Эскизный проект районной электрической сети напряжением от 35 до 220 кВ

МОСКОВСКИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Эскизный проект районной электрической сети напряжением от 35 до 220кВ.

(Пояснительная записка) Выполнил: Петухов Константин Геннадьевич

Москва — 2012

Содержание Введение

1. Составление баланса активной и реактивной мощностей

2. Разработка вариантов схем соединений сети

3. Выбор трансформаторов на подстанциях

4. Расчёт потерь электроэнергии в элементах сети

5. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении

6. Сравнение вариантов по расчётным затратам

7. Расчет основных режимов электрической сети

8. Расчет основных режимов электрической сети

9. Выбор средств регулирования напряжения

10. Определение технико-экономических показателей сети Заключение Список использованной литературы Исходные данные для курсового проекта по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети»

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 — Приморский край.

Край относится к ОЭС Востока. Район по гололеду — 4, по ветру — 2.

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

1. Составление баланса активной и реактивной мощностей Балансовые расчёты, то есть выявление дефицита (избытка) мощности, позволяют установить возможные направления передачи электроэнергии, оказывающие влияние на формирование схемы проектируемой ЭС и выбор параметров её элементов.

На начальной стадии проектирования необходимо проверить возможность работы ЭС с допустимыми (нормированными) показателями качества электроэнергии при всех нормальных эксплуатационных режимах.

Для этого составлен баланс активной и реактивной мощностей. В рассматриваемом проекте баланс мощностей составлен только для режима наибольших активных и реактивных нагрузок, принимая допущения, что потребление наибольших нагрузок у всех потребителей ЭС происходит одновременно.

Электростанции (источники) должны покрывать суммарную нагрузку энергосистемы — РнУ, Определим суммарную нагрузку по формуле ([1] 1.1):

РнУ = РпУ +ДРтУ+ДРлУ+РрезУ;

РнУ = 37+2,96+4,0 =44МВт, где РпУ — сумма активных нагрузок всех потребителей, ДРтУ+ДРлУ — потери активной мощности в сети (ориентировочно 6−8% от РпУ),

РрезУ — необходимый резерв мощностей (приближенно 10% от суммарной мощности соответствующей нагрузки),

Небаланс по активной мощности в ЭС:

Рнб = Рг — РнУ;

Рнб = 33−44 = -11 МВт.

ЭС является дефицитной, недостающие 11 МВт должна генерировать балансирующая электростанция.

Составление баланса реактивной мощности:

Также следует предварительно оценить возможность электростанцииобеспечить потребность электрической сети в реактивной мощности. Для этого возможна установка на подстанциях дополнительных компенсирующих устройств — 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:

Qист+Qку? QпУ+ ?QтУ+Qрез ([4], 3,1), где

Qист — реактивная мощность ИП;

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

Qc — зарядная мощность всех линий проектируемой сети,

?Qл У — потери реактивной мощности в линии.

Предположительно, все линии работают в режиме натуральной мощности, с этим условием принимается: Qc = ?Qл У

?QтУ — потери реактивной мощности в трансформаторах, подстанции (принимается 10% от полной мощности нагрузок).

Определим суммарное потребление активной и реактивной мощности.

Для определения реактивной составляющей полной мощности воспользуемся формулой:

Данные о станции и подстанциях сведем в таблицу 1.1:

Суммарное потребление реактивной мощности определим по формуле:

QнУ=QпУ+ ?Qт У+?Qл У +QрезQс;

QнУ = 24,3 + 2,43 + 2,67 = 29,4 Мвар Активной РнУ=44 МВт; Реактивной QнУ=29,4Мвар;

Величина располагаемой реактивной мощности ИП определяется по формуле:

Qист= Ристtgфист = (РнУ +? РнУ) tgфист ([], 3,2), где Рист — активная мощность ИП,

? РнУ — суммарные потери активной мощности, где принято, что равно? РнУ 4% от РнУ

Qист = 1,04РУ tgфист

Tgфист = 0,426 (сosфист = 0,92)

Qист = 1,04*44*0,426 = 19,5Мвар Определение мощностей компенсирующих устройств:

Qку? QнУ — Qист;

Qку? 29,4 — 19,5? 9,9 Мвар, система является дефицитной по реактивной мощности, необходимо размещение компенсирующих устройств.

Оцененная суммарная мощность КУ распределяет по потребительским подстанциям проектируемого района в соответствии со средним по условию баланса коэффициентом мощности подстанцийtgфд

tgфд=(QпУ — Qку) / РпУ

tgфд = (24,3 — 9,9)/ 37 = 0,389.

Мощность компенсирующих устройств каждой подстанции, отвечающая балансу реактивной мощности ЭС будет рассчитана по формуле:

Qкуi=Рпi (tgфitgфд);

Qку2 = 5*(0,619−0,389)=1,15

Qку3 = 8*(0,593−0,389)=1,63

Qку4 = 7*(0,698−0,389)=2,16

Qку5 = 8*(0,75−0,389)=2,89

Qку6 = 9*(0,619−0,389)=2,07

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.

Qку2 =0,4 * 3 = 1,2

Qку3=0,4 * 4 = 1,6

Qку4=0,4*6 = 2,4

Qку5=0,4 *8 = 3,2

Qку6=0,4 *6 = 2,4

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

Qmax2= 3,1−1,2 = 1,9

Qmax3 = 4,74−1,6 = 3,14

Qmax4 = 4,89−2,4 = 2,73

Qmax5 = 6−2,89 = 3,11

Qmax6 = 5,57−2,07 = 3,5

Полная мощность рассчитывается по формуле:

Smax =

Smax2 = = 5,35ВА

Smax3 = = 8,16ВА

Smax4 = = 7,4ВА

Smax5 = = 8,62ВА

Smax6 = = 9,31 ВА.

Полученные данные сведём в таблицу:

Таблица 1.2

2. Разработка вариантов схем соединений 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 два варианта схемы: 1, 2 .

Схема 1:

L = L12+ L23+ L34+ L45+ L57+ L76+ L16

L=74+46+41+53+50+86=39=389 км Схема 2:

L = L12+ L24+ L43+ L45+ L57+ L76+ L16

L=74+82+41+53+50+86+39 =425 км Схема 3:

L = L12+ L23+ L34+ L45+ L57+ 2*L16+ L15

L=74+46+41+53+50+78+100 =478 км Схема 4:

L = L13+ L32+ L34+ L17+ L75+ L76

L=85+46+41+53+81+50+86+39=442 км Схема 5:

L = L15+ L54+ L42+ L43+L16+ L57+ L76

L=100+53+82+41+39+50+86=451 км Определим потокораспределение для этих вариантов схемы из условия постоянства напряжений во всех узлах сети, т. е. без учёта потерь мощности, по первому закону Кирхгофа для мощностей:

УSkj* Lkj/nkj=0

Схема:1

S16 = 9,31+ j 3,41 (МВА);

S12 = 29,02+ j 8,52 (МВ А);

S23 = 15,05+ j 4,75 (МВ А),

S34 = 5,35+ j 2,26 (МВ А),

S45 = 7,65+ j 2,91(МВ А).

От балансирующей станции примем:

S75 = S67= 5 МВ А, Схема:2

S16 = 9,31+ j 3,41 (МВ А);

S12 = 29,02+ j 8,52 (МВ А);

S24 = 23,67+ j 8,72 (МВ А);

S45 = 8,62+ j 3,11 (МВ А);

S43 = 6,43 + j 2,42 (МВ А).

От балансирующей станции примем:

S75 = S67= 5 МВ А, Схема:3

S16 = 9,31+ j 3,41 (МВ А);

S12 = 29,02+ j 8,52 (МВ А);

S23 = 23,67+ j 8,72 (МВ А);

S45 = 8,62+ j 3,11 (МВ А);

S43 = 6,43 + j 2,42 (МВ А);

S15 = 8,89+ j 3,67 (МВ А).

От балансирующей станции примем:

S75 = 5 МВ А, Схема:4

S13 = 14,87+ j 5,21 (МВ А);

S32 = 5,31+ j 2,12 (МВ А);

S34 = 9,56 + j 3,09 (МВ А);

S17= 17,96+ j 6,92 (МВ А);

S75 = 8,62+ j 3,05 (МВ А);

S76 = 9,34+ j 3,87 (МВ А);

Схема:5

S16 = 9,31+ j 3,41 (МВ А);

S15 = 29,42+ j 8,52 (МВ А)

S42 = 5,41+ j 2,33 (МВ А);

S43 = 8,42+ j 2,67 (МВ А);

S54 = 15,59+ j 3,52 (МВ А);

От балансирующей станции примем:

S75 = S67= 5 МВ А, 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 С. Н. Никогросова:

U= 16

где l — длина линии, км Р — передаваемая мощность, МВт Участок 1−6: U = 69,25 кВ, Участок 1−2: U = 103,87 кВ, Участок 2−3: U = 77,8 кВ, Участок 3−4: U = 84,56 кВ, Участок 4−5: U = 65,86 кВ, Участок 5−7: U = 44,7 кВ Участок 7−6: U = 72,86 кВ Для схемы 2:

Участок 1−6: U = 69,25 кВ, Участок 1−2: U = 103,87 кВ, Участок 2−4: U = 92,85 кВ, Участок 4−5: U = 84,56 кВ, Участок 4−3: U = 65,86 кВ, Участок 7−5: U = 44,7 кВ Участок 6−7: U = 72,86 кВ Для схемы 3:

Участок 1−6: U = 69,25 кВ, Участок 1−2: U = 101,56 кВ, Участок 2−3: U = 89,56 кВ, Участок 4−3: U = 81,22 кВ, Участок 4−5: U = 76,23 кВ, Участок 7−5: U = 62,32 кВ, Участок 1−5: U = 108,96 кВ Для схемы 4:

Участок 1−3: U = 98,45 кВ, Участок 3−2: U = 68,59 кВ, Участок 3−4: U = 78,46 кВ, Участок 7−6: U = 69,96 кВ, Участок 5−7: U = 54,78 кВ, Участок 1−7: U = 108,96 кВ.

Для схемы 5:

Участок 1−5: U = 108,96 кВ, Участок 5−4: U = 84,56 кВ, Участок 4−2: U = 92,85 кВ, Участок 2−4: U = 92,85 кВ, Участок 1−6: U = 69,25 кВ, Участок 5−7: U = 44,7 кВ.

Участок 6−7: U = 72,86 кВ По рис ([1] 4.4) 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.

Выбор сечений проводов по условиям экономичности.

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.

Для участка 1−6:

Imax = 12,72/ = 66,76

Fэк = Imax/J = 48,86/1,1 = 60,69 мм 2.

Iав = 12,72/(v3*110) = 66,76 А.

Условие Iав? Iдоп соблюдается, поэтому окончательно принимаем провод АС-120/19

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

Табл. 2.1.

для схемы 2

табл. 2.2.

Табл. 2.3.

Табл. 2.4.

Табл. 2.5.

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

Kj= K0ln

? Р’max

3. Выбор трансформаторов на подстанциях 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 ПС 1.:

Smax = 9,31 МВ А, K12 = 40%/100% = 0.4, Uном — 110/10 кВ,

Sном? (9,31*0,4) / 1,4 = 2,66 (МВ А)

Sном = 0,7Smax = 6,52 (МВ А)(каждого трансформатора).

Принимаем два трансформатора ТДН 10 000/110.

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

Таблица 3.1

На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС № 1:

ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) — мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 2 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 3- мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 4 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 5 — мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 6 — две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ОРУ 110 кВ 7 (балансирующей электростанции) — две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

Таблица 3.2.

На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС № 2:

ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) — мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 2 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 3- блок трансформатор — выключатель;

ПС 110 кВ 4 — две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 5 — мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 6- две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ОРУ 110 кВ ПС 7 (балансирующей электростанции) — мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

Таблица 3.3.

На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС № 3:

ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) — две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 2 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 3- мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 4 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 5 — две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 6 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной перемычкой;

ОРУ 110 кВ ПС7 (балансирующей электростанции) — мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

Таблица 3.4.

На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС № 4:

ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) — мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 2 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 3 — две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 4 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 5 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 6 — блок выключатель — трансформатор;

ОРУ 110 кВ ПС 7 (балансирующей электростанции) — две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

Таблица 3.5.

На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС № 5:

ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) — две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 2 — блок выключатель — трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 3- два блока выключатель — трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 4 — две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 5 — две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 6 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной перемычкой;

ОРУ 110 кВ ПС7 (балансирующей электростанции) — мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

4. Расчёт потерь электроэнергии в элементах сети Для экономического сравнения вариантов ЭС необходима оценка суммарных годовых потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах, компенсирующих устройствах и других элементах, входящих в состав сети Расчёт произведём методом времени максимальных потерь, который позволяет определить нагрузочные потери в элементах сети по предварительно найденному потокораспределению при максимальных нагрузках и времени максимальных потерь ф по выражению:

Где — потери активной мощности, МВт, соответствующие максимальной нагрузке Sм.

Значения — ч/год определяют по графикам или по эмпирической формуле:

ф = (0,124+ 8760.

Для воздушных линий электропередач:

Рассмотрим на примере ПС 1:

= 0,08*8760+38,33*1574,84=53 977,64

В двухобмоточных трансформаторах:

?Эт = nт*?Рx*8760+* = 2*95*8760*195/2*38 330/31500*1575=31 101

В трёхобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах:

?Эт = nт*?Рx*8760+*+*+*,

Где в, н, с соответственно обмотки высокого, среднего и низкого напряжений.

Потери в батареях конденсаторов:

?Эд=?PQt = 0,04*6000= 240 МВт Дальнейшие расчётные данные представим в виде таблицы:

Для схемы № 1

Таблица. 4.1.

Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 211 287 МВт.

Для схемы № 2

Таблица 4.2.

Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 227 052 МВт.

Для схемы № 3

Таблица 4.3.

Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 218 121 МВт.

Для схемы № 4

Таблица 4.4.

Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 234 359 МВт.

Для схемы № 5

Таблица 4.5.

Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 248 438 МВт.

5. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении Для одноцепной линии перерывы в электроснабжении потребителей 2 категории возникают при аварийном и плановом отключениях любого из последовательно включенных элементов электропередачи. Поэтому вероятность перерыва в электроснабжении потребителей равна сумме вероятностей аварийных простоев и плановых ремонтов всех указанных элементов электропередачи.

р = рв+ рw + pт, где рв = (рав + рпл) — для выключателя; рwав=(рпл+рw) — для линии; рт = (рав+рпл) — для трансформатора.

Вероятность аварийного состояния какого — либо элемента схемы:

Рав=щв*tав/8760,

где щв — среднее количество отказов (параметр потока отказов) данного элемента в год;

tав — средняя длительность аварийного ремонта, лет/отказ.

Для линии Рав=щв/100*L*t/8760,

Где щв — удельная повреждаемость линии на 100 км, отказ/год;

Lдлина линии, км.

Вероятность планового ремонта рпл= mрем*tрем/8760

Где mрем — число плановых ремонтов в году,

Tрем — средняя длительность планового ремонта, час.

Недоотпуск электроэнергии по причине прекращения электроснабжения в результате аварийного простоя и планового ремонта рассчитывается по формуле:

Энд = рРмакс*Тмакс.

Где р — вероятность перерыва электроснабжения.

Причинённый ущерб определим по формуле:

У=у0*Энд;

Где у0 — средний удельный ущерб, равный 0,6−0,8 тыс. руб/МВтч.Расчётные данные по ЛЭП и ПС сведём в таблицу:

Для схемы 1:

Таблица 5.1.

Продолжение таблицы 5.1.

Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=8940,74 тыс. руб.

Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10 478,59 тыс. руб.

Выбираем вариант с одноцепными ВЛ.

Для схемы 2 расчётные данные сведём в таблицу:

Таблица 5.2.

Продолжение таблицы 5.2.

Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=9007,64 тыс. руб.

Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10 598,68 тыс. руб.

Выбираем вариант с одноцепными ВЛ.

Для схемы 3 расчётные данные сведём в таблицу:

Таблица 5.3.

мощность подстанция напряжение сеть Продолжение таблицы 5.3.

Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=8990,24 тыс. руб.

Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10 627,59 тыс. руб.

Выбираем вариант с одноцепными ВЛ.

Для схемы 4 расчётные данные сведём в таблицу:

Таблица 5.4.

Продолжение таблицы 5.4.

Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=9089,68 тыс. руб.

Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10 688,41 тыс. руб.

Выбираем вариант с одноцепными ВЛ.

Для схемы 2 расчётные данные сведём в таблицу:

Для схемы 5 расчётные данные сведём в таблицу:

Таблица 5.4.

Продолжение таблицы 5.4.

Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=9098,72 тыс. руб.

Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10 786,76 тыс. руб.

Выбираем вариант с одноцепными ВЛ.

Для схемы 2 расчётные данные сведём в таблицу:

6. Сравнение вариантов по расчётным затратам Из предварительно выбранных электрических схем наиболее экономичен вариант с минимальными расчётными (дисконтированными) затратами.

При сооружении энергетической системы за срок более 1 года капиталовложения распределяются по годам строительства. Кроме того, сопоставляемые варианты могут различаться сроками ввода в эксплуатацию отдельных очередей. В таких случаях, до выхода энергетической системы в нормальную эксплуатацию значения ежегодных издержек изменяются во времени. Тогда, с учётом фактора времени Тс, затраты необходимо привести к одному году строительства по формуле:

Где — приращение ежегодных издержек.

Капитальные затраты определяет смета, которая является основным экономическим документом строительства. Сметные расчёты определяют абсолютную величину и структуру необходимых материальных и трудовых затрат. Однако для выявления самого экономичного варианта, приведенные затраты можно посчитать по укрупнённым показателям стоимости: одного трансформатора, одной ячейки Ру, одного километра ВЛ, что в значительной степени сокращает расчеты.

После сравнение вариантов схем можно сделать вывод, что затраты на строительство сети по схеме 4 выгоднее, но ущерб от перерыва в электроснабжении будет максимален, так как схемы мощных подстанций не имеют резервирования. Строительство по схеме № 2 имеет наибольшие затраты, но она является самой надёжной, кроме того, узловая ПС 5 имеет схему резервирования по сети 35 кВ. Схема с оптимальными затратами на строительство и обслуживание — является схема № 1.

7. 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 всех участках должно быть одинаковое напряжение и сечение, поэтому принимаем, что на всей протяженности линий соединяющих подстанции, используется провод марки АС-120/19 с параметрами:

r0 = 0,249 Ом/км.

х0 = 0,427 Ом/км,

q0 = 3,2 МВар/км,

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 = UІp*bo*l*n = qo*n*l — зарядная мощность ЛЭП.

bo = 0,0266 мк См/кмудельная емкостная проводимость,

Uр — рабочее напряжение сети.

данные о параметрах участков сети занесем в таблицу:

Таблица 7.1

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:

Таблица 7.2.

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).

Для примера рассчитаем нагрузку на подстанции 6:

?S = ?P + j? Q = (Sн/Uном)2(R+jX)

Sp =9,056+ j3,593МВ, А Данные об остальных подстанциях сведем в таблицу:

Таблица 7.3.

8. 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.

Расчёт мощностей сведем в таблицу:

Таблица 8.1.

Расчёт напряжений.

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 сведём в таблицу:

Таблица 8.2.

Расчёт режима 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 :

Таблица 8.3.

Расчёт послеаварийного режима.

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

a) Обрыв участка 1−2:

Расчет потерь мощности :

S12=65.372+j23.012

S23=55.311+j19.825

S34=40.23+j13.747

S45=20.118+j5.893

S16=9.039+j1.323

Для послеаварийного режима напряжение на шинах ИП UA = 121 кВ При обрыве участка А-5 рассчитаем потери напряжения и сведем в таблицу:

Таблица 8.4.

9. 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)

Режим наибольших нагрузок.

?Uт1 =2.312 кВ, U2Н = 118,688 кВ, Дальнейший расчет представим в виде таблицы:

Таблица 9.1.

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.

U6Н = 112.79 кВ.

1. Послеаварийный режим. Для подстанции 1:

?Uт1 = (65.372*3.888+23.012*9.912)/ 121 = 3.99 кВ,

U2Н = U'2 — ?Uт1 = 117.014 кВ.

Данные об остальных ПС сведены в таблицу:

Таблица 9.2.

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:

([2], 5.12)

где

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)

Режим наибольших нагрузок.

Рассмотрим на примере ПС1:

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:

Таблица 9.3.

Режим наименьших нагрузок.

Расчёт режима наименьших нагрузок произведём аналогично расчету режима наибольших нагрузок. Результаты расчета сведём в таблицы.

Таблица 9.4.

Таблица 9.5.

10. Определение технико-экономических показателей сети Основные технико-экономические показатели К основным технико-экономическим показателям спроектированной электрической сети относятся:

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

(определено в п.3),

Кзру = Кяч*Nяч= 253,35*2,3=582,71 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==2798,08+8940,74=11 738,82 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные затраты:

U = (2,8/100)*8940,74 + (9,4/100) * 2798,08 + 123,59 = 636,95 тыс. руб.

Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

Агод — полезнопереданная электроэнергия за год.

Sэ/э = 636,95 / 99 000 = 0,64 (коп./кВт ч) Суммарные максимальные потери активной мощности сети:

Коэффициент полезного действия по передаче активной мощности:

где Рип = 80 — мощность выработанная источником питания.

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 две 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 0,64 (коп/ кВт*ч) КПД по передачи активной мощности 98,1% КПД по передачи электроэнергии 99,2%.

1. Герасименко А. А. Передача и распределение электрической энергии/ А. А. Герасименко, В. Т. Федин.-2-е изд.-Ростов н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2008.-720с.

2. Ершевич В. В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ В. В. Ершевич, И. Ь. Зейлигер; под ред. С. С. Рокотян, И. М. Шапиро.-М.: Энергоатомиздат, 1985.-352с.

3. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов/ Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков.-М.: Энергоатомиздат, 1989.-608с.

4. Электрические системы. Электрические сети. Т. II/ под ред. В. А. Веникова.-М.: Высш.шк., 1971.-438с.

5. Мельников Н. А. Электрические сети и системы/ Н. А. Мельников.-М.: Энергия, 1975.-463с.

6. Солдаткина Л. А. Электрические сети и системы/ Л. А. Солдаткина.- М.: Энергия, 1978.-216 с.

7. Маркович И. М. Режимы энергетических систем./ И. М. Маркович.-М.: Энергия, 1969.-352с.

8. Боровиков В. А. Электрические сети энергетических систем: учебник для техникумов/ В. А. Боровиков.-Л.: Энергия, 1977.-392с.

9. Блок В. М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: учеб. пособие для студентов вузов/ В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. Б. Паперно и др.-М.: Высш. шк., 1990.-384 с.

10. Поспелов Г. Е. Электрические системы и сети. Проектирование/Г.Е. Поспелов, В. Т. Федин. — Минск: Вышэйшая школа, 1988 — 310 с.

11. Шубенко В. А. Учебное пособие по проектированию электрических систем/ В.А. — Шубенко. — Томск, 1961. — 76с.

12. Расчёты и анализ режимов работы сетей/ под ред В. А. Веникова. — М.: Энергия, 1974.-333 с.

13. Петренко Л. И. Электрические сети. Сборник задач/ Л. И. Петренко. — Киев: Вища школа, 1976. — 215 с.

14. Шубенко В. А. Примеры по курсу «Электрические сети и системы"/ В. А. Шубенко. — Красноярск; КПИ. 1975. — 128 с.

15. Арзамасцев Д. А. Модели оптимизации и развития энергосистем/ Д. А. Арзамасцев, А. В. Липес, А. Л. Мызин. — М.: Высш.шк., 1987. — 272с.