Расчет электрической сети

 

Содержание


Введение

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети и выбор двух вариантов для дальнейших расчётов

. Приближённые расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линий электропередачи

  1. Выбор сечений проводов
  2. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях
  3. Технико-экономическое сравнение вариантов
  4. Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелого послеаварийного режима

8. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения

9. Расчёт технико-экономических показателей

Список литературы


Введение


Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей. С учётом этого ведётся проектирование.

Расчётные задачи решаются по определённым формулам по известной методике на основе необходимых данных. Выбор наиболее удачного варианта электрической сети про изводится путём теоретических расчётов и на основе различных соображений.

К электрической сети предъявляются определённые технико-экономические требования, с учётом которых производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению, по мере возможности, наименьшей стоимости передачи энергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на сооружение сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учёт капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведён с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

В задании на курсовую работу даётся необходимая информация о потребителях: их взаимное расположение, максимальные и минимальные мощности, коэффициенты мощности, число часов использования максимальной нагрузки. Для решения вопросов надёжности электроснабжения указываются категории потребителей. В задании при водятся также исходные данные о месторасположении электрической станции без значения её мощности. Она принимается за балансирующий узел, в котором задаётся режим напряжений при максимальных и минимальных нагрузках.

Курсовая работа представляется в виде пояснительной записки и одного листа графической части.


1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети


При выборе вариантов необходимо соблюдать два условия: сеть должна иметь по возможности меньшую длину; для каждого потребителя в зависимости от его категории должна быть обеспечена соответствующая степень надёжности.

Разработанная схема считается удачной, если в ремонтных и аварийных режимах нагрузка оставшихся в работе питающих линий увеличивается не более чем на 50-60 % от нагрузки нормального режима максимальных нагрузок. Под питающими линиями понимаются линии, отходящие от источников энергии - электростанции и системной подстанции (балансирующего узла). Такими свойствами обладают многоконтурные схемы с тремя и более питающими линиями. При двух питающих линиях их желательно выполнять двухцепными.

В соответствии с ПУЭ [5] нагрузки 1-й и 2-й категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического восстановления питания. Допускается питание потребителей 2-й категории от одного источника при соответствующем технико-экономическом обосновании. Для электроприёмников 3-й категории достаточно питания по одной линии, питающейся от одного источника или, в виде отпайки, от проходящей вблизи линии.

Принимаемая схема должна быть гибкой и удобной в эксплуатации, желательно однородной. Такими качествами обладают многоконтурные схемы одного номинального напряжения. Отключение любой цепи в такой схеме сказывается в незначительной степени на ухудшении режима работы сети в целом.

В качестве критерия сопоставления вариантов сети на данном этапе проектирования рекомендуется использовать суммарную длину линий. Длины высоковольтных (одноцепных) линий увеличиваем на 10 % из-за вероятного отклонения трассы линии электропередачи от длины прямой линии по причине изменения рельефа местности. Длины двухцепных линий при этом умножаются на 1,4-1,6 - во столько раз дороже двухцепная линия по сравнению с одноцепной. Этот критерий основывается на предположении, что все варианты схемы имеют один класс номинального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках, причём использованы одинаковые типы опор, конструкции фаз и т.д.

На основе выше изложенного принимаем для дальнейших расчётов варианты 1 и 3. Oба варианта имеют наименьшую протяженность сети ЛЭП, удовлетворяют требованиям по числу присоединений к категориям потребителей, имеют кольцевые схемы.


Рисунок 1.1 - Конфигурация вариантов сети


2. Приближенные расчеты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети


Рассчитаем нагрузки потребителей:

=P+jQ, где Q= P·tg?,


где Р - активная мощность потребителей, МВт;

tg?=0,672 - коэффициент реактивной мощности потребителей, определяемый на основании соs?=0,83.

Для ПС3 на стороне НН задана активная мощность =10 МВт; реактивная мощность =10·0,672=6,72 Мвар; полная мощность =10+j6,72MB·A.

Для ПС4 на стороне СН задана активная мощность =10 МВт; реактивная мощность

=10·0,672=6,72 Мвар; полная мощность =10+j6,72 МВ·А.

Суммарная нагрузка в узле 2:


=10+10+j(6,72+6,72)=20+j13,44 МВ·А.


Таблица 2.1-Значения нагрузок потребителей

Для определения номинальных напряжений и сечений проводов для выбранных конфигураций сети необходимо рассчитать потоки мощности в ветвях схемы. На первом этапе проектирования эту задачу приходится решать приближённо. В качестве приближённого метода применим метод контурных уравнений, т.е. метод, с помощью которого расчёт потокораспределения ведётся в два этапа, когда на первом этапе выполняется расчёт без учёта потерь мощности и потерь напряжения, а на втором - следуют уточнения с учётом потерь. Здесь используются результаты, полученные на первом этапе электрического расчёта. Чтобы создать предпосылки для возможности применения этого метода, прибегаем к допущениям:

- номинальные напряжения линий одинаковы;

сечения проводов линий одинаковы, следовательно, их сопротивления пропорциональны их длинам, проводимости линий не учитываются;

потери мощности в трансформаторах не учитываются, следовательно, заданные нагрузки узлов можно подключить в узлы связи линий и трансформаторы в расчётах не учитывать.

Расчет приближенного распределения потоков мощности для варианта 1

Находим распределение мощностей на участках кольца по известному выражению:


,


где и - длины противоположных плеч и суммы плеч соответственно.


Проверка:


S12+ S15= ?Si

29,92+j20,04+31,08+j20,38=12+j8,04+22+j14,74+14+j9,38+13+j8,71

61+j40,87=61+j40,87


Распределение мощностей на остальных участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа.



Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.1.


Рисунок 2.1- Результаты расчета потоков мощности

Расчет приближенного распределения потоков мощности для варианта 2



Проверка:


S12+ S14= ?Si

36.23+j21,08+30.76+j19.78=18+j8.04+22+j14.74+14+j9.38+13+j8.71

66.99+j40.86=67+j40,87


Распределение мощностей на остальных участках рассчитываем по первому закону Кирхгофа.



Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 2.2.


Рисунок 2.2- Результаты расчета потоков мощности


3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линии. Уточнение конфигурации сети


Номинальное напряжение - это основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость.

Выбранное напряжение должно соответствовать принятой системе номинальных напряжений в энергосистеме региона. Предварительный выбор номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам [1, с. 45-46] или по эмпирическим формулам [4, c. 260]:

Формула Стилла: ;

Формула Илларионова: ;

Формула Залесского: ,

где ? и Р - длина линии, км, и мощность на одну цепь линии, МВт.

Во всех случаях независимыми переменными при выборе номинальных напряжений являются длины линий и протекающие по ним активные мощности, которые были определены на этапе предварительного потокораспределения.

Произведём расчёт напряжений по экономическим зонам и эмпирическим формулам для участка 1-2 варианта 1:

Линия 1-2 одноцепная, длиной 30.36 км, передаваемая активная мощность Р=29.92 МВт. На пересечении координат осей искомая точка попадает в зону U=110 кВ. Предварительно для данной линии принимаем напряжение 110 кВ.

Формула Стилла: ;

Формула Илларионова: ;

Формула Залесского: .

Окончательно принимаем на участке сети 1-2 варианта 1 номинальное напряжение 110 кВ.

Аналогично производим расчет для остальных участков сети. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1


Таблица 3.1 - Предварительный выбор номинального напряжения линий электропередачи

Номер линии по схемеДлина линии, кмПереда-ваемая активная мощность, МВтРасчётное номинальное напряжение, кВПринятое номина-льное напряже-ние, кВпо экономическим зонамПо эмпирическим формуламСтиллаИлларио-новаЗалес- скогоВариант 11-230.3629.4211022.3899.373.971102-336.9617.4211077.179.857.681103-431.084.083542.7 39.8827.421104-534.3218.0811078.0380.958.261105-126.431.0811046.61100.474.15110Вариант 21-230.3636.23110104.46108.2281.311102-336.9618.2311078.6412.2759.011103-454.1217.763579.8181.961.11104-131.681411069.471.7450.821104-526.430.7611098.8210073.77110

Так как мощности, протекающие по участкам сети попадают в область значений Р, для которых ориентировочное напряжение сети 110 кВ, то окончательно на всех участках сети принимаем одноцепные линии электропередач с номинальным напряжением 110 кВ.


4. Выбор сечений проводов. Уточнение конфигурации сети


Провода воздушных линий системообразующей сети выбираются по экономическим соображениям и проверяются по допустимой мощности (току) нагрева в послеаварийных режимах, а также по условиям короны для линий 110 кВ и выше. Эти критерии являются независимыми друг от друга, и выбранное сечение провода должно удовлетворять каждому из них. Результаты расчётов удобно представлять в виде таблицы 4.1. Эти расчёты выполняются для каждого из рассматриваемых вариантов.

Сечения проводов определяем по экономической плотности тока по формуле:

=,


где I-ток нагрузки на проводник при нормальной работе сети, А;э- экономическая плотность тока, определяемая в зависимости от материала токоведущего проводника, конструкции линии и времени использования максимальной нагрузки, А/мм².

Согласно заданию время использования максимальной нагрузки Тмах=5100 ч для ПС2 и ПС3 и Тмах=5200 ч для ПС4 и ПС5.

Так как согласно заданию значения Тмах различны для потребителей, то для замкнутой сети находим Тср:


По параметру Тср и табл.3,1 принимаем расчётное значение экономической плотности тока равное 1,0 А/мм².

Проверка по условию короны осуществляется по выражению:


,


где Uраб - рабочее напряжение; Uкр - критическое напряжение короны; mо - коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных проводов mо=0,85; mп - коэффициент, учитывающий состояние погоды, mп=1 при сухой и ясной погоде; ? - коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление и температуру воздуха, ?=1; r - радиус провода, см; D - расстояние между осями проводов воздушной линии, см. Согласно стр.46 [1] предварительно для расчётов среднее расстояние между проводами D может быть принято равным 400 см.

В качестве материала для проводов воздушных линий используем сталеалюминиевые провода марки АС диаметром не менее 11,3 мм (по условию образования короны). Наименьшее сечение провода должно удовлетворять условию: . Если критическое напряжение получается меньше рабочего (номинального), следует принимать меры для повышения критического напряжения, т.е. взять большее сечение.

Для провода АС-70/11:



условие выполняется.

Расчетное сечение провода по экономическим условиям для участка 1-2 варианта 1:



Таблица 4.1- Выбор сечений проводов воздушных линий

Номер линииРасчётная мощность, МВ·АРасчётное сечение провода, мм², по экономическим условиямПроверка по условиям короны, Uкр, кВПроверка по допустимому току нагрева, АПринятое сечение и марка проводаВариант 11-236.01188.99188.99510АС-185/292-321.57113.2113.2390АС-120/193-44.9125.825.8265 АС-70/114-521.77114.3114.3390АС-120/195-137.4196.3196.3510АС-185/29Вариант 21-241.92220220605АС-240/322-322.41117.02117.02390АС-120/193-420.93109.85109.85390АС-120/194-136.57191.94191.94510АС-185/294-516.8588.488.4330АС-95/16

Для проверки выбранных сечений по нагреву в замкнутой сети находят потокораспределение в различных послеаварийных режимах и соответствующие токи. Если ток в послеаварийном режиме превышает допустимый ток по нагреву для выбранных проводов на каком-либо участке, то на этом участке увеличивают сечение провода.

Результаты расчета сведем в таблицу 4.2 и 4.3

Таблица 4.2-Результаты расчета послеаварийного режима для варианта 1

Номер ветвиТок, А, при отключении ветви сетиНаибольшее значение тока, А1-22-33-44-55-11-2075.81240,28303.25385.38385.382-375.810117.51227.44274.14274.143-4240,28117.51088.45170.58170.584-5303.25227.4488.450126,49366,775-1385.38274.14252,98170.580493,26

Таблица 4.3-Результаты расчета послеаварийного режима для варианта 2

Номер ветвиТок, А, при отключении ветви сетиНаибольшее значение тока, А1-22-33-55-13-41-2075.81214.8303.25219.99303.252-375.810117.51227.44139.13274.143-5214.8117.51082.13109.48214.85-1303.25227.4482.130181.86303.253-488.4588.4588.4588.45088.45

Согласно нормам технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше выбираем железобетонные опоры на всех участках сети для обоих вариантов.


. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях


На подстанциях, питающих потребителей 1-й и 2-й категорий, для бесперебойности электроснабжения число трансформаторов должно быть не меньше двух. Мощность трансформаторов рекомендуется выбирать из условия всей нагрузки потребителей при выходе из работы одного трансформатора и с учётом допустимой перегрузки до 40 %:


Sт ? Sнб/1,4.

Мощность однотрансформаторной подстанции определяется максимальной загрузкой трансформатора в нормальном режиме (до 100 %).

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и в послеаварийном режимах:


Кз=·100%.


Рассмотрим выбор трансформаторов на примере ПС4.

Определим подключенную в момент максимума мощность:



Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки до 40 %:



Принимаем по таблице II.2 [1] два трансформатора типа ТДН-16000/110. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и в послеаварийном режимах:


Кз,норм=

Кз,авар=


Аналогично произведём выбор трансформаторов для остальных подстанций. Результаты расчёта сведём в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Выбор трансформаторов для варианта 1 и варианта 3

Номер подстанцииСуммарная подключенная в момент максимума мощность, МВ·АМощность трансформа-торов с учётом допустимой перегрузки, МВ·АЧисло выбранных трансфор-маторовНоминальная мощность каждого из выбранных трансформаторов, МВ·АЗагрузка каждого трансформаторав нормаль ном режиме, %в аварий-ном режиме, %214.4410.3121645.1390.25326.4818.9122552.96105.92416.8512.04116105.31-522.7816.2722545.5691.12

Таблица 5.2 - Параметры трансформаторов

Тип и мощность, МВ·АUном обмоток, кВUк, %?Рк, кВт?Рх, кВтIх, %ВНСНННВ-СВ-НС-НТДТН-25000/11011538,51110,517,56,5140310,7ТДН-16000/110115-11-10,5-85190,7ТРДН-25000/110115-10,5-10,5-120270,7

. Технико-экономическое сравнение вариантов


При технико-экономическом сравнении 2-х вариантов допускается пользоваться упрощёнными методами расчётов, а именно: не учитывать потери мощности в трансформаторах и линиях при определении распределения мощности в сети; находить распределение мощности в замкнутых сетях не по сопротивлениям линий, а по их длинам; не учитывать влияния зарядной мощности линий; определять потери напряжения по номинальному напряжению.

Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции, не дают полного представления об экономичности, т. к. не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может быть только учёт затрат всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Приведенные затраты могут быть определены по формуле:


З=рн·К+Гэ,


где рн=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

К- капитальные затраты на сооружение электрической сети;


К=Кл+Кпс


Капитальные затраты на сооружение ЛЭП


Кл=Ко·?,


где Ко- стоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины по табл. IV.2[1] для железобетонных опор по II району по гололёду; ? - длина воздушных ЛЭП, км.

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 года для двух вариантов.


Таблица 6.1- Стоимость линий

Номер ветвей схемыДлина линии, кмМарка и сечение провода, количество цепейУдельная стоимость, тыс. руб./кмПолная стоимость линии, тыс. руб.Вариант 11-230.36АС-185/2912.9391.6442-336.96АС-120/1911.4421.3443-431.68АС-70/1112380.164-534.32АС-120/1911.4391.2485-126.4АС-185/2912.9340.56Итого 1924.956Вариант 31-230.36АС-240/3214425.042-336.96АС-120/1911.4421.3443-431.68АС-95/162380.164-134.32АС-120/1911.4616.9684-526.4АС-185/2912.9340.56Итого 2184.072

Капитальные затраты на сооружение подстанций


Кпс=Кт·m+Кру+Кпост,


где Кт- стоимость трансформаторов, тыс. руб.; Кру- стоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.; Кпост- постоянная часть затрат по подстанциям, тыс. руб.


Таблица 6.2 - Стоимость подстанций для вариантов 1 и 2.

Номер узлаСтоимость трансформаторов, тыс. руб.Постоянная часть затрат, тыс. руб.Стоимость распределительных устройств, тыс. рубПолная стоимость подстанции, тыс. руб.26321012045638421012049841×63250120393584210120498Итого1845

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:


К1=Кл+Кпс=1924.956+1845=3769.956 тыс. руб.

К3=2184,072+1845=4029.072 тыс. руб.


Годовые эксплуатационные расходы:

Гэ=,


где ?а+ ?р- отчисления на амортизацию и обслуживание, %; - для силового оборудования и - для воздушных ЛЭП.

? W - потери энергии в трансформаторах и линиях, МВт·ч; ? - стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, руб./кВт·ч; для силового оборудования ?=1,75·10 руб./кВт·ч, для воздушных ЛЭП ?=2,23·10 руб./кВт·ч.

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах:


? Wт = ?Рх·Т +?Рк·( Smах / Sном) ²· ? ,


Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах:


,


где ?Pх и ?Рк - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; Smах - максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А; Sном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Т-продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; ? - продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Тmах по формуле:


,

;


Потери энергии в линиях:


? Wл=


Для замкнутой сети варианта 1:



Для замкнутого контура варианта 2:



Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:

Гэ,пс1= Гэ,пс3=0.094·1845+2024.95·1,75·=173.78тыс. руб.


Годовые эксплуатационные расходы в линиях:


Гэ,л1=0,028·1924.956+6081.97·2,23·=55.25 тыс. руб.

Гэ,л3=0,028·2184,072+7518.93·2,23·=62.83 тыс. руб.


Суммарные годовые эксплуатационные расходы:


Гэ1= Гэ,л1+ Гэ,пс1=173.78+55.25 =229,03 тыс. руб.

Гэ3= Гэ,л3+ Гэ,пс3=173,78+62.83 =236,61 тыс. руб.


Приведенные затраты:


З1=0,12·3769,956+229,03 =681,42 тыс. руб.

З3=0,12·4029,072+236,61 =720,09 тыс. руб.


Так как вариант В-2 дороже варианта В-1, то выбираем вариант В-1 и используем его в дальнейших расчетах.


7. Электрические расчеты характерных режимов сети: наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелого послеаварийного режима


Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, а также расчёт напряжений на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах.

Составляем схему замещения электрической сети (линии замещаются П-образной, трансформаторы - Г- образной) и определяем её параметры:

Для линии R=r0·?/n, Х=х0·?/n, В=n·b0·?, Qз=U²ном·В/2,

где r0, х0 - удельные активное и реактивное сопротивления, Ом/км; b0 - удельная реактивная (емкостная) проводимость, См/км; ? - длина линии, км.

Удельные параметры ЛЭП r0, х0 и b0 определяем по табл.I.2.[1].

Для участка сети 1-2, длиной 30,36 км и выполненного проводом АС-185/29:

активное сопротивление R12=0,159·30.36=4.83Ом;

реактивное сопротивление: Х12=0,413·30,36=12,54Ом;

Емкостная проводимость ЛЭП: В12=2,75·10·30,36=83.49· См.

Зарядная мощность, подключенная к концам участка:


Qз,15=83.49·/2 =0,5 Мвар


Результаты расчета сведём в таблицу 7.1.


Таблица 7.1 - Параметры ЛЭП

Учас-ток сетиДлина линии, кмМарка и сечение проводовr0, Ом/кмх0, Ом/кмb0·10, См/кмR, ОмХ, ОмВ·, СмQb,подклю-ченная к концам участка, Мвар1-230,36АС-185/290,1590,4132,754,8312,540,830,52-336,96АС-120/190,2440,4272,669,0215,780,980,593-431,68АС-70/110,4220,4442,5513,3714,070,80,794-534,32АС-120/190,2440,4272,668,3714,650,910,555-136,4АС-185/290,1590,4432,754,1916,1310,61

Для трансформаторов:


,


Где ?Рк - потери короткого замыкания, кВт; Uн - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ; Sн - номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Uк - напряжение короткого замыкания, %.

В расчётах электрических сетей 2-х и 3-х обмоточные трансформаторы при Uвн.ном ? 220 кВ представляется упрощённой схемой замещения, где вместо ветви намагничивания учитываются в виде дополнительной нагрузки потери холостого хода ?Рх-j?Qх:


?Qх=


Для трансформаторов ПС2:



Результаты расчета сведём в таблицу 7.2.


Таблица 7.2 - Параметры трансформаторов

Номер узлаТип и мощность трансформатораРасчётные данныеRт, ОмХт, Ом,МВт?Qх, МварВНСНННВНСННН22хТРДН-16000/1101,09--21,7--0,0380,4432хТДТН-25000/1100,740,740,7428,43017,850,0620,74ТДН-16000/1102,19--43,39--0,0380,1152хТДН-25000/1100,63--13,89--0,0540,7

Для данных трансформаторов предел регулирования напряжений

Электрический расчёт сети в режиме наибольших нагрузок

Нагрузки электрической сети обычно задаются на шинах вторичного напряжения районных или потребительских подстанций. Нагрузка сети высшего напряжения больше заданной нагрузки на величину потерь мощности в трансформаторах. Кроме того, необходимо учитывать зарядную мощность линии, которая обычно приводит к уменьшению реактивной нагрузки сети.

Приводим нагрузки к сети ВН:


Рвн+jQвн=(Рн+?Pх+ ·Rт) + j(Qн+?Qх+ ·Хт - ? Qз),


где Рн, Qн - активная и реактивная мощности нагрузок, заданных на стороне вторичного напряжения подстанций;т, Хт - суммарные активные и реактивные сопротивления трансформаторов данной подстанции;

? Qз - суммарная зарядная мощность линий, приложенная в точке подключения данной нагрузки (подстанции).

Для ПС2:


Рвн+jQвн=(12+0,038+)+j(8.04+0,22+-

,09)=12,21+j7,73


Таблица 7.1.1.-Расчетные нагрузки ПС.

ПСРн+jQн, МВ·А?Рх+j?Qх, МВ·А?Рт+j?Qт, МВ·А? Qз, МварРвн+jQвн, МВ·А212+j8,040,038+j0,440,017+j0,341,0912,06+j7,73322+j14,74 12+j8,04 10+j6,70,062+j0,70,04+j1,51 0,01+j0,45 0,01+j0,311,0822,1+j15,87414+j9,380,038+j0,110,45+j0,931,0414,49+j9,38513+j8,710,054+j0,70,01+j0,261,1613,66+j8,51

Производим расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым методом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.

Находим распределение мощностей на участках кольца:


,


где и - полное сопротивление противоположных плеч и суммы плеч соответственно.



Проверка:

S12+ S15= ?Si 30,95+30,76+j(21,79+19,32) MB·A =61,71+j41,19 MB·A

,71+j41,19 MB·A =61,71+j41,19 MB·A

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1.


Рисунок 7.1.1-Распределение потоков мощности на участках сети


Корректируем найденное распределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности.

Мощность в конце участка 1-2:



Мощность в начале участка 1-2:



Мощность в конце участка 2-3:



Мощность в начале участка 2-3:



Мощность в конце участка 5-1:



Мощность в начале участка 5-1:



Мощность в конце участка 5-4:



Мощность в начале участка5-4:



Мощность в конце участка 4-3:



Мощность в начале участка4-3:



Результаты электрического расчёта режима наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.


Таблица 7.1.2-Распределение мощности на участках сети с учетом потерь мощности

Участок сетиМощность в начале линии, МВ·АПотери мощности в линии, МВ·АМощности в конце линии, МВ·А1-231,52+j23,20,57+j1,4830,95+j21,722-39,3+j14,710,41+j0,7218,89+j13,993-43,22+j1,440,01+j0,013,21+j1,434-518,07+j11,450,37+j0,6417,7+j10,815-131,22+j21,080,46+j1,7630,76+j19,32

Электрический расчёт сети в режиме наименьших нагрузок

Мощность потребителей в режиме наименьших нагрузок в общем определяется по графикам нагрузок. Иногда эта мощность задается в процентах от наибольшей мощности нагрузки. Этот процент зависит от характера потребителей и рода нагрузки. Согласно заданию: Pнм=0,5Pнб


Для ПС2: S2,нм=0,5· S2,нб=0,5?(12+j8,04)=6+j4,02 MB·A.


Таблица 7.2.1-Расчетные нагрузки ПС.

ПСРн+jQн, МВ·А?Рх+j?Qх, МВ·А?Рт+j?Qт, МВ·А? Qз, МварРвн+jQвн, МВ·А26+j4,020,038+j0,440,004+j0,091,096,04+j3,46311+j7,87 6+j4,02 5+j3,350,062+j0,70,001+j0,38 0,002+j0 0,002+j0,0081,0811,07+j7,1747+j4,690,038+j0,110,01+j0,231,047,05+j3,9956,5+j4,360,054+j0,70,003+j0,061,166,6+j3,96

Производим расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым методом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.

Находим распределение мощностей на участках кольца:


,


где и - полное сопротивление противоположных плеч и суммы плеч соответственно.



Проверка:


S12+ S15= ?Si 15,45+j9,91+15,37+j8,84 MB·A =30,82+j18,75 MB·A

,82+j18,75 MB·A =30,82+j18,75 MB·A

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.2.1.


Рисунок 7.2.1-Распределение потоков мощности на участках сети


Корректируем найденное распределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности.


Таблица 7.2.2- Pаспределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности

Участок сетиМощность в начале линии, МВ·АПотери мощности в линии, МВ·АМощность в конце линии, МВ·А1-215,59+j13,550,14+j3,6415,45+j9,912-39,5+j6,610,09+j0,169,41+j6,453-41,66+j0,890,004+j0,0041,66+j0,894-58,78+j50,7+j0,128,71+j4,885-115,48+j9,260,11+j0,4215,37+j8,84

Результаты электрического расчёта режима наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.

Электрический расчёт сети в nослеаварийном режиме

Наиболее тяжёлый случай аварии происходит при обрыве линии на головном участке 1-2. Поэтому рассмотрим аварийный случай при обрыве одноцепной линии на участке 1-2.


Таблица 7.3.1- Расчетные нагрузки ПС

ПСРн+jQн, МВ·А?Рх+j?Qх, МВ·А?Рт+j?Qт, МВ·А? Qз, МварРвн+jQвн, МВ·А212+j8,040,038+j0,440,017+j0.340,5912,06+j7,73322+j14,74 12+j8,04 10+j6,70,062+j0,70,04+j1,51 0,01+j0.45 0,01+j0,311,0822,1+j15,87414+j9,380,038+j0,110,45+j0,931,0414,49+j9,38513+j8,710,54+j0,70,01+j0,261,1613,06+j8,51

Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.



Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.2.1


Рисунок 7.3.1-Распределение потоков мощности на участках сети

Рассчитываем потокораспределение на участках сети в послеаварийном режиме с учетом потерь мощности:

Мощность в конце участка 2-3:



Мощность в начале участка2-3:



Мощность в конце участка 3-4:



Мощность в начале участка 3-4:



Мощность в конце участка 4-5:



Мощность в начале участка 4-5:



Мощность в конце участка 5-1:


Мощность в начале участка5-1:



Результаты расчёта сведем в таблицу 7.3.2


Таблица 7.3.2- Потокораспределение с учётом потерь мощности

Участок сетиМощность в начале линии, МВ·АПотери мощности в линии, МВ·АМощность в конце линии, МВ·А1-2Обрыв линииОбрыв линииОбрыв линии2-312,21+j80,15+j0,2712,06+j7,733-436,24+j25,91,93+j2,0334,31+j23,874-553,41+j19,972,68+j4,6966,47+j28,485-168,27+j35,421,8+j6,9466,47+j28,48

Результаты электрического расчёта послеаварийного режима приведены на листе графической части проекта.


. Оценка достаточности регулирования диапазона трансформатора из условия встречного регулирования напряжения


Целью такого расчёта является определение приведенных к высокой стороне напряжений на шинах низшего напряжения подстанций. Эти напряжения рассчитываются на основе напряжения опорного узла. Таким опорным узлом могут быть шины питающей станции или подстанции системы, а также другие точки сети. Напряжение опорного узла выбирается таким образом, чтобы у всех потребителей получались напряжения приемлемые как по уровню изоляции, так и по условиям работы.

Режим наибольших нагрузок

Напряжение источника питания U1нб=1,06Uном=1,06·110=116,6 кВ

Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:

2=U1- =116,6 -=116,6-3,08=113,22кВ.


Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции 2, приведенное к стороне высшего напряжения:


U´2=113,22-=113,22-1,72=111,5 кВ.


Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Расчёты напряжений выполняем для всех рассматриваемых режимов работы. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.1.1


Таблица8.1.1 - Расчёты напряжения на шинах ПС

Номера подстанций2345Участки линий1-22-35-41-51.Режим наибольших нагрузок U1нб=1,06Uном=116,6 кВ Напряжение в начале линии, кВ Падение напряжения в линии, кВ Напряжение в конце участка линии, кВ Падение напряжения в трансформаторах, кВ Напряжение в нейтральной точке трансформатора, кВ Напряжение на шинах среднего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ 116,6 3,08 113,22 1,72 - - 111,5 113,22 2,79 110,49 4,29 0,08 1,24 106,2 106,12 104,88 113,86 4,14 109,72 4,37 - - 105,35 116,6 2,74 113,86 1,26 - - 104,09

Режим наименьших нагрузок

Напряжение источника питания U1нм=1,02Uном=1,02·110=112,2 кВ

Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:


U2=U1- =112,2 -=112,2-2,19=

=110,01 кВ.


Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции 2, приведенное к стороне высшего напряжения:


U´2=110,01-=110,01-0,87=109,14 кВ.


Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Расчёты напряжений выполняем для всех рассматриваемых режимов работы. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.2.1


Таблица 8.2.1 - Расчёты напряжения на шинах ПС

Номера подстанций2345Участки линий1-22-35-41-52.Режим наименьших нагрузок U1нм=1,02Uном=112,2 кВ Напряжение в начале линии, кВ Падение напряжения в линии, кВ Напряжение в конце участка линии, кВ Падение напряжения в трансформаторах, кВ Напряжение в нейтральной точке трансформатора, кВ Напряжение на шинах среднего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ 112,2 2,19 110,01 0,87 - - 109,14 110,01 1,72 108,29 2,11 0,04 0,59 106,18 106,14 105,55 110,29 2,31 107,98 2,12 - - 105,86 112,2 1,91 110,29 0,59 - - 109,7

Послеаварийный режим

Напряжение источника питания U1нб=1,06Uном=1,06·110=116,6 кВ

Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:

5=U1- =116,6 -=116,6-7,35=109,25 кВ.


Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции 2, приведенное к стороне высшего напряжения:

´5=109,25 -=109,35-1,21=108,04 кВ.


Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.3.1


Таблица 8.3.1 - Расчёты напряжения на шинах ПС

Номера подстанций2345Участки линий2-33-44-55-13.Послеаварийный режим U1нб=1,06Uном=116,6 кВ Напряжение в начале линии, кВ Падение напряжения в линии, кВ Напряжение в конце участка линии, кВ Падение напряжения в трансформаторах, кВ Напряжение в нейтральной точке трансформатора, кВ Напряжение на шинах среднего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ 94,21 2,58 91,7 2,13 - - 89,57 102,48 8,28 94,21 5,08 0,09 1,49 89,13 89,04 87,55 109,25 6,77 102,48 4,67 - - 97,81 116,6 7,35 109,25 1,21 - - 108,04

Расчёт ответвлений трансформаторов

Зная напряжения на шинах низшего напряжения в режимах наибольших, наименьших нагрузок и в послеаварийном режиме, приведенные к высокой стороне, можно найти расчётное регулировочное ответвление трансформатора. Оно выбирается с таким расчётом, чтобы обеспечить наименьшее отклонение напряжений на шинах подстанций в различных режимах сети.

Определяем желаемое (расчётное) напряжение регулировочного ответвления обмотки ВН трансформатора ПС 2 при работе в режиме наибольших нагрузок:

вн.ж=U´н·=111,5·=116,8кВ,


где Uнн - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ

Uн.ж - напряжение желаемое, которое необходимо поддерживать на шинах низшего напряжения в различных режимах работы сети, кВ.

В режиме максимальных нагрузок и в послеаварийном режиме Uн.ж=1,05·Uн=1,05·10=10,5 кВ, в режиме минимальных нагрузок Uн.ж=1,0·Uн=10 кВ; Uн - номинальное напряжение сети, кВ.

По найденному значению расчётного напряжения регулировочного ответвления выбирают стандартное ответвление с напряжением, ближайшим к расчётному:


Uотв=115 кВ (0%)


Действительное напряжение на шинах низшего напряжения ПС 2:

д= U´н· Uнн /Uотв =111,5·=10,66 кВ


Получающееся отклонение напряжения составит

?Uотк=


Допустимое отклонение напряжения от номинального напряжения сети в режиме наибольших нагрузок должно быть не ниже +5%.

Все расчёты по выбору регулировочных ответвлений и определению действительных напряжений и отклонений напряжения на вторичной стороне заносим в таблицу 8.4.1


Таблица 8.4.1- Действительные напряжения ПС

Напряжение, кВНомер подстанции23451. Режим наибольших нагрузок Расчётное регулировочное ответвление, Uвн ж Стандартное регулировочное ответвление, Uвн Приведенное напряжение на шинах НН, U´нб Действительное напряжение на шинах НН, Uд нб Отклонение напряжения, ?Uотк, % 116,8 115 111,5 10,66 6,6 109,87 108,9 104,88 10,59 5,9 110,37 108,9 105,35 10,64 64 104,09 102,7 104,09 10,64 6,42. Режим наименьших нагрузок Расчётное регулировочное ответвление, Uвн ж Стандартное регулировочное ответвление, Uвн Приведенное напряжение на шинах НН, U´нм Действительное напряжение на шинах НН, Uнд нм Отклонение напряжения, ?Uотк, % 102,5 121,1 109,14 9,91 -0,09 116,11 117,0 105,65 9,92 -0,8 116,45 117 105,86 9,95 -0,5 120,67 121,1 109,7 9,96 -0,43.Послеаварийный режим Расчётное регулировочное ответвление, Uвн ж Стандартное регулировочное ответвление, Uвн Приведенное напряжение на шинах НН, U´п.а Действительное напряжение на шинах НН, Uнд п.а Отклонение напряжения, ?Uотк, % 93,84 96,6 89,57 10,19 1,9 91,72 96,6 87,55 9,97 -0,3 102,47 102,7 97,81 10,68 68 113,56 113 108,04 10,52 5,2

Во всех режимах на шинах низшего напряжения ПС должно обеспечиваться требуемое отклонение напряжения у потребителей, подключенных к шинам обмотки НН, т. е. в режиме наибольших нагрузок ?Uотк %, в режиме наименьших нагрузок ?Uотк % и в послеаварийном режиме ?Uотк %.

На подстанциях 3, 4 и 5 невозможно установить у потребителей желаемое напряжение из условия встречного регулирования напряжения в послеаварийном режиме. На этих подстанциях необходимо использовать другое средство регулирования.

Определим расчётное ответвление обмотки среднего напряжения трансформатора ПС4 :


,


где Uвн.д.нб и Uвн.д.нм - действительные напряжения обмотки ВН, кВ; - напряжения на шинах 35 кВ в максимальном и минимальном режимах, приведенные к стороне ВН, кВ; Uс - желаемое напряжение на шинах среднего напряжения, Uс=37 кВ.


.

Uотв=39,46 кВ (0 %).


Определим действительные напряжения на шинах СН ПС2:


. Расчет технико-экономических показателей


Капитальные затраты на сооружение ЛЭП


Кл=Ко·?,


где Ко- стоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины по табл. IV.2[1] для железобетонных опор по II району по гололёду; ? - длина воздушных ЛЭП, км.

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 года для двух вариантов.


Таблица 9.1- Стоимость линий

Номер ветвей схемыДлина линии, кмМарка и сечение провода, количество цепейУдельная стоимость, тыс. руб./кмПолная стоимость линии, тыс. руб.Вариант 11-230.36АС-185/2912.9391.6442-336.96АС-120/1911.4421.3443-431.68АС-70/1112380.164-534.32АС-120/1911.4391.2485-126.4АС-185/2912.9340.56Итого 1924.956

Капитальные затраты на сооружение подстанций


Кпс=Кт·m+Кру+Кпост,


где Кт- стоимость трансформаторов, тыс. руб.; Кру- стоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.; Кпост- постоянная часть затрат по подстанциям, тыс. руб.


Таблица 9.2 - Стоимость подстанций для вариантов 1

Номер узлаСтоимость трансформаторов, тыс. руб.Постоянная часть затрат, тыс. руб.Стоимость распределительных устройств, тыс. рубПолная стоимость подстанции, тыс. руб.26321012045638421012049841×63250120393584210120498Итого1845

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:


К1=Кл+Кпс=1924.956+1845=3769.956 тыс. руб.


Годовые эксплуатационные расходы:


Гэ=,


где ?а+ ?р- отчисления на амортизацию и обслуживание, %; - для силового оборудования и - для воздушных ЛЭП.

? W - потери энергии в трансформаторах и линиях, МВт·ч; ? - стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, руб./кВт·ч; для силового оборудования ?=1,75·10 руб./кВт·ч, для воздушных ЛЭП ?=2,23·10 руб./кВт·ч.

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах:

? Wт = ?Рх·Т +?Рк·( Smах / Sном) ²· ? ,


Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах:


,


где ?Pх и ?Рк - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; Smах - максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А; Sном - номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Т-продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; ? - продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Тmах по формуле:


,

;


Потери энергии в линиях:


? Wл=


Для замкнутой сети варианта 1:



Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:


Гэ,пс1= Гэ,пс3=0.094·1845+2024.95·1,75·=173.78тыс. руб.


Годовые эксплуатационные расходы в линиях:


Гэ,л1=0,028·1924.956+6081.97·2,23·=55.25 тыс. руб


Суммарные годовые эксплуатационные расходы:


Гэ1= Гэ,л1+ Гэ,пс1=173.78+55.25 =229,03 тыс. руб.


Приведенные затраты:


З1=0,12·3769,956+229,03 =681,42 тыс. руб.


Стоимость передачи электроэнергии:



Себестоимость передачи электроэнергии:



Удельные капитальные затраты:


.


Список литературы


1. Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин. Проектирование электрических сетей и систем. - Мн.: Вышейшая школа, 1986.

. Справочник по проектированию электроэнергетических систем под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро - М.: Энергия, 1977.

. В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. В. Паперно и др. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: сеть трансформатор напряжение потокораспределение

. Учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов. - М.: Высшая школа, 1990.

. В. И. Идельчик. Электрические системы и сети. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

. Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР - М.: Энергоиздат, 1986.

. П. В. Лычёв, В. Т. Федин. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для вузов. - Мн.: ДизайнПРО, 1997.

. Н. М. Сыч, В. Т. Федин. Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем. Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине "Электрические системы и сети". - Мн.: УП "Технопринт", 2001.


Содержание Введение 1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети и выбор двух вариантов для дальнейших расчётов . Приближённые расчёты потокораспр

Больше работ по теме:

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]

Скачать реферат © 2017 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ