Развитие районной электрической сети

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

  • Введение
    • 1. Анализ исходных данных
    • 1.1 Характеристика электрифицируемого района
    • 1.2 Характеристика потребителей
    • 1.3 Характеристика источника питания
    • 2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети
    • 2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии
    • 2.2 Составление баланса реактивной мощности
    • 3. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети
    • 3.1 Составление рациональных вариантов схем развитие сети
    • 3.2 Выбор (проверка) напряжения
    • 3.3 Выбор (проверка) сечений проводов
    • 3.4 Выбор (проверка) трансформаторов у потребителей
    • 3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта
    • 4. Расчёты параметров основных режимов работы сети
    • 4.1 Составление схемы замещения сети и определение её параметров
    • 4.2 Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок
    • 4.3 Расчёт и анализ режима наименьших нагрузок
    • 4.4 Расчёт и анализ послеаварийного режима
    • 5. Регулирование напряжения сети
    • 6. Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети
    • Приложения
    • Заключение
    • Библиографический список

Введение

В данном курсовом проекте рассматривается развитие районной электрической сети в связи с ростом нагрузок и подключением новых потребителей электроэнергии.

Для обеспечения электроснабжения потребителей необходимо задействовать второй источник питания (предполагается, что первый источник питания не может покрыть рост нагрузки). В качестве второго источника выступает узловая подстанция энергосистемы.

Исходными данными являются: конфигурация и параметры существующей сети (мощности и тип трансформаторов, схемы подстанций, напряжения и сечения проводов линий), географическое расположение новых пунктов, данные о потребителях электроэнергии (графики нагрузок, коэффициенты мощности, номинальные напряжения, состав потребителей по категориям надёжности), а также данные об источниках питания (тип, напряжение на шинах в различных режимах, коэффициент мощности генераторов). Исходя из этого, необходимо охарактеризовать электрифицируемый район, новых потребителей и источник питания, определить потребную району активную мощность и энергию, составить баланс реактивной мощности в проектируемой сети. После этого составляются не менее двух вариантов развития сети, для каждого из которых определяются параметры устанавливаемого при развитии оборудования (линии, трансформаторы у потребителей) и проверяется по техническим ограничениям ранее установленное оборудование, оказавшееся в более тяжёлых условиях в связи с ростом потребления, а также выбираются схемы ОРУ на новых и реконструируемых подстанциях. Затем для рассмотренных вариантов производится технико-экономический расчёт, по результатам которого выбирается наиболее экономичный вариант развития сети.

Для выбранного варианта производится расчёт и анализ основных рабочих и двух послеаварийных режимов работы с помощью ЭВМ, а также осуществляется регулирование напряжения у потребителей. Завершающим этапом проекта является определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети.

1. Анализ исходных данных

1.1 Характеристика электрифицируемого района

Развитие сети происходит в районе города Смоленска. Смоленская область располагается в центре Восточно-европейской равнины, в западной части Российской Федерации. Особенности физико-географического положения определяют основные черты природы области — умеренно-континентальный климат, преобладание возвышенностей и малых рек; широкое распространение лесов и древесно-подзолистых почв.

На территории области преобладают всхолмленные и волнистые равнины. Средняя высота поверхности над уровнем моря около 200 метров. Возвышенности занимают 61%, низменности — 39% площади области.

Климат Смоленской области умеренно континентальный с хорошо выраженными сезонами года. Лето сравнительно тёплое и влажное, зима умеренно холодная с постоянным снежным покровом. Среднегодовая температура воздуха изменяется по области от 3,4С на северо-востоке до 4,8С на юге. Максимальная температура воздуха +36С, минимальная — 32С. Годовая норма осадков изменяется по области от 630 до 730 мм. Относительная влажность воздуха в среднем за год изменяется по области от 79 до 82%. Среднемесячные значения ветра составляют в тёплый период — 3−4 м/с, в холодный — 4−5 м/с. Район по ветру — I.

Из опасных метеорологических явлений на территории области наиболее часты гололёд и грозы. Дней с гололёдом по области в среднем за год бывает от 13 до 20, с сильной грозой — 1−2 дня за лето. Число часов грозовой активности — от 40 до 60 в год. Район по гололёдности — III. Нормативная толщина стенки гололёда на высоте 10 метров от земли с повторяемостью 1 раз в 10 лет С = 15 мм. [3]

Из полезных ископаемых на территории области находится только бурый уголь. В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение и металлообработка, легкая, химическая, строительных материалов и пищевая промышленности.

1.2 Характеристика потребителей

Районная электрическая сеть питает пять пунктов потребителей электроэнергии. Согласно исходным данным добавляется ещё один пункт нагрузки (шестой) и происходит значительный рост нагрузки в пунктах 2 и 4. Эти три пункта и охарактеризуем.

В пункте 2 наибольшая зимняя нагрузка возросла с 40 МВт до 51 МВт. Максимум нагрузки наблюдается с 16 до 20 ч. Состав потребителей по категориям надёжности: 50% потребителей I категории, 30% - II категории и 20% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92.

В пункте 4 максимум нагрузки вырос с 9 до 20 МВт. Состав потребителей по категориям надёжности: 15% I категории, 15% - II категории и 70% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Максимум нагрузки наблюдается с 16 до 20 часов.

В пункте 6 нагрузка представлена крупным предприятием. Состав потребителей по категориям надёжности: 25% потребителей I категории, 25% - II категории и 50% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Максимум нагрузки наблюдается с 8 до 16 часов и составляет 19 МВт.

Во всех пунктах номинальное вторичное напряжение сети — 10кВ, летняя нагрузка составляет 50% от зимней.

1.3 Характеристика источника питания

Согласно исходным данным вторым источником питания является недавно сооружённая узловая подстанция 500/110/10 кВ. Необходимую сети мощность следует выдавать с шин 110 кВ по двухцепной линии, поскольку во всех пунктах нагрузки имеются потребители I категории.

Необходимость ввода второго источника питания связана с увеличением нагрузки в уже питаемых пунктах и добавлением двух новых пунктов нагрузки.

Средний номинальный коэффициент мощности генераторов системы, в которую входит район — 0,95.

Напряжения на шинах источников питания составляют при наибольших нагрузках — 105%, при наименьших — 101%, при тяжелых авариях в питающей сети — 105%.

На рисунке 1 представлена схема сети до реконструкции, новые пункты и источник.

Рис. 1.1 Географическое расположение пунктов.

Все ВЛ двухцепные, подстанции двухтрансформаторные. Сечение проводов существующих линий, мощности трансформаторов, нагрузка потребительских пунктов до и после реконструкции представлены ниже.

Вывод: в данной главе была охарактеризована районная электрическая сеть, состоящая из двух источников питания и шести пунктов потребления электроэнергии, дано описание электрифицируемого района.

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

Потребная мощность сети равна сумме максимальной зимней нагрузке:

,

Где — потребная мощность сети, — максимальная зимняя нагрузка. Построим графики нагрузки для каждого из пунктов в именованных единицах:.

Для зимнего графика нагрузки найдем максимальную суммарную активную и реактивную мощности нагрузки, графически просуммировав графики нагрузки всех пунктов, а также найдём активные мощности источников питания без учёта потерь:

;

; ,

где , — активные мощности пунктов 2 и 4 до роста нагрузки.

Таблица 2.1 Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для зимы.

t, час

0 — 4

4 — 8

8 — 12

12 — 16

16 — 20

20 — 24

До развития

, МВт

4,4

17,6

22

22

13,2

4,4

, МВт

8

24

32

32

40

8

, МВт

9,2

13,8

23

18,4

9,2

9,2

, МВт

1,8

5,4

7,2

7,2

9

1,8

, МВт

4,8

7,2

12

9,6

4,8

4,8

, МВт

28,2

68

96,2

89,2

76,2

28,2

После развития

, МВт

4,4

17,6

22

22

13,2

4,4

, МВт

10,2

30,6

40,8

40,8

51

10,2

, МВт

9,2

13,8

23

18,4

9,2

9,2

, МВт

4

12

16

16

20

4

, МВт

4,8

7,2

12

9,6

4,8

4,8

, МВт

3,8

15,2

19

19

11,4

3,8

, МВт

36,4

96,4

132,8

125,8

109,6

36,4

, МВт

28,2

68

96,2

89,2

76,2

28,2

, МВт

8,2

28,4

36,6

36,6

33,4

8,2

Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50% от зимней.

Принимаем активную мощность источника питания ИП-1 ограниченной и равной значению РИП сети до реконструкции:

Рассчитаем наибольшую активную мощность балансирующего источника питания ИП2:

Потребная мощность сети:

Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом числа дней:

,

где

— число зимних дней в году;

=165 — число летних дней в году;

— суточное потребление энергии зимой;

— суточное потребление энергии летом.

Полученные результаты сведем в таблицу 2. 2

Таблица 2.2 Годовое потребление электроэнергии.

№ пункта

№ 1

№ 2

№ 3

№ 4

№ 5

№ 6

WзимЧ, МВт

66 880

146 880

66 240

57 600

34 560

57 760

WлетЧ, МВт

27 588

60 588

27 324

23 760

14 256

23 826

Wгод, МВт

94 468

207 468

93 564

81 360

48 816

81 586

2.2 Составление баланса реактивной мощности

Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в трансформаторах и в линиях за вычетом зарядной мощности линий.

Считаем

Потери реактивной мощности в трансформаторе составляют приблизительно 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки.

МВАр

МВА

Потери реактивной мощности в трансформаторе:

МВАр

Найдем суммарную максимальную реактивную мощность нагрузки, путем графического суммирования графиков нагрузки каждого пункта:

Таблица 2.3 Суммирование графиков нагрузки каждого пункта.

t, час

0 — 4

4 — 8

8 — 12

12 — 16

16 — 20

20 — 24

, Мвар

2,01

8,02

10,02

10,02

6,01

2,01

, Мвар

4,35

13,04

17,38

17,38

21,73

4,35

, Мвар

4, 19

6,29

10,48

8,38

4, 19

4, 19

, Мвар

1,93

5,81

7,75

7,75

9,69

1,93

, Мвар

2, 19

3,28

5,47

4,37

2, 19

2, 19

, Мвар

1,62

6,48

8,09

8,09

4,86

1,62

, Мвар

16,29

42,92

59, 19

55,99

48,67

16,29

, Мвар

8,15

21,46

29,6

28,0

24,34

8,15

Потребная реактивная мощность:

МВАр

Реактивная мощность источников питания:

МВАр

cosГ = 0,95 tgГ = 0,328

Во всех пунктах устанавливаются компенсирующие устройства БСК.

Мощность компенсирующих устройств:

Желаемая реактивная мощность в каждом пункте:

;

Для шестого пункта:

cos6 = 0,92 tg6 = 0,426

МВАр выбираем компенсирующие устройства УК-10 — 900, количество 4 шт.

Действительная реактивная мощность КУ6:

QКУ6действ. = 900 410-3 = 3,6 МВАр

Реактивная мощность нагрузки с учётом компенсации:

Q6MAX = Q6MAX — QКУ6действ. = 8,09- 3,6 = 4,49 МВАр

cos6 = 0,973

Расчёт остальных компенсирующих устройств сведём в таблицу:

Таблица 2.3 — Расчёт компенсирующих устройств.

Пункт:

1

2

3

4

5

6

cos

0,91

0,92

0,91

0,9

0,91

0,92

tg

0,456

0,426

0,456

0,484

0,456

0,426

PMAX, МВт

22

51

23

20

12

19

, МВАр

4,818

9,639

5,037

4,94

2,628

3,591

QMAX, МВАр

10,02

17,38

10,48

7,75

5,47

8,09

Тип КУ

УК-10−1350

УК-10−675

УК-10−1350

УК-10−1350

УК-10−675

УК-10−900

Количество, шт.

4

14

4

4

4

4

QКУдейств. , МВАр

5,4

9,45

5,4

5,4

2,7

3,6

Q'MAX, МВАр

4,62

7,93

5,08

2,35

2,77

4,49

tg

0,21

0,155

0,221

0,118

0,231

0,236

cos

0,9786

0,9882

0,9764

0,9931

0,9743

0,9671

Вывод: в данной главе для каждого пункта были построены графики нагрузок в именованных единицах, затем, просуммировав графики, определили максимальную суммарную активную и реактивную мощности нагрузки, активные мощности источников питания без учёта потерь, а также нашли часы, в которые достигается максимум нагрузки. После этого была определена потребная району активная мощность и годовое потребление электроэнергии, составлен баланс реактивной мощности и выбраны компенсирующие устройства, также были рассчитаны параметры нагрузки с учётом компенсации реактивной мощности (Q'i, cosi), необходимые для дальнейших расчётов.

3. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети

3.1 Составление рациональных вариантов схем развитие сети

Составим несколько вариантов схем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий электропередач. Схема должна быть надежной, гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающих в результате изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях.

Схема должна обеспечивать оптимальный уровень токов к. з.

Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды.

Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов — линий и подстанций, с возможно наименьшими изменениями существующей сети.

Для заданного географического расположения новых пунктов нагрузки, второго источника питания и имеющейся схемы старой сети электроснабжения района составим два варианта схемы развития сети и для каждого из вариантов найдём суммарную длину новых линий (с учётом 5% надбавки из-за рельефа местности).

Исходя из этих требований рассмотрим два варианта развития сети:

вариант 1 вариант 2

Рис. 3.1 Варианты развития сети.

Суммарная длина сети до реконструкции: км.

L 4−6 = 23,5 км

L ИП2−4 = 33,8 км

км

L 3−6 = 30,9 км

L ИП2−2 = 63,21 км

км

3.2 Выбор (проверка) напряжения

Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двух цепные (N = 2).

Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий. Выбор будем производить по формуле Илларионова Г. А. :

,

где — мощность на одну цепь [МВт], — длина [км].

Произведем выбор напряжения линий для вариантов схем сети.

Прежде, чем определять напряжения, найдём перетоки активных мощностей по линиям (без учёта потерь мощности) для обоих вариантов сети.

Так как в первом варианте нагрузка в пунктах 1, 3 и 5 не изменилась, то и перетоки мощности по линиям ИП1−1, ИП1−3 и 2−5 не изменились, и напряжения остались прежними, поэтому вновь производить выбор напряжений на этих линиях нецелесообразно. Во втором варианте не изменилась нагрузка в пункте 1 и 5, соответственно и перетоки мощности не изменились по этим линиям, поэтому выбор напряжений в этих пунктах производить не будем.

Таблица 3.1 — Перетоки мощности по линиям

Географическое расположение

0−4

4−8

8−12

12−16

16−20

20−24

Вариант 1

РИП1−2 = РИП1 — Р1 — Р3

14,6

36,6

51,2

48,8

53,8

14,6

Р2−4 = РИП2 - Р6 - Р4

0,4

1,2

1,6

1,6

2

0,4

Р4−6 = Р6

3,8

15,2

19

19

11,4

3,8

РИП2−4 = РИП2

8,2

28,4

36,6

36,6

33,4

8,2

Вариант 2

РИП1−2 = РИП1 - Р3 - Р6 - Р1

10,8

21,4

32,2

29,8

42,4

10,8

РИП1−3 = Р3 + Р6

13,0

29,0

42

37,4

20,6

13,0

Р2−4 = Р4

4

12

16

16

20

4

Р3−6 = Р6

3,8

15,2

19

19

11,4

3,8

РИП2−2 = РИП2

8,2

28,4

36,6

36,6

33,4

8,2

Проведём расчёт напряжений только для новых линий и для существующих линий, перетоки мощности по которым изменяются в связи с развитием сети. Расчёт сведём в таблицу:

Таблица 3.2 — Выбор напряжения

Географическое расположение

Длина, км

Рмакс, МВт

UЭК, кВ

Uном, кВ

Вариант 1

ИП1−2

26,5

53,8

94,57

110

2−4

45,6

2

19,96

110

4−6

23,5

19

59,29

110

ИП2−4

33,8

36,6

81,27

110

Вариант 2

ИП1−2

26,5

42,4

85,5

110

ИП1−3

36,8

42

86,83

110

2−4

45,6

20

61,9

110

3−6

30,9

19

59,83

110

ИП2−2

63,2

36,6

83,18

110

В варианте 1 есть необходимость перехода на напряжение 110 кВ для линии 2−4, т. к два источника питания с высшим напряжением сети 110кВ не могут связываться линией 35 кВ.

Итак, напряжение новых линий (ИП2−4 и 4−6) в первом варианте равно 110 кВ, во втором варианте напряжение линий (ИП2−2 и 3−6) такое же, т. е. 110 кВ. Напряжение старых линий, по которым изменились перетоки мощности — 110 кВ.

3.3 Выбор (проверка) сечений проводов

Критерием для выбора сечений проводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Сечение провода выбирается с использованием нормированных значений экономической плотности тока, при этом необходимо учесть, что эти значения относятся только к проектируемым линиям и не являются критерием экономической нагрузки существующих линий. На таких линиях по сравнению с прокладкой дополнительных цепей или заменой проводов проводами больших сечений допускается превышение (вплоть до двукратного) нормативных величин плотности тока. [1]

Будем рассматривать только новые линии и те существующие линии, перетоки мощности по которым изменяются в связи с развитием сети.

Рассмотрим подробно выбор сечения проводов для линии 2−4 варианта № 1:

Поскольку старая линия 2−4 35кВ демонтируется в связи с переходом на 110 кВ, то старый провод (АС-95/16) на новой линии использован быть не может независимо от рассчитанного сечения, так как провода не перевешиваются с одной линии на другую из-за значительных повреждений самого провода при монтаже и демонтаже.

МВт

МВАр

МВА

Расчетная токовая нагрузка:

А

Найдём число часов максимума нагрузки, пердаваемой по линии:

МВтч

МВтч

МВтч

ч/год

По таблице 3. 12 [1] определяем нормированную плотность тока jН = 0,9 А/мм2 (для алюминиевых проводов при ТМАХ от 3000 до 5000 ч/год)

Расчётное сечение провода:

мм2

По таблице 3. 15 [1] выбираем стандартное сечение провода F = 70 мм2 и соответствующий ему провод АС-70/11.Т. к. для напряжения 110 кВ минимальное сечение Fmin = 70 мм2.

Выбранное сечение провода необходимо проверить по двум условиям:

1) По нагреву:

— допустимое значение длительного тока для провода марки АС-150/24 (таблица 3. 15 [1])

Так как N = 2, то А

265 А > 10,56 А условие выполняется

2) По условиям короны:

Для напряжения 110 кВ минимальное сечение по условию короны: АС-70/11, следовательно, выбранное сечение проходит.

По таблице 3.8 [1] определяем параметры линии:

Ом/км Ом

Ом/км Ом

Выбор сечений проводов линий сведем в таблицу:

Таблица 3.3 — Выбор сечений проводов для варианта № 1

Линия

ИП1−2

2−4

4−6

ИП2−4

РВЛ MAX, МВт

53,8

2

19

36,6

QВЛ MAX, МВАр

20, 19

0,24

4,48

12,01

SВЛ MAX, МВА

57,46

2,01

19,52

38,52

UНОМ, кВ

110

110

110

110

IРАСЧ, А

150,8

5,28

51,2

101,1

TMAX, ч/год

4612

4068

4294

4674

jН, А/мм2

0,9

0,9

0,9

0,9

FРАСЧ, мм2

167,6

5,87

56,9

112,3

Марка провода

АС-120/19

АС-70/11

АС-70/11

АС-120/19

Проверка по нагреву

IДОП, А

390

265

265

390

IРАБ. MAX, А

301,6

10,56

102,4

202,2

Проверка по короне

Fmin, мм2

70

70

70

70

F, мм2

120

70

70

120

Определение параметров линии

r0, Ом/км

0,244

0,422

0,422

0,244

x0, Ом/км

0,427

0,444

0,444

0,427

LВЛ, км

26,5

45,6

23,5

33,8

RВЛ, Ом

3,24

9,62

4,96

4,12

XВЛ, Ом

5,66

10,12

5,22

7,22

Таблица 3.4 — Выбор сечений проводов для варианта № 2

Линия

ИП1−2

ИП1−3

2−4

3−6

ИП2−2

РВЛ MAX, МВт

42,4

42

20

19

36,6

QВЛ MAX, МВАр

17,45

9,57

2,36

4,48

12,01

SВЛ MAX, МВА

45,87

43,08

20,14

19,52

38,52

UНОМ, кВ

110

110

110

110

110

IРАСЧ, А

120,4

113

52,9

51,2

101,1

TMAX, ч/год

3928

4170

4068

4296

4674

jН, А/мм2

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

FРАСЧ, мм2

133,6

125,6

58,7

56,9

112,3

Марка провода

АС-120/19

АС-120/19

АС-70/11

АС-70/11

АС-120/19

Проверка по нагреву

IДОП, А

390

390

265

265

390

IРАБ. MAX, А

240,8

226

105,8

102,4

202,2

Проверка по короне

Fmin, мм2

70

70

70

70

70

F, мм2

120

120

70

70

120

Определение параметров линии

r0, Ом/км

0,159

0,244

0,422

0,422

0,244

x0, Ом/км

0,413

0,427

0,444

0,444

0,427

LВЛ, км

26,5

36,8

45,6

30,9

63,2

RВЛ, Ом

3,24

4,49

9,62

6,52

7,71

XВЛ, Ом

5,66

7,86

10,12

6,86

13,49

Сечение проводов проверяют по допустимой токовой нагрузке по нагреву. По потерям напряжения ВЛ 35 кВ и выше не подлежат, т. к повышение уровня напряжения путём увеличения сечения проводов по сравнению с применением трансформаторов с РПН и средств компенсации реактивной мощности экономически нецелесообразно. По короне проверяют провода, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка не производиться, если сечения проводов равны минимально допустимым по условиям короны или превышает их [1].

3.4 Выбор (проверка) трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов у потребителей сводится к выбору числа, типа и мощности трансформаторов. У нас все подстанции двухтрансформаторные, так как в каждом пункте есть потребители I категории. Будем брать трансформаторы только с РПН (регулирование под нагрузкой).

Номинальная мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции определяется аварийным режимом работы. При установке двух трансформаторов, их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей. По таблице 1. 37 [2] находим зимнюю эквивалентную температуру для рассматриваемого района:. Поскольку нагрузка изменилась только в пунктах 2, 4, 6, то произведём выбор трансформаторов только в этих пунктах, причём для обоих рассматриваемых вариантов развития трансформаторы будут одинаковыми. Выбор трансформатора в пункте 2:

PТ2 = P2 + P5; QТ2 = Q'2 + Q'5;

Таблица 3.5 — Нагрузка трансформатора T2

t, час

0 — 4

4 — 8

8 — 12

12 — 16

16 — 20

20 — 24

Р2, МВт

10,2

30,6

40,8

40,8

51

10,2

Р5, МВт

4,8

7,2

12

9,6

4,8

4,8

РТ2, МВт

15

37,8

52,8

50,4

55,8

15

Q'2, МВАр

1,58

4,74

6,32

6,32

7,91

1,58

Q'5, МВАр

1,11

1,66

2,77

2,22

1,11

1,11

QТ2, МВАр

2,69

6,4

9,09

8,54

9,02

2,69

SТ2, МВА

15,24

38,34

53,58

51,12

56,52

15,24

МВА

Проверим возможность работы при данной нагрузке уже существующих в пункте 2 трансформаторов ТДТН-40 000/110:

МВА

По графику нагрузки определяем:

Интервал недогрузки t = 12 ч

Интервал перегрузки h = 12 ч

Эквивалентная нагрузка за период недогрузки:

МВА

Эквивалентная нагрузка за период перегрузки:

МВА

Коэффициент загрузки на интервале

t:

Коэффициент перегрузки на интервале h:

;

По таблице 1. 36 [2] определяем K2ДОП = 1,5 > K трансформатор проходит. Выбор трансформатора в пункте 4:

PТ4 = P4;;

Таблица 3.6 — Нагрузка трансформатора T4

t, час

0 — 4

4 — 8

8 — 12

12 — 16

16 — 20

20 — 24

Р4, МВт

4

12

16

16

20

4

РТ4, МВт

4

12

16

16

20

4

SТ4, МВА

4,03

12,08

16,11

16,11

20,14

4,03

МВА

Проверим возможность установки трансформаторов ТДН-16 000/110:

МВА

МВА

МВА

;

По таблице 1. 36 [2] определяем K2ДОП = 1,5 > K трансформатор проходит. Выбор трансформаторов в пункте 6:

PТ6 = P6;;

Таблица 3.7 — Нагрузка трансформатора T6

t, час

0 — 4

4 — 8

8 — 12

12 — 16

16 — 20

20 — 24

Р6, МВт

3,8

15,2

19

19

11,4

3,8

РТ6, МВт

3,8

15,2

19

19

11,4

3,8

SТ6, МВА

3,93

15,72

19,65

19,65

11,79

3,93

МВА

Проверим возможность установки трансформаторов ТДН-16 000/110:

МВА

МВА

МВА

;

По таблице 1. 36 [2] определяем K2ДОП = 1,5 > K2 трансформатор проходит.

3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

Чтобы выбрать один вариант схемы развития сети из двух, для каждой схемы необходимо провести технико-экономический расчёт.

Варианты сопоставляются по приведенным затратам на сооружение сети и её эксплуатацию. При этом допускается сопоставление только в отличающихся частях вариантов схем. Экономически целесообразным принимается вариант, характеризуемый наименьшими приведенными затратами при условии, что затраты на другой вариант превышают наименьшие более чем на 5%.

При выполнении технико-экономических расчётов используются укрупнённые показатели стоимости элементов электрических сетей.

Приведенные затраты:

EН = 0,12 — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений

— суммарные капиталовложения в подстанции и линии,

— суммарные издержки

У — ущерб от недоотпуска электроэнергии, принимаем У = 0, поскольку у нас все линии двухцепные, подстанции двухтрансформаторные, а двойные аварии мы не рассматриваем.

В расчёте будем сравнивать только отличающиеся части схем. Таковыми являются:

Для первого варианта:

Для второго варианта:

1) Линия ИП2−4

2) Линия 4−6

3) ОРУ ВН пункта 4

1) Линия ИП2−2

2) Линия 3−6

3) ОРУ ВН пункта 2

Капиталовложения в подстанцию 2, 4, 6, издержки на потери электроэнергии в трансформаторах подстанций 2, 4, 6, постоянная часть затрат на реконструкцию подстанции 2, а также возвратная стоимость демонтируемой подстанции 4 (35 кВ) и двух выключателей 35 кВ из ОРУ СН подстанции 2 в обоих вариантах одинаковы.

Технико-экономический расчёт для варианта № 1:

Капиталовложения в линии:

,

где К0 — стоимость сооружения одного километра линии, тыс. руб/км (таблица 7.5 [1]), L — длина линии, км.

Предположим, что все опоры стальные.

Расчёт сведём в таблицу:

Таблица 3.8 — Капитальные вложения в линии варианта № 1

Линия

ИП2−4

4−6

Марка провода

АС-120/19

АС-70/11

UНОМ, кВ

110

110

Длина, км

33,8

23,5

К0, тыс. руб/км

64

64

КВЛ, тыс. руб

2163

1504

К?ВЛ = КИП2−4 + К4−6 = 2163 + 1504 = 3667 тыс. руб.

Капиталовложения в подстанции:

В нашем случае это только капиталовложения в ОРУ ВН подстанции 4.

Два источника питания могут быть связаны обязательно через сборные шины в каком либо из пунктов. В нашем случае это ПС 4. Выберем схему ОРУ ВН 110 — 12 «Одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем», количество присоединений равно 8 (3 двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Число ячеек: NЯЧ = 8 + 2 = 10 (8 присоединений + 2 ячейки обходного и секционного выключателей)

Стоимость ОРУ ВН: тыс. руб., где 75 тыс. руб. — стоимость одной ячейки с масляным выключателем 110 кВ (таблица 7. 16 [1]).

К?ПС = 750 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения:

тыс. руб.

Суммарные издержки:

,

где:

, — ежегодные издержки на обслуживание и ремонты воздушных линий и подстанций соответственно.

— ежегодные издержки на потери электроэнергии в сети.

; ,

где:

, — ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий и подстанций соответственно, в процентах от капиталовложений.

% для ВЛ 35 кВ и выше на стальных опорах

(таблица 6.2 [1])

% для электрооборудования и распределительных устройств до 150 кВ (таблица 6.2 [1])

тыс. руб.

тыс. руб.

,

где:

p0 = 1,0 коп/кВт·ч — стоимость 1 кВт·ч потерянной электроэнергии

ДW — годовые потери электроэнергии в сети, МВт·ч

В нашем случае ДW — потери электроэнергии в линиях ИП2−4, 4−6, 4−2, ИП1−2, ИП1−3.

Найдём годовые потери электроэнергии в линии ИП2−4:

МВт

ч

МВт·ч

Расчёт потерь в линиях сведём в таблицу:

Таблица 3.9 — Годовые потери электроэнергии в линиях варианта № 1

Линия

ИП2−4

4−6

2−4

ИП1−2

1−3

SВЛ MAX, МВА

38,52

19,52

2,01

57,46

23,54

UНОМ, кВ

110

110

110

110

110

RВЛ, Ом

4,12

4,96

9,62

3,24

5,63

ТMAX Л, ч

4674

4294

4068

4612

4068

ф Л, ч

3064

2683

2468

3000

2468

ДPВЛ, МВт

0,505

0,156

0,0032

0,884

0,258

ДWВЛ, МВт•ч

1547,3

419,1

7,89

2652

636,3

МВт·ч

Тогда издержки на потери электроэнергии:

тыс. руб.

Суммарные издержки:

тыс. руб.

Приведенные затраты:

тыс. руб.

Технико-экономический расчёт для варианта № 2:

Капиталовложения в линии:

Расчёт представлен в виде таблицы:

Таблица 3. 10 — Капитальные вложения в линии варианта схемы № 2

Линия

ИП2−2

3−6

Марка провода

АС-120−19

АС-70/11

UНОМ, кВ

110

110

Длина, км

63,2

30,9

К0, тыс. руб/км

64

64

КВЛ, тыс. руб

4045

1978

К?ВЛ = КИП2−2 + К3−6 = 4045 + 1978 = 6023 тыс. руб.

Капиталовложения в подстанции:

В нашем случае это только капиталовложения в ОРУ ВН подстанции 2.

Схема ОРУ ВН: 110 — 12

Число ячеек: NЯЧ = 8 + 2 = 10 (8 присоединений + 2 ячейки обходного и секционного выключателей)

Стоимость ОРУ ВН: тыс. руб., где 75 тыс. руб. — стоимость одной ячейки с масляным выключателем 110 кВ (таблица 7. 16 [1]).

К?ПС = 750 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения:

тыс. руб.

Суммарные издержки:

Издержки на обслуживание и ремонт:

тыс. руб.

тыс. руб.

Издержки на потери электроэнергии в сети:

Расчёт потерь в линиях представлен в виде таблицы:

Таблица 3. 11 — Годовые потери электроэнергии в линиях варианта схемы № 2

Линия

ИП2−2

2−4

ИП1−2

ИП1−3

3−6

SВЛ MAX, МВА

38,52

20,14

45,87

43,08

19,52

UНОМ, кВ

110

110

110

110

110

RВЛ, Ом

7,71

9,62

3,24

4,49

6,52

ТMAX Л, ч

4674

4068

3928

4170

4296

ф Л, ч

3064

2468

2340

2564

2685

ДPВЛ, МВт

0,945

0,322

0,563

0,689

0, 205

ДWВЛ, МВт•ч

2896,7

795,9

1317,4

1765,7

551,2

МВт·ч

Издержки на потери электроэнергии:

тыс. руб.

Суммарные издержки:

тыс. руб.

Приведенные затраты:

975,56 тыс. руб.

Итак, получили: З1= 653,2 тыс. руб. З2= 975,56 тыс. руб.

Найдём разницу в процентах:

> 5%,

следовательно, выбираем вариант развития сети № 1

Вывод: в данной главе были составлены два рациональных варианта схемы развития сети, для которых были выбраны (для новых) и проверены (для существующих) напряжения и сечения проводов линий, а также выбраны (проверены) трансформаторы у потребителей. Затем был проведён технико-экономический расчёт, по результатам которого был выявлен наиболее экономичный вариант развития сети.

4. Расчёты параметров основных режимов работы сети

Расчёт режимов будет производиться на ЭВМ методом Ньютона при помощи программы RUR.

4.1 Составление схемы замещения сети и определение её параметров

Рис 4.1 Схема замещения сети

Параметры схемы замещения для линий:

;; ,

где:

RЛ — активное сопротивление линии, Ом

XЛ — реактивное сопротивление линии, Ом

BЛ — реактивная проводимость линии, мкСм

r0 — удельное активное сопротивление линии, Ом/км (таблица 3.8 [1])

x0 — удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км (таблица 3.8 [1])

b0 — удельная реактивная проводимость линии, мкСм/км (таблица 3.8 [1])

N = 2 — число цепей линии

L — длина линии, км

Параметры линий сведём в таблицу:

Таблица 4. 1 - Параметры линий

Линия

ИП1−1

ИП1−3

ИП1−2

2−4

2−5

4−6

ИП2−4

UНОМ, кВ

110

110

110

110

35

110

110

Марка провода

АС-95/16

АС-95/16

АС-120/19

АС-70/11

АС-120/19

АС-70/11

АС-120/19

Длина, км

36,8

36,8

26,5

45,6

30,9

23,5

33,8

r0, Ом/км

0,306

0,306

0,244

0,422

0,249

0,422

0,244

x0, Ом/км

0,434

0,434

0,427

0,444

0,414

0,444

0,427

b0, мкСм/км

2,611

2,611

2,658

2,547

0

2,547

2,658

RЛ, Ом

5,63

5,63

3,24

9,62

3,85

4,96

4,12

XЛ, Ом

7,99

7,99

5,66

10,12

6,4

5,22

7,22

BЛ, мкСм

192,2

192,2

140,9

232,2

0

119,7

179,7

Параметры схемы замещения для трансформаторов:

RТ — активное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 5. 12 — 5. 14 [1])

XТ — индуктивное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 5. 12 — 5. 14 [1])

;;, где:

GТ - активная проводимость трансформатора, приведенная к стороне НН, мкСм

BТ - реактивная проводимость трансформатора, приведенная к стороне НН, мкСм

КТ - коэффициент трансформации трансформатора

ДPX — потери холостого хода трансформатора, МВт (таблица 5. 12 — 5. 14 [1])

IX — ток холостого хода трансформатора,% (таблица 5. 12 — 5. 14 [1])

SНОМ — номинальная мощность трансформатора, МВА

UНОМ НН — номинальное напряжение обмотки НН, кВ (таблица 5. 12 — 5. 14 [1])

UНОМ ВН — номинальное напряжение обмотки ВН, кВ (таблица 5. 12 — 5. 14 [1])

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивления в схеме замещения необходимо уменьшить в 2 раза, а проводимости увеличить в 2 раза. Параметры трансформаторов сведём в таблицы:

Таблица 4. 2 - Параметры двухобмоточных трансформаторов

№ пункта

1

3

4

5

6

Трансформатор

ТДН — 16 000/110

ТДН — 16 000/110

ТДН — 16 000/110

ТМН — 6300/35

ТДН — 16 000/110

SНОМ, МВА

16

16

16

6,3

16

UНОМ ВН, кВ

115

115

115

35

115

UНОМ НН, кВ

11

11

11

11

11

КT

0,9 565

0,9 565

0,9 565

0,31 428

0,9 565

ДUРЕГ,%

± 9 Ч 1,78

± 9 Ч 1,78

± 9 Ч 1,78

± 6 Ч 1,5

± 9 Ч 1,78

RT/2, Ом

2, 19

2, 19

2, 19

0,7

2, 19

XT/2, Ом

43,35

43,35

43,35

7,3

43,35

PХ, МВт

0,019

0,019

0,019

0,0092

0,019

IХ,%

0,7

0,7

0,7

0,9

0,7

2·GT, мкСм

314

314

314

152

314

2·BT, мкСм

1851,2

1851,2

1851,2

937

1851,2

Таблица 4. 3 - Параметры трёхобмоточного трансформатора Т-2

Трансформатор

ТДТН -40 000/110

SНОМ, МВА

40

UНОМ ВН, кВ

115

UНОМ СН, кВ

38,5

UНОМ НН, кВ

10,5

kT В-Н

0,0913

kT С-Н

0,33 478

ДUРЕГ,%

± 9 Ч 1,78

RВ/2; RС/2; RН/2, Ом

0,4; 0,4; 0,4

XВ/2; XС/2; XН/2, Ом

17,75; 0; 11,15

PХ, МВт

0,043

IХ,%

0,6

2·GН, мкСм

390

2·BН, мкСм

2176,9

2·GС, мкСм

29

2·BС, мкСм

161,9

4.2 Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок

Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе зимой в нормальном режиме работы сети при включенных компенсирующих устройствах. (таблицы 2. 1, 2. 3)

Таблица 4.4 — Максимальная нагрузка в системе в зимний период

№ пункта

1

2

3

4

5

6

PН, МВт

22

40,8

23

16

12

19

QН, МВАр

4,62

6,324

5,083

1,888

2,772

4,484

По условию, в режиме наибольших нагрузок на шинах источников питания поддерживается напряжение: кВ. Активную мощность первого источника питания ИП1 считаем ограниченной и равной мощности, выдаваемой им в режиме наибольших нагрузок в старой сети, то есть PИП1 = 100,98 МВт. Исходные данные и результаты расчета режима наибольших нагрузок приведены в приложении, А (таблицы А.1 — А. 3). Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4. 5:

Таблица 4.5 — Напряжения у потребителей в режиме НБ

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U, кВ

10,7

10,2

10,7

10,8

10,9

10,5

Согласно ПУЭ, эти напряжения в режиме наибольших нагрузок должны быть не ниже 105% номинального (10,5 кВ), следовательно, необходимо осуществить регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов (рассматривается в 5 главе).

4.3 Расчёт и анализ режима наименьших нагрузок

Для режима наименьших нагрузок берем минимальную нагрузку в системе летом в нормальном режиме работы сети при отключенных компенсирующих устройствах.

Из таблицы 2.3 находим, что минимальная нагрузка летом наблюдается с 20 часов до 4 часов. Учитывая, что она составляет 50% от соответствующей зимней нагрузки, составим таблицу:

Таблица 4.6 — Минимальная нагрузка в системе в летний период

№ пункта

1

2

3

4

5

6

PН, МВт

2,2

5,1

4,6

2

2,4

1,9

QН, МВАр

1,005

2,175

2,095

0,965

1,095

0,81

По условию, в режиме наименьших нагрузок на шинах источников питания поддерживается напряжение:

кВ

Активную мощность первого источника питания ИП1 считаем ограниченной и равной мощности, выдаваемой им в режиме наименьших нагрузок в старой сети, то есть PИП1 = 14,35 МВт

Исходные данные и результаты расчета режима наименьших нагрузок приведены в приложении, А (таблицы А.4 — А. 6). Параметры ветвей такие же как и в режиме наибольших нагрузок.

Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4. 7:

Таблица 4.7 — Напряжения у потребителей в режиме НМ

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U, кВ

10,6

10,1

10,5

10,6

11,4

10,6

Согласно ПУЭ, эти напряжения в режиме наименьших нагрузок должны быть не выше 100% номинального (10 кВ), следовательно, необходимо осуществить регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов.

4.4 Расчёт и анализ послеаварийного режима

а) Отключение одной цепи наиболее загруженной линии в режиме наибольших нагрузок.

Основываясь на данных таблицы 3. 1, можно сказать, что самой загруженной является линия ИП1−2 (PMAX = 53,8 МВт). При отключении одной её цепи на подстанции 2 оба трансформатора остаются в работе. Следовательно, во всей сети меняются только параметры линии ИП1−2 и 2−4, т. к отключается вся линия до узловой подстанции (сопротивление увеличивается в 2 раза, проводимость уменьшается в 2 раза).

Новые параметры линии ИП1−2: Ом

Ом, мкСм

Параметры узлов будут такими же как и в режиме наибольших нагрузок, за исключением напряжений на шинах ИП1, ИП2. С целью более равномерного распределения реактивной мощности между источниками питания (пропорционально их активным мощностям), опытным путём были выбраны следующие значения напряжений:

кВ

Активная мощность первого источника питания ИП1 принята равной мощности, выдаваемой им в режиме наибольших нагрузок в старой сети:

PИП1 = 102,07 МВт

Исходные данные и результаты расчета этого режима приведены в приложении, А (таблицы А.7 — А. 9).

Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4. 8:

Таблица 4.8 — Напряжения у потребителей в ПАР с отключением линии

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U, кВ

10,7

10,1

10,7

10,7

10,7

10,5

Согласно ПУЭ, эти напряжения в послеаварийном режиме должны быть не ниже 100% номинального (10 кВ), следовательно, регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов можно выполнять, а можно и не выполнять. Т.к. напряжения в некоторых пунктах получились высокие, то выполним регулирование.

б) Отключение одного самого мощного трансформатора в режиме наибольших нагрузок.

Самыми мощными в рассматриваемой сети являются трансформаторы пункта 2 (SНОМ = 40 МВА). При отключении одного из них все линии, заходящие на подстанцию, остаются в работе. Следовательно, во всей сети меняются только параметры группы трансформаторов Т2 (сопротивление увеличивается в 2 раза, проводимость уменьшается в 2 раза).

Новые параметры

Т2: Ом;

Ом; Ом; Ом;

мкСм; мкСм;

мкСм; мкСм;

Параметры узлов будут такими же как и в режиме наибольших нагрузок

Активная мощность первого источника питания ИП1 принята равной мощности, выдаваемой им в режиме наибольших нагрузок в старой сети, поскольку послеаварийный режим с отключением трансформатора ранее не считался.

PИП1 = 102,07 МВт

Исходные данные и результаты расчета этого режима приведены в приложении, А (таблицы А. 10 — А. 12). Полученные в результате расчёта напряжения на шинах 10 кВ подстанций, представлены в таблице 4. 9:

Таблица 4.9 — Напряжения у потребителей в ПАР с отключением трансформатора

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U, кВ

10,7

10,1

10,7

10,7

10,8

10,5

Согласно ПУЭ, эти напряжения в послеаварийном режиме должны быть не ниже 100% номинального (10 кВ), следовательно, регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов можно выполнять, а можно и не выполнять. Т.к. напряжения в некоторых пунктах получились высокие, то выполним регулирование.

Вывод: в данной главе была составлена схема замещения сети и определены параметры всех её элементов. Затем с помощью ЭВМ был произведён расчёт режима наибольших нагрузок, наименьших нагрузок и двух послеаварийных режимов. Для каждого режима были найдены мощности источников питания, потери в сети, КПД сети, напряжения в узлах нагрузки и показана необходимость регулирования напряжения с помощью РПН.

5. Регулирование напряжения сети

Для того чтобы выдержать необходимые отклонения напряжения на приёмниках, ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок это напряжение должно быть не ниже 105% номинального, в период наименьших — не выше 100% номинального, а в послеаварийном — не ниже 100% номинального.

Для регулирования напряжения будем применять трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН).

Выберем необходимое число отпаек РПН трансформаторов для всех рассмотренных ранее режимов следующим образом: выбираем № отпайки, рассчитываем коэффициент трансформации, изменённый коэффициент трансформации вводим для повторного расчёта режима на ЭВМ, и так продолжаем до тех пор пока не получим во всех пунктах желаемое напряжение.

Коэффициент трансформации считается по формуле: [5]

,

Где X — шаг изменения напряжения с помощью РПН, n — номер отпайки

Результаты расчёта режимов с отрегулированными напряжениями приведены в приложении Б. Выбранные отпайки, соответствующие коэффициенты трансформации и результаты регулирования представлены в таблицах 5.1 — 5. 4:

Таблица 5.1 — Регулирование напряжения в режиме НБ

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U до регулирования, кВ

10,7

10,2

10,7

10,8

10,9

10,5

КТ до регулирования

0,9 565

0,0913

0,3348

0,9 565

0,9 565

0,31 428

0,9 565

Выбранная отпайка

-1 Ч 1,78

+2 Ч 1,78

0 Ч 1,78

-1 Ч 1,78

-2 Ч 1,5

0 Ч 1,78

изменённый КТ

0,0939

0,0946

0,3288

0,9 565

0,0939

0,305

0,9 565

U, кВ

10,5

10,6

10,7

10,5

10,6

10,6

Таблица 5.2 — Регулирование напряжения в режиме НМ

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U до регулирования, кВ

10,6

10,1

10,5

10,6

11,4

10,6

КТ до регулирования

0,9 565

0,0913

0,3348

0,9 565

0,9 565

0,31 428

0,9 565

Выбранная отпайка

-3Ч 1,78

-1Ч 1,78

-3Ч 1,78

-3Ч 1,78

-4Ч 1,5

-3Ч 1,78

изменённый КТ

0,0905

0,0905

0,295

0,0905

0,0905

0,311

0,0905

U, кВ

10

9,9

9,9

10

9,9

10

Таблица 5.3 — Регулирование напряжения в ПАР с отключением линии

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U до регулирования, кВ

10,7

10,1

10,7

10,7

10,7

10,5

КТ до регулирования

0,9 565

0,0913

0,3348

0,9 565

0,9 565

0,31 428

0,9 565

Выбранная отпайка

-3Ч 1,78

0Ч 1,78

-3Ч 1,78

-3Ч 1,78

-4Ч 1,5

-2Ч 1,78

изменённый КТ

0,0905

0,0913

0,3348

0,0905

0,0905

0,295

0,0922

U, кВ

10,1

10,1

10,1

10,1

10,1

10,1

Таблица 5.4 — Регулирование напряжения в ПАР с отключением трансформатора

№ пункта

1

2

3

4

5

6

U до регулирования, кВ

10,7

10,1

10,7

10,7

10,8

10,5

КТ до регулирования

0,9 565

0,0913

0,3348

0,9 565

0,9 565

0,31 428

0,9 565

Выбранная отпайка

-3Ч 1,78

0Ч 1,78

-3Ч 1,78

-3Ч 1,78

-4Ч 1,5

-2Ч 1,78

изменённый КТ

0,0905

0,0913

0,3348

0,0905

0,0905

0,295

0,0922

U, кВ

10,1

10,1

10,1

10,1

10,2

10,1

Вывод: в данной главе было отрегулировано напряжение на нагрузке при помощи РПН трансформаторов и доведено до требуемого ПУЭ уровня. На каждом трансформаторе отпаек оказалось достаточно для регулирования напряжения во всех режимах.

6. Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети

Для выбранного варианта электрической сети рассчитаем полные капиталовложения, полные ежегодные издержки, себестоимость передачи электроэнергии.

Капиталовложения в линии:

Расчёт представлен в виде таблицы:

Таблица 6.1 — Капитальные вложения в линии

Линия

ИП1−1

ИП1−3

ИП1−2

2−4

2−5

4−6

ИП2−4

Марка провода

АС-95/16

АС-95/16

АС-120/19

АС-70/11

АС-120/19

АС-70/11

АС-120/19

UНОМ, кВ

110

110

110

110

35

110

110

Длина, км

36,8

36,8

26,5

45,6

30,9

23,5

33,8

К0, тыс. руб/км

64

64

64

64

56

64

64

КВЛ, тыс. руб

2355,2

2355,2

1696

2918,4

1730,4

1504

2163,2

К?ВЛ = 14 722,4 тыс. руб.

Капиталовложения в подстанции:

Расчёт представлен в виде таблицы:

Таблица 6.2 — Капитальные вложения в подстанции

Подстанция

1

2

3

4

5

6

Трансформатор

ТДН — 16 000/110

ТДТН 40 000/110

ТДН —

16 000/110

ТДН - 16000/110

ТМН — 6300/35

ТДН — 16 000/110

Схема

ОРУ

ВН

110 — 4Н

110 — 4Н

110 — 4Н

110 — 12

35 — 4Н

110 — 4Н

СН

-

35 — 9

-

-

-

-

КОРУ, тыс. руб.

ВН

198

198

198

75Ч10

40

198

СН

-

25Ч5

-

-

-

-

КТР, тыс. руб.

172Ч2

320Ч2

172Ч2

172Ч2

95Ч2

172Ч2

КП.Ч. , тыс. руб.

360

360

360

0,7Ч540

200

360

КПС, тыс. руб.

902

1323

902

1472

430

902

К?ПС = 5931 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения:

тыс. руб.

Возвратная стоимость демонтируемого оборудования:

,

где: К0 — первоначальная стоимость демонтируемого оборудования, тыс. руб., бР — норма амортизационных отчислений на реновацию, % (таблица 8.2 [4]), t — продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа, (25 лет).

1) 2 ячейки выключателя 35 кВ на подстанции 2

тыс. руб.

2) 2 ячейки выключателя 35 кВ на подстанции 4

тыс. руб.

3) 2 трансформатора ТМН — 6300/35 на подстанции 4

тыс. руб.

тыс. руб.

Суммарные капиталовложения с учётом возврата:

тыс. руб.

Суммарные ежегодные издержки:

Издержки на обслуживание и ремонт:

тыс. руб.

тыс. руб.

Издержки на потери электроэнергии в сети:

Расчёт потерь в линиях представлен в виде таблицы:

Таблица 6.3 — Годовые потери электроэнергии в линиях

Линия

ИП1−1

ИП1−3

ИП1−2

2−4

2−5

4−6

ИП2−4

PВЛ MAX, МВт

22

23

53,8

2

12

19

36,6

SВЛ MAX, МВА

22,56

23,54

57,46

2,01

12,32

19,52

38,52

UНОМ, кВ

110

110

110

110

35

110

110

RВЛ, Ом

5,63

5,63

2,11

9,62

3,85

4,96

4,12

, МВт·ч

334,4

331,2

734,4

28,8

172,8

288,8

605,6

, МВт·ч

167,2

165,6

367,2

14,4

86,4

144,4

302,8

WГОД, МВт·ч

94 468

93 564

207 468

8136

48 816

81 586

171 082

ТMAX Л, ч

4294

4068

3856

4068

4068

4294

4674

ф Л, ч

2683

2468

2275

2468

2468

2683

3064

ДPВЛ, МВт

0,237

0,258

0,884

0,0032

0,477

0,156

0,505

ДWВЛ, МВт•ч

635,4

636,3

2011,1

7,89

1177,3

419,1

1548

МВт·ч

Определим потери в трансформаторах по формуле:

Расчёт представим в виде таблицы:

Таблица 6.4 — Годовые потери электроэнергии в трансформаторах

Трансформатор

Т-1

Т-2

Т-3

Т-4

Т-5

Т-6

РТР MAX, МВт

22

55,8

23

20

12

19

SТР MAX, МВА

22,56

56,52

23,54

20,14

12,32

19,65

SНОМ, МВА

16

40

16

16

6,3

16

PХ, МВт

0,019

0,043

0,019

0,019

0,009

0,019

PК, МВт

0,085

0,2

0,085

0,085

0,0465

0,085

, МВт·ч

334,4

907,2

331,2

288

172,8

288,8

, МВт·ч

167,2

453,6

165,6

144

86,4

144,4

WГОД, МВт·ч

94 468

256 284

93 564

81 360

48 816

81 586

ТMAX ТР, ч

4294

4592,903

4068

4068

4068

4294

ф ТР, ч

2683

2980

2468

2468

2468

2683

ДWТР, МВт•ч

559,6

1348,4

559,9

499,1

377,1

504,9

МВт·ч

МВт·ч

Издержки на потери электроэнергии:

тыс. руб.

Суммарные ежегодные издержки:

тыс. руб.

Себестоимость передачи электроэнергии:

,

где:

— суммарные ежегодные издержки на амортизацию и эксплуатационное обслуживание по элементам сети и суммарная стоимость потерь электроэнергии по элементам сети.

— суммарная максимальная нагрузка, МВт

— число часов использования максимума нагрузки, ч.

руб/кВт·ч = 27,9 руб/МВт·ч

Вывод: в данной главе были определены основные технико-экономические показатели новой электрической сети:

суммарные капиталовложения: тыс. руб.

суммарные ежегодные издержки: тыс. руб.

себестоимость передачи электроэнергии: руб/МВт·ч

Приложения

Приложение А

Таблица А.1 — Параметры узлов для режима наибольших нагрузок

Узел №

Код

Uном

Нагрузка

Генерация

кВ

P, мВт

Q, мВАр

P, мВт

Q, мВАр

1

3

10

22

4. 62

0

0

2

3

110

0

0

0

0

3

3

10

23

5. 083

0

0

4

3

110

0

0

0

0

5

3

10

40. 8

6. 324

0

0

6

3

10

12

2. 772

0

0

7

3

35

0

0

0

0

8

3

35

0

0

0

0

9

3

110

0

0

0

0

10

3

10

16

1. 888

0

0

11

3

110

0

0

0

0

12

3

110

0

0

0

0

13

3

10

19

4. 484

0

0

14

3

110

0

0

0

0

15

1

115. 5

0

0

100. 98

0

16

0

115. 5

0

0

0

0

Таблица А.2 — Параметры ветвей для режима наибольших нагрузок

Ветвь

R

X

G

B

Кt

< Kt

Начало

Конец

1

2

2. 19

43. 35

314

1851. 2

0. 096

0

2

15

5. 63

7. 99

0

-192. 2

0

0

3

4

2. 19

43. 35

314

1851. 2

0. 096

0

4

15

5. 63

7. 99

0

-192. 2

0

0

5

9

0. 4

11. 15

390

2176. 9

0. 0913

0

6

7

0. 7

7. 3

152

937

0. 314

0

7

8

3. 85

6. 4

0

0

0

0

8

9

0. 4

0

29

161. 9

0. 335

0

10

11

2. 19

43. 35

314

1851. 2

0. 096

0

11

9

9. 62

10. 12

0

-232. 2

0

0

9

12

0. 4

17. 75

0

0

0

0

12

15

3. 24

5. 66

0

-140. 9

0

0

13

14

2. 19

43. 35

314

1851. 2

0. 096

0

14

11

4. 96

5. 22

0

-119. 7

0

0

16

11

4. 12

7. 22

0

-179. 7

0

0

Таблица А.3 — Результаты расчёта режима наибольших нагрузок

Ветвь/узел

P, мВт

Q, мВАр

I

U

б

?U

№ узла

№ узла

задано

расчёт

задано

расчёт

кА

кВ

град.

кВ

1

2

— 22. 0

— 4. 6

1. 214

2. 629

1

— 22. 0

— 22. 0

— 4. 6

— 4. 6

10. 7

0. 2

2

1

22. 1

6. 6

0. 117

2. 629

2

15

— 22. 1

— 6. 6

0. 117

1. 475

2

0. 0

0. 0

0. 0

0. 0

114. 0

4. 5

3

4

— 23. 0

— 5. 1

1. 276

2. 868

3

— 23. 0

— 23. 0

— 5. 1

— 5. 1

10. 7

0. 0

4

3

23. 1

7. 3

0. 123

2. 868

4

15

— 23. 1

— 7. 3

0. 123

1. 572

4

0. 0

0. 0

0. 0

0. 0

113. 9

4. 5

5

9

— 40. 8

— 6. 3

2. 336

0. 872

5

— 40. 8

— 40. 8

— 6. 3

— 6. 3

10. 2

— 2. 5

6

7

— 12. 0

— 2. 8

0. 651

0. 933

6

— 12. 0

— 12. 0

— 2. 8

— 2. 8

10. 9

— 7. 1

7

6

12. 1

3. 8

0. 205

0. 933

7

8

— 12. 1

— 3. 8

0. 205

2. 029

7

0. 0

0. 0

0. 0

0. 0

35. 7

— 3. 1

8

7

12. 6

4. 6

0. 205

2. 029

8

9

— 12. 6

— 4. 6

0. 205

0. 045

8

0. 0

0. 0

0. 0

0. 0

37. 7

— 0. 4

9

5

40. 9

8. 1

0. 214

0. 872

9

8

12. 6

4. 8

0. 069

0. 045

9

11

0. 9

— 10. 1

0. 052

0. 704

9

12

— 54. 4

— 2. 8

0. 279

0. 963

9

0. 0

0. 0

0. 0

0. 0

112. 7

— 0. 4

10

11

— 16. 0

— 1. 9

0. 865

1. 294

10

— 16. 0

— 16. 0

— 1. 9

— 1. 9

10. 8

— 4. 0

11

9

— 0. 8

7. 2

0. 037

0. 704

11

10

16. 1

3. 0

0. 083

1. 294

11

14

19. 3

4. 7

0. 101

1. 093

11

16

— 34. 5

— 14. 9

0. 192

2. 144

11

0. 0

0. 0

0. 0

0. 0

113. 4

— 0. 8

12

9

54. 5

7. 0

0. 279

0. 963

12

15

— 54. 5

— 7. 0

0. 279

1. 885

12

0. 0

0. 0

0. 0

0. 0

113. 6

3. 9

13

14

— 19. 0

— 4. 5

1. 069

2. 477

13

— 19. 0

— 19. 0

— 4. 5

— 4. 5

10. 5

— 5. 0

14

11

— 19. 1

— 6. 1

0. 103

1. 093

14

13

19. 1

6. 1

0. 103

2. 477

14

0. 0

0. 0

0. 0

0. 0

112. 3

— 1. 2

15

2

22. 4

4. 4

0. 114

1. 475

15

4

23. 4

5. 1

0. 120

1. 572

15

12

55. 2

6. 5

0. 278

1. 885

15

101. 0

101. 0

15. 9

115. 5

5. 2

16

11

35. 0

13. 3

0. 187

2. 144

16

35. 0

13. 3

115. 5

0. 0

Таблица А.4 — Параметры узлов для режима наименьших нагрузок

Узел №

Код

Uном

Нагрузка

Генерация

кВ

P, мВт

Q, мВАр

P, мВт

Q, мВАр

1

3

10

2. 2

1. 005

0

0

2

3

110

0

0

0

0

3

3

10

4. 6

2. 095

0

0

4

3

110

0

0

0

0

5

3

10

5. 1

2. 175

0

0

6

3

10

2. 4

1. 095

0

0

7

3

35

0

0

0

0

8

3

35

0

0

0

0

9

3

110

0

0

0

0

10

3

10

2

0. 965

0

0

11

3

110

0

0

0

0

12

3

110

0

0

0

0

13

3

10

1. 9

0. 81

0

0

14

3

110

0

0

0

0

15

1

111. 1

0

0

14. 35

0

16

0

111. 1

0

0

0

0

Таблица А.5 — Параметры ветвей для режима наименьших нагрузок

Ветвь

R

X

G

B

Кt

< Kt

Начало

Конец

1

2

2. 19

43. 35

314

1851. 2

0. 096

0

2

15

5. 63

7. 99

0

-192. 2

0

0

3

4

2. 19

43. 35

314

1851. 2

0. 096

0

4

15

5. 63

7. 99

0

-192. 2

0

0

5

9

0. 4

11. 15

390

2176. 9

0. 0913

0

6

7

0. 7

7. 3

152

937

0. 314

0

7

8

3. 85

6. 4

0

0

0

0

8

9

0. 4

0

29

161. 9

0. 335

0

10

11

2. 19

43. 35

314

1851. 2

0. 096

0

11

9

9. 62

10. 12

0

-232. 2

0

0

9

12

0. 4

17. 75

0

0

0

0

12

15

3. 24

5. 66

0

-140. 9

0

0

13

14

2. 19

43. 35

314

1851. 2

0. 096

0

14

11

4. 96

5. 22

0

-119. 7

0

0

16

11

4. 12

7. 22

0

-179. 7

0

0

Таблица А.6 — Результаты расчёта режима наименьших нагрузок

Ветвь/узел

P, мВт

Q, мВАр

I

U

б

?U

№ узла

№ узла

задано

расчёт

задано

расчёт

кА

кВ

град.

кВ

1

2

— 2. 2

— 1. 0

0. 132

0. 524

1

— 2. 2

— 2. 2

— 1. 0

— 1. 0

10. 6

0. 2

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой