Электроснабжение: районная электрическая сеть

 

Дипломная работа

Тема "Электроснабжение: районная электрическая сеть"

Содержание

Введение

1. Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств

2. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети

2.1 Расчёт длин трасс и линий электропередач

2.2 Выбор мощности трансформаторов приёмных подстанций

3. Приведенные затраты электрической сети

3.1 Расчёт для схемы №3

3.2 Расчёт для схемы №4

4. Расчёт основных режимов работы проектируемой электрической сети.

4.1 Расчёт нормального режима наибольших нагрузок

4.2 Расчёт нормального режима наименьших (летних) нагрузок

4.3 Расчёт послеаврийного режима работы проектируемой электрической сети

5. Регулирование напряжения

5.1 В нормальном режиме

5.2 Минимальный режим

5.3 Послеаварийный режим

6. Технико-экономические показатели сети

7. Источники собственных нужд электростанций

Заключение

Список использованной литературы2

Введение

Проект электрических сетей предусматривает выполнение связей между приемными пунктами и источниками электроэнергии. Оптимальный проект соответствует наименьшим затратам при строительстве и монтаже электрических сооружений и устройств, наибольшим удобствам и надежности при эксплуатации, обеспечивает питание потребителей электроэнергией надлежащего качества при приемлемых эксплуатационных издержках.

Целью данного проекта является проектирование районной электрической сети отвечающим современным требованиям и технологиям, а также получение навыков проведения проектных работ.

Задачей данного проекта является определение типа, числа и мощность силовых трансформаторов, сечений проводов, выбор рациональной схемы, расчёт приведенных затрат, выбор и расчёт компенсирующих устройств. Отрабатывать методы проектирования, рассматривать разные подходы к обоснованию основных проектных решений. Технические решения при проектировании принимались достаточно обосновано.

В конечном результате планируем получить районную электрическую сеть, выполняющая надёжно и эффективно поставленные перед ней задачи.

электрическая сеть районная электроснабжение

1. Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств

Передача энергии по электрической сети осуществляется электромагнитными волнами практически мгновенно, чем и объясняется одновременность производства и потребления электроэнергии. Поэтому в установившемся режиме работы электросистемы в каждый момент времени электростанции должны выдавать мощность, равную мощности потребителей и потерям в элементах сети. Следовательно, должен иметь место баланс выдаваемой и потребляемой мощности. Баланс составляется раздельно для активной и для реактивной мощности.

Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматриваем для периода наибольших нагрузок. Эту величину активной мощности складываем из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и трансформаторах сети. Установленная мощность генераторов питающей электросистемы обеспечивает потребности проектируемой районной сети в активной мощности во всех режимах работы.

Компенсация реактивной мощности оказывает влияние на величину полных нагрузок подстанций и выбор мощности трансформаторов, на сечении проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети.

Все потребители электроэнергии, наряду с потреблением активной мощности Р потребляют и реактивную мощность Q. Коэффициент мощности cos ? является недостаточно показательным при оценке потребляемой реактивной мощности, так как при значениях cos ?, близких к единице, потребляемая реактивная мощность еще достаточно велика. Более показательным является коэффициент реактивной мощности tg ? = Q/P. При решении вопросов, связанных со снижением потерь в электрических сетях, пользуемся непосредственно значениями реактивной мощности.

Потребителями реактивной мощности являются приемники электроэнергии, которые по принципу своего действия используют переменное магнитное поле - асинхронные двигатели, дуговые и индукционные печи, сварочные установки, выпрямители и другие, а также такие устройства как: электропередачи - трансформаторы, линии электропередач, реакторы.

Источниками реактивной мощности являются: генераторы электростанций, протяженные воздушные и кабельные линии, синхронные компенсаторы, электродвигатели, батареи шунтовых (статических) конденсаторов, источники реактивной мощности.

Передача реактивной мощности от генераторов электростанции к потребителям сопряжена с дополнительными потерями активной мощности в устройствах электрической сети на участке генератор-потребитель. Снижение дополнительных потерь активной мощности достигается путем разгрузки электрической сети с помощью компенсирующих устройств, установленных у потребителя. Выбираем компенсирующие устройства и элементы питающих и распределительных сетей с учетом снижения токовых нагрузок от действия компенсации.

В настоящем проекте при выборе мощности компенсирующих устройств используем упрощенный подход.

При выборе компенсирующих устройств, устанавливаемых в распределительных сетях приемных подстанций, исходными являются следующие данные:

Рассчитываем активные и реактивные нагрузки потребителей напряжением 10 кВ (в нашем случае) в часы наибольшей (Рмакс, Qмакс) и наименьшей (Рмин, Qмин) нагрузки энергосистемы:

Qмакс = Рмакс · tg ?i;

Qмин = Рмин · tg ?i,

где tg ?i определяется по cos ?i, величина которого указана в задании; Рмин и Qмин принимаются в доле от Рмакс и Qмакс согласно заданной нагрузке, в 0,7 о. е.

При расчёте реактивных нагрузок для подстанции в точке "б:

Qмакс = Рмакс · tg ? = 12 · 0,54= 6,5 МВАр;

Qмин = Qмакс · 0,7 = 6,5 ·0,7 = 4,53 МВАр.

Энергосистемой задаются входные величины реактивной мощности Qзмакс и Qзмин, которые будут переданы из сети энергосистемы в режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки в сеть проектируемого приемного пункта. tg ?э принимаем равным 0,3

Величины Qзмакс и Qзмин определяем по максимальной Рмакс и минимальной Рмин активным нагрузкам и заданному значению tg ?э.

Qэмакс = Рмакс · tg ?э =12 · 0,3 = 3,6 МВАр;

Qэмин = Рмин · tg ?э = 8,4 · 0,3 = 2,52 МВАр.

Необходимая мощность компенсирующих устройств приемной подстанции "а" с учетом резерва, в послеаварийном режиме - увеличение на 10%:

Qкумакс=1,1 ·Qмакс-Qэмакс = 3,52 МВАр.

Мощность нерегулируемой части (постоянно включенной) компенсирующей установки определяем по формуле:

Qкумин= Qмин - Qэмин = 2,01 МВАр

Аналогичным образом ведём расчёт для каждой приёмной подстанции схемы и результаты заносим в таблицу 1.

Таблица 1 - Результаты расчетов для каждой приемной подстанции

ПоказательПриёмная подстанцияавгдеРмакс1220352730cos ?i0,880,80,860,790,81tg ?i0,540,750,590,770,72Рмин8,41424,518,921Qмакс6,51520,7720,9521,72Qмин4,5310,514,5414,6615,2Qзмакс3,6610,58,19Qзмин2,524,27,355,676,3Qкумакс3,5210,512,3414,9514,89Qкумин2,016,37,188,998,9Si12+6,5i20+15i35+20,77i27+20,95i30+21,72 i

По величине Qкумакс для каждой подстанции выбираем тип конденсаторной батареи, общую мощность, расчетную стоимость.

Для "б:

Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, общая мощность 10,6 МВАр, стоимостью 96 тыс. руб.

Для "в:

Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общая мощность 6,8 МВАр, стоимостью 100 тыс. руб.

Для "г:

Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общая мощность 6,8 МВАр, стоимостью 100 тыс. руб.

Для "д:

Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157тыс. руб.

Для "е:

Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157тыс. руб.

Тогда распечатанная полная мощность приемного пункта "б" с учетом установленных компенсирующих устройств:

МВА,

где - величина реактивной мощности компенсирующего устройства реально установленного на приемной подстанции.

Аналогично считаем для остальных подстанций и вносим полученные полные мощности в таблицу 2.

Таблица 2 - Расчет приемных пунктов с учетом КУ

ПоказательПункт, приёмная подстанциябвгде12+3i20+8,2i35+13,97i27+6,1i30+6,83i

2. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети

Схема соединений линий сети находится в тесной технико-экономической взаимозависимости от номинального напряжения сети. Часто изменение основной схемы сети влечет за собой необходимость изменения номинального напряжения сети. Возможна и обратная зависимость номинального напряжения от схемы соединения линии сети. Следовательно, выбор схемы сети и ее номинального напряжения желательно производить совместно. Однако в практике проектирования и реконструкции сети, либо привязки новой сети к существующим сетям, может оказаться ограниченным выбор номинального напряжения в силу наличия определенных номинальных напряжений в действующих электрических сетях.

Совместный выбор схемы соединений линий сети и ее номинального напряжения начинаем с создания ряда технически осуществимых вариантов сети с последующим их технико-экономическим сопоставлением по методу приведенных затрат.

Создаём варианты, которые подчиняются следующим определенным логическим требованиям:

передача электроэнергии от источника питания сети до приемных подстанций должна осуществляться по возможно кратчайшему пути;

на приемных подстанциях применяются упрощенные схемы ОРУ без выключателей;

электроснабжение подстанций, в которых есть потребители 1 категории, должно осуществляться не менее чем по двум линиям;

выключатели устанавливаются только в начале линии у источника питания;

длина трассы линии увеличивается на 10% из - за неровностей рельефа, и обхода естественных и искусственных препятствий. Для каждого участка трассы определяем её длину по плану с учётом масштаба:

,

где - длина трассы линии на плане в см, М - масштаб линий, указанный в задании, 7,5 км/см;

2.1 Расчёт длин трасс и линий электропередач

Суммарная длина трасс:

,

где lTi - длина трассы любой линии (одно и двухцепной), км;

Суммарная длина линии с учётом числа цепей в линии:

где - длина трассы одноцепной линии, км; - длина трассы двухцепной линии, км.

Общее число выключателей при условии установки одного выключателя в начале линии nв=6 шт.

В дальнейшем усложняем схемы за счет выполнения сети в виде магистральной или магистрально-радиальной схемы. В этих схемах избегаем линий, в которых потоки мощности направлены обратно к источнику. Надо иметь в виду, что ответвления от линии производится глухим присоединением без коммутационных аппаратов. К каждой магистральной линии возможно присоединение не более трех приемных пунктов во избежание перегрузки головных участков магистрали.

Рассчитываем аналогичным образом для шести остальных схем соединений и полученные данные заносим в таблицу 3.

Таблица 3 - Расчет основных показателей для расчетных схем

ПоказательНомер варианта соединения123456nв, шт654454, км218,7213,3188,3193,7207,1201,7, км333,8328,4303,4327,6360,1354,5

По минимуму расхода оборудования и длины линий для дальнейшего рассмотрения оставляем 2 варианта соединения: третий и четвёртый.

Для каждого из оставшихся вариантов определяем потокораспределение мощностей по линиям, упрощенно, без учета потерь мощности в линиях схемы и трансформаторах.

Для выяснения, какому из номинальных напряжений (35, 110, 220 кВ) соответствует предложенный вариант схемы - сети проводим пробный расчет сечений проводов линий, причем наиболее загруженную линию при напряжении 35 кВ, а наименее загруженную - при 220 кВ. Если сечение линии на напряжении 35 кВ получится значительно больше рекомендованного (АС-35…АС-150), а для линии напряжением 220 кВ значительно меньше рекомендованного (АС-240…АС-400), то эти варианты на напряжениях 35 и 220 кВ в дальнейшем не рассматриваем.

Расчёты ведём по формулам

;

,

где Sj - полная мощность протекающая по одной линии в данном направлении или по одной цепи двухцепной линии, кВА; jэк =1 А/мм2 - экономическая плотность тока. Находится из таблиц ПУЭ.

Для схемы №3

мм2 >150мм2;

мм2 <240 мм2.

Для схемы №4

мм2 >150мм2;

мм2 <240 мм2.

Исходя из полученных результатов и поставленных условий можно сделать вывод, что линии на напряжение 35 кВ и 220 кВ в наших схемах соединения не подходят. Поэтому считаем на номинальное напряжение 110 кВ. Выбор сечений линий на напряжение 110 кВ проводим полностью. Рекомендованные сечения линий 110 кВ - это АС-70…АС-300. Если расчетное сечение < 70мм2, то его увеличиваем до АС-70. Если же расчетное сечение > 300мм2 - принимаем другое схемное решение, увеличиваем число цепей линии или отказываемся от предложенного варианта.

Сечение проводов линии:

где Sj - полная мощность, протекающая по одноцепной линии или по одной цепи двухцепной линии, МВА; Uн =110 кВ - номинальное напряжение сети; jэк =1 А/мм2 - экономическая плотность тока, А/мм2. Находится из таблиц ПУЭ.

Рассчитываем сечения проводов для всех оставшихся вариантов и заносим результаты в таблицы. Сечение округляем до стандартного и выбираем марки проводов по [1]. Технические характеристики приводятся в [1].

Для схемы №3

мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44).

мм2, марка провода АС-185, (r0=0,17; x0=0,409);

мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44);

мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396);

мм2, марка провода АС-150, (r0=0,210; x0=0,422);

мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396).

Для схемы №4

мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44).

мм2, марка провода АС-185, (r0=0,17; x0=0,409);

мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44);

мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396);

мм2, марка провода АС-150, (r0=0,210; x0=0,422);

мм2, марка провода АС-95, (r0=0,33; x0=0,429);

мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396).

Дальнейшее технико-экономическое сравнение вариантов производим в два этапа.

На первом этапе сравниваем варианты по потерям напряжения. Лучшими считаются варианты, у которых окажутся меньшие потери напряжения от источника питания до наиболее удаленного приемного пункта. Потери напряжения в j - той линии определяем по формуле:

,

где lj - длина линии, км; Pj, Qj - активная (МВт) и реактивная (МВАр) мощности, протекающие по линии; roj, xoj - погонное активное (Ом/км) и реактивное (Ом/км) сопротивление линии (взятое из [1]).

При нескольких последовательно соединенных линиях определяем суммарные потери напряжения на участке "источник питания - наиболее удаленный приемный пункт". Вариант считается пригодным для дальнейшего рассмотрения, если наибольшие потери напряжения будут не более 15% (16,5 кВ) в нормальном и 20% (22 кВ) в послеаварийном режимах работы сети.

Для схемы №3

кВ;

;

;

;

;

.

Для схемы №4

кВ;

;

;

;

;

;

кВ;

кВ <22 кВ.

Сравнивая полученные результаты с допустимыми потерями напряжения при нормальной работе и послеаварийной, делаем вывод, что при всех трёх вариантах потери в линии по напряжению являются приемлемыми.

На втором этапе производим технико-экономическое сравнение оставшихся 3 вариантов схемы сети и номинального напряжения по приведенным затратам. Для технико-экономического сопоставления каждый вариант сети должен быть тщательно разработан с выбором схем подстанций, с расчетом потерь напряжения, мощности и электроэнергии, с определением параметров линии, трансформаторов и т.п.

2.2 Выбор мощности трансформаторов приёмных подстанций

Исходя из условия надежности электроснабжения потребителей 1 категории, на подстанциях принимаем к установке по два трансформатора, мощность каждого определяем приближенно с учетом 40% -ной перегрузки при отключении одного из них. Полученную мощность округляем до ближайшей номинальной мощности трансформатора, указанной в [2], где также приведены типы, каталожные и расчетные данные серийно выпускаемых трансформаторов.

,

где Si - полная мощность подстанции за минусом мощности компенсирующих устройств, МВА. Данные берём из таблицы 2.

Подстанция "в:

МВА.

Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16000/110. Каждый из них мощностью по 16000 кВА, с РПН, две секции. Общая стоимость 138 тыс. руб.

Подстанция "г: МВА.

Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 32000/110. Каждый из них мощностью по 32000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 218 тыс. руб.

Подстанция "б: МВА.

Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 10000/110, мощностью 10000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 140 тыс. руб.

Подстанция "е: МВА.

Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25000/110. Каждый из них мощностью по 25000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб.

Подстанция "д: МВА.

Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25000/110. Каждый из них мощностью по 25000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб.

2.3 Выбор другого оборудования подстанций

На стороне низшего напряжения подстанций принимаем одиночные секционированные системы сборных шин, причем в случае установки двух двухобмоточных трансформаторов берём две секции шин, для трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения - четыре, по одной секции на каждую половину обмотки.

Число отходящих от этих секций фидеров принимаем исходя из средней нагрузки фидеров: Sф = 3 МВА, при номинальном напряжение Uном = 10 кВ.

Тогда количество выключателей на стороне низшего напряжения подстанции

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв,

где пвф - число фидерных выключателей; пвфi = Si/2, Si - полная мощность подстанции, МВА; пвр - число резервных выключателей, равное числу секций; пвс - число секционных включателей, равное числу секций, деленному на два; пвку - число выключателей для подключения батарей конденсаторов, равное количеству конденсаторных установок; пвв - число вводных выключателей, равное количеству обмоток трансформаторов

Подстанции"б:

шт;

пвр = псекций= 2 шт;

пвс = псекций /2=1 шт;

пвку = пвку =1 шт;

пвв = побм= 2 шт;

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=5+1+2+1+2=11 шт.

Подстанции "в:

шт; пвр = псекций= 2 шт;

пвс = псекций /2=1 шт;

пвку = пвку =1 шт;

пвв = побм= 2 шт;

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=11+1+2+1+2=17 шт.

Подстанции "г:

шт; пвр = псекций= 4 шт;

пвс = псекций /2=2 шт;

пвку = пвку =2 шт;

пвв = побм=4 шт;

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=19+4+2+2+4=31 шт.

Подстанции "д:

шт;

пвр = псекций= 4 шт;

пвс = псекций /2=2 шт;

пвку = пвку =2 шт;

пвв = побм=4 шт;

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=10+4+2+2+4=22 шт;

Подстанции "е:

шт;

пвр = псекций= 4 шт;

пвс = псекций /2=2 шт;

пвку = пвку =2 шт;

пвв = побм=4 шт;

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=11+4+2+2+4=23 шт.

3. Приведенные затраты электрической сети

Типы выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, а также их характеристики и стоимости ячеек с этими аппаратами приведены в [2] или [3]. В приведенных затратах каждого варианта в общем случае учитываем: стоимости отдельных элементов районной электрической сети (линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов компенсирующих устройств); стоимость иного электрооборудования в данном варианте схемы; отчисления на амортизацию, текущий, капитальный ремонты и обслуживание всего электрооборудования; стоимость потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах; а также ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при перерывах электроснабжения в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии, трансформаторы.

3.1 Расчёт для схемы №3

= Рн · К? + И? + У,

где Рн=0,2 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К? - суммарные капиталовложения в сеть, руб; И? - суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб; У - ущерб от перерыва электроснабжения, руб;

Капиталовложения в электрическую сеть определяются:

К?= Кл + Кп,

где Кл - капиталовложения в линии сети; Кп - капиталовложения в подстанции.

Кл = ? Кол i · li= Кл_одноцепные+ Кл_двухцепные;

Кл_одноцепные=? Кол i · li= Кол 1-б · l1-б+ Кол е-д · lе-д = 33 · 8,1+40,2· 9=629,1 тыс. руб;

Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол г-в · lг-в) + (Кол 1-г · l1-г) + (Кол 1-А · l1-А) + (Кол А-е · lАе) = (13,9 · 33) + (16,4 · 12,5) + (17,3·20,53) + (17,3·49,1) =1868,3тыс. руб.;

Кл= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные=629,1+1868,3=2497,4 тыс. руб.

где Колi - расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии.

Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=8,1 тыс руб. /км (для АС-70, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=9 тыс руб. /км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=16,4 тыс руб. /км (для АС-185, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=15,5 тыс руб. /км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=13,9 тыс руб. /км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=17.3 тыс руб. /км (для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); li - длина трассы одноцепной или двуцепной линии, в км;

Капиталовложения в подстанции:

Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост.

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:

Кт=?Ктi ·ni =69 ·2+47 ·2+98 ·4+109·2=842тыс. руб.,

где Ктi - расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников. ni - количество трансформаторов этой мощности.

С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.

Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств всех подстанций:

Кору = ?Коруi · ni =24 + 19·2+34 ·2=130 тыс. руб.,

где Коруi - расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni - количество ОРУ этой схемы.

Здесь различают следующие схемы ОРУ:

схема тупиковой подстанции с одноцепной линией Кору =19 тыс. руб.;

схема тупиковой подстанции с двухцепной линией Кору =24 тыс. руб.;

схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими отходящими линиями Кору=34 тыс. руб.

Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):

Кзру=Квно· (nф?+nвс?+nвв?+nр?+nку?) =2,5· (104) =260 тыс. руб,

где Квно =2,5 тыс. руб. - расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nвс?, nвв?, nр?, nку? - количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 10 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость конденсаторных установок:

Кку=?Ккуоi · ni =157· 2+100· 2+96·1=610 тыс. руб.,

где Ккуоi - расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni - количество конденсаторных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:

Кв=Квво·mвв?=32 ·4=128 тыс. руб.,

где Квво=32 тыс. руб. - расчетная стоимость высоковольтного выключателя на 110 кВ; mвв? =4 шт. - количество высоковольтных выключателей в схеме.

Постоянные затраты на подстанции:

Кпост=Кпостi · n=130 ·5 =650 тыс. руб.,

где Кпост=130 тыс. руб. - расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают капиталовложения не учтенные в предыдущих разделах. Это затраты на здания, дороги, ограждения и прочее; n = 5 - число подстанций в проектируемой сети

Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост =2620тыс. руб.

К?= Кл + Кп=2497,4+2620=5117,4 тыс. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные издержки:

И?=ИЛ+ИП

где ИЛ - годовые эксплуатационные издержки линии сети:

руб.

Здесь аал=0,8; аол=0,3; арл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии;

ИП - годовые эксплуатационные издержки подстанций:

, руб.,

где аап=3; аоп=3; арп3,3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций. в = 0,01 - стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии, руб/кВт·ч;

Потери электроэнергии в линии:

, МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;МВт·ч;

МВт·ч; МВт·ч;

МВт·ч;,

где часов - число часов максимальных потерь;

тыс. руб.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

, МВт·ч,

где t=8760 часов - время работы трансформатора в течение года; ?Рхх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ?Ркз - потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; Si - мощность, протекающая через трансформатор, МВА; SномТ - номинальная мощность трансформатора, МВА.

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

.

тыс. руб.

И?=ИЛ+ИП = 77,5+260,5=338 тыс. руб.

Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=уо·Рнб·Тнб·h, руб,

где Рнб =27000 - наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =4800 ч. - число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,63 - удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб/кВт·ч;

Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии:

где mab =0,004 - удельная повреждаемость, 1/год; tab =19 - продолжительность аварийного ремонта, час/год.

Поэтому:

mав=0,002 1/год,

tав=10 час/год,

h - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.

.

У=уо·Рнб·Тнб·h=0,63·27000·4800·2,35·10-6=0, 197 тыс. руб.

Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:

3 = Рн · К? + И? + У=0,2 ·5117,4+338+0, 197=1361,7 тыс. руб.

Проводим аналогичный расчёт для других схем соединения

3.2 Расчёт для схемы №4

3 = Рн · К? + И? + У,

где Рн=0,2 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К? - суммарные капиталовложения в сеть, руб; И? - суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб; У - ущерб от перерыва электроснабжения, руб;

Капиталовложения в электрическую сеть определяются:

К?= Кл + Кп,

где Кл - капиталовложения в линии сети; Кп - капиталовложения в подстанции.

Кл = ? Кол i · li= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные;

Кл_одноцепные=? Кол i · li= Кол 1-б · l1-б+ Кол 2-д · l2-д = 33 · 8,1+26,8· 9=508,5 тыс. руб.;

Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол г-в · lг-в) + (Кол 1-г · l1-г) + (Кол 1-А · l1-А) + (Кол А-2 · lА-2) + (Кол 2-е · l2-е) = (13,9 · 33) + (16,4 · 12,5) + (17,3·20,53) + (17,3·38,4) + (14,3·28,56) =2091,6 тыс. руб.,

где Колi - расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии.

Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=8,1 тыс руб. /км (для АС-70, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=9 тыс руб. /км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=16,4 тыс руб. /км (для АС-185, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=15,5 тыс руб. /км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=13,9 тыс руб. /км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=17.3 тыс руб. /км (для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=14,3 тыс руб. /км (для АС-95, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду);

Кл= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные=508,5+2091,6=2600,1 тыс. руб.

Капиталовложения в подстанции:

Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост.

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:

Кт=?Ктi ·ni =69 ·2+47 ·2+98 ·4+109·2=842тыс. руб.,

где Ктi - расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников; ni - количество трансформаторов этой мощности.

С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.

Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств всех подстанций:

Кору = ?Коруi · ni =24 ·2+ 19·2+34=120 тыс. руб.,

где Коруi - расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni - количество ОРУ этой схемы.

Здесь различают следующие схемы ОРУ:

схема тупиковой подстанции с одноцепной линией Кору =19 тыс. руб.;

схема тупиковой подстанции с двухцепной линией Кору =24 тыс. руб.;

схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими отходящими линиями Кору=34 тыс. руб.

Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):

Кзру=Квно· (nф?+nвс?+nвв?+nр?+nку?) =2,5· (104) =260 тыс. руб,

где Квно =2,5 тыс. руб. - расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nвс?, nвв?, nр?, nку? - количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 6 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость конденсаторных установок:

Кку=?Ккуоi · ni =157· 2+100· 2+96·1=610 тыс. руб.,

где Ккуоi - расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni - количество конденсаторных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:

Кв=Квво·mвв?=32·4=128 тыс. руб.,

где Квво=70 тыс. руб. - расчетная стоимость высоковольтного выключателя на 110 кВ; mвв? = 4 шт. - количество высоковольтных выключателей в схеме.

Постоянные затраты на подстанции:

Кпост=Кпостi · n=130 ·5 =650 тыс. руб.,

где Кпост=130 тыс. руб. - расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают капиталовложения не учтенные в предыдущих разделах. Это затраты на здания, дороги, ограждения и прочее; n = 5 - число подстанций в проектируемой сети

Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост =2610 тыс. руб.

К?= Кл + Кп=2600,1+2610=5210,1 тыс. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные издержки:

И?=ИЛ+ИП,

где ИЛ - годовые эксплуатационные издержки линии сети:

руб.

Здесь аал=0,8; аол=0,3; арл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии;

ИП - годовые эксплуатационные издержки подстанций:

, руб.,

где аап=3; аоп=3; арп3,3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций; в = 0,01 - стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии, руб/кВт·ч;

Потери электроэнергии в линии:

, МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

,

где часов - число часов максимальных потерь;

тыс. руб.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

, МВт·ч,

где t=8760 часов - время работы трансформатора в течение года; ?Рхх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ?Ркз - потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; Si - мощность, протекающая через трансформатор, МВА; SномТ - номинальная мощность трансформатора, МВА.

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

.

тыс. руб.

И?=ИЛ+ИП = 80,7+260=340,7 тыс. руб.

Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=уо·Рнб·Тнб·h, руб,

где Рнб =27000 - наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =4800 ч. - число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,63 - удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб/кВт·ч;

Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии:

где mab =0,004 - удельная повреждаемость, 1/год; tab =19 - продолжительность аварийного ремонта, час/год.

Поэтому:

mав=0,002 1/год,

tав=10 час/год,

h - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.

.

У=уо·Рнб·Тнб·h=0,63·27000·4800·2,35·10-6=0, 197 тыс. руб.

Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:

= Рн · К? + И? + У=0,2 ·5210,1 +340,7 +0, 197=1383 тыс. руб.

Так как ущерб У получился меньше Кл, то линия остается одноцепной, а величина ущерба У входит в приведенные затраты З рассматриваемого варианта.

Так как варианты получились экономически равноценными (разница в затратах 5%) выбираем схему соединения №3, исходя из лучшей надёжности электроснабжения по сравнению с остальными вариантами.

4. Расчёт основных режимов работы проектируемой электрической сети.

4.1 Расчёт нормального режима наибольших нагрузок

В этом режиме должны быть включенными все линии и трансформаторы подстанций.

На первом этапе расчета режима составляем схему замещения сети

Радиальные одно - или двухцепные линии на схеме замещения представляем двумя элементами - линией и двумя параллельно включенными трансформаторами.

Линейный элемент отображает активное и индуктивное сопротивление, включенные последовательно и емкостную проводимость, включенную половинной величиной по концам элемента параллельно. Вместо проводимости можно указать реактивную мощность генерируемую линией

, МВАр,

где bо - погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6;

bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км;

bо (АС-150) = 2,74 ·10-6 См/км;

bо (АС-185) = 2,75 ·10-6 См/км;

bо (АС-240) = 2,78 ·10-6 См/км;

где Uном =111,1 кВ - номинальное напряжение данное в задании для режима наибольших нагрузок; li - длина линии.

Рассчитаем для каждого участка

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр;

МВАр.

При двух параллельно включенных трансформаторах сопротивления в схеме замещения уменьшаются в два раза, а ?STXX возрастает в два раза.

На втором этапе расчета режима определяем потокораспределения на всех линиях, отходящих от узловой распределительной подстанции (от электростанции).

В результате расчета потокораспределения должны быть определены значения потоков мощности на выходе и входе каждого элемента сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях. Мощность на выходе подстанций следует принимать с учетом имеющихся на подстанции компенсирующих устройств.

Потери мощности в 1 работающем двухобмоточном трансформаторе

, кВАр;

, кВт,

где ?Ркз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; Si - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %; Ixx - ток намагничивания трансформатора, %.

Для пункта "б:

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "в:

, МВАр;, МВт;

МВА.

Для пункта "г:

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "д:

, МВАр;, МВт;

МВА.

Для пункта "е:

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Тогда мощность на входе каждой подстанции:

Sni=Si+ SТ (i), кВА.

Для подстанции "б:

МВА.

Для подстанции "в:

МВА.

Для подстанции "г:

МВА.

Для подстанции "д:

МВА.

Для подстанции "е:

МВА.

На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий:

, МВА,

где QОЛj - половина реактивной мощности генерируемой линией, МВАр.

Для пункта в-г:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта 1-б:

,

где МВАр.

Для пункта д-е:

,

где МВАр.

Для пункта А-е:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта г-1:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта А-1:

, МВА,

где МВАр.

Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:

, кВт;

, кВАр.

где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.

Для в-г:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для д-е:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для 1-б:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для А-е:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для 1-г:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Для А-1:

МВт,

где Ом.

МВАр,

где Ом.

Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:

Sлj=Sлj+?Sлj-jQолj=Pлj+jQлj, кВА.

Для пункта в-г:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта 1-б:

,

где МВАр.

Для пункта 1-г:

, МВА, где МВАр.

Для пункта д-е:

,

где МВАр.

Для пункта А-е:

,

где МВАр.

Для пункта А-1:

, МВА,

где МВАр.

Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.

В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий

; Ui=Uэл-?Uлj,

где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ?Uлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях.

Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.

Для А-1: В; U (Б-1) =109022 В.

Для 1-б: В;U (1-а) =106940В.

Для 1-г: В;U (1-г) =107962 В.

Для г-в: В;U (в-г) =106025 В.

Для А-е: В;U (Б-3) =106347 В.

Для е-д: В;U (3-д) =103047 В.

4.2 Расчёт нормального режима наименьших (летних) нагрузок

В схеме замещения для данного режима работы сети изменений по начертанию нет.

Нагрузка приемных пунктов соответствует величинам, указанным в задании для летнего периода.

Потери мощности трансформаторе:

, кВАр;

, кВт,

где ?Ркз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; Si - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %; Ixx - ток намагничивания трансформатора, %.

Для пункта "б:

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "в:

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "г:

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "д:

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "е:

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Тогда мощность на входе каждой подстанции:

Sni=Si+ SТ (i), кВА.

Для подстанции "б:

МВА.

Для подстанции "в:

МВА.

Для подстанции "г:

МВА.

Для подстанции "д:

МВА.

Для подстанции "е:

МВА.

На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий:

, МВА,

где QОЛj - половина реактивной мощности генерируемой линией, МВАр.

Для пункта в-г:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта 1-б:

,

где МВАр.

Для пункта д-е:

,

где МВАр.

Для пункта А-е:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта г-1:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта А-1:

, МВА,

где МВАр.

Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:

, кВт;

, кВАр;

где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.

Для в-г:

МВт, где Ом.

МВАр, где Ом.

Для д-е:

МВт, где Ом.

МВАр, где Ом.

Для 1-б:

МВт, где Ом.

МВАр, где Ом.

Для А-е:

МВт, где Ом.

МВАр, где Ом.

Для 1-г:

МВт, где Ом.

МВАр, где Ом.

Для А-1:

МВт, где Ом.

МВАр, где Ом.

Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:

Sлj=Sлj+?Sлj-jQолj=Pлj+jQлj, кВА.

Для пункта в-г:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта 1-б:

,

где МВАр.

Для пункта 1-г:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта д-е:

,

где МВАр.

Для пункта А-е:

,

где МВАр.

Для пункта А-1:

, МВА,

где МВАр.

Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.

В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий

; Ui=Uэл-?Uлj,

где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ?Uлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях. Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.

Для А-1: В; U (Б-1) =108541 В.

Для 1-б: В;U (1-а) =107071В.

Для 1-г: В;U (1-г) =107774 В.

Для г-в: В;U (в-г) =106410 В.

Для А-е: В;U (Б-3) =107246 В.

Для е-д: В;U (3-д) =105052 В.

4.3 Расчёт послеаврийного режима работы проектируемой электрической сети

В послеаварийном режиме одна из цепей двухцепных линий выходит из строя и схема замещения отличается, как по начертанию, так и по величине параметров элементов электрической сети.

Нагрузки приемных пунктов принимаются максимальными.

Потокораспределение и напряжение узлов электрической сети определяется по алгоритму, аналогичному для нормального режима работы.

Потери мощности в n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах

, кВАр;

, кВт,

где ?Ркз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; Si - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %; Ixx - ток намагничивания трансформатора, %. Для пункта "б:

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "в:

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "г:

, МВАр;, МВт;

МВА.

Для пункта "д:

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Для пункта "е:

, МВАр;

, МВт;

МВА.

Тогда мощность на входе каждой подстанции:

Sni=Si+ SТ (i), кВА.

Для подстанции "б:

МВА.

Для подстанции "в:

МВА.

Для подстанции "г:

МВА.

Для подстанции "д:

МВА.

Для подстанции "е:

МВА.

На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий:

, МВА,

где QОЛj - половина реактивной мощности генерируемой линией, МВАр. Для пункта в-г:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта 1-б:

,

где МВАр.

Для пункта д-е:

,

где МВАр.

Для пункта А-е:

, МВА,

МВАр.

Для пункта г-1:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта А-1:

, МВА, где МВАр.

Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:

, кВт;

, кВАр,

где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.

Для в-г: МВт, где Ом.

МВАр, где Ом.

Для д-е: МВт, где Ом. МВАр,

где Ом.

Для 1-б: МВт, где Ом. МВАр.

где Ом.

Для А-е: МВт, где Ом МВАр,

где Ом.

Для 1-г: МВт.г де Ом, МВАр,

где Ом.

Для А-1: МВт, где Ом. МВАр,

где Ом.

Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:

Sлj=Sлj+?Sлj-jQолj=Pлj+jQлj, кВА.

Для пункта в-г:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта 1-б:

,

где МВАр.

Для пункта 1-г:

, МВА,

где МВАр.

Для пункта д-е:

,

где МВАр.

Для пункта А-е:

,

где МВАр.

Для пункта А-1:

, МВА,

где МВАр.

Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.

В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий

;

Ui=Uэл-?Uлj,

где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ?Uлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях.

Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.

Для А-1: В;U (Б-1) =103242 В.

Для 1-б: В;U (1-а) =101160В.

Для 1-г: В;U (1-г) =100649 В.

Для г-в: В;U (в-г) =96236 В.

Для А-е: В;U (Б-3) =100129 В.

Для е-д: В;U (3-д) =96729 В.

5. Регулирование напряжения

5.1 В нормальном режиме

Регулирование напряжения производится на электростанциях и на понижающих подстанциях. Предел регулирования напряжения задается в диапазоне от максимума до минимума в зависимости от изменения нагрузки на шинах электростанции или понижающей подстанции.

Регулирование напряжения на приемных подстанциях ведется по закону встречного регулирования напряжения. После определения напряжения на шинах высшего напряжения трансформаторов приемных пунктов необходимо осуществить регулирование напряжения.

В качестве основных средств регулирования напряжения при выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой.

Закон встречного регулирования напряжения, который должен быть осуществлен на шинах вторичного напряжения районных подстанций, определяется требованиями правил устройства электроустановок. В общем случае в нормальном максимальном режиме можно принимать за желаемое напряжение на 5% больше, чем номинальное вторичное напряжение трансформаторов приемного пункта, а в нормальном минимальном режиме и послеаварийном - желаемое напряжение равно номинальному.

Определяем потери напряжения в трансформаторе ?UTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,

Ui=Ui - ?UTi.

Для подстанции "б:

Uб=Uб - ?UT (б) = 107670 - 3836 = 103834 В,

где В.

Для подстанции "в:

Uв=Uв - ?UT (в) = 101802 В, где В.

Для подстанции "г:

Uг=Uг - ?UT (г) =106656 В, где В.

Для подстанции "б:

Uд=Uд - ?UT (д) = 105798 В, где В.

Для подстанции "е:

Uе=Uе - ?UT (е) = 103199 В, где В.

Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотвi) по формуле:

,

где Uнн - напряжение основного вывода вторичной обмотки трансформатора. Принимаем на 10% больше номинального напряжения; Uжн - желаемое напряжение на шинах вторичного напряжения подстанций. В нормальном максимальном режиме принимаем на 5% больше номинального напряжения, а в нормальном минимальном и послеаварийном равно номинальному.

Для подстанции "б:

В.

Для подстанции "в:В.

Для подстанции "г:В.

Для подстанции "а:В.

Для подстанции "е:В.

По шкале величин напряжений, соответствующих напряжениям ответвления трансформатора (UH ± 9 x 1,78%) рассчитываем таблицу напряжений ответвлений по ступеням для трансформаторов напряжением 110 кВ и заносим в таблицу 4. Нормальные напряжения трансформатора принимается 110 и 115 кВ в зависимости от преобладающего напряжения в пунктах установки трансформатора.

Таблица 4 - Ступени регулирования трансформатора

Ступень регулированияНапряжение9127622812566471237066121748511979041178323115874211391611119580110000-1108042-2106084-3104126-4102168-5100210-698252-796294-894336-992378

По расчетному напряжению ответвления, UPотвi трансформатора находим ближайшее табличное напряжение ответвления трансформатора и определяем ступень регулирования напряжения в данном режиме.

По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции

.

Для подстанции "б:

кВ.

Для подстанции "в: кВ.

Для подстанции "г: кВ.

Для подстанции "д: кВ.

Для подстанции "е: кВ.

Для минимального и послеаварийного расчёт ведётся аналогичным образом.

5.2 Минимальный режим

Определяем потери напряжения в трансформаторе ?UTi.

Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,

Ui=Ui - ?UTi.

Для подстанции "б:

Uб=Uб - ?UT (б) = 107490 - 3058 = 104432 В,

где,

В.

Для подстанции "в:

Uв=Uв - ?UT (в) = 102003 В,где, В.

Для подстанции "г:

Uг=Uг - ?UT (г) =105943 В,где, В.

Для подстанции "а:

Uд=Uд - ?UT (д) = 105868 В,где, В.

Для подстанции "е:

Uе=Uе - ?UT (е) = 103780 В, где, В.

Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотвi) по формуле:

.

Для подстанции "б:

В.

Для подстанции "в: В. Для подстанции "г: В.

Для подстанции "а: В. Для подстанции "е: В.

По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции:

.

Для подстанции "б:

кВ.

Для подстанции "в: кВ.

Для подстанции "г: кВ.

Для подстанции "а: кВ.

Для подстанции "е: кВ.

5.3 Послеаварийный режим

Определяем потери напряжения в трансформаторе ?UTi.

Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,

Ui=Ui - ?UTi.

Для подстанции "б:

Uб=Uб - ?UT (б) = 98720 - 3836 = 94884 В,

где, В.

Для подстанции "в:

Uв=Uв - ?UT (в) = 92258 В,где, В.

Для подстанции "г:

Uг=Uг - ?UT (г) =97626 В,где, В.

Для подстанции "а:

Uд=Uд - ?UT (д) = 98308 В,где, В.

Для подстанции "е:

Uе=Uе - ?UT (е) = 96323 В,где, В.

Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотвi) по формуле:

.

Для подстанции "б:

В.

Для подстанции "в:В.

Для подстанции "г:В.

Для подстанции "а:В.

Для подстанции "е:В.

По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции

.

Для подстанции "б:

кВ.

Для подстанции "в: кВ.

Для подстанции "г: кВ.

Для подстанции "а: кВ.

Для подстанции "е: кВ.

Для минимального и послеаварийного расчёт ведётся аналогичным образом.

Исходя из полученных результатов можно сделать вывод, что при таком выборе сечения проводов потери напряжения в послеаварийном режиме удовлетворяют порогу 20 % от номинального режима (по ГОСТу).

6. Технико-экономические показатели сети

К основным технико-экономическим показателя спроектированной сети, характеризующими ее техническую целесообразность и экономическую выгодность, а также расход: электрооборудования и денежных средств, относятся:

. Суммарные капиталовложения на сооружение линий подстанций (тыс. руб.):

К?= Кл + Кп=2497,4+2620=5117,4 тыс. руб.

Удельные капиталовложения:

руб/кВт руб/кВт*км.

. Суммарные ежегодные расходы по эксплуатации линии подстанций (тыс. руб. /г);

И?=ИЛ+ИП = 77,5+260,5=338 тыс. руб.

3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети (коп/кВтч);

.

4. Потери энергии в спроектированной сети в кВт-ч и в процентах от полученной потребителями электроэнергии за год.

кВт;

.

Суммарные капиталовложения следует определять с учетом стоимости электрооборудования всей спроектированной сети от шин высшего напряжения источника питания сети до шин низшего напряжения подстанций района включительно.

Для одной и более крупной подстанции спроектированной сети необходимо предусмотреть сооружение щита районного диспетчерского управления, мастерской, гаража и других вспомогательных сооружений.

Суммарные эксплуатационные расходы определяются с учетом указанного выше оборудования и стоимости потерь электроэнергии в сети от шин источника питания до ши низшего напряжения понижающих подстанций.

7. Источники собственных нужд электростанций

Технологический цикл производства электроэнергии на современных электростанциях полностью механизирован. Имеются многочисленные механизмы собственных нужд как основного энергетического оборудования (ядерные реакторы, парогенераторы, турбины), так и вспомогательных цехов станций. Для приведения в движение механизмов собственных нужд используется в основном электрический привод и лишь для некоторых рабочих машин - паротурбинный.

На тепловых электростанциях энергия расходуется на приготовление и транспортировку топлива, подачу питательной воды и воздуха в паровые котлы и удаление дымовых газов. На атомных электростанциях энергия расходуется на принудительную циркуляцию теплоносителя через активную зону; расход энергии на перегрузку горючего незначителен. Общим для ТЭС и АЭС является расход электрической энергии на подачу питательной воды в парогенераторы, поддержание вакуума в конденсаторах турбин, техническое водоснабжение станции, вентиляцию помещений, освещение.

На гидроэлектростанциях электрическая энергия расходуется на управление гидро - и электротехническим оборудованием, охлаждение генераторов и трансформаторов, обогрев гидротехнического оборудования в зимнее время, вентиляцию, освещение.

При выборе источников питания и их сравнительной оценке следует учитывать нагрузки собственных нужд Собственное потребление электроэнергии зависит от типа электростанции, вида топлива и способов его сжигания, параметров пара, типа турбогенератора и его мощности, наличия турбопривода у части механизмов. Доля электроэнергии, расходуемой на собственных нужд, для современных мощных конденсационных блоков составляет: для станций на угле с электрическим приводом всех механизмов 6-7,5 %; для тех же станций на мазуте и газе 4,5-5,5 %; для станций на угле с паротурбинным приводом питательных насосов 4-4,5 %; для тех же станций на мазуте и газе 2,5-3 %.

На электростанциях с блоками мощностью 1,2 ГВт и более с парогенераторами под наддувом с паротурбинным приводом питательных насосов и дутьевых механизмов доля электроэнергии, расходуемой на собственных нужд, будет меньше еще на 20-40 %. Во всех этих случаях имеется в виду, что турбогенераторы работают на основном возбуждении, не связанном с электрической сетью собственных нужд.

Наибольший расход энергии на собственных нужд (в процентах) имеют ТЭЦ, что связано с меньшей единичной мощностью их агрегатов по сравнению с агрегатами на конденсационных электростанциях (КЭС) и с относительно большей долей общестанционной нагрузки (таблица 1).

ТопливоЭлектрическая мощность, расходуемая на собственных нужд, % РномТурбина с противодавлениемКонденсационная турбина с отбором пара0,8 МПа1,2 МПаУголь13,19,68,0Мазут, газ10,87,86,6

Потребление электроэнергии на собственных нужд газотурбинными установками (ГТУ) зависит от их мощности и режима работы. Для агрегатов мощностью более 25 МВт расход на собственных нужд составляет при работе в базисной части графика нагрузки 0,4-0,9 %, а при покрытии пиков 0,6-1,7 %.

На АЭС из-за циклов насыщенного пара и принудительной циркуляции теплоносителя через активную зону и промежуточный контур (в случае жидкометаллических теплоносителей) потребление электроэнергии на собственных нужд обычно получается большим, чем на конденсационной электростанции той же мощности на органическом топливе. На АЭС получил распространение электрический привод всех механизмов. Исключение могут составить газоохлаждаемые реакторы. Доля электроэнергии, расходуемой на собственных нужд АЭС с реакторными блоками мощностью более 500 МВт, составляет: 4-6 % для реакторов с водой под давлением (ВВЭР); 5-7 % для кипящих канальных реакторов с графитовым замедлителем (РБМК); 6-8 % для реакторов на быстрых нейтронах (БН) с жидкометаллическим теплоносителем; до 15 % для газоохлаждаемых реакторов с электроприводом всех механизмов; 1,5-3 % для газоохлаждаемых реакторов с паро - или газотурбинным приводом газодувок и питательных насосов.

Собственное потребление электрической энергии на ГЭС значительно меньше: 1-2 % для станций малой и средней мощности и 0,2-0,5 % для мощных станций. Такое же потребление имеют гидроаккумулирующие электростанции в турбинном режиме. Потребление электроэнергии ГАЭС в насосном режиме примерно в 1,5 раза превышает расход на собственных нужд при работе в турбинном режиме.

Основными источниками питания системы собственных нужд являются понижающие трансформаторы или реактированные линии, подключенные непосредственно к выводам генераторов или к их распределительным устройствам. Пускорезервные источники питания собственных нужд тоже связаны с общей электрической сетью, так как обычно присоединяются к распределительным устройствам станции, ближайшим подстанциям, третичным обмоткам автотрансформаторов связи.

В последнее время на некоторых зарубежных тепловых электростанциях начали устанавливать автономные газотурбинные агрегаты для питания системы собственных нужд в аварийных условиях.

Кроме этого, на электрических станциях всех типов предусматриваются независимые от энергосистемы источники энергии, обеспечивающие остановку и расхолаживание станции без повреждений оборудования и вредного влияния на окружающую среду при потере основных и резервных источников собственных нужд На гидростанциях и обычных тепловых станциях для этой цели достаточно аккумуляторных батарей. На мощных блочных КЭС может дополнительно потребоваться установка дизель-генераторов небольшой мощности (200-500 кВт), обеспечивающих длительное сохранение остановленного оборудования в состоянии готовности к немедленному пуску после восстановления питания от энергосистемы. На АЭС мощность независимых аварийных источников питания собственных нужд значительно больше. Она зависит от принятых систем обеспечения безопасности и может составить до 1,5 % мощности реакторного блока.

Все перечисленные виды оборудования электростанции, необходимого для ее надежной и экономичной работы, механизмы собственных нужд с приводными электродвигателями или паровыми турбинами, приемники электроэнергии других видов, понижающие трансформаторы, распределительные устройства, электрические сети, независимые источники энергии и соответствующие системы управления образуют систему собственных нужд электрической станции.

Основные требования, предъявляемые к системе собственных нужд, состоят в обеспечении надежности и экономичности работы механизмов собственных нужд. Первое требование является наиболее важным, поскольку нарушение работы механизмов собственных нужд влечет за собой расстройство сложного технологического цикла производства электроэнергии, нарушение работы основного оборудования, а иногда и станции в целом и развитие аварии в системную.

Система питания собственных нужд электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Действительно, нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.

Очень важным является и требование экономичности, поскольку здесь потребление энергии на собственных нужд больше, чем в любой отрасли промышленности. Повышение экономичности достигается за счет снижения расхода электрической и тепловой энергии в системе собственных нужд, совершенствования основного и вспомогательного оборудования, разумного сокращения капиталовложений в систему собственных нужд, рациональных способов регулирования производительности механизмов. С другой стороны, простота и связанная с ней надежность работы системы собственных нужд имеют не меньшее значение, чем экономия электроэнергии. Поэтому в настоящее время общепризнано, что электроснабжение механизмов собственных нужд тепловых электростанций на органическом и ядерном топливе и гидроэлектростанций может быть обеспечено наиболее просто, надежно и экономично от генераторов станции и энергосистемы.

Источники питания системы собственных нужд.

Одним из принципиальных вопросов при построении системы собственных нужд является выбор источника питания. Наиболее простым решением, получившим распространение, является схема с непосредственной электрической связью системы собственных нужд с сетью энергосистемы. Недостатком такой схемы является зависимость напряжения и частоты в системе собственных нужд от режима энергосистемы. Другим решением может быть питание собственных нужд от электрически не связанного с сетью энергосистемы генератора на валу главного агрегата или на валу вспомогательной турбины (рис.3-2).

Однако автономные источники энергии или генераторы на валу основного агрегата для питания собственных нужд значительно увеличивают стоимость единицы установленной мощности электростанций, усложняют их эксплуатацию и являются менее надежными, чем при электроснабжении системы собственных нужд от основного генератора через отпайку. Вероятность безотказной работы трансформатора собственных нужд гораздо выше, чем генератора, турбины, источника пара и их механизмов собственных нужд При использовании станционных турбогенераторов собственных нужд требуется обеспечить еще более высокую надежность питания их механизмов собственных нужд Кроме того, пуск и самозапуск электродвигателей от сети энергосистемы проходит в лучших условиях, чем пуск от источника ограниченной мощности.

Электроснабжение собственных нужд от автономных источников могло бы оказаться полезным при авариях, сопровождающихся глубоким понижением частоты и напряжения, когда падает производительность механизмов, а при глубоком понижении напряжения теряется также устойчивость двигательной нагрузки. Это приводит к прекращению подачи питательной воды, срыву вакуума турбин, сбросу нагрузки и отключению агрегатов. В результате в системе может начаться лавинообразное снижение частоты и напряжения.

Однако автономный источник не может устранить основной причины тяжелой системной аварии - несоответствия между нагрузкой и располагаемой мощностью станций. Независимое от сети питание собственных нужд может в ряде случаев лишь задержать развитие аварии, но не исключить ее. Кардинальным решением вопроса является правильное использование средств системной автоматики и прежде всего частотной разгрузки после исчерпания вращающегося резерва мощности. Поэтому основной схемой питания системы собственных нужд станций всех типов в настоящее время является схема, приведенная на рис.3-1, надежность и устойчивость которой обеспечивается:

) широким применением в системе собственных нужд асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором, пуском их от полного напряжения сети без всяких регулирующих устройств и отказом от защиты минимального напряжения на ответственных механизмах;

) успешным самозапуском электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения коротких замыканий в энергосистеме и в сети собственных нужд; применением быстродействующих релейных защит и выключателей на всех элементах системы и подсоединениях собственных нужд;

) широким внедрением устройств системной автоматики (автоматическая частотная разгрузка, автоматический ввод резервного питания и резервных механизмов собственных нужд, автоматическое регулирование и форсировка возбуждения генераторов).

В последнее время на некоторых тепловых электростанциях США и Великобритании устанавливаются специальные автономные агрегаты с малым временем пуска для питания системы собственных нужд в аварийных условиях. В нормальном режиме электродвигатели механизмов питаются от трансформатора собственных нужд блока. При понижении частоты или напряжения в системе автоматически запускаются газотурбинные агрегаты, и при определенном понижении режимных параметров их генераторы включаются на шины распределительного устройства собственных нужд, а питание от трансформаторов собственных нужд прекращается. Вся операция от пуска ГТУ из холодного состояния до перевода на нее нагрузки собственных нужд занимает две-три минуты. Экономически применение таких агрегатов может быть оправдано лишь при совмещении резервирования питания собственных нужд с выдачей пиковой мощности.

Все типы АЭС в нашей стране в обязательном порядке снабжаются аварийными источниками питания в виде дизель-генераторов или ГТУ. Их мощность выбирается исходя из покрытия нагрузок системы расхолаживания АЭС и устройств безопасности, но она недостаточна для питания механизмов собственных нужд в нормальном режиме.

Заключение

В данном проекте была спроектирована районная электрическая сеть. В ходе выполнения работы были проверены шесть вариантов соединения, из которых впоследствии были исключены наиболее неэкономичные и ненадёжные схемы. В проекте было выбрано и рассчитано для районной электрической сети:

.Трансформаторы ТРДН-32000/110, ТРДН-25000/110, ТДН-10000/110, ТДН-16000/110 и их количество в каждом приёмном пункте.

2.Сечения проводов: АС-70, АС-150, АС-240, АС-185.

.Компенсирующие устройства и их количество в каждом приёмном пункте.

.Рассчитали основные режимы районной электрической сети.

.Определили номинальное напряжение сети.

В результате, была спроектирована районная электрическая сеть с номинальным напряжением 110 кВ, удовлетворяющая всем техническим нормам и требованиям, обеспечивающая питание потребителей электроэнергией надлежащего качества при приемлемых эксплуатационных издержках.

Список использованной литературы

1. Елгин А.А., Справочные данные к решению задач, к проектированию, ТГУ, 2010.

. Елгин А.А., Методические указания по проектированию для студентов заочного отделения по курсу "Производство и передача электроэнергии, ТГУ, 2006

. Правила устройства электроустановок, Энергоатомиздат, М. 2009г.

. Герасимов В.Г., Электротехнический справочник, МЭИ, М. 2004 г.

Дипломная работа Тема "Электроснабжение: районная электрическая сеть" Содержание Введение

Больше работ по теме: