Проектирование электрической сети для электроснабжения потребителей нефтеперерабатывающей промышленности

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Электроэнергетическая система представляет собой совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей и узлов потребления, объединенных процессом производства, передачи и распределения электроэнергии. В России имеется около ста районных электроэнергетических систем каждая из которых обеспечивает централизованное электроснабжение потребителей на территории, охватываемой подчиненными ей электрическими сетями.

Энергосистема обслуживает обычно территорию одной области, края, а иногда двух или трех областей. Районная энергосистема представляет собой производственное объединение нескольких разнородных энергетических предприятий: электростанции, предприятий по эксплуатации электрических сетей, ремонтных баз, проектно - конструкторских организаций, подстанций. Граница между электроэнергетической системой и потребителем - условная проводится на договорной основе в специальных пунктах раздела электрических сетей, поэтому в ее состав могут входить сети самых низких номинальных напряжений. Структура и характеристика потребителей определяют условия построения схемы их электроснабжения, а в ряде случаев могут предъявляться специфические требования и существенно влиять на режимы работы системы в целом. Так, для особо ответственных потребителей может появится необходимость сооружения небольших электростанций для обеспечения надежности электроснабжения. В силу одновременности процессов производства и потребления электроэнергии в энергосистеме для каждого момента времени должно иметь место соответствие между расходной частью баланса мощности, к которой относится мощность нагрузок с учетом потерь в сетях и собственных нужд электростанций, и его приходной частью, к которой относится располагаемая мощность электростанций. В условиях эксплуатации баланс мощности составляется на каждый час суток (диспетчерский график нагрузки), и на каждый месяц следующего квартала. При проектировании электрической сети баланс мощности составляется для определения суммарного необходимого ввода мощности на электростанциях и обмена потоками мощностей с энергосистемой.

1. Исходные данные по проекту

По заданным Pmax и cosц определяем Qmax и Smax по формулам:

ц (1)

(2)

Таблица. 1 - Исходные данные.

№ п/ст	Pmax мВт	Qmax мвар	Smax мВ А	cosц	tgц
1	10	5,4	11,36	0,88	0,54
2	20	9,1	21,98	0,91	0,455
3	30	17,01	34,48	0,87	0,567
4	40	23,72	46,51	0,86	0,593
5	25	11,375	27,47	0,91	0,455
Сумма	125	66,605	141,8	-	-

2. Предварительный расчет эл сети

2.1 Расчет баланса активной и реактивной мощности в сети

2.1.1 Расчет баланса активной мощности сети

Расчет баланса активной мощности электрической сети рассчитываем по формуле:

Рсист = Рнагр +ДРсети + ДРсн (3)

где Рсист- активная мощность системы, требуемая для работы проектируемой сети; Рнагр- суммарная мощность потребителей; ДРсети- суммарные потери активной мощности в элементах сети; ДРсн- расход активной мощности на собственные нужды электростанции.

Рнагр= Р1+Р2+Р3+Р4+Р5=125 мВт

ДРсети= ДРлэп+ ДРтр

где ДРлэп- потери активной мощности в линиях; ДРтр - потери активной мощности в трансформаторах.

Принимаем:

ДРсети=0,05* Рнагр=0,05*125=6,25 мВт ДРсн=0,04* Рнагр=0,04*125=5 мВт

Тогда требуемая мощность системы равна:

Рсист=125+6,25+5=136,25 мВт

2.1.2 Баланс реактивной мощности в сети

Расчет баланса реактивной мощности электрической сети рассчитываем по формуле:

Qсист = Qнагр +ДQсети + ДQсн (4)

где Qсист- реактивная мощность системы, требуемая для работы проектируемой сети; Qнагр- суммарная реактивная мощность потребителей; ДQсети- суммарные потери реактивной мощности в элементах сети; ДQсн- расход реактивной мощности на собственные нужды электростанции.

Qист= Qсист+ Qку

Qсист+ Qку= Qнагр+ ДQсети +ДQсн

где Qку - реактивная мощность компенсирующих устройств; Qсист - реактивная мощность системы, необходимая для работы всей проектируемой электрической сети;

Qсист= Рсист* tgцсист cosцсист= 0.906 tgцсист= 0.467

Тогда получаем

Qсист=136,25*0,467=63,63 мвар

Qку= Qнагр+ДQсети+ДQсн-ДQсист

Принимаем

ДQсн=0,04*Sнагр=0,04*141,8=5,672 мвар

где Sнагр- суммарная мощность нагрузки проектируемой сети. ДQсети= ДQтр

где ДQтр=0,1* Sнагр=0,1*141,8=14,18 мвар

Полученные значения подставляем в исходную формулу и получаем мощность

Qку;

Qку=66,605+14,18+5,672-63,63=22,827 мвар

Распределяем компенсирующие устройства по подстанциям из условия:

cosц1= cosц2= cosц3= cosц4= cosц5 tgцсети=( Qнагр- Qку)/

Рнагр=(66,605-22,827)/125=0,35

При этом потери мощности компенсирующих устройств каждой подстанции будут равны:

Qку= Ри(tgци- tgцсети) (5)

де Ри; tgци , активная мощность и тангенс угла каждой подстанции.

Qку1=10(0,54-0,35) = 1,9 мвар

Qку2=20(0,455-0,35) = 2,1 мвар

Qку3=30(0,567-0,35) = 6,51 мвар

Qку4=40(0,593-0,35) = 9,72 мвар

Qку5=25(0,455-0,35) = 2,625 мвар

Реактивная мощность потребителей каждой подстанции будет равна:

Qi= Qiз- Qкуi

tgцi= Qi/ Рi Q1=5,4-1,9=3,5 мвар

Q2=9,1-2,1=7 мвар

Q3=17,01-6,51=10,5 мвар

Q4=23,72-9,72=14 мвар

Q5=11,375-2,625=8,725 мвар

tgц1=3,5/10=0,35 cosц=0,944

tgц2=7/20=0,35 cosц=0,944

tgц3=10,5/30=0,35 cosц=0,944

tgц4=14/40=0,35 cosц=0,944 tgц5=8,725/25=0,35 cosц=0,944

Результаты расчета баланса активной и реактивной мощности заносим в таблицу.

Таблица 2 - Баланс мощностей

№ п/ст	Qiз мвар	Qкуi мвар	Qi мвар	Рi мВт	Si мВ А
1	5,4	1,9	3,5	10	10,59
2	9,1	2,1	7	20	21,19
3	17,01	6,51	10,5	30	31,78
4	23,72	9,72	14	40	42,38
5	11,375	2,625	8,725	25	26,48
Сумма	66,605	22,827	43,725	125	132,42

2.2 Выбор конструкции сети, материалов проводов и номинального напряжения

2.2.1 Выбор конструкции сети

Для электроснабжения заданного района принимаем воздушные линии электропередач с унифицированными опорами. Провода-голые, сталеалюминевые АС. Для электроснабжения потребителей первой категории применяем двухцепные ЛЭП, а для второй категории - одноцепные. В замкнутых системах сети все линии выполняются одноцепными.

2.2.2 Составление схем вариантов проектируемой сети

По заданному расположению источника питания и потребителей электроэнергии составляем схемы электрической сети. Находим расстояние между районной электрической станцией РЭС и подстанциями, и между подстанциями.

Расстояния между РЭС и всеми подстанциями.

Рис.1 Радиальная схема

L01=68 км

L02=88 км

L03=50 км

L04=60 км

L05=35 км

Расстояния между РЭС и подстанциями 3, 4, и между подстанциями 3-4, 4-5,5-1

1-2, 2-3.

Рис.2 магистральная схема

L12=37 км

L23=47 км

L34=98 км

L45=57 км

L51=90 км

L03=50 км

L04=60 км

Рис.3 Смешанная схема

Расстояния между РЭС и подстанциями 2, 3, 4, 5 и между подстанциями 5-1, 1-2. L05=35 км L02=88 км L12=37 км L51=90 км L04=60 км L03=50 км



Рис.4 смешанная схема

L12=37 км L51=90 км L05=35 км L03=50 км L23=47 км L04=60 км

Расстояния между РЭС и подстанциями 1, 2, 3, 4, 5 и между подстанциями 1-2, 2-3.

Рис.5 смешанная схема

L03=50 км L23=47 км L12=37 км L05=35 км L04=60 км L02=88 км L01=68 км

2.2.2 Расчет ориентировочного напряжения схем вариантов

электрической сети. Для выбора номинального напряжения схем находим потоки активной мощности по ЛЭП считая, что рассматриваемая сеть однородна. Номинальное напряжение для всей схемы берем по наибольшему Uор, при этом ограничимся двумя ближайшими стандартными значениями. Вариант №1

Рис.6 Находим ориентировочное значение напряжения

Р01=Р1=10 мВт

Р02= Р2=20 мВт

Р03= Р3=30 мВт

Р04= Р4=40 мВт

Р05= Р5=25 мВт

Uор= (6)

Uор1==81,7 кВ

Uор2==103,63 кВ

Uор3==99,57 кВ

Uор4==112 кВ

Uор5==87,02 кВ

Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной сети 110 кВ и 220 кВ. Вариант №2

Рис.7 Расчет системы производим методом преобразования сети

Произведем перенос нагрузки из узлов 5, 1, 2 в узел 4.

Р4(5)= мВт

Р4(1)= мВт

Р4(2)=мВт

Аналогичные переносы осуществляем в узел 3, и рассчитываем суммарные мощности в точках 4 и 3.

Р/4=Р4 + Р4(5) + Р4(1) + Р4(2)= 40+18,83+3,64+4,07= 66,54 мВт

Р/3= Р3 + Р3(5) + Р3(1) + Р3(2)= 30+6,17+6,36+15,93= 58,46 мВт

Определяем эквивалентную длину двух параллельных линий.

Lэкв=км

Определяем мощности головных участков линии.

Р03=мВт

Р04=мВт

Определяем мощности участков.

Р34=мВт

Р45= Р04+ Р34- Р4 =60,56+37,23-40= 57,79 мВт

Р51= Р45- Р5 =57,79-25= 32,79 мВт

Р12= Р51- Р1 =32,79-10= 22,79 мВт

Р23= Р12- Р2 = 22,79-20= 2,79 мВт

Проверочный расчет.

Р1+ Р2+ Р3+ Р4+ Р5 = Р03+ Р04

10+20+30+40+25=64,44+60,56

Находим значения напряжения.

Uор03 = кВ

Uор04 =кВ

Из полученных расчетов ориентировочного напряжения, принимаем стандартное напряжение 220 кВ.

Вариант №3

Рис.8 Определим мощности на участках

Р05 =мВт

Р02 =мВт

Р51 = Р05 - Р5 = 33,54-25= 8,54 мВт

Р12 = Р02 - Р2 = 21,46 - 20= 1,46 мВт

Р04 = Р4 = 40мВт

Р03 = Р3 = 30 мВт

Проверочный расчет.

Р05 + Р02= Р5 + Р1 + Р2

33,54+21,46= 25+10+20

Находим значения напряжения.

Uор02=кВ

Uор03=кВ

Uор04=кВ

Uор05=кВ

Из полученных расчетов ориентировочного напряжения, принимаем стандартные напряжения 110 и 220 кВ. Вариант №4

Рис.9

Р05=

мВт

Р03=

мВт

Р51 = Р05- Р5 =40,08-25= 15,08 мВт

Р32 = Р03- Р3 =44,92-30= 14,92 мВт

Р12 = Р51- Р1 =15,08-10= 5,08 мВт

Р04 = Р4 =40 мВт

Проверочный расчет.

Р1+ Р2+ Р3+ Р5 = Р05+ Р03

10+20+30+25= 40,08+44,92

Находим значения напряжений.

Uор03 =кВ

Uор04 =кВ

Uор05 =кВ

Из полученных расчетов ориентировочного напряжения, принимаем стандартные напряжения 110 и 220 кВ. Вариант №5

Рис.10 Для расчета схемы составляем два уравнения по второму закону Кирхгоффа



Составляем уравнения по первому закону Кирхгоффа, принимая за контурные мощности Р12, Р23.

Р01= Р1+ Р12

Р03= Р3- Р23

Р02= Р2- Р12+ Р23

Р23 =

Р23 = 0,476 Р12 - 1,41

Р12 =

Р12 =0,456 Р23 +5,59

Делаем подстановку

Р12 =5,59+0,456(0,476 Р12- 1,41)

Р12 = 6,32 мВт

Р23 =0,476*6,32-1,41=1,6 мВт

Находим остальные мощности

Р01 = Р1 + Р12 =10+6,32=16,32 мВт

Р03 = Р3 - Р23 =30-1,6=28,4 мВт

Р02 = Р2 - Р12 + Р23 =20-6,32+1,6=15,28 мВт

Р04 = Р4 = 40 мВт

Р05 = Р5 =25 мВт

Находим значения напряжения

Uор01 =кВ

Uор02 =кВ

Uор03 =кВ

Uор04 =кВ

Uор05 =кВ

Из полученных расчетов ориентировочного напряжения, принимаем стандартное напряжения 110 и 220 кВ.

2.3 Расчет сечений проводов ЛЭП электрической сети

Сечение проводов ЛЭП выбираем по экономической плотности тока.

(7)

где Ii - ток текущий по проводу в режиме максимальной нагрузки, А. n - число цепей ЛЭП, Pi - активная мощность передаваемая по ЛЭП в максимальном режиме, мВт, Uн - номинальное напряжение сети, кВ, cosц - коэффициент мощности нагрузки ЛЭП, гэк - экономическая плотность тока, А/мм2, Для гэк строим годовой график нагрузки по продолжительности.

Аr =

=ч

ч

где Рм - максимальное значение мощности нагрузки суточного графика в относительных единицах Рм = 1

Для предприятий, при выполнении ЛЭП проводом марки АС и со значением

Тм = 8392,1 ч принимаем гэк = 1 А/мм2.

Рис.11 Суточный график нагрузки.

1 - график рабочих дней,

2 - график выходных дней. Исходя из суточного графика нагрузки, строим годовой график нагрузки. Построение графика начинаем с максимального значения мощности взятого из суточного графика. Длительность этой нагрузки за год находим следующим образом:

ДТг ?= ДТсут р * 255+ ДТсут в * 110 где ДТсут р,

ДТсут в - длительность рассматриваемой нагрузки за сутки в выходные и рабочие дни.

Рис.12 Годовой график нагрузки.

ДТ100? = 4*255+2*110= 1240 ч

ДТ95? = 1*255+4*110= 695 ч

ДТ90? = 12*255+0*110= 3060 ч

ДТ85? = 6*255+0*110= 1530 ч

ДТ82? = 1*255+0*110= 255 ч

ДТ80? = 0*255+3*110= 330 ч

ДТ75? = 0*255+15*110= 1650 ч

Рассчитываем сечения проводов для всех вариантов проектируемой электрической сети по формуле ( ). Результаты расчетов и выбора проводов ЛЭП заносим в таблицу 3.

Таблица 3 Выбор проводов ЛЭП

Вар-т сети	Уч-ток сети	Р мВт	n	110 кВ	220 кВ
				I, A	Fрасч, мм2	Fст, мм2	I, A	Fрасч, мм2	Fст, мм2
1	0-1	10	2	27,8	27,8	70	13,9	13,9	240
	0-2	20	2	55,6	55,6	70	27,8	27,8	240
	0-3	30	2	83,4	83,4	95	41,7	41,7	240
	0-4	40	2	111	111	120	55,6	55,6	240
	0-5	25	2	69,5	69,5	70	37,75	37,75	240
2	0-3	64,44	1	-	-	-	179,1	179,1	240
	0-4	60,56	1	-	-	-	168,3	168,3	240
	3-2	2,79	1	-	-	-	7,75	7,75	240
	3-4	37,23	1	-	-	-	103,5	103,5	240
	1-2	22,79	1	-	-	-	63,35	63,35	240
	4-5	57,79	1	-	-	-	160,6	160,6	240
	5-1	32,79	1	-	-	-	91,15	91,15	240
3	0-2	21,46	1	118,6	118,6	120	59,66	59,66	240
	1-2	1,46	1	8,07	8,07	70	4,06	4,06	240
	1-5	8,54	1	47,22	47,22	70	23,74	23,74	240
	0-5	33,54	1	185,4	185,4	185	93,24	93,24	240
	0-4	40	2	111	111	120	55,6	55,6	240
	0-3	30	2	83,4	83,4	95	41,7	41,7	240
4	0-4	40	2	111	111	120	55,6	55,6	240
	0-5	40,08	1	222,8	222,8	240	111,4	111,4	240
	0-3	44,92	1	249,7	249,7	240	124,9	124,9	240
	5-1	15,08	1	83,84	83,84	95	41,9	41,9	240
	1-2	5,08	1	28,24	28,24	70	14,1	14,1	240
	2-3	14,92	1	82,95	82,95	95	41,5	41,5	240
5	0-5	25	2	139	139	150	69,5	69,5	240
	0-3	28,4	1	158	158	240	78,9	78,9	240
	0-4	40	2	111	111	120	55,6	55,6	240
	0-2	15,28	1	84,95	84,95	95	42,5	42,5	240
	2-3	1,6	1	8,9	8,9	70	4,5	4,5	240
	1-2	6,32	1	35,1	35,1	70	17,5	17,5	240
	0-1	16,32	1	88,9	88,9	95	45,6	45,6	240

2.3.1 Проверка проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелом аварийном режиме

Наиболее тяжелый аварийный режим для электрической сети наступает при обрыве ЛЭП головных участков и при обрыве одной цепи двухцепной линии. Условия проверки Для схемы 1 это отключение цепи на каждой радиальной ЛЭП.

Для схемы 2 это отключение участка 0-3, 0-4.

Для схемы 3 это отключение участка 0-2,0-5, а также отключение по одной цепи на участках 0-4, 0-3.

Для схемы 4 это отключение участка 0-3,0-5, а также отключение по одной цепи на участке 0-4.

Для схемы 5 это отключение участка 0-1,0-2, 0-3, а также отключение по одной цепи на участках 0-4, 0-5.

Вариант №2

Рис.13 Расчет данной схемы производится методом преобразования сети

мВт

мВт

Также осуществляем перенос нагрузки в точку 3, и рассчитываем Р45 и Р43.

мВт

мВт

Находим мощности остальных участков.

мВт

мВт

мВт

Аналогично рассчитывается система при обрыве участка 0-4.

Вариант №3

Рис.14 Аналогично рассчитывается схема при обрыве участка 0-2.

мВт

мВт

мВт



Вариант №4

мВт

мВт

мВт

мВт Рис.15

Аналогично рассчитывается схема при обрыве участка 0-5.

Вариант №5

Рис.16 Аналогично рассчитывается схема при обрыве участков 0-1, 0-2

мВт

мВт

мВт

мВт

Таблица 4 Проверка по току и в аварийном режиме

Вариант	Участок	Рав , мВт	110 кВ	220 кВ
			Fст,мм	Iдоп,	Iав, А	Fприн,	Fст,мм	Iдоп,А	Iав,А	Fприн,мм
1	0-1	10	70	265	55,6	70	240	610	27,8	240
	0-2	20	70	265	111	70	240	610	55,6	240
	0-3	30	95	330	166,8	95	240	610	83,4	240
	0-4	40	120	380	222,4	120	240	610	111	240
	0-5	25	70	265	139	70	240	610	69,5	240
2	3-4	59,27	-	-	-	-	240	610	164,8	240
	4-5	35,23	-	-	-	-	240	610	98	240
	5-1	10,23	-	-	-	-	240	610	28,4	240
	1-2	15,73	-	-	-	-	240	610	43,7	240
	3-2	35,73	-	-	-	-	240	610	99,3	240
	0-3	125	-	-	-	-	240	610	347,5	240
	0-4	125	-	-	-	-	240	610	347,5	240
3	0-5	55	185	510	305,8	185	240	610	152,9	240
	0-2	55	120	380	305,8	120	240	610	152,9	240
	5-1	30	70	265	166,8	70	240	610	83,4	240
	1-2	35	70	265	194,6	70	240	610	97,3	240
	0-3	30	95	330	166,8	95	240	610	83,4	240
	0-4	40	120	380	222,4	120	240	610	111	240
4	0-5	85	240	610	472,6	240	240	610	236,3	240
	0-3	85	240	610	472,6	240	240	610	236,3	240
	1-5	60	95	330	333,6	-	240	610	166,8	240
	1-2	50	70	265	278	-	240	610	139	240
	2-3	55	95	330	305,8	95	240	610	152,9	240
	0-4	40	120	380	222,4	120	240	610	111	240
5	0-1	29,27	70	265	162,7	70	240	610	81,4	240
	0-3	36,16	240	610	201	240	240	610	100,5	240
	0-2	30,73	70	265	170,8	70	240	610	85,4	240
	1-2	19,27	70	265	107,1	70	240	610	53,6	240
	2-3	30	70	265	166,8	70	240	610	83,4	240
	0-4	40	120	380	222,4	120	240	610	111	240
	0-5	25	150	445	139	150	240	610	69,5	240

Таблица 5 Характеристика проводов ЛЭП.

Вариант	Участок	Марка провода	r0 Ом/км	х0 Ом/км	в0*10-6 См/км	l км	n	r Ом	x Ом	в*10-6 См
Характеристика проводов ЛЭП на 110 кВ
1	0-1	АС-70	0,428	0,444	2,55	68	2	14,55	15,1	346,8
	0-2	АС-70	0,428	0,444	2,55	88	2	18,83	19,54	448,8
	0-3	АС-95	0,306	0,434	2,61	50	2	7,65	10,85	261
	0-4	АС-120	0,249	0,427	2,66	60	2	7,47	12,81	319,2
	0-5	АС-70	0,428	0,444	2,55	35	2	7,49	7,77	178,5
3	0-2	АС-120	0,249	0,427	2,66	88	1	21,91	37,58	234,1
	1-2	АС-70	0,428	0,444	2,55	37	1	15,84	16,43	94,35
	1-5	АС-70	0,428	0,444	2,55	90	1	38,52	39,96	229,5
	0-5	АС-185	0,162	0,413	2,75	35	1	5,67	14,45	96,25
	0-4	АС-120	0,249	0,427	2,66	60	1	7,47	12,81	319,2
	0-3	АС-95	0,306	0,434	2,61	50	1	7,65	10,85	261
5	0-5	АС-150	0,198	0,42	2,7	35	2	7,49	7,35	189
	0-3	АС-240	0,12	0,405	2,81	50	1	6	20,25	140,5
	0-4	АС-120	0,249	0,427	2,66	60	2	7,47	12,81	319,2
	0-2	АС-95	0,306	0,434	2,61	88	1	37,66	39,1	224,4
	2-3	АС-70	0,428	0,444	2,55	47	1	20,11	20,87	119,8
	1-2	АС-70	0,428	0,444	2,55	37	1	15,84	16,43	94,35
	0-1	АС-95	0,306	0,434	2,61	68	1	29,1	30,19	173,4
Характеристика проводов ЛЭП на 220 кВ
1	0-1	АС-240	0,121	0,435	2,6	68	2	4,11	14,8	353,6
	0-2	АС-240	0,121	0,435	2,6	88	2	5,32	19,14	457,6
	0-3	АС-240	0,121	0,435	2,6	50	2	3,02	10,87	260
	0-4	АС-240	0,121	0,435	2,6	60	2	3,63	13,05	312
	0-5	АС-240	0,121	0,435	2,6	35	2	2,12	7,61	182
2	0-3	АС-240	0,121	0,435	2,6	50	1	6,05	21,75	130
	0-4	АС-240	0,121	0,435	2,6	60	1	7,26	26,1	156
	3-2	АС-240	0,121	0,435	2,6	47	1	5,69	20,44	122,2
	3-4	АС-240	0,121	0,435	2,6	98	1	11,9	42,63	254,8
	1-2	АС-240	0,121	0,435	2,6	37	1	4,48	16,1	96,2
	4-5	АС-240	0,121	0,435	2,6	57	1	6,9	24,8	148,2
	5-1	АС-240	0,121	0,435	2,6	90	1	10,9	39,15	234
3	0-2	АС-240	0,121	0,435	2,6	88	1	10,65	38,3	228,8
	1-2	АС-240	0,121	0,435	2,6	37	1	4,48	16,1	96,2
	1-5	АС-240	0,121	0,435	2,6	90	1	10,9	39,15	234
	0-5	АС-240	0,121	0,435	2,6	35	1	4,23	15,22	91
	0-4	АС-240	0,121	0,435	2,6	60	2	3,63	13,05	312
	0-3	АС-240	0,121	0,435	2,6	50	2	3,02	10,87	260
4	0-4	АС-240	0,121	0,435	2,6	60	2	3,63	13,05	312
	0-5	АС-240	0,121	0,435	2,6	35	1	4,23	15,22	91
	0-3	АС-240	0,121	0,435	2,6	50	1	6,05	21,75	130
	5-1	АС-240	0,121	0,435	2,6	90	1	10,9	39,15	234
	1-2	АС-240	0,121	0,435	2,6	37	1	4,48	16,1	96,2
	2-3	АС-240	0,121	0,435	2,6	47	1	5,69	20,44	122,2
5	0-5	АС-240	0,121	0,435	2,6	35	2	2,12	7,61	182
	0-3	АС-240	0,121	0,435	2,6	50	1	6,05	21,75	130
	0-4	АС-240	0,121	0,435	2,6	60	2	3,63	13,05	312
	0-2	АС-240	0,121	0,435	2,6	88	1	10,65	38,3	228,8
	2-3	АС-240	0,121	0,435	2,6	47	1	5,69	20,44	122,2
	1-2	АС-240	0,121	0,435	2,6	37	1	4,48	16,1	96,2
	0-1	АС-240	0,121	0,435	2,6	68	1	8,23	29,6	176,8

2.3.2 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и аварийном режимах

При проверке по потере напряжения должно выполнятся условие : . Произведем проверку сети по потере напряжения до наиболее удаленных от РЭС подстанциях в нормальном и аварийном режимах. Проверку выполняем, учитывая только продольную составляющую вектора падения напряжения.

(9)

где Рi ,Qi - активная и реактивная мощности, текущие по реактивному и активному сопротивлениям.

ДUдоп нр =15 - 20 ?Uном ;

ДUдоп ав =20 - 25 ? Uном Для 110 кВ

ДUдоп нр = 16,5 - 22 кВ, Для 220 кВ

ДUдоп ав = 33 - 44 кВ.

Вариант №1

ДU01 =кВ

ДU02 =кВ

ДU03 =кВ

ДU04 =кВ

ДU05 =кВ

Рассмотрим аварийный режим. ДU01 ав = 2 ДU01 нр =1,8*2=3,6 кВ ДU02 ав =2 ДU02 нр =2*4,67=9,34 кВ ДU03 ав =2 ДU03 нр =2*3,12=6,24 кВ ДU04 ав = 2 ДU04 нр =2*4,35=8,7 кВ ДU05 ав =2 ДU05 н =2*2,32=4,64 кВ Вариант с напряжением 220 кВ не проверяем так как потери напряжения будут меньше, чем при напряжении 110кВ. Вариант №2

кВ

кВ

Рассмотрим аварийный режим при обрыве участка 0-3, 0-4.

Вариант №3

Проверка по потере напряжения в аварийном режиме при отключении участков 0-5, 0-2.

По напряжению 220 кВ не проверяем так как падение напряжения будет гораздо меньше, чем при напряжении 110 кВ.

Вариант №4

Проверка по потере напряжения в аварийном режиме при отключении участков 0-5, 0-3.

Вариант №5

Проверка по потере напряжения в аварийном режиме при отключении участков 0-1, 0-3.



сеть схема электроснабжение напряжение

По напряжению 220 кВ не проверяем так как падение напряжения будет гораздо меньше, чем при напряжении 110 кВ. После проверки схем по потере напряжения прошли:

Вариант №1 на напряжение 110 и 220 кВ,

Вариант №2 на напряжение 220 кВ,

Вариант №3 на напряжение 220 кВ,

Вариант №4 на напряжение 220 кВ,

Вариант №5 на напряжение 110 и 220 кВ.

2.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на потребительских подстанциях

Выбор числа трансформаторов на подстанциях произведем в соответствии с категориями электроприемников. На всех подстанциях выбираем по два трансформатора. Выбор производим по ГОСТ 14.209-85, для максимального суточного графика работы потребителей подстанции.



Рис.17 Суточный график нагрузки.

Sск можно принять за ориентировочную суммарную номинальную мощность тр - ров подстанции. Тогда ориентировочная номинальная мощность каждого из тр - ров будет:

(10)

где Sni - максимальная мощность i - подстанции Sск -среднеквадратичная мощность графика нагрузки n - число тр - ров на i - подстанции. Значение Sор определяется до ближайшего большего значения по шкале стандартных номинальных мощностей силовых тр - ров .

Sор1= (10,59*0,9)/2=4,77 мВА ,

принимаем два тр - ра мощностью по 6,3 мВА каждый (2 х 6,3 мВА)

Sор2= (21,19*0,9)/2=9,54 мВА ,

принимаем два тр - ра мощностью по 10 мВА каждый (2 х 10 мВА)

Sор3= (31,78*0,9)/2=14,3 мВА ,

принимаем два тр - ра мощностью по 16 мВА каждый (2 х 16 мВА)

Sор4= (42,38*0,9)/2=19,1 мВА ,

принимаем два тр - ра мощностью по 25 мВА каждый (2 х 25 мВА)

Sор5= (26,48*0,9)/2=11,92 мВА ,

принимаем два тр - ра мощностью по16 мВА каждый (2 х 16 мВА) На графике наносим значения суммарных номинальных мощностей тр - ров каждой подстанции.

Sнт1= (6,3*2)/10,59=1,19

Sнт2= (10*2)/21,19=0,95

Sнт3= (16*2)/31,78=1,007

Sнт4= (25*2)/42,38=1,18

Sнт5= (16*2)/26,48=1,208

Проверка по допустимой статической перегрузки производится по условию:

Sнтi > Sнi Из сравнения видно что с перегрузкой работают только тр - ры на подстанции

№2. Определяется время ступеней лежащих выше линии Sнт, h=4 ч Определяется коэф - т начальной загрузки К1,

Определяется коэф - т перегрузки К2,

1,05

Коэф - т допустимой перегрузки для Оренбургской области составляет:

К2доп =1,404 Проверяем выполнение условия при систематической перегрузки:

К2доп > К2

1.404>10.05 Проверим работу тр - ров в аварийном режиме, при этом допустим, что на двух тр - ных подстанциях в аварийном режиме работает один тр - р, а другой отключен на 24 часа. Определим коэф - т аварийной перегрузки для каждой подстанции:

=1,89

=1,79

=1,52

=1,49

Определим коэф - т аварийной перегрузки при h=24 часа, при t1 =-20 °С,

Кав доп =1,6, t2 =-10 °С, Кав доп =1,5.

где t3 температура для Оренбуржья 13,4 °С Чтобы тр - ры выдержали нагрузку, должно выполнятся условие:

Кав<Кав доп Для подстанции №1 1,51<1.534, Для подстанции №4 1,52<1.534, Для подстанции №5 1,49<1.534, Подстанции №2 и №3 испытывают перегрузки в аварийном режиме, следова -

тельно потребители подстанции №2 могут получить в аварийном режиме:

1,534Sнт2 = 1,534*10=15,34 мВА Недостаток мощности составит Sн2-1,534Sнт2=21,19-15,34=5,85 мВА или 27,6? Следовательно подстанцию №2 необходимо разгрузить в аварийном режимена 5,85 мВА за счет отключения потребителей 3 категории которые составляют 50? от общей мощности, это 10,595 мВА. Потребители подстанции №3 могут получить в аварийном режиме мощность:

1,534Sнт3 =1,534*16=24,544 мВА Недоотпуск мощности составит: Sнт3 - 1,534 Sнт3 =31,78-24,544=7,236 мВА или 22,8? Следовательно подстанцию №3 необходимо разгрузить в аварийном режиме на 7,236 мВА за счет отключения потребителей 3 категории, которые составляют 20? или 6,356 мВА.

Так как Sнед>S3 данный тр - р не может быть принят принимается тр - ры (2 х 25 мВА).

Таблица 6. Данные трансформаторов

№ п/ст	Sнi мВА	число тр - ров	Тип тр - ра	Sнт мВА	Uн вн кВ	Uн нн кВ	ДРхх кВт	ДРкз кВт	Uкз ?	Iхх ?
110 кВ
1	10,59	2	ТМН	6,3	115	11	10	44	10,5	1
2	21,19	2	ТДН	10	115	11	14	58	10,5	0,9
3	31,78	2	ТРДН	25	115	10,5	25	120	10,5	0,65
4	42,38	2	ТРДН	25	115	10,5	25	120	10,5	0,65
5	26,28	2	ТДН	16	115	11	18	85	10,5	0,7
220 кВ
1	10,59	2	ТРДН	40	230	11	50	170	12	0,9
2	21,19	2	ТРДН	40	230	11	50	170	12	0,9
3	31,78	2	ТРДН	40	230	11	50	170	12	0,9
4	42,38	2	ТРДН	40	230	11	50	170	12	0,9
5	26,28	2	ТРДН	40	230	11	50	170	12	0,9

Таким образом силовые тр - ры подстанций выбраны и проверены на перегрузочную способность в соответствии с ГОСТ 14209 - 85 и ПУЭ.

3. Технико-экономическое обоснование вариантов схемы электроснабжения

В соответствии с методикой технико - экономических расчетов в энергетике критерием оценки принимаем суммарные приведенные расчетные затраты.

Зрасч =Рн*Кi+Иri руб (11)

где Рн - нормативный коэф - т сравнительной эффективности капитальных вложений 0,125 - 0,143, Кi - капитальные вложения в сеть, Иri - годовые эксплуатационные расходы. Рассчитываем капитальные вложения для каждого варианта:

Кi = Кл+ Кп/ст+ Кпост (12)

где Кл - капитальные вложения в строительство, Кпост - постоянная часть затрат включающая стоимость подготовки и благоустройства территории, дорог, средств связи, сетей освещения, водопровода. Кп/ст - капитальные вложения на строительство подстанции.

Кл = К0 *l

где К0

стоимость 1км линии, l - длина линии,

Кп/ст = Ктр + Квыкл

где Ктр - капитальные затраты на покупку и монтаж тр - ров, Квыкл - капитальные затраты на покупку и монтаж выключателей,

Ктр = К0 * n

где К0 - стоимость тр - ра и выключателей, n - количество тр - ров и выключателей.

Ежегодные эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

И = Ил+Ип/ст+ИДw (13)

где Ил - годовые издержки на эксплуатацию линий, Ип/ст - годовые издержки на эксплуатацию подстанций, ИДw - годовые издержки на потери энергии.

Ил = Ила+Илр+Ило

Ип/ст = Ип/ста+Ип/стр+Ип/сто

где Ила , Ип/ста - амортизационные расходы , Илр, Ип/стр - ежегодные издержки на ремонт ЛЭП и подстанций, Ило, Ип/сто - ежегодные издержки на обслуживание ЛЭП и подстанций.

Ила = Lла * Клэп

Ип/ст = Lп/ста * Кп/ст

где Lла, Lп/ста - норма амортизационных отчислений, Кл, Кп/ст - капитальные вложения в ЛЭП и подстанции.

Илр = Lлр * Клэп

Ип/стр = Lп/стар * Кп/ст где Lлр,

Lп/стр - норма амортизационных отчислений.

Ило = Lло * Клэп

Ип/сто = Lп/стао * Кп/ст

где Lло, Lп/стао - норма амортизационных отчислений.

ИДw = в *ДW (14)

где в - стоимость 1 кВт/ч электроэнергии, ДW - потери энергии в ЛЭП и трансформаторах.

ДW = ДP * ф (15)

где ДP - потери мощности, ф - время, за которое электроприемникам необходимо при постоянном Pmax создать те же потери электроэнергии, которые имеют место при работе по

реальному графику.

ф = (16)

ДPлэп = 3I2 * Rлэп = (S/Uн)2 * Rлэп (17)

ДPтр-ра = ДPхх * n + ДPкз/n * (S/Sн тр-ра)2 (18)

где ДPхх - активные потери холостого хода кВт, ДPкз - активные потери короткого замыкания кВт, Sн тр-ра - номинальная мощность мВА, S - мощность нагрузки мВА, n - количество трансформаторов. Для технико - экономического расчета составим электрические схемы каждого варианта.

Рис.18 Электрическая схема варианта 1, 110

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.19 Электрическая схема варианта 1, 220 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Ктр = Ктр1+ Ктр2+ Ктр3+ Ктр4+ Ктр5 = 3920000+4320000+6720000+6720000+5040000= 26720000 руб

Квыкл =25 * 1040000=26000000 руб

Кп/ст = Ктр+ Квыкл = 26720000+26000000=52720000 руб

Клэп01= 68 * 1168000 = 79424000 руб

Клэп02= 88 * 1168000 = 102784000 руб

Клэп03= 50 * 1128000 = 56400000 руб

Клэп04= 60 * 1132000 = 67920000 руб

Клэп05= 35 * 1168000 = 40880000 руб

Клэп? = 79424000+102784000+56400000+67920000+40880000 = 347408000 руб

Кпост = 5 * 11200000 = 56000000 руб

К = Кл+ Кп/ст+ Кпост = 347408000+52720000+56000000 = 456128000 руб

Расчет эксплуатационных расходов.

Ила = Lла * Клэп = 0,02 * 347408000 = 6948160 руб

Илр = Lлр * Клэп = 0,008 * 347408000 = 2779264 руб

Ило = Lло * Клэп = 0,004 * 347408000 = 1389632 руб

Ил = Ила+ Илр+ Ило = 6948160+2779264+1389632 = 11117056 руб

Ип/ст = Lп/ста * Кп/ст = 0,035 * 52720000 = 1845200 руб

Ип/стр = Lп/стар * Кп/ст = 0,029 * 52720000 = 1528880 руб

Ип/сто = Lп/стао * Кп/ст = 0,03 * 52720000 = 1581600 руб

Ип/ст = Ип/ста+ Ип/стр+ Ип/сто = 1845200+1528880+1581600 = 4955680 руб

Расчет потерь мощности в ЛЭП и трансформаторах.

ДPл01 = (10,6/110)2 * 14,55 = 0,135 мВт

ДPл02 = (21,2/110)2 * 18,83 = 0,7 мВт

ДPл03 = (31,8/110)2 * 7,65 = 0,64 мВт

ДPл04 = (42,4/110)2 * 7,47 = 1,11 мВт

ДPл05 = (26,5/110)2 * 7,49 = 0,434 мВт

ДPлэп? = ДPл01+ ДPл02+ ДPл03+ ДPл04+ ДPл05 = 0,135+0,7+0,64+1,11+,0434 = 3,02 мВт

ДPт01 = 0,01 * 2 + 0,044/2 * (10,59/6,3)2 = 0,082 мВт

ДPт02 = 0,014 * 2 + 0,058/2 * (21,1/10)2 = 0,158 мВт

ДPт03 = 0,025 * 2 + 0,12/2 * (31,8/25)2 = 0,147 мВт

ДPт04 = 0,025 * 2 + 0,12/2 * (42,4/25)2 = 0,222 мВт

ДPт05 = 0,018 * 2 + 0,085/2 * (26,5/16)2 = 0,152 мВт

ДPтр? = ДPт01+ ДPт02+ ДPт03+ ДPт04+ ДPт05 = 0,082+0,158+0,147+0,222+0,152 = 0,761

мВт

Определяем суммарные потери.

ДP? = ДPлэп?+ ДPтр? = 3,02+0,761 =3,781 мВт

ДW = ДP? * ф = 3,781 * 8437,7 = 31902,94 мВт ч

ИДw = в * ДW = 31902940 * 0,58 = 18503705 руб

И = Ил+Ип/ст+ ИДw = 11117056+4955680+18503705 = 34576441 руб

Определим приведенные затраты.

З = Рн * К+И = 0,12 * 456128000+34576441 = 89311801 руб

Определим стоимость передачи энергии.

С = И/W = 34576441/8437,7 = 4098 руб/кВт ч

Рассчитаем затраты для первого варианта, сети напряжением 220 кВ.

Ктр = Ктр1+ Ктр2+ Ктр3+ Ктр4+ Ктр5 = 13520000+13520000+13520000+13520000+

+13520000 = 67600000 руб

Квыкл =25 * 1440000 = 36000000 руб

Кп/ст = Ктр+ Квыкл = 67600000+36000000=103600000 руб

Клэп01= 68 * 2952000 = 200736000 руб

Клэп02= 88 * 2952000 = 259776000 руб

Клэп03= 50 * 2952000 = 147600000 руб

Клэп04= 60 * 2952000 = 177120000 руб

Клэп05= 35 * 2952000 = 103320000 руб

Клэп? = 200736000+259776000+147600000+177120000+103320000 = 888552000 руб

Кпост = 5 * 15200000 = 76000000 руб

К = Кл+ Кп/ст+ Кпост = 888552000+103600000+76000000 = 1068152000 руб

Расчет эксплуатационных расходов.

Ила = Lла * Клэп = 0,02 * 888552000 = 17771040 руб

Илр = Lлр * Клэп = 0,008 * 888552000 = 7108416 руб

Ило = Lло * Клэп = 0,004 * 888552000 = 3554208 руб

Ил = Ила+ Илр+ Ило = 17771040+7108416+3554208 = 28433664 руб

Ип/ст = Lп/ста * Кп/ст = 0,035 * 103600000 = 3626000 руб

Ип/стр = Lп/стар * Кп/ст = 0,029 * 103600000 = 3004400 руб

Ип/сто = Lп/стао * Кп/ст = 0,03 * 103600000 = 3108000 руб

Ип/ст = Ип/ста+ Ип/стр+ Ип/сто = 3626000+3004400+3108000 = 9738400 руб

Расчет потерь мощности в ЛЭП и трансформаторах.

ДPл01 = (10,6/110)2 * 4,11 = 0,0095 мВт

ДPл02 = (21,2/110)2 * 5,32 = 0,05 мВт

ДPл03 = (31,8/110)2 * 3,02 = 0,063 мВт

ДPл04 = (42,4/110)2 * 3,63 = 0,135 мВт

ДPл05 = (26,5/110)2 * 2,12 = 0,031 мВт

ДPлэп? = ДPл01+ ДPл02+ ДPл03+ ДPл04+ ДPл05 = 0,0095+0,05+0,063+0,135+0,031=0,288 мВт

ДPт01 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (10,59/40)2 = 0,106 мВт

ДPт02 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (21,1/40)2 = 0,124 мВт

ДPт03 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (31,8/40)2 = 0,154 мВт

ДPт04 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (42,4/40)2 = 0,195 мВт

ДPт05 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (26,5/40)2 = 0,137 мВт

ДPтр? = ДPт01+ ДPт02+ ДPт03+ ДPт04+ ДPт05 = 0,106+0,124+0,154+0,195+0,137=0,716мВт

Определим суммарные потери.

ДP? = ДPлэп?+ ДPтр? = 0,288+0,716 =1,0045 мВт

ДW = ДP? * ф = 1,0045 * 8437,7 = 8475,7 мВт ч

ИДw = в * ДW = 8475700 * 0,58 = 4915906 руб

И = Ил+Ип/ст+ ИДw = 28433664+9738400+4915906 = 43087970 руб

Определим приведенные затраты.

З = Рн * К+И = 0,12 * 456128000+43087970 = 97823330 руб

Определим стоимость передачи энергии.

С = И/W = 43087970/8437,7 = 5106 руб/кВт ч

Другие варианты сети считаются подобным образом, результаты расчетов заносятся в таблицу №7.

Таблица 7 Сравнение стоимости вариантов сети

Вари- ант	Клэп т.руб	Ктр т.руб	Квыкл т.руб	Кп/ст т.руб	Кпост т.руб	К т.руб	Ил т.руб
1	347408	26720	26000	52720	56000	456128	11117
1.1	888552	67600	36000	103600	76000	1068152	28433,6
2	695376	67600	24480	92080	76000	802656	22252
3	646920	67600	30240	97840	76000	820760	20701,4
4	513576	67600	27360	94960	76000	684536	16434,4
5	334200	26720	22880	49600	56000	439800	10694,4
5.1	739800	67600	31680	99280	76000	915080	23673,6

Производим сравнение вариантов с наименьшими затратами №1 и №5, так как разница в капитальных затратах составляет менее 5?. В этом случае для сравнения вариантов используется нормативный срок окупаемости:

К1 > К5

И1 < И5;

Т = (19)

Так как Т > Тн принимается вариант №5.

4. Электрические расчеты основных режимов работы выбранного варианта сети

Составляем схему замещения варианта 5 на основе электрической принципиальной схемы.

Рассчитаем режимы максимальных, минимальных нагрузок и послеаварийный режим работы по формулам:

(20)

(22)

(24)

Просчитаем эти величины для каждой подстанции, а результаты расчетов занесем в таблицы №8, №9, №10.

мВт

мВт

мВт

мвар

мвар

мвар

мвар

Таблица 8 Режимы максимальных нагрузок

№ п/ст	Рн мВт	Qн мвар	ДPкз мВт	ДPхх мВт	ДQ мвар	ДQхх мвар	ДQкз мвар	Рр мВт	Qр мвар	Sр мВ А
1	10	3,5	0,037	0,02	1,05	0,126	0,93	10,057	3,506	10,65
2	20	7	0,139	0,028	1,35	0,18	2,36	20,167	8,19	21,77
3	30	10,5	0,097	0,05	0,85	0,325	2,12	30,147	12,095	32,48
4	40	14	0,172	0,05	3,86	0,325	3,77	40,222	14,235	42,67
5	25	8,725	0,116	0,036	2,28	0,224	2,3	25,152	8,97	26,7

Для режима минимальных нагрузок Smin = 0.4Smax Таблица 9 Режимы минимальных нагрузок.

№ п/ст	Рн мВт	Qн мвар	ДPкз мВт	ДPхх мВт	ДQ мвар	ДQхх мвар	ДQкз мвар	Рр мВт	Qр мвар	Sр мВ А
1	4	1,4	0,01	0,02	1,05	0,126	0,15	4,03	0,626	4,08
2	8	2,8	0,021	0,028	1,35	0,18	0,377	8,049	2,007	8,295
3	12	4,2	0,0155	0,05	0,85	0,325	0,34	12,0665	4,015	12,71
4	16	5,6	0,0276	0,05	3,86	0,325	0,603	16,0776	2,67	16,297
5	10	3,49	0,0186	0,036	2,28	0,224	0,368	10,0546	1,802	10,215

Таблица 10 Послеаварийный режим работы

№ п/ст	Рн мВт	Qн мвар	ДPкз мВт	ДPхх мВт	ДQ мвар	ДQхх мвар	ДQкз мвар	Рр мВт	Qр мвар	Sр мВ А
1	10	3,5	0,037	0,02	1,3	0,126	0,93	10,057	3,256	10,57
2	20	7	0,139	0,028	0,8	0,18	2,36	20,167	8,74	21,98
3	30	10,5	0,097	0,05	1,46	0,325	2,12	30,147	11,485	32,26
4	40	14	0,172	0,05	1,931	0,325	3,77	40,222	16,164	43,35
5	25	8,725	0,116	0,036	1,143	0,224	2,3	25,152	10,106	27,105

Находим потери мощности на участках сети величины напряжения на стороне высшего напряжения подстанции. Для этого рассчитаем мощности на участках сети при максимальном, минимальном и послеаварийном режиме работы сети. Рассчитаем полную мощность участков схемы в максимальном режиме работы методом контурных токов.

S02 l02 - S12 l12 - S01 l01 = 0

S02 l02 + S32 l32 - S03 l03 = 0

S01 = S1 + S12

S02 = S2 - S12 + S32

S03 = S3 - S32

S32=

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

Расчет схемы при работе с минимальной загрузкой производим тем же методом

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

Расчет схемы при работе в послеаварийном режиме.

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

Теперь находим потери мощности на участках сети и величины напряжения на стороне ВН подстанций.

Участок 0 - 1 - 2

ДР12 = (S12расч /Uн )2 * r12 = (6,96/110)2 * 15,84 = 0,0634 мВт

Р12 = Р12расч + ДР12 = 6,57+0,0634 = 6,6334 мВт

ДQ12 = (S12расч /Uн )2 * x12 = (6,96/110)2 * 16,43 = 0,0658 мВт

ДQ12с = bл * U2н = 94,35*10-6 *1102 = 0,57мвар

Q12 = Q12расч + ДQ12 - ДQ12с =2,296+0,0658-0,57 = 1,792мвар

Р/01 = Р12 + Р1р = 6,6334+10,057 = 16,69мВт

Q/01 = Q12 + Q1р = 1,792 + 3,506 = 5,298 мвар

S/01 =мВ А

ДР01 = (S01расч /Uн )2 * r01 = (17,51/110)2 * 29,1 = 0,737 мВт

ДQ01 = (S01расч /Uн )2 * x01 = (17,51/110)2 * 30,19 = 0,765 мВт

ДQ01с = bл * U2н = 173,4*10-6 *1102 = 1,05мвар

Р01 = Р/01 + ДР01 = 16,69+0,737 = 17,427 мВт

Q01 = Q/01 + ДQ01 - ДQ01с =5,298 + 0,765 - 1,05= 5,013мвар

Uраб1 = 121 - (17,427*29,1+5,013*30,19)/121 = 115,56 кВ

Uраб2 = 115,56 - (6,6334*15,84+1,792*16,43)/115,56 = 114,1 кВ

Участок 0 - 2 - 3

ДР23 = (S23расч /Uн )2 * r23 = (1,726/110)2 * 20,11 = 0,005 мВт

Р23 = Р23расч + ДР23 = 1,629+0,005 = 1,634 мВт

ДQ23 = (S23расч /Uн )2 * x23 = (1,726/110)2 * 20,87 = 0,00514 мВт

ДQ12с = bл * U2н = 119,85*10-6 *1102 = 0,725мвар

Q12 = Q12расч + ДQ12 - ДQ12с =0,57+0,00514 - 0,725 = - 0,15мвар

Р/02 = Р23 + Р2р = 1,634+15,61 = 17,244мВт

Q/02 = Q23 + Q2р = - 0,15+5,456 = 5,306 мвар

S/02 =мВ А

ДР02 = (S02расч /Uн )2 * r02 = (18,04/110)2 * 37,66 = 1,013 мВт

ДQ02 = (S02расч /Uн )2 * x02 = (18,04/110)2 * 39,1 = 1,052 мВт

ДQ02с = bл * U2н = 224,4*10-6 *1102 = 1,36мвар

Р02 = Р/02 + ДР02 = 17,244+1,013 = 18,257 мВт

Q02 = Q/02 + ДQ02 - ДQ02с =5,306+1,052 - 1,36 = 4,998мвар

Uраб2 = 121 - (18,257*37,66+4,998*39,1)/121 = 113,7 кВ

Uраб3 = 113,7 - (1,634*20,11 - 0,15*20,87)/113,7 = 113,44 кВ

Участок 0 - 3

ДР03 = (S03расч /Uн )2 * r03 = (30,754/110)2 * 6 = 0,469 мВт

ДQ03 = (S03расч /Uн )2 * x03 = (30,754/110)2 * 20,25 = 1,58 мВт

ДQ03с = bл * U2н = 140,5*10-6 *1102 = 0,85мвар

Р03 = Р03расч + ДР03 = 29,03+0,469 = 29,5 мВт

Q03 = Q03расч + ДQ03 - ДQ03с =10,146+1,58 - 0,85 = 10,876мвар

Uраб3 = 121 - (29,5*6+10,876*20,25)/121 = 117,7 кВ

Участок 0 - 4

ДР04 = (S04расч /Uн )2 * r04 = (42,67/110)2 * 7,47/2 = 0,68 мВт

ДQ04 = (S04расч /Uн )2 * x04 = (42,67/110)2 * 12,81/2 = 1,165 мВт

ДQ04с = bл * U2н = 319,2*10-6 *1102 = 3,86мвар

Р04 = Р04расч + ДР04 = 40,222+0,68 = 40,902 мВт

Q04 = Q04 + ДQ04 - ДQ04с =14,235+1,165 - 3,86 = 11,54мвар

Uраб4 = 121 - (40,902*7,47/2+11,54*12,81/2)/121 = 119,13 кВ

Участок 0 - 5

ДР05 = (S05расч /Uн )2 * r05 = (26,7/110)2 * 7,49/2 = 0,22 мВт

ДQ05 = (S05расч /Uн )2 * x05 = (26,7/110)2 * 7,35/2 = 0,216 мВт

ДQ05с = bл * U2н = 189*10-6 *1102 = 2,28мвар

Р05 = Р05 + ДР05 = 25,15+0,22 = 25,372 мВт

Q05 = Q05 + ДQ05 - ДQ05с =8,97+0,216 - 2,28 = 6,906мвар

Uраб5 = 121 - (25,372*7,49/2+6,906*7,35/2)/121 = 120 кВ

Производим уточнения.

Участок 0 - 1 - 2

ДР12 = (S12расч /Uн )2 * r12 = (6,96/114,1)2 * 15,84 = 0,059 мВт

Р12 = Р12расч + ДР12 = 6,57+0,059 = 6,63 мВт

ДQ12 = (S12расч /Uн )2 * x12 = (6,96/114,4)2 * 16,43 = 0,061 мВт

ДQ12с = bл * U2н = 94,35*10-6 *114,12 = 0,614мвар

Q12 = Q12расч + ДQ12 - ДQ12с =2,296+0,059-0,614 = 1,743мвар

Р/01 = Р12 + Р1р = 6,63+10,057 = 16,687мВт

Q/01 = Q12 + Q1р = 1,743 + 3,506 =5,249 мвар

S/01 =мВ А

ДР01 = (S12расч /Uн )2 * r12 = (17,51/115,56)2 * 29,1 = 0,67 мВт

ДQ01 = (S12расч /Uн )2 * x12 = (17,51/115,56)2 * 30,19 = 0,691 мВт

Участок 0 - 2 - 3

ДР23 = (S23расч /Uн )2 * r23 = (1,726/113,44)2 * 20,11 = 0,0046 мВт

Р23 = Р23расч + ДР23 = 1,629+0,0046 = 1,6336 мВт

ДQ23 = (S23расч /Uн )2 * x23 = (1,726/113,44)2 * 20,87 = 0,0048 мВт

ДQ12с = bл * U2н = 119,85*10-6 *113,442 = 0,771мвар

Q12 = Q12расч + ДQ12 - ДQ12с =0,57+0,0048 - 0,771 = - 0,196мвар

Р/02 = Р23 + Р2р = 1,6336+15,61 = 17,2436мВт

Q/02 = Q23 + Q2р = - 0,196+5,456 = 5,26 мвар

S/02 =мВ А

ДР02 = (S02расч /Uн )2 * r02 = (18,04/113,7)2 * 37,66 = 1,012 мВт

ДQ02 = (S02расч /Uн )2 * x02 = (18,04/113,7)2 * 39,1 = 1,05 мВт

Участок 0 - 3

ДР03 = (S03расч /Uн )2 * r03 = (30,754/117,7)2 * 6 = 0,41 мВт

ДQ03 = (S03расч /Uн )2 * x03 = (30,754/117,7)2 * 20,25 = 1,38 мВт

Участок 0 - 4

ДР04 = (S04расч /Uн )2 * r04 = (42,67/119,13)2 * 7,47/2 = 0,479 мВт

ДQ04 = (S04расч /Uн )2 * x04 = (42,67/119,13)2 * 12,81/2 = 0,822 мВт

Участок 0 - 5

ДР05 = (S05расч /Uн )2 * r05 = (26,7/120)2 * 7,49/2 = 0,185 мВт

ДQ05 = (S05расч /Uн )2 * x05 = (26,7/120)2 * 7,35/2 = 0,182 мВт

Расчеты для послеаварийного и минимального режимов выполняют подобным образом, результаты расчета заносят в таблицу №11.

Таблица 11 Режимы работы электрической сети

№ лэп	ДР мВт	ДQ мвар	Uвн кВ
	Режимы	Режимы	Режимы
	max	min	авар	max	min	авар	max	min	авар
1-2	0,059	0,00814	0,689	0,061	0,00844	0,715	114,1	119,02	97,84
0-1	067	0,09	6,53	0,691	0,093	6,771	115,56	119,4	102
2-3	0,0046	0,00086	2,56	0,0048	0,0009	2,676	113,44	118,01	91,8
0-2	1,012	0,214	18,61	1,05	0,222	19,33	113,7	118,05	98
0-3	0,41	0,0595	-	1,38	0,2	-	117,7	119,88	-
0-4	0,479	0,0682	1,026	0,822	0,117	1,76	119,13	120,56	116,94
0-5	0,185	0,027	0,39	0,182	0,0263	0,382	120	120,7	118,92

Определяем величины напряжений на стороне низшего напряжения подстанции приведенные к стороне высшего напряжения.

Uннi = Uвнi - Д Uнi (25)

где Uвнi - действительное напряжение на стороне ВН кВ; Д Uнi - потеря напряжения в трансформаторах подстанции кВ.

ДUнi = (26)

где Рнi, Qнi - потоки активной и реактивной мощности, протекающие через соп-

ротивления трансформаторов со стороны ВН. rтi, xтi - активное и реактивное сопротивления трансформаторов.

rтi = (27)

xтi = (28)

Выберем ответвления на трансформаторах для обеспечения потребителей электроэнергией. Требуемое напряжение ответвлений ВН трансформаторов подстанций определяется по формуле:

Uотвi = U/ ннi - Uннi / Uнж (29)

где Uннi - номинальное напряжение обмотки НН трансформатора кВ, Uнж - желаемое значение напряжения на стороне НН трансформаторов ( для максимального и послеаварийного режима принимаем на 5? больше номинального напряжения сети, а для минимального режима равно номинальному) кВ По расчетному значению Uотв выбираем ближайшее меньшее стандартноеответвление обмотки ВН трансформаторов Uотв и для него определяем действительное напряжение Uнд на стороне НН подстанции.

Uндi = U/ннi - Uннi / Uотв ст

Таблица 12 Величины напряжений

№ п/ст	Uвнi кВ	rт Ом	xт Ом	Р мВт	Q мвар	ДU кВ	U/ннi кВ
Режим максимальных нагрузок
1	115,56	7,33	110,21	10,037	4,55	4,97	110,59
2	113,7	3,835	69,43	20,139	8,35	5,78	107,92
3	117,7	1,27	27,77	30,097	11,35	3,003	114,7
4	119,13	1,27	27,77	40,172	17,86	4,59	114,54
5	120	2,2	43,39	25,116	11,005	4,44	115,56
Режим минимальных нагрузок
1	119,4	7,33	110,21	4,01	1,55	1,68	117,72
2	118,05	3,835	69,43	8,021	3,177	2,13	115,92
3	119,88	1,27	27,77	12,0155	4,54	1,18	118,7
4	120,56	1,27	27,77	16,0276	6,203	1,6	118,96
5	120,7	2,2	43,39	10,0186	3,858	1,57	119,13
Послеаварийный режим работы сети
1	102	7,33	110,21	10,037	4,43	4,86	97,14
2	98	3,835	69,43	20,139	9,36	6,56	91,44
3	91,8	1,27	27,77	30,097	12,62	3,3	90,5
4	116,94	1,27	27,77	40,172	17,77	4,65	112,29
5	118,92	2,2	43,39	25,116	11,025	4,49	114,43

Таблица 13 Выбор регулировочных ответвлений.

№ п/ст	U/нн кВ	Uотв кВ	Uотв ст кВ	Uнд кВ	Ступень
Режим максимальных нагрузок
1	110,59	-	-	10,56	-
2	107,92	113	112,953	10,51	-1*1,78
3	114,7	114,7	112,953	10,66	-1*1,78
4	114,54	114,54	112,953	10,66	-1*1,78
5	115,56	121,063	121,141	10,5	+3*1,78
Режим минимальных нагрузок
1	117,72	129,492	129,329	10,01	+7*1,78
2	115,92	127,51	127,282	10,01	+6*1,78
3	118,7	124,635	123,188	10,1	+4*1,78
4	118,96	124,91	125,235	10	+5*1,78
5	119,13	131,043	131,376	10	+8*1,78
Послеаварийный режим работы сети
1	97,14	101,765	100,671	10,6	+7*1,78
2	91,44	95,8	96,577	10,45	+9*1,78
3	90,5	94,8	96,577	10,3	+9*1,78
4	112,29	112,29	110,906	10,63	-2*1,78
5	114,43	119,89	119,094	10,56	+3*1,78

Таблица 14 Стандартные ответвления.

Ступень регулирования	U кВ	Ступень регулирования	U кВ
+1*1,78	117,047	-1*1,78	112,953
+2*1,78	119,094	-2*1,78	110,906
+3*1,78	121,141	-3*178	108,859
+4*1,78	123,188	-4*1,78	106,812
+5*1,78	125,235	-5*1,78	104,765
+6*1,78	127,282	-6*1,78	102,718
+7*1,78	129,329	-7*1,78	100,671
+8*1,78	131,376	-8*1,78	98,624
+9*1,78	133,423	-9*1,78	96,577

5. Проверочный баланс активной и реактивной мощности в сети

Составим баланс для режима максимальных нагрузок. Баланс активной мощности определяется следующим образом:

Рсист = Рнагр +ДРсети + ДРсн = 125+3,583+5 = 133,583 мВт

Рнагр= Р1+Р2+Р3+Р4+Р5=125 мВт

ДРсети= ДРлэп+ ДРтр =ДРхх + ДР + ДРлэп = 0,745+2,8376 = 3,583 мВт

ДРлэп = 0,059+0,67+0,0046+1,012+0,41+0,479+0,185 = 2,8376 мВт

ДРтр = ДРхх + ДРкз = 0,184+0,561 = 0,745 мВт

ДРхх = 0,02+0,028+0,05+0,05+0,036 = 0,184 мВт

ДРкз = 0,037+0,139+0,097+0,172+0,116 = 0,561 мВт ДРсн=0,04*

Рнагр=0,04*125=5 мВт

Определим баланс реактивной мощности:

Qист= Qсист+ Qку Qист = Qнагр +ДQсети + ДQсн

Qнагр = Q1+ Q2+ Q3 + Q4+ Q5 = 3,5+7+10,5+14+8,725 =43,725 мвар

ДQсети = ДQтр+ ДQлэп = 12,66 - 10,68 =1,98 мвар

ДQтр = ДQхх+ ДQкз = 12,66 мвар

ДQлэп = ДQ01 + ДQ02 + ДQ03 + ДQ04 + ДQ05 + ДQ12 + ДQ23

ДQск = 0,061+0,691+0,0048+1,05+1,38+0,822+0,182 - 15,32 = - 10,68 мвар

ДQсн =0,04*Sнагр = 5,3 мвар

Qист = Qнагр + ДQлэп + ДQсн = 43,725 - 10,68 +5,3 = 38,345 мвар

Qсист = Р*tgц = 133,583*0,3495 = 46,96 мвар

Qку = Qист - Qсист = 38,345 - 46,96 = - 8,615 мвар

Заключение

Согласно задания на проектирование, выполнен курсовой проект по теме:

"Проектирование электрической сети для электроснабжения потребителей нефтеперерабатывающей промышленности". На основании исходных данных и предварительных расчетов были приняты

пять различных вариантов сети. Для принятых вариантов произведен выбор питающего напряжения, выбор провода по экономической плотности тока, с проверкой по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах. Для преобразования напряжений 110 кВ, 220 кВ в напряжение 10 кВ, необходимое потребителю, обоснован выбор силовых трансформаторов, выбор был произведен с учетом графика суточных нагрузок предприятий. В экономической части проекта произведено технико - экономическое обоснование вариантов, в результате расчета выбран вариант с напряжением 110 кВ с наименьшими капитальными затратами. Так же произведен расчет падений напряжений, для трех режимов работы сети ( максимального , минимального и послеаварийного). По полученным данным были выбраны регулировочные ответвления трансформаторов, для качественного электроснабжения потребителей. Графическая часть проекта была разработана на основании произведенных расчетов и раскрывает принцип построения электрической схемы.

Список литературы

1. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: Учебное пособие для студентов вузов. Под ред. В.М.Блок. - М.:Высш. школа, 1981. - 304с.

2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. - М .: Энергоатомиздат, 1985. - 592с.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С.Рокотяна и И.М.Шапиро, - 3 - е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатом - издат, 1985. - 352с.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4 - е изд., перераб., и доп. - М.: Энергоатомиздат 1989. - 608с.: ил.

5. Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. Производство и распределение электрической энергии ( Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н.Орлова и др. ) 7 - е изд., испр. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 880с.: ил.

Размещено на Allbest.ru