтированные издержки мы получили в радиально — магистральной сети (она является экономически выгоднее кольцевой и комбинированной). Дальнейшие расчеты будем производить для радиально — магистральной сети.

6. Уточненный расчет электрических режимов выборного варианта

Для расчета уточненного режима используем исходные данные из пункта 3.1.

Прежде всего, определяем зарядную мощность воздушных линийпо формуле:

, Мвар;

где: b0 — величина погонной реактивной проводимости ВЛ, мкСм/км,

nц — количество цепей, шт.

Для линии 1-РПП половина зарядной мощности составит:

Мвар.

Величина погонной реактивной проводимости линии b0 взята по [5,табл. П4] для ВЛ — 110 кВ с проводом марки АС-120/19. Расчет зарядных мощностей для остальных линий проведен в таблице 21.

Таблица 21 — Расчет зарядных мощностей ВЛ

Участок

Uном, кВ

L, км

Провод

b0·10−6, См/км

Qзар/2, Мвар

1-рпп

110

78

2

АС 120/19

2,66

2,511

рпп-6

110

45

2

АС 120/19

2,66

1,448

6−3

110

25

2

АС 120/19

2,66

0,805

6−2

110

33

2

АС 120/19

2,66

1,062

2-тэц

110

40

2

АС 120/19

2,66

1,287

тэц-5

110

33

2

АС 120/19

2,66

1,062

5−4

110

53

1

АС 150/24

2,7

0,866

6.1 Уточненный расчет режима наибольших нагрузок

Определяем расчётную нагрузку подстанций для этого режима. На подстанции 1 установлены два трансформатора ТРДН-25 000/110. Активные потери холостого хода одного такого трансформатора? Рх=27 кВт, реактивные? Qх=175 кВАр. Сопротивления: активное Rт=2,54 Ом, реактивное Хт= 55,9 Ом.

Определяем потери мощности в трансформаторах:

, Мвар;

Аналогичный расчёт делаем для других подстанций, данные заносим в таблицу 22.

Расчётная нагрузка подстанции 1 составит:

Sрасч1=Sнб1+2Рх+ j2Qx+ Робм+ jQобм — jQзар5−½, Мвар;

Sрасч1= 16+6+2·0,027+0,029+2·j0,175+ j0,628+ j2,511= 16,083+j4,467 Мвар

Результаты сводим в таблицу 23.

SрасчТЭЦ= -(28+j10,146) — j1,282 — j1,062 = -(28+j12,49)

Таблица 22 — Потери мощности в обмотках трансформаторов

П/ст

Рi, МВт

Qi, МВАр

Тип трансформатора

Rт, Ом

Хт, Ом

?Робм, МВт

?Qобм, МВАр

1

16

6

ТРДН -25 000/110

2,54

55,9

0,029

0,628

2

24,5

7,16

ТРДН -25 000/110

2,54

55,9

0,074

1,62

3

25,2

7,272

ТРДН -25 000/110

2,54

55,9

0,072

1,589

4

23,3

5,145

ТРДН -25 000/110

2,54

55,9

0,06

1,315

5

16,7

6,032

ТРДН -25 000/110

2,54

55,9

0,033

0,728

6

5,1

1,441

ТМН 6300/110

14,7

220,4

0,003

0,063

Таблица 23 — Расчётные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок

П/ст

Рi, МВт

Qi, МВАр

?Робм, МВт

?Qобм, МВАр

Рх, МВт

Qх, МВАр

Ррасч, МВт

Qрасч, МВАр

1

16

6

0,029

0,628

0,027

0,175

16,083

4,467

2

24,5

7,16

0,074

1,62

0,027

0,175

24,628

8,068

3

25,2

7,272

0,072

1,589

0,027

0,175

25,326

8,406

4

23,3

5,145

0,06

1,315

0,027

0,175

23,414

5,944

5

16,7

6,032

0,033

0,728

0,027

0,175

16,787

6,048

6

5,1

1,441

0,003

0,063

0,0115

0,0504

5,126

0,157

Составляем расчетную схему сети (рис. 16).

Рисунок 16 — Расчетная схема режима наибольших нагрузок

Проводим уточненный расчет потокораспределения:

Поток мощности в конце участка 5 — 4 магистральной линии принимается равным расчётной нагрузки 1 потребителя.

Мвар

Определяем потери на участках:

, Мвар;

Тогда поток в начале участка составит:

, Мвар;

Расчеты по остальным участкам производим аналогично. Результаты помещаем в таблицу 24 и наносим на расчетную схему (рис 16).

Рисунок 17 — Уточненная расчетная схема для режима наибольших нагрузок

Таблица 24 — Уточненный расчет потокораспределения

Участок

Pк, МВт

Qк, Мвар

R, Ом

Х, Ом

Р, МВт

Q, Мвар

Рн, МВт

Qн, Мвар

1-рпп

16,083

4,467

9,516

16,653

0,219

0,383

16,302

4,85

рпп-6

67,281

16,133

5,49

9,608

2,172

3,801

69,453

19,934

6−3

25,326

8,406

3,05

5,338

0,179

0,314

25,505

8,72

6−2

36,829

7,57

4,026

7,046

0,47

0,823

37,299

8,393

2-тэц

12,201

-0,498

4,88

8,54

0,06

0,105

12,261

-0,393

тэц-5

40,201

11,992

4,026

7,046

0,586

1,025

40,787

13,017

5−4

23,414

5,944

10,812

22,26

0,521

1,074

23,935

7,018

Общие потери активной мощности в этом режиме МВт

Двигаясь от начала линии к её концу, определяем точные значения напряжений на всех подстанциях.

На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжения 1,05 от номинального. Uрпп=110·1,05=115,5 кВ. Напряжение рассчитывается по формуле:

, кВ

Рассчитаем напряжение на подстанции 6:

Расчеты по остальным участкам выполнены аналогично. Результаты помещены в таблицу 25.

Таблица 25 — Расчет напряжения на шинах подстанций

Участок

U, кВ

?U, кВ

П/ст

UВ, кВ

1-РПП

2,042

1,951

1

113,474

РПП-6

4,960

4,830

2

113,705

6−3

1,077

0,948

3

114,427

6−2

1,812

1,983

4

111,977

2-ТЭЦ

0,489

0,923

5

113,302

ТЭЦ-5

2,216

2,034

6

110,646

5−4

3,593

3,956

РПП

115,500

ТЭЦ

115,015

6.2 Уточненный расчет режима наименьших нагрузок

Определяем нагрузки потребителей в этом режиме. Согласно заданию активная мощность снижается на 50%, а tg увеличивается на 0,03. Тогда для первого потребителя:

Pнмi=(1 — 0,4) · Рнбi,

Pнм1=(1 — 0,5) · 16=8 МВт

Мвар

Проверяем целесообразность отключения одного из параллельно работающих трансформаторов. Отключение выгодно, если выполняется условие:

Проверяем целесообразность отключения одного из трансформаторов для ПС1

Мвар

Результаты по расчетам заносим в таблицу 26.

Из расчета видно, что отключение одного трансформатора возможно только на подстанции 6.

Таблица 26 — Мощности потребителей в режиме наименьших нагрузок

П/ст

Рнм, МВт

Qнм, Мвар

Sнм, Мвар

?Рх, МВт

?Рк, МВт

Sоткл, Мвар

1

8,000

6,240

10,146

0,027

0,120

16,771

2

12,250

11,148

16,563

0,027

0,120

16,771

3

12,600

11,214

16,868

0,027

0,120

16,771

4

11,650

7,573

13,895

0,027

0,120

16,771

5

8,350

8,266

11,749

0,027

0,120

16,771

6

2,550

2,397

3,500

0,012

0,044

4,555

Определяем расчётную нагрузку подстанций для этого режима, аналогично п. 6.1.

Для подстанции 1:

Мвар,

Sрасч1= 8+j6,24+2·0,027+0,011+2·j0,175+ j0,238- j2,511= 8,065+j4,317 Мвар

Расчетные мощности остальных подстанций определены аналогично. Результаты сведены в таблице 27 и нанесены на расчетную схему (рис. 17).

Таблица 27 — Расчётные нагрузки подстанций в режиме наименьших нагрузок

П/ст

Рнм, МВт

Qнм, Мвар

Тип тр-ра

?Робм, МВт

?Qобм, МВАр

Рх, МВт

Qх, МВАр

Ррасч, МВт

Qрасч, МВАр

1

8,000

6,240

ТРДН -25 000/110

0,011

0,238

0,027

0,175

8,065

4,317

2

12,250

11,148

ТРДН -25 000/110

0,029

0,634

0,027

0,175

12,333

11,07

3

12,600

11,214

ТРДН -25 000/110

0,03

0,657

0,027

0,175

12,684

11,416

4

11,650

7,573

ТРДН -25 000/110

0,02

0,446

0,027

0,175

11,724

7,503

5

8,350

8,266

ТРДН -25 000/110

0,014

0,319

0,027

0,175

8,418

7,873

6

2,550

2,397

ТМН 6300/110

0,007

0,112

0,012

0,0504

4,977

1,235

SрасчТЭЦ= -(28+j10,164) — j1. 282 — j1,062 = -(28+j12,49) МВ•А

Рисунок 18 — Расчетная схема для режима наименьших нагрузок

Проводим уточненный расчет потокораспределения, аналогично п. 6. 1:

Мвар,

Мвар,

Мвар.

Аналогично рассчитываем потоки на остальных участках, результаты заносим в таблицу 28 и наносим на расчетную схему (рис. 19).

Таблица 28 — Уточненный расчет потокораспределения

Участок

Pк, МВт

Qк, Мвар

R, Ом

Х, Ом

?P, МВт

?Q, Мвар

Рн, МВт

Qн, Мвар

?U, кВ

?U, кВ

1-РПП

8,065

4,317

9,516

16,653

0,066

0,115

8,131

4,432

1,309

0,807

РПП-6

22,136

14,139

5,49

9,608

0,313

0,548

22,449

14,687

2,289

1,169

6−3

12,684

11,416

3,05

5,338

0,073

0,128

12,757

11,544

0,870

0,285

6−2

4,475

13,958

4,026

7,046

0,072

0,126

4,547

14,084

1,018

-0,214

2-ТЭЦ

-7,858

2,888

4,88

8,54

0,028

0,049

-7,83

2,937

-0,114

-0,703

ТЭЦ-5

20,142

15,378

4,026

7,046

0,214

0,374

20,356

15,752

1,670

0,693

5−4

11,724

7,503

10,812

22,26

0,173

0,356

11,897

7,859

2,628

1,557

Общие потери активной мощности в этом режиме МВт

Рисунок 19 — Уточненная расчетная схема для режима наименьших нагрузок

Определяем точные значения напряжений на всех подстанциях. Для подстанции 3:

Аналогично находим напряжения на других подстанциях, результаты заносим в таблицу 29:

Таблица 29 — Расчет напряжения на шинах подстанций

ПС

1

2

3

4

5

6

ТЭЦ

РПП

U, кВ

114,194

114,483

114,630

112,882

113,832

113,217

115,616

115,500

6.3 Уточненный расчет послеаварийного режима

В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима выбираем режим, возникающий в часы наибольших нагрузок после отказа одной из цепей на участке РПП — 6. Соответственно сопротивления на этих участках увеличатся вдвое, а зарядная мощность ВЛ уменьшится в два раза. Расчеты аналогичны предыдущим пунктам, все результаты сведены в таблицу 30.

Расчетные нагрузки подстанций 1, 2, 3, 4, 5 остаются такими же, как в нормальном режиме наибольших нагрузок, а расчетная нагрузка подстанции 6 изменится за счет уменьшения зарядных мощностей отключенных ВЛ:

Sрасч6= (5,126+j0,157) + j0,724 = (5,126+j0,881) Мвар.

Таблица 30 — Уточненные параметры подстанций и линий в послеаварийном режиме

Участок

Pк, МВт

Qк, Мвар

R, Ом

Х, Ом

?P, МВт

?Q, Мвар

Рн, МВт

Qн, Мвар

?U, кВ

?U, кВ

1-РПП

16,083

4,467

9,516

16,653

0,219

0,383

16,302

4,85

2,042

1,951

РПП-6

67,281

16,857

10,98

19,216

2,172

3,801

69,453

20,658

10,039

9,591

6−3

25,326

8,406

3,05

5,338

0,179

0,314

25,505

8,72

1,077

0,948

6−2

36,829

7,57

4,026

7,046

0,47

0,823

37,299

8,393

1,812

1,983

2-ТЭЦ

12,201

-0,498

4,88

8,54

0,06

0,105

12,261

-0,393

0,489

0,923

ТЭЦ-5

40,201

11,992

4,026

7,046

0,586

1,025

40,787

13,017

2,216

2,034

5−4

23,414

5,944

10,812

22,26

0,521

1,074

23,935

7,018

3,593

3,956

Общие потери активной мощности в этом режиме МВт

Рисунок 20 — Уточненная расчетная схема для послеаварийного режима

Производим расчет падения напряжения и напряжения на шинах 110 кВ всех потребителей. Результаты помещаем в таблицу 30и 31.

Таблица 31 — Напряжения потребителей в послеаварийном режиме

ПС

1

2

3

4

5

6

ТЭЦ

РПП

U, кВ

113,474

113,705

114,427

111,977

113,302

105,896

115,015

115,500

7. Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов

Рисунок 21 — Схема замещения трансформатора

Режим наибольших нагрузок

Проверяем достаточность регулировочного диапазона РПН на П/ст1.

, Мвар,

;

Мвар

Определим для П/ст 1 низшее напряжение, приведенное к высшему:

, кВ,

кВ;

Тогда фактическое низшее напряжение, поддерживаемое на ПС1, составит:

, кВ.

Полученное напряжение отличается от желаемого напряжения, равного кВ, значит, необходимо отрегулировать это напряжение.

Определим напряжение, соответствующее желаемому коэффициенту трансформации:

кВ.

Определим величину, на которую необходимо изменить высшее напряжение:

Изменение напряжения за счет регулирования уровня одной ступенью составит (берется из паспортных данных трансформатора):

кВ.

Тогда необходимое количество ступеней составит:

Тогда напряжение ответвления составит:

кВ.

Определим отрегулированное низшее напряжение:

кВ.

Проводим аналогичные результаты для остальных подстанций, результаты заносим в таблицу 39. Также аналогично режиму наибольших нагрузок производим расчеты для режима наименьших нагрузок и послеаварийного режима результаты заносим в соответствующие таблицы.

Таблица 32 — Проверка достаточности регулировочного диапазона РПН трансформаторов в режиме наибольших нагрузок

П/ст

Uв ном, кВ

Uн ном, кВ

Uв, кВ

UНВ, кВ

UНфакт, кВ

nрасч

nфакт

Uн отр, кВ

1

115

10,5

113,474

111,665

10,665

-1,629

-2

10,572

2

115

10,5

113,705

111,323

10,164

-1,796

-2

10,54

3

115

10,5

114,427

112,04

10,23

-1,446

-2

10,607

4

115

10,5

111,977

110,119

10,054

-2,385

-3

10,621

5

115

10,5

113,302

111,462

10,177

-1,728

-2

10,553

6

115

11

110,646

100,901

9,651

-6,888

-7

11,025

Таблица 33 — Проверка достаточности регулировочного диапазона РПН трансформаторов в режиме наименьших нагрузок

П/ст

Uв ном, кВ

Uн ном, кВ

Uв, кВ

UНВ, кВ

UНфакт, кВ

nрасч

nфакт

Uн отр, кВ

1

115

10,5

114,194

112,396

10,262

-2,604

-3

10,841

2

115

10,5

114,483

111,812

10,209

-1,555

-2

10,586

3

115

10,5

114,630

112,241

10,248

-2,759

-3

10,826

4

115

10,5

112,882

111,047

10,139

-3,953

-4

10,916

5

115

10,5

113,832

112,001

10,226

-2,999

-3

10,803

6

115

11

113,217

111,255

10,642

-3,745

-4

11,458

Таблица 34 — Проверка достаточности регулировочного диапазона РПН трансформаторов в послеаварийном режиме

П/ст

Uв ном, кВ

Uн ном, кВ

Uв, кВ

UНВ, кВ

UНфакт, кВ

nрасч

nфакт

Uн отр, кВ

1

115

10,5

113,474

111,665

10,159

-1,629

-2

10,575

2

115

10,5

113,705

111,332

10,165

-1,792

-2

10,545

3

115

10,5

114,427

112,033

10,229

-2,967

-3

10,806

4

115

10,5

111,977

110,128

10,055

-2,38

-3

10,622

5

115

10,5

113,302

109,429

9,991

-2,721

-3

10,555

6

115

11

105,896

103,798

9,928

-5,472

-5

10,898

8. Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи электрической энергии

Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого суммируем потоки активной и реактивной мощности на головных участках для режима наименьших нагрузок:

Определяем потребляемую активную и реактивную мощность из системы:

,

,

МВт,

Мвар.

Определяем реактивную мощность энергосистемы:

,

Мвар.

Т. к., то принимаем решение увеличить общее количество компенсирующих устройств на:

; штук

Компенсирующие устройства следует увеличить на подстанциях ближайших к РПП. Таким образом увеличиваем КУ на подстанциях 1 и 6, тогда реактивная мощность, потребляемая на этих подстанциях после уменьшения КУ составит:

Мвар;

Мвар;

Тогда общее количество КУ составит 151+12=163

Определение себестоимости передачи электрической энергии

Pmax = 110,8 МВт — мощность потребляемая из сети в режиме наибольших нагрузок.

Pmin = Pmax •0,5 = 55,4 МВт — мощность потребляемая из сети в режиме наименьших нагрузок.

?Pmax = 4,207 МВт — потери активной мощности в линиях в режиме наибольших нагрузок.

?Pmin = 0,939 МВт — потери активной мощности в линиях в режиме наименьших нагрузок.

Тнб = 5300 число часов использования максимума

Определим число часов работы с максимальной нагрузкой, и число часов работы с минимальной нагрузкой.

Pmax•Tmax = Pmax •tmax + Pmin •tmin

tmax + tmin = 8760.

110,8•5300 = 110,8• tmax + 77,56•tmin;

tmax + tmin = 8760.

Число часов работы с максимальной нагрузкой tmax = 1840 ч,

Число часов работы с минимальной нагрузкой tmin = 6920 ч.

Потери электроэнергии в сети:

?W = ?Pmax • tmax + ?Pmin • tmin,

?W = 4,207•1840 + 0,939•6920 = 14 238,76 МВт•ч.

Полезный отпуск энергии в сеть:

Wп = Pmax • tmax + Pmin • tmin,

Wп = 110,8•1840 + 55,4•6920 = 587 240 МВт•ч.

Вся энергия, отпущенная в сеть за год:

W = ?W + Wп,

W = 14 238,76 + 587 240 = 601 478,76.

Издержки на потери энергии:

И?W = ?W•с,

И?W = 14 238,76 • 2 = 28 477,52 тыс. руб.

Стоимость КУ:

КЗ = КУД • QКУ • n • 60,22

КЗ = 450 • 0,4 • 163 • 60,22 = 1 766 854,8 тыс. руб.

Количество выключателей на стороне низшего напряжения подстанции:

n6,10 =,

где: — нагрузка на ПС (с учетом изменения количества КУ),

— мощность одного фидера.

,

,

,

,

.

Стоимость выключателей:

Тогда дисконтированные издержки составят:

Себестоимость переданной потребителям энергии составит:

.

КПД спроектированной сети составит:

%

Заключение

В выполненной курсовой работе была спроектирована сеть для электроснабжения промышленного района.

В качестве исходных данных были заданы электрические нагрузки потребителей, представленные в виде активной мощности в часы максимума и коэффициента мощности, а также категория потребителей по требуемой надежности электроснабжения. Также было задано географическое расположение потребителей и источников питания.

В ходе проектирования были составлены варианты сети и рассчитаны потокораспределения в них; определены экономически целесообразные напряжения и сечений проводов для линий с учетом технических ограничений; произведено технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них наиболее оптимального; расчет основных режимов проектируемой сети; компенсация реактивной мощности; обеспечение необходимого качества электроэнергии, поставляемой потребителям.

Основные параметры спроектированной сети:

— дисконтированные издержки ДИ = 3 681 021,8 тыс. руб. ;

— себестоимость передаваемой энергии C0 = 9,46 коп/кВт •ч;

— КПД сети? = 97,63%.

Список использованных источников

1 Хусаинов И. М. Примеры расчетов электрических сетей: Учебное пособие для студентов специальности 100 400 и направления 551 700. Саратов: СГТУ. 1998 94 с.

2 Идельчик В. И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989. 592 с.

3 Выбор номинального напряжения и конфигурации схемы электрической сети: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» / Сост. В. И. Мошкин. — Курган: Изд-во КГУ, 2004. — 24 с.

4 Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия. Ч. 1: Методические указания к курсовому проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» / Сост. В. И. Мошкин, Н. С. Деркач, Т. А. Стрижова. — Курган: Изд-во КГУ, 2005. — 55 с.

5 Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия. Ч. 2: Методические указания к курсовому проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» / Сост. В. И. Мошкин, Н. С. Деркач, Т.А. Стрижова- Курган: Изд-во КГУ, 2006. — 31 с.

6 Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Методическое пособие по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» для студентов специальностей 100 200 — Электроэнергетические системы и сети, 100 100 — Электрические станции, 210 400 — Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем очной, заочной и заочной в сокращенные сроки форм обучения / Сост. С. С. Ананичева, А. Л. Мызин, С. Н. Шелюг — Екатеринбург: Изд-во УГТУ-УПИ, 2005. -52 с.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой