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

 

Введение

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

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

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

Область, включающая электрифицируемый район - Иркутский.

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

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

Характеристика электрифицируемого района о потребителей электроэнергии

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

Определим время максимальных потерь. Это время вычисляется по формуле ([1] 2.2):

Удельные затраты на возмещение потерь определяются по графику для данного района: ?(t) = 2,8 коп/кВтч, ?(t) = 1,8 коп/кВтч , где t = ?/?m = 2099 (часов),

где ?m - коэффициент попадания дополнительных потерь в максимум энергосистемы. ?m =0,9; t = 8760.

Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети

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

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

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

Qип - реактивная мощность ИП;

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

?Qc ? - зарядная мощность всех линий проектируемой сети,

?Qл ? - потери реактивной мощности в линии,

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

Для определения реактивной составляющей полной мощности воспользуемся формулой:

Данные о подстанциях сведем в таблицу 1,1:

№ п/стPmax, МВтcos ф, о.е.tgфQmax, Мвар1100,840,6466,462150,860,5938,8953200,920,4268,524150,880,5398,085550,820,6983,49

Суммарное потребление мощности:

Активной Р? - 65 МВт; Реактивной Q?- 35,45 МВт;

Величина располагаемой реактивной мощности ИП определяется по формуле:

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

Рип - активная мощность ИП,

? Р? - суммарные потери активной мощности,

где принято, что равно ? Р? 4% от Р?

Qип = 1,04Р? tgфип

tgфип = 0,426 (сosфип = 0,92)

Qип = 1,04Ч65Ч0,426 = 28,79 Мвар

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

??QTj = (0,06-0,08) = 5,92 Мвар. ([1], 3.3)

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

Qку = Q? + ? ?QTj - Qип,

Qку =35,45+5,92 - 28,79 = 12,58 Мвар

Определим мощности Ку на каждой подстанции:

Qку = Qmax - Pmaxi tgфс ([1], 3.5),

Qкуj=Рmaxj(tgфj- tgфс) где

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

tgфс = (Q? - Qку) / Р? = (35,45 - 12,58 ) / 65 = 0,351 ([1], 3.4)

для каждой подстанции:

1.QКУ1 = 10(0,646-0,351) = 2,95 Мвар

2.QКУ2 = 15(0,593-0,351) = 3,63 Мвар

3.QКУ3 = 20(0,426-0,351) = 1,50 Мвар

4.QКУ4 = 15(0,534-0,351) = 2,745 Мвар

5.QКУ5 = 5(0,698-0,351) = 1,735 Мвар

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

Qку*1=0,48 = 3,2

Qку*2=0,48 = 3,2

Qку*3=0,44 = 1,6

Qку*4=0,48 = 3,2

Qку*5=0,44 = 1,6

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

Qmax j = Qmax j - Qку*j

Qmax 1= 6.46-3.2 = 3.26 Qmax2 = 8.895-3.2 = 5.695

Qmax3 = 8.52-1.6 = 6.92 Qmax4 = 8.085-3.2 = 4.885

Qmax5 = 3.49-1.6 = 1.89

Smax = ([1], 3,6) Smax1= = 10,518 Smax2= = 16,045 Smax3= = 21,163 Smax4= = 15,773= = 5,345

Таблица 1.2

номер п/стPmaxQmaxQкуQmaxSmaxМВтМварМварМварМВ А1106,462,953,2610,5182158,8953,635,69516,0453208,52 1,506,9221,1634158,0852,7454,88515,775553,491,7351,895,345

Разработка вариантов схемы районной сети.

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

Разработку отдельного варианта схемы сети выполняем по следующему плану:

1.Намечаем конфигурацию сети;

2.Определяем приближенное потокораспределение в сети для максимального режима ;

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

.Для всех участков сети выбираем сечение проводов;

.Производим выбор трансформаторов и схем соединения п/станций;

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

Выбор конфигурации сети.

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

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

Схема 3:

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

L=21+2*36+2*23+2*38+2*19=253 км

Схема 4:

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

L=21+2*38+2*18+2*23+2*24=227 км

Схема 5:

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

L=21+2*26+2*36+2*18+2*19=219 км

Выбираем схему № 5, в дальнейшем схема №3

Определим распределение мощностей для этих вариантов схемы.

S A1 = 35,489 + j 12,222 (МВ А);

SA5 = 29,511 + j 10,027 (МВ А);

S34 = 9,511 + j 3,652 (МВ А),

S23 = 10,489 + j 3,267 (МВ А),

S12 = 25,489 + j 8,962 (МВ А).

S54 = 24,511 +j 8,137 (МВ А),

Схема 2

SА5=S5= 5+j1,89А4=S4=15+j4,485=S1=10+j3,26=S1+S2=25+j8,955А3=S1+S2+S3=45+j15,875

=22.619+j7.974=27.381+j9.126=SA2-S2=7.619+j2.279=SA4-S4=12.381+j4.641=S1=10+j3.26=S5=5+j1.89

Выбор номинального напряжения и сечений проводов

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

Наивыгоднейшее напряжение может быть предварительно определено по формуле Илларионова:

Uэк =

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

Схема 1

Участок А-1: Uэк = 104.67 кВ,

Участок А-5: Uэк = 95.99 кВ,

Участок 1-2: Uэк = 89.66 кВ,

Участок 2-3: Uэк = 61.30 кВ,

Участок 3-4: Uэк = 89.90 кВ,

Участок 4-5: Uэк = 89.74 кВ

По графику ([1] 3.1) значения напряжений лежат между 35-110 кВ, т.к. на кольцевой схеме на всех участках должно быть одинаковое напряжение, поэтому на всех остальных участках принимаем также напряжение 110 кВ.

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

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

Проверка по допустимому нагреву:

Iав ? Iдоп, ([1], 3.8) где

Iдоп - величина длительно допустимого тока,

Iав - наибольший ток линии для послеаварийного состояния.

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

Аварийный ток определяется по формуле:

Экономическая плотность тока для всех участков данной сети равна:

Jэк=1,1 А/мм2

Тогда для участка А1:

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

Iав = 68,7/(?3*110) = 360,58 А.

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

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

Таблица 4.1

А-11-22-33-44-55-АSmax МВ А35,489+j12.22225,489+j8.96210,489+j3.2679,511+j3.65224,511+j8.13729,511+j10.027S, МВ А37.5327.0210.9910.1925.8331.17Uэк, кВ104.6795.9989.6661.3089.9098.74Unom110110110110110110Imax, A196.98141.8257.6853.48133.57163.6Fэкон, мм2179.07128.9352.4448.62123.24148.73F, мм2185/29150/24120/19120/19150/24185/29Iдоп, А510445380380445510I ав, А360,58305,42221,23110,1728,08360,58K0 тыс. руб/км12.911.711.411.411.712.9Kj , тыс. руб309.6222.3205.2262.2327.6270.9r0,Ом0,1620,1980,2490,2490,1980,162? Рmax4532274549306273

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

Kj= K0ln

? Рmax

Схема 2

А-5А-4А-33-22-1Smax МВ А5+j1.8915+j4.48545+j15.8725+j8.9510+j3.26S, МВ А5,3415,7747,7226,5510,52Uэк, кВ43,6973,3412088,4660,158Unom3535110110-35110-35Imax, A3588,09130,07-218,9886,77110--125,2369,6726,7Fэкон, мм23580,08118,24-199,0778,88110--113,8463,3324,27F, мм23595/16120/19---110--120/1995/1695/16Iдоп, А330380380330330I ав, А0260,14250,46139,34179,54K0 тыс. руб/км10,614,518,117,817,8Kj , тыс. руб222,67541303,2640,8676,4r0,Ом0,3060,2490,2490,3060,249? Рmax149657843160214

Схема 3

А-5А-1А-44-33-2А-2Smax МВ А5+j1.8910+j3.2627,381+j9,12612,38+j4.647,62+j2,2822,62+j7,94S, МВ А5,3410,5228,8613,227,9523,97Uэк, кВ43,6960,7695,1166,8653,0189,92Unom353535-11035-11035-11035-110Imax, A3588,0986,77476,07218,07131,14395,40110--151,4769,3941,73125,81Fэкон, мм23580,0878,88432,79198,24119,22359,45110--137,763,0837,94114,37F, мм23595/16120/19----110--150/2495/1695/16120/19Iдоп, А330380445330330380I ав, А0173,54277,3482,193193,2277,34K0 тыс. руб/км10,614,520,017,817,818,1Kj , тыс. руб222,6696520409,4320,4687,8r0,Ом0,3060,2490,1980,3060,3060,249? Рmax,кВт149270354,10229449

Выбор трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций.

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

Sном ? (0.65 - 0.7) Sном, ([1], 3.10)

При этом необходимо чтобы:

Sном?Smax K12/Kав ([1], 3.11), где

К12 - удельный вес потребителей 1 и 2 категории, %

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

Схема 1

Для примера рассчитаем трансформаторы на п/ст 1.:

Smax = 10,52 МВ А, K12 = 40%/100% = 0.4, Uном - 110/10 кВ,

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

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

Принимаем два трансформатора ТДН 10 000/110.

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

Таблица 5.1

№ п/ст12345Smax,МВ А10,5216,0421,1615,775,34К120,40,50,60,40,35Sном=0,7Smax7,36411,22814,81211,0393,738Sтр,МВА101616166,3Uном110/10110/10110/10110/10110/10Трансфор матор2xТДН 10000/1102х ТДН-16000/1102х ТДН- 16000/1102х ТДН- 16000/1102х ТМН- 6300/110Схема 2

№ п/ст12345Smax,МВ А10,5216,0421,1615,775,34К120,40,50,60,40,35Sном=0,7Smax7,36411,22814,81211,0393,738Sтр,МВА101616166,3Uном35/10110/10110/10110/1035/10Трансфор матор2xТДНС 10000/352х ТДН-16000/1102х ТДН- 16000/1102х ТДН- 16000/1102х ТМ- 6300/35

Схема 3

№ п/ст12345Smax,МВ А10,5216,0421,1615,775,34К120,40,50,60,40,35Sном=0,7Smax7,36411,22814,81211,0393,738Sтр,МВА101616166,3Uном35/10110/10110/1035/1035/10Трансфор матор2xТДНС 10000/352х ТДН-16000/1102х ТДН- 16000/1102х ТДНС- 16000/352х ТМ- 6300/35

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

Технико-экономическое сравнение вариантов

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

Наивыгоднейшая схема выбирается путем расчета сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.

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

К = Кз Кл + Kз Кл = Кл + Кп ([2], 4.1),где

Кз, Kз - укрупненные зональные коэффициенты.

Для начала определим капиталовложения на содержание ВЛ.

Схема 1

Линии - одноцепные, на железобетонных опорах.

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

С учетом зонального коэффициента имеем:

Кл = К j * Кз = 1597.8 * 1,1 = 1757.58 тыс. руб.

2.Капиталовложения в подстанции состоят из ряда составляющих:

Кпi = Кпостi + Ктi + Кору ([2], 4.3),

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

Для каждой подстанции:

1.Кпост1 = 210 тыс.руб.

2.Кпост2 = 210тыс.руб.

.Кпост3 = 210 тыс.руб.

.Кпост4 = 210 тыс.руб.

.Кпост5 = 210 тыс.руб.

6.Кпост= 1050 тыс. руб

Кт - сумма расчетных стоимостей трансформаторов на данной подстанции:

1.Кт1 = 2 * 48 = 96 тыс.руб.

2.Кт2 = 2 * 40 = 80 тыс.руб.

.Кт3 = 2 * 40 = 80 тыс.руб.

.Кт4 = 2 * 40 = 80 тыс.руб.

.Кт5 = 2 * 36 = 72 тыс.руб.

6.Кт = 408 тыс.руб

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

1.Кору1 = 75 тыс.руб.

2.Кору2 = 75 тыс.руб.

.Кору3 = 75 тыс.руб.

.Кору4 = 75 тыс.руб.

.Кору5 = 75 тыс.руб.

6.Кору=375тыс.руб

Кору берется в зависимости от схемы присоединения, количества выключателей.

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

3. Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

U = Uл + Uп + Зпот = (Qл/100)*Кл + (Qп/100)Кп + Зпот,

где ([2], 4.4)

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

Зпот - затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии сети.

Зпот = ?A Зэ + ?A Зэ,

где ([2], 4.5)

Зэ, Зэ - стоимость 1 кВт ч и потерь энергии,

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

Потери в линии:

,

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

rУД - удельное сопротивление линии,

l - длина линии,

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

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

?Р = 2 *(28+38+38+38+23) = 330 кВт;

Коэффициенты Зэ и Зэ принимаем по графику:

Зэ = 2,8 коп/кВт ч; Зэ = 1,8 коп/кВт ч;

Затраты на потери:

Зпот = 52,03+71,56=123,59 тыс.руб.

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

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

Тогда:

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

. Приведенные затраты:

З = Ен*К + U, где Ен = 0,12 руб/год

норматив сравнительной эффективности капиталовложений:

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

Для других схем расчёты аналогичны и приведены в виде таблиц:

электроэнергия схема сеть напряжение

Схема2

№ псКпост тыс.руб.Кт тыс.руб.Кору тыс.руб.Кп тыс.руб.Кл тыс.руб.К тыс.руб.Зпот тыс.руб.Uтыс.руб.Зтыс.руб.11304336,321304036,33170408,3460498,356011,38,3550366,697,51115,513598,764714,27502,4670,121235,83 Схема 3

№ псКпост тыс.руб.Кт тыс.руб.Кору тыс.руб.Кп тыс.руб.Кл тыс.руб.К тыс.руб.Зпот тыс.руб.U тыс.руб.З тыс.руб.160438,3260408,33210407542104075521011,375750348,6241,61474,223141,824616,04437,04627,541181,46

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

Расчет основных режимов электрической сети

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

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

r0 = 0.162 Ом.

х0 = 0,413 Ом,

q0 = 3.7 МВар,

Составление схемы замещения сети.

Параметры схемы замещения определяются выражениями:

R = ro*l / n - активное сопротивление участка ЛЭП; ([2], 5.1)

ro - уд. Активное сопротивление,

l - длина участка,

n - число цепей.

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

хо - погонное индуктивное сопротивление,

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

bo - удельная емкостная проводимость,

Uр - рабочее напряжение сети.

Данные о параметрах участков сети занесем в таблицу:

Таблица 4.1

УчастокА-11-22-33-44-55-Аl, км241918232821R, Ом3,8883,0782,9163,7264,5363,402Х, Ом9,9127,8477,4349,49911,5648,673Qс, Мвар0,8880,7030,6660,8511,0360,777

R = Rт/m, X = Xт/m, ?Sхх = m (?Pxx + j?Qxx), где ([2], 5.2)

Rт, Xт - расчетные сопротивления каждого трансформатора.

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

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

№ п/ст12345Тип тр-ра.2xТДН 10 000/1102х ТДН 16 000/1102х ТДН- 16000/1102х ТДН- 16000/1102х ТМН 6300/110Rт, Ом7.954.384,384.3814.7Хт, Ом13986.786,786.7220.4?Pх, МВт0,0280.0380,0380.0380.023?Qх, Мвар0,140.2240,2240.2240.1008?Sхх, МВ А0,056+j0,280,076+j0,4480,076+j0,4480,076+j0,4480,046+j0,202R, Ом3.9752.192,192.197.35Х, Ом69.543.3543,3543.35110.2

Расчетная нагрузка каждой подстанции определяется выражением:

Sp = Pн + jQн + ?P + j?Q + ?Рх + j ?Qх - ? jQc/2, где ([2], 5.4)

Pн + jQн - нагрузка подстанции,

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

? jQc/2 - суммарная зарядная мощность линии, входящая в узел.

?S = ?P + j?Q = (Sн/Uном)2(R+jX).

Эквивалентная схема замещения сети (см.приложение 4)

Для примера рассчитаем нагрузку на подстанции 1:

?S = ?P + j?Q = (Sн/Uном)2(R+jX)

Sp =10.061+j3,187 МВ А

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

№ п/ст12345Sн ,МВ А10+j3.2615+j5.69520+j6.9215+j4.4855+j1.89?S, МВ А0,033+j0.5820.043+j0.8430.074+j1.4680.041+j0.8040.0158+j0.238Sj ,МВ А10.033+j3.84215.043+j6.53820.074+j8.38815.041+j5.2895.016+j2.128Sр, МВ А10.061+j3.18715.081+j6.07820.112+j7.85415.079+j4.575.039+j1.323

Расчет основных режимов электрической сети.

Значение мощности вычисляется по формуле:

S н = SКн + ?S = Pн + jQн +?P + j?Q, ([2], 5.5)

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

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

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

?U = (PR + QX) / U2 ; ?U = (PX - QR) / U2 ; ([2], 5.6)

где U2 - напряжение в начале участка,

U2 =

напряжение в конце участка. ([2], 5.7)

Расчет мощностей приведем в таблице IV.4.:

УчастокA-11-22-33-44-55-ASнк,МВ А35.689+j12.86925.628+j9.68211.547+j3.6049.564+j4.2524.643+j8.8229.682+j10.143Rл+jXл3.888+j9.9123.078+j7.8472.916+j7.4343.726+j9.4994.536+j11.5643.402+j8.673?S, МВ А0.462+j1.1790.191+j0.45860.035+j0.08980.034+j0.0860.257+j0.6540.277+j0.705Sн, МВ А36.151+j14.04825.819+j10.16811.582+j3.6949.598+j4.33624.9+j9.47429.959+j10.848

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

UA = 1.1 * 110 = 121 кВ.

Расчет напряжений в таблице IV.5

Участок12345U2, кВ118.7117.3116.8117.5119.4?U, кВ2.5852.6973.4892.2322.273?U, кВ5.7465.4377.2935.454.498U'2, кВ116.257114.732113.545115.397117.21

Режим наименьших нагрузок.

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

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

Uном, т.е. UA = 1.05 Uн = 115,5 кВ.

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

Таблица IV.8.

Участок12345U2, кВ113.2111.8111.3112113.9?U, кВ2.7112.8293.6622.3412.383?U, кВ5.7465.7057.6535.7184.716U'2, кВ110.638109.12107.91109.808111.597

Послеаварийный режим.

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

a)Обрыв участка А-5:

Расчет потерь мощности :

SA1=65.372+j23.012=55.311+j19.825=40.23+j13.747=20.118+j5.893=5.039+j1.323

Для послеаварийного режима напряжение на шинах ИП UA = 121 кВ

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

Участок12345U2, кВ117114.2112.3111.1110.8?U, кВ2.6232.7693.6292.362.449?U, кВ5.8285.5837.5855.7644.848U'2, кВ114.525111.601108.814108.893108.459

Выбор средств регулирования напряжения

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

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

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

Напряжение на низкой стороне подстанций:

U2Н = U2Н - ?Uт ([2], 5.8)

Потери напряжения в трансформаторе:

?Uт = (PнRт + QнXт) / U2Н ([2], 5.9)

1.Режим наибольших нагрузок.

?Uт1 =2.312 кВ, U2Н = 118,688 кВ,

Дальнейший расчет представим в виде таблицы V.1.:

№ п/ст.A11-22-33-44-5A-5?Uт, кВ2.3121.3420.5220.6551.8641.62012345-U2н, кВ118.688117.346116.824117.516119.38-

2.Режим наименьших нагрузок.

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

U1Н = U2 - ?U1 * 0,55 = 113,2 кВ,

U2Н = 111.8 кВ,

U3Н = 111.3 кВ,

U4Н = 112 кВ,

U5Н = 113.88 кВ.

3.Послеаварийный режим. Для подстанции 1:

?Uт1 = (65.372*3.888+23.012*9.912 )/ 121 = 3.986 кВ,

U2Н = U2 - ?Uт1 = 117.014 кВ.

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

№ п/ст.12345?Uт, кВ3.9862.7841.9221.1660.343U2н, кВ117.014114.23112.308111.143110.799

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

Напряжение ответвления:

Up = U2Н (Uн.ном/ Uжел2н),

тогда номер регулировочного ответвления равен:

,

где ([2], 5.12)

Uнт = 115 кВ - номинальное напряжение высокой стороны трансформатора.

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

Ео = 1,78% - вольтодобавка одного ответвления.

Регулирование ± 9 х 1,78%

Действительное напряжения на стороне НН:

([2], 5.13)

1.Режим наибольших нагрузок:

Рассмотрим на примере п/ст 1:

Uр1= 116.257 (11/10,5) = 121.793 кВ

n = (121.793-115/115*1.78) 100 ? +3,

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

Uд = 116,257*(11/121,141)=10,55

Остальные данные занесем в таблицу V.3.:

№ п/ст.12345Uр, кВ121,793120,195118,952120,892122,791n32234U отв, кВ121,141119,094119,094121,141123,188Uд., кВ10,5510,5910,4910,4810,47

2.Режим наименьших нагрузок. Аналогично.

Результаты расчета в таблице V.4.:

№ п/ст.12345Uр, кВ115,906114,316113,048115,037116,911n00-101U отв, кВ115115112,953115117,047Uд., кВ10,5810,4410,5110,510,49

Результаты в таблице V.5.:

№ п/ст.12345Uр, кВ119,978116,915113,996114,078113,624n21-1-1-1U отв, кВ119,094117,047112,953112,953112,953Uд., кВ10,5710,4810,5910,610,56

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

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

(определено в п.3),

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

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

Кку=?Qку*Rку=12,8*10=128 тыс.руб

Rку=7…10 тыс.руб./МВар

тыс.руб.

К==2495,731+1757,58=4253,311 тыс.руб.

2.Годовые эксплуатационные затраты:

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

3.Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

Агод - полезнопереданная электроэнергия за год.

Sэ/э = 407,4 / 208000 = 0.19 (коп./кВт ч)

4.Суммарные максимальные потери активной мощности сети:

5.Коэффициент полезного действия по передаче активной мощности:

где Рип = 80 - мощность выработанная источником питания.

6.Коэффициент полезного действия по передаче электрической энергии:

Заключение

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

Список литературы

1.Методические указания (к выполнению курсового проекта по дисциплине Электрические сети и системы) Часть 1. Метод. Указ. Чита: Чит.ПИ 1989.30 с.

2.Методические указания (к выполнению курсового проекта по дисциплине Электрические сети и системы) Часть 2. Метод. Указ. Чита: Чит.ПИ 1993.15 с.

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

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

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

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

Введение Электрическая сеть является сложным и дорогим устройством, существенно влияющим на технико-экономические показатели систем электроснабжения потр

Больше работ по теме: