Разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Электрическая сеть является сложным и дорогим устройством, существенно влияющим на технико-экономические показатели систем электроснабжения потребителей и энергосистем в целом. Поэтому каждому инженеру независимо от конкретной области его деятельности приходится учитывать характеристики электрических цепей при решении различных вопросов.

Курсовой проект является основой для приобретения навыков по расчету и проектированию электрических сетей.

Главная задача курсового проекта состоит в разработке технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35−220 (кВ) для электроснабжения района от подстанции энергосистемы, выбор конструктивного исполнения ВЛ, определение поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети и расчет величин, общих для проекта в целом.

Область, включающая электрифицируемый район — Иркутский.

Иркутская область относится к ОЭС Сибири. Район по гололеду — 4, по ветру — 2.

Необходимо определить капиталовложения на сооружение линий, подстанций. Расчет выполняется на основе укрупнённых показателей стоимости (УПС).

Характеристика электрифицируемого района о потребителей электроэнергии

Задачами раздела является выбор конструктивного исполнения ВЛ, определения поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети и расчет величин, общих для проекта в целом. Область, включающая электрифицируемый район — Иркутская. Необходимо определить капитальные вложения на сооружение линии, подстанций. Расчет выполняется на основе укрупненных показателей стоимости (УПС). Для характеристики климатических условий в проекте достаточно определить нормативные значения максимальной скорости ветра V о толщины стенки гололеда. Выбор материала опор производится путем технико — экономического обоснования с учетом климатических условий района сооружения ВЛ. Иркутская область относится к ОЭС Сибири. Принимаем коэффициент удлинения трассы Кудл = 1,2. С учетом климатических условий данного района целесообразно применять железобетонные опоры.

Определим время максимальных потерь. Это время вычисляется по формуле ([1] 2. 2):

Удельные затраты на возмещение потерь определяются по графику для данного района: в'(t') = 2,8 коп/кВтч, В''(t'') = 1,8 коп/кВтч, где t' = ф/бm = 2099 (часов),

где бm — коэффициент попадания дополнительных потерь в максимум энергосистемы. бm =0,9; t'' = 8760.

Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети

Основными задачами раздела являются разработка нескольких схем сети и выбор из их числа двух наиболее предпочтительных. Также следует предварительно оценить возможность ИП обеспечить потребность электрической сети в реактивной мощности. Для этого возможна установка на подстанциях дополнительных КУ — батарей статических конденсаторов, синхронных компенсаторов и т. п., мощность которых определяется из баланса реактивной мощности для режима максимальных нагрузок.

Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

Qип+Qку+?Qc У = QУ+?Qл У +У ?QTj ([1], 3,1), где

Qип — реактивная мощность ИП;

Qку — суммарная мощность дополнительно устанавливаемых КУ (которую находят из условий баланса);

?Qc У — зарядная мощность всех линий проектируемой сети,

?Qл У — потери реактивной мощности в линии,

У ?QTj — потери реактивной мощности в трансформаторах, j-й подстанции. Определим суммарное потребление активной и реактивной мощности.

Для определения реактивной составляющей полной мощности воспользуемся формулой:

Данные о подстанциях сведем в таблицу 1,1:

№ п/ст

Pmax, МВт

cos ф, о.е.

tgф

Q’max, Мвар

1

10

0,84

0,646

6,46

2

15

0,86

0,593

8,895

3

20

0,92

0,426

8,52

4

15

0,88

0,539

8,085

5

5

0,82

0,698

3,49

Суммарное потребление мощности:

Активной РУ — 65 МВт; Реактивной Q’У- 35,45 МВт;

Величина располагаемой реактивной мощности ИП определяется по формуле:

Qип= Рип tgфип = (РУ +? РУ) tgфип ([1], 3,2), где

Рип — активная мощность ИП,

? РУ — суммарные потери активной мощности,

где принято, что равно? РУ 4% от РУ

Qип = 1,04РУ tgфип

tgфип = 0,426 (сosфип = 0,92)

Qип = 1,04Ч65Ч0,426 = 28,79 Мвар

Потери в трансформаторах составляют основную часть потерь реактивной мощности электрической сети. ?QT лежат в пределах 6−10% от Smax, таким образом:

У?QTj = (0,06−0,08) = 5,92 Мвар. ([1], 3. 3)

Для ВЛ 35−220 кВ принимаются? Qc У и? Qл У равными при ориентировочных расчетах, поэтому эти величины можно исключить из баланса мощности:

Qку = QУ + У? QTj — Qип,

Qку =35,45+5,92 — 28,79 = 12,58 Мвар

Определим мощности Ку на каждой подстанции:

Qку = Q’max — Pmaxi tgфс ([1], 3. 5),

Qкуj=Рmaxj (tgфj- tgфс) где

tgфс — средний коэффициент мощности для сети, определяемый по формуле:

tgфс = (QУ — Qку) / РУ = (35,45 — 12,58) / 65 = 0,351 ([1], 3. 4)

для каждой подстанции:

1. QКУ1 = 10(0,646−0,351) = 2,95 Мвар

2. QКУ2 = 15(0,593−0,351) = 3,63 Мвар

3. QКУ3 = 20(0,426−0,351) = 1,50 Мвар

4. QКУ4 = 15(0,534−0,351) = 2,745 Мвар

5. QКУ5 = 5(0,698−0,351) = 1,735 Мвар

На основании потребной мощности компенсирующих устройств для каждой из подстанций производится выбор числа и мощности серийно выпускаемых промышленностью комплектных конденсаторных установок Qку* (ККУ) или синхронных компенсаторов (СК), возьмем единичные номинальные мощности ККУ 400 кВар.

Qку*1=0,48 = 3,2

Qку*2=0,48 = 3,2

Qку*3=0,44 = 1,6

Qку*4=0,48 = 3,2

Qку*5=0,44 = 1,6

После выбора для каждого пункта потребления номинальных мощностей КУ (Qку*) определяем максимальные реактивные (Qmax) и полные (Smax) мощности нагрузок подстанций

Qmax j = Q’max j — Qку*j

Qmax 1= 6. 46−3.2 = 3. 26 Qmax2 = 8. 895−3.2 = 5. 695

Qmax3 = 8. 52−1.6 = 6. 92 Qmax4 = 8. 085−3.2 = 4. 885

Qmax5 = 3. 49−1.6 = 1. 89

Smax = ([1], 3,6) Smax1= = 10,518 Smax2= = 16,045 Smax3= = 21,163 Smax4= = 15,773

Smax5= = 5,345

Таблица 1. 2

номер

п/ст

Pmax

Q’max

Qку

Qmax

Smax

МВт

Мвар

Мвар

Мвар

МВ А

1

10

6,46

2,95

3,26

10,518

2

15

8,895

3,63

5,695

16,045

3

20

8,52

1,50

6,92

21,163

4

15

8,085

2,745

4,885

15,775

5

5

3,49

1,735

1,89

5,345

Разработка вариантов схемы районной сети.

Исходными данными этой задачи являются величины максимальных (расчетных) нагрузок потребителей по категориям надежности электроснабжения, а также взаимное расположение понижающих п/ст и источника питания.

Разработку отдельного варианта схемы сети выполняем по следующему плану:

1. Намечаем конфигурацию сети;

2. Определяем приближенное потокораспределение в сети для максимального режима;

3. Для каждой ветви схемы намечаем одно-два номинальных напряжения;

4. Для всех участков сети выбираем сечение проводов;

5. Производим выбор трансформаторов и схем соединения п/станций;

6. Используя УПС определяем сумму расчетных стоимостей ЛЭП, трансформаторов РУ 35−220 кВ.

Выбор конфигурации сети.

Конфигурация схемы сети является не только условием надежности электроснабжения, но и взаимным расположением понижающих п/ст. между собой и источником питания, а также соотношением нагрузок узлов потребления.

С учетом всех факторов для дальнейшего сравнения выбираем три варианта схемы: 1, 2 и среди 3, 4, 5 выберем схему с наименьшей длинной линий.

Схема 3:

L = L05+2 L03+2 L34+2 L02+2 L12

L=21+2*36+2*23+2*38+2*19=253 км

Схема 4:

L = L05+2 L23+2 L34+2 L02+2 L01

L=21+2*38+2*18+2*23+2*24=227 км

Схема 5:

L = L05+2 L04+2 L03+2 L32+2 L21

L=21+2*26+2*36+2*18+2*19=219 км

Выбираем схему № 5, в дальнейшем схема № 3

Определим распределение мощностей для этих вариантов схемы.

S A1 = 35,489 + j 12,222 (МВ А);

SA5 = 29,511 + j 10,027 (МВ А);

S34 = 9,511 + j 3,652 (МВ А),

S23 = 10,489 + j 3,267 (МВ А),

S12 = 25,489 + j 8,962 (МВ А).

S54 = 24,511 +j 8,137 (МВ А),

Схема 2

SА5=S5= 5+j1,89

SА4=S4=15+j4,485

S21=S1=10+j3,26

S23=S1+S2=25+j8,955

SА3=S1+S2+S3=45+j15,875

SA2=22. 619+j7. 974

SA4=27. 381+j9. 126

S23=SA2-S2=7. 619+j2. 279

S34=SA4-S4=12. 381+j4. 641

SA1=S1=10+j3. 26

SA5=S5=5+j1. 89

Выбор номинального напряжения и сечений проводов

Для ориентировочной оценки Uном отдельного участка используем методику, разработанную институтом «Энергосетьпроект», которая заключается в определении напряжения по графикам зависимости активной мощности, передаваемой по линии, от длины этой линии.

Наивыгоднейшее напряжение может быть предварительно определено по формуле Илларионова:

Uэк =

где L — длина линии, км Р — передаваемая мощность, МВт

Схема 1

Участок А-1: Uэк = 104. 67 кВ,

Участок А-5: Uэк = 95. 99 кВ,

Участок 1−2: Uэк = 89. 66 кВ,

Участок 2−3: Uэк = 61. 30 кВ,

Участок 3−4: Uэк = 89. 90 кВ,

Участок 4−5: Uэк = 89. 74 кВ

По графику ([1] 3. 1) значения напряжений лежат между 35−110 кВ, т.к. на кольцевой схеме на всех участках должно быть одинаковое напряжение, поэтому на всех остальных участках принимаем также напряжение 110 кВ.

При проектировании ВЛ 35−220 кВ выбор сечений проводов производится по нормируемым показателям, в качестве которых используется нормированное значение экономической плотности тока Jэк или токовых интервалов.

Кроме того, сечения выбранные из экономических соображений и округленные до стандартного значения, должны быть проверены по длительно допустимому току нагрева, условием коронирования и механической прочности проводов.

Проверка по допустимому нагреву:

Iав? Iдоп, ([1], 3. 8) где

Iдоп — величина длительно допустимого тока,

Iав — наибольший ток линии для послеаварийного состояния.

Длительно допустимые токи проводов АС определяются по справочным данным в зависимости от сечения (при t = 20 0С).

Аварийный ток определяется по формуле:

Экономическая плотность тока для всех участков данной сети равна:

Jэк=1,1 А/мм2

Тогда для участка А1:

Fэк = Imax/J = 196,98/1,1 = 179,07 мм 2.

Iав = 68,7/(v3*110) = 360,58 А.

Условие Iав? Iдоп соблюдается, поэтому окончательно принимаем провод АС-185/29

Все дальнейшие расчеты для всех схем и участков сети одинаковы и сведены в таблицы.

Таблица 4. 1

А-1

1−2

2−3

3−4

4−5

5-А

Smax МВ А

35,489+j12. 222

25,489+j8. 962

10,489+j3. 267

9,511+j3. 652

24,511+j8. 137

29,511+j10. 027

S, МВ А

37. 53

27. 02

10. 99

10. 19

25. 83

31. 17

Uэк, кВ

104. 67

95. 99

89. 66

61. 30

89. 90

98. 74

Unom

110

110

110

110

110

110

Imax, A

196. 98

141. 82

57. 68

53. 48

133. 57

163. 6

Fэкон, мм2

179. 07

128. 93

52. 44

48. 62

123. 24

148. 73

F, мм2

185/29

150/24

120/19

120/19

150/24

185/29

Iдоп, А

510

445

380

380

445

510

I ав, А

360,58

305,42

221,23

110,17

28,08

360,58

K0 тыс.

руб/км

12. 9

11. 7

11. 4

11. 4

11. 7

12. 9

Kj, тыс. руб

309. 6

222. 3

205. 2

262. 2

327. 6

270. 9

r0,Ом

0,162

0,198

0,249

0,249

0,198

0,162

? Р’max

453

227

45

49

306

273

K0 — стоимость воздушных линий 110 кВ ([8], П. 24)

Kj= K0ln

? Р’max

Схема 2

А-5

А-4

А-3

3−2

2−1

Smax МВ А

5+j1. 89

15+j4. 485

45+j15. 87

25+j8. 95

10+j3. 26

S, МВ А

5,34

15,77

47,72

26,55

10,52

Uэк, кВ

43,69

73,34

120

88,46

60,158

Unom

35

35

110

110−35

110−35

Imax, A

35

88,09

130,07

-

218,98

86,77

110

-

-

125,23

69,67

26,7

Fэкон, мм2

35

80,08

118,24

-

199,07

78,88

110

-

-

113,84

63,33

24,27

F, мм2

35

95/16

120/19

-

-

-

110

-

-

120/19

95/16

95/16

Iдоп, А

330

380

380

330

330

I ав, А

0

260,14

250,46

139,34

179,54

K0 тыс.

руб/км

10,6

14,5

18,1

17,8

17,8

Kj, тыс. руб

222,6

754

1303,2

640,8

676,4

r0,Ом

0,306

0,249

0,249

0,306

0,249

? Р’max

149

657

843

160

214

Схема 3

А-5

А-1

А-4

4−3

3−2

А-2

Smax МВ А

5+j1. 89

10+j3. 26

27,381+j9,126

12,38+j4. 64

7,62+j2,28

22,62+j7,94

S, МВ А

5,34

10,52

28,86

13,22

7,95

23,97

Uэк, кВ

43,69

60,76

95,11

66,86

53,01

89,92

Unom

35

35

35−110

35−110

35−110

35−110

Imax, A

35

88,09

86,77

476,07

218,07

131,14

395,40

110

-

-

151,47

69,39

41,73

125,81

Fэкон, мм2

35

80,08

78,88

432,79

198,24

119,22

359,45

110

-

-

137,7

63,08

37,94

114,37

F, мм2

35

95/16

120/19

-

-

-

-

110

-

-

150/24

95/16

95/16

120/19

Iдоп, А

330

380

445

330

330

380

I ав, А

0

173,54

277,34

82,193

193,2

277,34

K0 тыс.

руб/км

10,6

14,5

20,0

17,8

17,8

18,1

Kj, тыс. руб

222,6

696

520

409,4

320,4

687,8

r0,Ом

0,306

0,249

0,198

0,306

0,306

0,249

? Р’max, кВт

149

270

354

, 102

29

449

Выбор трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций.

С цель обеспечения встречного регулирования напряжения на всех подстанциях устанавливаются трансформаторы с РПН. Учитывая категорийность потребителей целесообразно устанавливать по 2 трансформатора на каждой подстанции. В этом случае их мощность должна быть:

Sном? (0. 65 — 0. 7) Sном, ([1], 3. 10)

При этом необходимо чтобы:

Sном?Smax K12/Kав ([1], 3. 11), где

К12 — удельный вес потребителей 1 и 2 категории, %

Кав — коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов. Кав = 1,4.

Схема 1

Для примера рассчитаем трансформаторы на п/ст 1. :

Smax = 10,52 МВ А, K12 = 40%/100% = 0. 4, Uном — 110/10 кВ,

Sном? (10,52*0,4) / 1,4 = 3,006 (МВ А)

Sном = 0,7Smax = 7,364 (МВ А)(каждого трансформатора).

Принимаем два трансформатора ТДН 10 000/110.

Дальнейшие расчеты аналогичны для всех вариантов и результаты приведены в таблицах:

Таблица 5. 1

№ п/ст

1

2

3

4

5

Smax, МВ А

10,52

16,04

21,16

15,77

5,34

К12

0,4

0,5

0,6

0,4

0,35

Sном=0,7Smax

7,364

11,228

14,812

11,039

3,738

Sтр, МВА

10

16

16

16

6,3

Uном

110/10

110/10

110/10

110/10

110/10

Трансфор

матор

2xТДН 10 000/110

2х ТДН-16 000/110

2х ТДН-

16 000/110

2х ТДН-

16 000/110

2х ТМН-

6300/110

Схема 2

№ п/ст

1

2

3

4

5

Smax, МВ А

10,52

16,04

21,16

15,77

5,34

К12

0,4

0,5

0,6

0,4

0,35

Sном=0,7Smax

7,364

11,228

14,812

11,039

3,738

Sтр, МВА

10

16

16

16

6,3

Uном

35/10

110/10

110/10

110/10

35/10

Трансфор

матор

2xТДНС 10 000/35

2х ТДН-16 000/110

2х ТДН-

16 000/110

2х ТДН-

16 000/110

2х ТМ-

6300/35

Схема 3

№ п/ст

1

2

3

4

5

Smax, МВ А

10,52

16,04

21,16

15,77

5,34

К12

0,4

0,5

0,6

0,4

0,35

Sном=0,7Smax

7,364

11,228

14,812

11,039

3,738

Sтр, МВА

10

16

16

16

6,3

Uном

35/10

110/10

110/10

35/10

35/10

Трансфор

матор

2xТДНС 10 000/35

2х ТДН-16 000/110

2х ТДН-

16 000/110

2х ТДНС-

16 000/35

2х ТМ-

6300/35

Для вариантов с кольцевыми элементами применяем схему: мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Схема применяется на напряжение 35−220 кВ. (приложение1) Для 2-ой схемы применяем схему: два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии и одна секционированная система шин с обходной с отделителями в цепях трансформаторов и совмещенным секционным и обходным выключателем. Для 3-ей схемы два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии и мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Схемы применяется на напряжения 35−220 кВ. (приложение 2, 3)

Технико-экономическое сравнение вариантов

Задачей расчета является предварительное сопоставление трех схем электрической сети разной конфигурации.

Наивыгоднейшая схема выбирается путем расчета сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.

1. Капиталовложения в электрическую сеть К состоят из вложений на содержание воздушных линий (Кл) и подстанций (Кп):

К = К’з К’л + K''з К''л = Кл + Кп ([2], 4. 1), где

К’з, K''з — укрупненные зональные коэффициенты.

Для начала определим капиталовложения на содержание ВЛ.

Схема 1

Линии — одноцепные, на железобетонных опорах.

Все линии на напряжение 110 кВ, на участках провода марки АС-185/29, АС-120/19, АС-150/24.

С учетом зонального коэффициента имеем:

Кл = К j * К’з = 1597.8 * 1,1 = 1757. 58 тыс. руб.

2. Капиталовложения в подстанции состоят из ряда составляющих:

Кпi = Кпостi + Ктi + Кору ([2], 4. 3),

где Кпост — постоянная часть затрат на подстанции, принимаемая в зависимости от напряжения и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для каждой подстанции:

1. Кпост1 = 210 тыс. руб.

2. Кпост2 = 210 тыс. руб.

3. Кпост3 = 210 тыс. руб.

4. Кпост4 = 210 тыс. руб.

5. Кпост5 = 210 тыс. руб.

6. Кпост= 1050 тыс. руб

Кт — сумма расчетных стоимостей трансформаторов на данной подстанции:

1. Кт1 = 2 * 48 = 96 тыс. руб.

2. Кт2 = 2 * 40 = 80 тыс. руб.

3. Кт3 = 2 * 40 = 80 тыс. руб.

4. Кт4 = 2 * 40 = 80 тыс. руб.

5. Кт5 = 2 * 36 = 72 тыс. руб.

6. Кт = 408 тыс. руб

Кору — стоимость распределительного устройства на стороне ВН на i-й подстанции:

1. Кору1 = 75 тыс. руб.

2. Кору2 = 75 тыс. руб.

3. Кору3 = 75 тыс. руб.

4. Кору4 = 75 тыс. руб.

5. Кору5 = 75 тыс. руб.

6. Кору=375тыс. руб

Кору берется в зависимости от схемы присоединения, количества выключателей.

Кп = 1,1(1050+375+408) = 3773,88 тыс. руб.

3. Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

U = U’л + U’п + Зпот = (Qл/100)*Кл + (Qп/100)Кп + Зпот,

где ([2], 4. 4)

Uл, Uп — ежегодные сумму отчислений на амортизацию и затрат на обслуживание.

Зпот — затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии сети.

Зпот = ?A' З’э + ?A'' З''э,

где ([2], 4. 5)

З’э, З''э — стоимость 1 кВт ч и потерь энергии,

?A' - потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, они складываются из потерь в линиях и потерь КЗ в трансформаторах.

Потери в линии:

,

где U = 110 кВ, S — максимальная мощность, потребляемая на подстанции,

rУД — удельное сопротивление линии,

l — длина линии,

n — количество цепей (n = 2). (см. табл.)

?A" - потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки — потери холостого хода в трансформаторах.

?Р = 2 *(28+38+38+38+23) = 330 кВт;

Коэффициенты З’э и З''э принимаем по графику:

З’э = 2,8 коп/кВт ч; З''э = 1,8 коп/кВт ч;

Затраты на потери:

Зпот = 52,03+71,56=123,59 тыс. руб.

Суммарные нормы затрат на обслуживание и отчисления на амортизацию для линий (Qл) и подстанций (Qп):

Qл = 2,8%; Qп = 9,4%, — справочные величины.

Тогда:

U = (Qл/100)*Кл + (Qп/100)Кп + Зпот = (2,8/100)*1757,58 + (9,4/100) * 2016,3 + 123,59 = 495,05 тыс. руб.

4. Приведенные затраты:

З = Ен*К + U, где Ен = 0,12 руб/год

норматив сравнительной эффективности капиталовложений:

З = 0,12*3773,88+495,05 = 947,91 тыс. руб.

Для других схем расчёты аналогичны и приведены в виде таблиц:

электроэнергия схема сеть напряжение

Схема2

№ пс

Кпост тыс. руб.

Кт тыс. руб.

Кору тыс. руб.

Кп тыс. руб.

Кл тыс. руб.

К тыс. руб.

Зпот тыс. руб.

Uтыс. руб.

Зтыс. руб.

1

130

43

36,3

2

130

40

36,3

3

170

40

8,3

4

60

49

8,3

5

60

11,3

8,3

550

366,6

97,5

1115,51

3598,76

4714,27

502,4

670,12

1235,83

Схема 3

№ пс

Кпост тыс. руб.

Кт тыс. руб.

Кору тыс. руб.

Кп тыс. руб.

Кл тыс. руб.

К тыс. руб.

Зпот тыс. руб.

U тыс. руб.

З тыс. руб.

1

60

43

8,3

2

60

40

8,3

3

210

40

75

4

210

40

75

5

210

11,3

75

750

348,6

241,6

1474,22

3141,82

4616,04

437,04

627,54

1181,46

После сравнение вариантов схем можно сделать вывод, что строительство сети по схеме 1 выгоднее, т.к. затраты на её строительство и обслуживание меньше, чем для схемы 2 и 3.

Расчет основных режимов электрической сети

К основным режимам работы электрической сети относят режимы максимальных и минимальных нагрузок, а также один из наиболее тяжелых послеаварийных режимов.

Задача расчета режима максимальных нагрузок состоит в определении узловых напряжений, потоков мощности в ветвях схемы, суммарных потерь мощности и энергии. Величины потерь мощности и энергии используются для расчета ТЭП сети. Расчет послеаварийного режима и режима минимальных нагрузок сводится к определению узловых напряжений. Исходными данными являются схема замещения сети, расчетные нагрузки подстанций и напряжение на шинах ИП. На кольцевой схеме на всех участках должно быть одинаковое напряжение и сечение, поэтому принимаем, что на всей протяженности линий соединяющих подстанции, используется провод марки АС-185/29 с параметрами:

r0 = 0. 162 Ом.

х0 = 0,413 Ом,

q0 = 3.7 МВар,

Составление схемы замещения сети.

Параметры схемы замещения определяются выражениями:

R = ro*l / n — активное сопротивление участка ЛЭП; ([2], 5. 1)

ro — уд. Активное сопротивление,

l — длина участка,

n — число цепей.

Х = xo*l / n, — индуктивное сопротивление линии

хо — погонное индуктивное сопротивление,

Qc = U2p*bo*l*n = qo*n*l — зарядная мощность ЛЭП.

bo — удельная емкостная проводимость,

Uр — рабочее напряжение сети.

Данные о параметрах участков сети занесем в таблицу:

Таблица 4. 1

Участок

А-1

1−2

2−3

3−4

4−5

5-А

l, км

24

19

18

23

28

21

R, Ом

3,888

3,078

2,916

3,726

4,536

3,402

Х, Ом

9,912

7,847

7,434

9,499

11,564

8,673

Qс, Мвар

0,888

0,703

0,666

0,851

1,036

0,777

R = Rт/m, X = Xт/m, ?Sхх = m (?Pxx + j? Qxx), где ([2], 5. 2)

Rт, Xт — расчетные сопротивления каждого трансформатора.

m — число трансформаторов (по два на каждой подстанции).

Параметры трансформаторов для всех подстанций сведем в таблице IV. 2:

№ п/ст

1

2

3

4

5

Тип тр-ра.

2xТДН

10 000/110

2х ТДН

16 000/110

2х ТДН-

16 000/110

2х ТДН-

16 000/110

2х ТМН

6300/110

Rт, Ом

7. 95

4. 38

4,38

4. 38

14. 7

Хт, Ом

139

86. 7

86,7

86. 7

220. 4

?Pх, МВт

0,028

0. 038

0,038

0. 038

0. 023

?Qх, Мвар

0,14

0. 224

0,224

0. 224

0. 1008

?Sхх, МВ А

0,056+j0,28

0,076+j0,448

0,076+j0,448

0,076+j0,448

0,046+j0,202

R, Ом

3. 975

2. 19

2,19

2. 19

7. 35

Х, Ом

69. 5

43. 35

43,35

43. 35

110. 2

Расчетная нагрузка каждой подстанции определяется выражением:

Sp = Pн + jQн + ?P + j? Q + ?Рх + j? Qх — У jQc/2, где ([2], 5. 4)

Pн + jQн — нагрузка подстанции,

?P + j? Q — потери мощности в трансформаторах,

У jQc/2 — суммарная зарядная мощность линии, входящая в узел.

?S = ?P + j? Q = (Sн/Uном)2(R+jX).

Эквивалентная схема замещения сети (см. приложение 4)

Для примера рассчитаем нагрузку на подстанции 1:

?S = ?P + j? Q = (Sн/Uном)2(R+jX)

Sp =10. 061+j3,187 МВ А

Данные об остальных подстанциях сведем в таблицу IV.3. :

№ п/ст

1

2

3

4

5

Sн, МВ А

10+j3. 26

15+j5. 695

20+j6. 92

15+j4. 485

5+j1. 89

?S, МВ А

0,033+j0. 582

0. 043+j0. 843

0. 074+j1. 468

0. 041+j0. 804

0. 0158+j0. 238

Sj', МВ А

10. 033+j3. 842

15. 043+j6. 538

20. 074+j8. 388

15. 041+j5. 289

5. 016+j2. 128

Sр, МВ А

10. 061+j3. 187

15. 081+j6. 078

20. 112+j7. 854

15. 079+j4. 57

5. 039+j1. 323

Расчет основных режимов электрической сети.

Значение мощности вычисляется по формуле:

S н = SКн + ?S = Pн + jQн +?P + j? Q, ([2], 5. 5)

Где S н и SК — мощность соответственно в начале и конце участка.

?S = (Sн/Uном)2(Rл+jXл) — потери в линии.

Продольную и поперечную составляющую падения напряжения в трансформаторах определим по формулам:

?U = (PR + QX) / U2; дU = (PX — QR) / U2; ([2], 5. 6)

где U2 — напряжение в начале участка,

U'2 =

напряжение в конце участка. ([2], 5. 7)

Расчет мощностей приведем в таблице IV.4. :

Участок

A-1

1−2

2−3

3−4

4−5

5-A

Sнк, МВ А

35. 689+j12. 869

25. 628+j9. 682

11. 547+j3. 604

9. 564+j4. 25

24. 643+j8. 82

29. 682+j10. 143

Rл+jXл

3. 888+j9. 912

3. 078+j7. 847

2. 916+j7. 434

3. 726+j9. 499

4. 536+j11. 564

3. 402+j8. 673

?S, МВ А

0. 462+j1. 179

0. 191+j0. 4586

0. 035+j0. 0898

0. 034+j0. 086

0. 257+j0. 654

0. 277+j0. 705

Sн, МВ А

36. 151+j14. 048

25. 819+j10. 168

11. 582+j3. 694

9. 598+j4. 336

24. 9+j9. 474

29. 959+j10. 848

Определим напряжения. Для режима максимальных нагрузок напряжение в начале головных участков (в узле А), выше на 10% от Uном:

UA = 1.1 * 110 = 121 кВ.

Расчет напряжений в таблице IV. 5

Участок

1

2

3

4

5

U2, кВ

118. 7

117. 3

116. 8

117. 5

119. 4

?U, кВ

2. 585

2. 697

3. 489

2. 232

2. 273

дU, кВ

5. 746

5. 437

7. 293

5. 45

4. 498

U'2, кВ

116. 257

114. 732

113. 545

115. 397

117. 21

Режим наименьших нагрузок.

Для режима наименьших нагрузок перетоки мощности остаются такие же как и в режиме наибольших нагрузок.

Для режима минимальных нагрузок напряжение на шинах ИП на 5% выше

Uном, т. е. UA = 1. 05 Uн = 115,5 кВ.

Расчет продольной и поперечной составляющих произведем по формулам 5.6 и 5.7 и представим в таблице IV.8. :

Таблица IV.8.

Участок

1

2

3

4

5

U2, кВ

113. 2

111. 8

111. 3

112

113. 9

?U, кВ

2. 711

2. 829

3. 662

2. 341

2. 383

дU, кВ

5. 746

5. 705

7. 653

5. 718

4. 716

U'2, кВ

110. 638

109. 12

107. 91

109. 808

111. 597

Послеаварийный режим.

Наиболее опасная авария — это обрыв провода на головных участках сети.

a) Обрыв участка А-5:

Расчет потерь мощности:

SA1=65. 372+j23. 012

S12=55. 311+j19. 825

S23=40. 23+j13. 747

S34=20. 118+j5. 893

S45=5. 039+j1. 323

Для послеаварийного режима напряжение на шинах ИП UA = 121 кВ

При обрыве участка А-5 рассчитаем потери напряжения и сведем в таблицу IV. 12. :

Участок

1

2

3

4

5

U2, кВ

117

114. 2

112. 3

111. 1

110. 8

?U, кВ

2. 623

2. 769

3. 629

2. 36

2. 449

дU, кВ

5. 828

5. 583

7. 585

5. 764

4. 848

U'2, кВ

114. 525

111. 601

108. 814

108. 893

108. 459

Выбор средств регулирования напряжения

Необходимость регулирования напряжения обусловлена существованием целесообразных пределов изменения напряжения в процессе эксплуатации электрической системы при изменении нагрузок системы.

В качестве основных средств регулирования напряжения на понижающих подстанциях применяются трансформаторы с РПН.

По результатам расчета режимов наибольших и наименьших нагрузок известны уровни напряжений на шинах ВН подстанций.

Напряжение на низкой стороне подстанций:

U2Н = U'2Н — ?Uт ([2], 5. 8)

Потери напряжения в трансформаторе:

?Uт = (PнRт + QнXт) / U'2Н ([2], 5. 9)

1. Режим наибольших нагрузок.

?Uт1 =2. 312 кВ, U2Н = 118,688 кВ,

Дальнейший расчет представим в виде таблицы V.1. :

№ п/ст.

A1

1−2

2−3

3−4

4−5

A-5

?Uт, кВ

2. 312

1. 342

0. 522

0. 655

1. 864

1. 620

1

2

3

4

5

-

U2н, кВ

118. 688

117. 346

116. 824

117. 516

119. 38

-

2. Режим наименьших нагрузок.

Потерю напряжения в режиме min нагрузок можно найти, умножив полную потерю напряжения в режиме max нагрузок? U на коэффициент min нагрузок 0,55.

U1Н = U'2 — ?U1 * 0,55 = 113,2 кВ,

U2Н = 111.8 кВ,

U3Н = 111.3 кВ,

U4Н = 112 кВ,

U5Н = 113. 88 кВ.

3. Послеаварийный режим. Для подстанции 1:

?Uт1 = (65. 372*3. 888+23. 012*9. 912)/ 121 = 3. 986 кВ,

U2Н = U'2 — ?Uт1 = 117. 014 кВ.

Данные об остальных п/ст. в таблице V.2. :

№ п/ст.

1

2

3

4

5

?Uт, кВ

3. 986

2. 784

1. 922

1. 166

0. 343

U2н, кВ

117. 014

114. 23

112. 308

111. 143

110. 799

Номинальное напряжение на шинах НН подстанций Uн. ном. = 10 кВ. С учетом рекомендаций ПУЭ принимаем желаемое напряжение на шинах НН:

Напряжение ответвления:

Up = U2Н (Uн. ном/ Uжел2н),

тогда номер регулировочного ответвления равен:

,

где ([2], 5. 12)

Uнт = 115 кВ — номинальное напряжение высокой стороны трансформатора.

Uн. ном = 11 кВ — номинальное напряжение низкой стороны трансформатора.

Ео = 1,78% - вольтодобавка одного ответвления.

Регулирование ± 9×1,78%

Действительное напряжения на стороне НН:

([2], 5. 13)

1. Режим наибольших нагрузок:

Рассмотрим на примере п/ст 1:

Uр1= 116. 257 (11/10,5) = 121. 793 кВ

n = (121. 793−115/115*1. 78) 100? +3,

Uотв1 = 115+(3*115*178)/100 = 121,141 кВ

Uд = 116,257*(11/121,141)=10,55

Остальные данные занесем в таблицу V.3. :

№ п/ст.

1

2

3

4

5

Uр, кВ

121,793

120,195

118,952

120,892

122,791

n

3

2

2

3

4

U отв, кВ

121,141

119,094

119,094

121,141

123,188

Uд., кВ

10,55

10,59

10,49

10,48

10,47

2. Режим наименьших нагрузок. Аналогично.

Результаты расчета в таблице V.4. :

№ п/ст.

1

2

3

4

5

Uр, кВ

115,906

114,316

113,048

115,037

116,911

n

0

0

-1

0

1

U отв, кВ

115

115

112,953

115

117,047

Uд., кВ

10,58

10,44

10,51

10,5

10,49

Результаты в таблице V.5. :

№ п/ст.

1

2

3

4

5

Uр, кВ

119,978

116,915

113,996

114,078

113,624

n

2

1

-1

-1

-1

U отв, кВ

119,094

117,047

112,953

112,953

112,953

Uд., кВ

10,57

10,48

10,59

10,6

10,56

Основные технико-экономические показатели К основным технико-экономическим показателям спроектированной электрической сети относятся:

1. Капитальные вложения К в строительство ВЛ (Квл) и подстанций (Кп/ст):

(определено в п. 3),

Кзру = Кяч*Nяч= 133,846*2,3=307,846 тыс. руб.

Nяч = SУ+3*5+Nку+Nрез=68,846+15+40+10=133,846 тыс. руб. Кяч = 2.3 тыс. руб.

Кку=УQку*Rку=12,8*10=128 тыс. руб

Rку=7…10 тыс. руб. /МВар

тыс. руб.

К==2495,731+1757,58=4253,311 тыс. руб.

2. Годовые эксплуатационные затраты:

U = (2,8/100)*1757,58 + (9,4/100) * 2495,731 + 123,59 = 407,4 тыс. руб.

3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

Агод — полезнопереданная электроэнергия за год.

Sэ/э = 407,4 / 208 000 = 0. 19 (коп. /кВт ч)

4. Суммарные максимальные потери активной мощности сети:

5. Коэффициент полезного действия по передаче активной мощности:

где Рип = 80 — мощность выработанная источником питания.

6. Коэффициент полезного действия по передаче электрической энергии:

Заключение

При расчете курсового проекта произведена разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 110 (кВ) для снабжения подстанций энергосистемы. Схема выбранная в результате расчета и технико-экономического сравнения вариантов не требует трехобмоточных трансформаторов, так же выбрано напряжение на всех подстанциях энергосистемы 110 (кВ). В курсовом проекте были рассчитаны три основные схемы электроснабжения, из которых мы выбираем одну. Главным критерием выбора схемы электроснабжения являются: экономичность и надежность электроснабжения потребителей. В моей схеме применены двухобмоточные трансформаторные подстанции, имеющие потребителей первой и второй категории. Себестоимость передачи электрической энергии 0,19(коп/ кВт*ч) КПД по передачи активной мощности 98,1% КПД по передачи электроэнергии 99,2%.

Список литературы

1. Методические указания (к выполнению курсового проекта по дисциплине «Электрические сети и системы») Часть 1. Метод. Указ. Чита: Чит. ПИ 1989. 30 с.

2. Методические указания (к выполнению курсового проекта по дисциплине «Электрические сети и системы») Часть 2. Метод. Указ. Чита: Чит. ПИ 1993. 15 с.

3. Справочник по проектированию электро-энергетических систем. Издательство «Энергия» 1977. Энергомаш. Издан 1985 с изменениями под редакцией С. С. Рокотяна. И. М. Шапиро.

4. Справочник по проектированию электроснабжения. Москва. «Энергия» 1980. Изданье третье переработанное и дополненное под редакцией В. И. Круповича, Ю. Г. Барыбина, М. Л. Самовера.

5. Бацежев Ю. Г., Грунин О. М. Электрические системы и сети — сборник задач М. :1992

6. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1989. -592 с.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой