Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 220/110 КВ

1.1 Определение месторасположения источника питания и потребителей на координатной плоскости. Разработка эскизов возможных вариантов конфигурации электрической сети

1.2 Выполнение предварительных расчётов

1.3 Выбор номинальных напряжений сети

1.4 Выбор сечения проводов

1.5 Проверка сечения проводов по техническим ограничениям

1.6 Определение сопротивлений и проводимостей ЛЭП

1.7 Выбор трансформаторов на подстанциях

1.8 Определение сопротивлений трансформаторов

1.9 Подготовка расчётной схемы и выполнение электрического расчёта режима максимальных нагрузок

2. СОСТАВЛЕНИЕ ГЛАВНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

2.1 Технико-экономическое сравнение вариантов сети

2.2 Капиталовложения на строительство ЛЭП

2.3 Капиталовложения на сооружение подстанций

3. ТОЧНЫЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА

3.1 Максимальный режим

3.2 Послеаварийный режим

3.3 Минимальный режим

ВЫВОДЫ ПО МИНИМАЛЬНОМУ РЕЖИМУ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Целью курсового проектирования является разработка электроэнергетической сети 110-220 кВ для снабжения четырех потребителей. Необходимо сделать выбор и провести расчет двух наиболее перспективных вариантов схем энергоснабжения, рассчитать и выбрать марку проводов для ЛЭП, количество и марку трансформаторов на подстанциях и провести для них все необходимые проверки.

Необходимо провести технико-экономическое сравнение вариантов схем энергоснабжения и по его результатам выбрать экономически обоснованную схему. Для выбранного варианта схемы энергоснабжения нужно провести точный электрический расчет для трех режимов максимального, минимального и послеаварийного.

По результатам курсового проекта необходимо сделать выводы и проанализировать полученные результаты.



ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

1. Расположение потребителей и источника питания на координатной плоскости, масштаб 10 км/1 см.

2. Характеристики потребителей электроэнергии и источника питания

Наименование	РЭС	Потребители
		1	2	3	4
Активная мощность в режиме максимальных нагрузок, МВт	-	90	19	25	10
Активная мощность в режиме минимальных нагрузок, %	51	-	-	-	-
Коэффициент мощности	0,91	0,81	0,77	0,84	0,8
Tм, час	-	4000	3200	7800	5300
Кк, %	-	100	50	70	20
UРЭС max	110	-	-	-	-
UРЭС min	107	-	-	-	-

1. ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 220/110 КВ

1.1 Определение месторасположения источника питания и потребителей на координатной плоскости. Разработка эскизов возможных вариантов конфигурации электрической сети

Выбор схемы электрической сети производится одновременно с выбором напряжения и заключается в определении размещения подстанций, связей между ними, предварительной разработке принципиальных схем.

Основные требования к сети: схема должна обеспечивать необходимую надежность, под которой понимается способность выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные характеристики в условиях, оговоренных в нормативных документах.

При выборе схем следует отдавать предпочтения простоте, выбирая наиболее простые схемы, и переходить к более сложным схемам только в том случае, если это вызвано техническими требованиями. Согласно ПУЭ все потребители электроэнергии по надежности электроснабжения делятся на три категории. Данная РЭС содержит потребителей I и II категорий (Кк 0).

В соответствии с расположением потребителей и источника питания на координатной плоскости в соответствии с взятым масштабом рассчитаем длины ЛЭП и занесем данные в таблицу 1.

Таблица 1 - Длины ЛЭП

Участок	0-2	2-3	2-1	2-4	1-4	3-4
Длина ЛЭП, км	27,5	51,7	58,3	64,9	39,6	39,6

Пример расчета для участка 0-2:

,

где M - масштаб 10км/1см;

1,1 - коэффициент учитывающий провес провода;

lсм - длина участка в см на координатной плоскости.

При выборе схемы соединения сети учитываем следующие особенности географического

расположения потребителей и РЭС, а также характеристики нагрузок:

- наиболее близко расположенной к РЭС подстанцией является подстанция 2;

- наиболее удалена от РЭС подстанция 4;

- наибольшего резерва по сети требует подстанция 1;

- наибольшая нагрузка - на подстанции 1, наименьшая - на подстанции 4.

Основываясь на вышеуказанных данных, примем к дальнейшему рассмотрению два наиболее перспективных варианта конфигурации электрической сети: радиальную и смешанную сети.

Рисунок 1. Радиальная электрическая сеть



Рисунок 2. Смешанная электрическая сеть

Дальнейший расчёт будет производиться для двух выбранных вариантов сети.

1.2 Выполнение предварительных расчётов

Определим - полные мощности нагрузок подстанций.

Для подстанции №1

;

Для подстанции №2



;

Для подстанции №3

Для подстанции №4

.

На данном этапе расчета потоки мощности в линиях замкнутой электрической сети определяем приближенно. Расчет производим в режиме максимальных нагрузок.

а) Радиальная сеть

Определяем приближенно потоки мощности , , , , протекающие по всем участкам схемы. По I закону Кирхгофа:

;

;

;



б) Смешанная сеть

Потоки мощности на головных участках сети определяем по правилу моментов:

Правильность расчета мощности на головных участках следует проверить по балансу, когда в каждый момент времени количество мощности, поступающей в сеть, должна быть равна суммарной мощности, получаемой электроприемниками. Здесь баланс мощности представляется уравнением:

Проверка:

;

- условие выполнено.

Комплексные значения потоков мощности в остальных линиях найдем из уравнений, составленных по I закону Кирхгофа:



Следовательно, точка 3 - точка потокораздела.

Проверка:

Проверка выполнена.

1.3 Выбор номинальных напряжений сети

Номинальное напряжение сети влияет как на её технико-экономические показатели, так и на технические характеристики. Так при повышении номинального напряжения уменьшаются потери мощности и электроэнергии, т. е. снижаются эксплутационные расходы, уменьшаются сечения проводов, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается перспективное развитие сети, но увеличиваются капиталовложения на сооружения сети. Сеть меньшего напряжения наоборот требует меньших капиталовложений, но увеличиваются эксплутационные расходы за счет потери мощности и электроэнергии, обладает меньшей пропускной способностью. Из сказанного следует важность выбора номинального напряжения при ее проектировании.

Напряжение 110 кВ имеет наиболее широкое распространение для распределительных сетей во всех ОЭС независимо от принятой шкалы. На этом напряжении осуществляется электроснабжение промышленных предприятий и узлов больших городов.

Напряжение 220 кВ используется для создания центров питания сети 110 кВ, в меньшей степени - для выдачи мощности электростанций. Выбор номинальных напряжений произведем по эмпирической формуле Г. А. Илларионова:

а). Радиальная сеть:

принимаем

принимаем

принимаем

принимаем

б). Смешанная сеть:

принимаем

принимаем

принимаем

принимаем

принимаем 

Полученные данные занесем в таблицу 2.

Таблица 2 - Номинальные и расчетные напряжения сети

Схема	Участок ЛЭП	l, км	Uрасч. кВ	Uном. кВ
Радиальная	02	27,5	167,8	220
	23	51,7	95,5	110
	24	64,9	62,3	110
	21	58,3	166,1	220
Смешанная	02	27,5	167,8	220
	23	51,7	87,95	110
	24	64,9	73,58	110
	34	39,6	40,2	110
	21	58,3	166,1	220

1.4 Выбор сечения проводов

Сечения проводов выбираем по методу экономической плотности тока.

,

где - значение экономической плотности тока;

Расчетный ток: , где

- максимальный ток;

- коэффициент изменения нагрузки по годам, ;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии () и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы . =1.

Определим для каждого участка.

а). Радиальная сеть

Средневзвешенное время действия наибольшей нагрузки, передаваемой по ЛЭП 02:

Экономическую плотность тока для этой линии принимаем по табл. 3.12 [1]:

б). Смешанная сеть

Определим максимальные токи для каждого участка.

а). Радиальная сеть

;

;

;

.

б). Смешанная сеть

;

;

;

;

.

Определим расчетные токи для каждого участка, основываясь на данных таблицы 3.13 [1].

а). Радиальная сеть

;

;

;

.



б). Смешанная сеть

;

;

;

;

.

Определим сечение по экономической плотности тока:

а). Радиальная сеть

- принимаем сечение АС 300/39;

- принимаем сечение АС 240/32;

- принимаем сечение АС 150/24;

- принимаем сечение АС 70/11.

б). Смешанная сеть

- принимаем сечение АС 300/39;

- принимаем сечение АС 240/32;

- принимаем сечение АС 240/32;

- принимаем сечение АС 185/29;



- принимаем сечение АС 70/11.

Полученные данные занесём в таблицу 3.

Таблица 3 - Расчетные и принятые сечения проводов.

Схема	Номер ЛЭП	Uном. кВ	Тнб, час	S, МВА	N	Fстанд, мм2
радиальная	02	220	4644	177,9	2	300
	21	220	4000	111	2	240
	23	110	7800	29,8	2	150
	24	110	5300	12,5	2	70
смешанная	02	220	4644	177,9	2	300
	21	220	4000	111	2	240
	23	110	7085	25,1	1	240
	24	110	7085	17,2	1	185
	34	110	7085	4,7	1	70

1.5 Проверка сечения проводов по техническим ограничениям

Проверке по условиям короны подлежат воздушные линии 110 кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря.

Выбранные сечения ВЛ напряжением 110 кВ со сталеалюминевыми проводами по условиям « короны» должны быть не менее 70 мм2, а для напряжения 220 кВ не менее 240 мм2.

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке (по нагреву):

Iп/ав Iдоп,

где - расчетный ток для проверки проводов по нагреву (в качестве такового принимается средняя токовая нагрузка за полчаса), при этом расчетным режимом является послеаварийный режим, а также периоды ремонтов других элементов сети, возможных неравномерностей распределения нагрузки между линиями и т.п.;

Iдоп - допустимые длительные токовые нагрузки, которые принимаем по таблице 3.15 [1].

Проверка осуществляется при работе линии в послеаварийном режиме при максимальной нагрузке. Таким режимом является отключение одного из головных участков, по которому протекает наибольшая мощность (для кольцевой сети), либо отключение одной цепи ЛЭП (для радиальной сети). Все расчетные данные сведем в таблицу 4.

а). Радиальная сеть

Для участка 02: отключение 1 цепи.

Для участка 21: отключение 1 цепи.

.

Для участка 23: отключение 1 цепи.



Для участка 24: отключение 1 цепи.

.

Все проверки пройдены.

б). Смешанная сеть

Для участка 02: отключение 1 цепи.

Для участка 21: отключение 1 цепи.

.

Для участка 23: отключение участка 24.

Для участка 24: отключение участка 23.



Для участка 34: отключение участка 24.

отключение участка 23.

Все проверки пройдены.

1.6 Определение сопротивлений и проводимостей ЛЭП

Воздушные линии напряжением 110 кВ и выше и длиной до 300-400 км обычно представляются П- образной схемой замещения на рисунке 3.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3 - Схемы замещения линий электропередачи с емкостной проводимостью и генерируемой реактивной мощностью.

Активное сопротивление линии, Ом, определяется по формуле.



,

где l-длина линий, км;

r0 - удельное сопротивление, Омкм, при температуре проводов +200С;

- число цепей воздушной линии.

Реактивное сопротивление определяется как

,

где x0 - удельное реактивное сопротивление, Омкм.

Активная проводимость gл присутствует из-за потерь активной мощности на утечку через изоляторы и потерь на корону, в связи с этими задаются наименьшие допустимые сечения по короне. Так для ВЛ напряжением 110 кВ сечение сталеалюминевых проводов по условиям « короны» должны быть не менее 70 мм2, а для напряжения 220 кВ не менее 240 мм2. При расчетах установившихся режимов сетей до 330 кВ активная проводимость практически не учитывается.

Емкостная проводимость обусловлена емкостями между проводами разных фаз, и емкостью провод земля и определяется

,

где b0 - удельная емкостная проводимость, См/км, определяется по справочным данным.

Вместо емкостной проводимости иногда учитывается реактивная мощность генерируемая емкостью линий. Емкостная мощность равна, МВАР:



.

Удельные расчетные параметры линии электропередачи разных напряжений и конструкций приведены в таблицах 3.8, 3.9 1.

Приведём пример расчёта параметров воздушной линии.

Для участка 02:

Принимаем провод АС-300/39.

Результаты расчета представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Расчёт параметров воздушных линий

Схема	Радиальная	Смешанная
Участок	0-2	2-1	2-3	2-4	0-2	2-1	2-3	2-4	3-4
	220	220	110	110	220	220	110	110	110
	2	2	2	2	2	2	1	1	1
	27,5	58,3	51,7	64,9	27,5	58,3	51,7	64,9	39,6
	0,096	0,118	0,204	0,422	0,096	0,118	0,118	0,159	0,422
	0,429	0,435	0,420	0,444	0,429	0,435	0,405	0,413	0,444
	1,32	3,439	5,273	17,64	1,32	3,439	6,1	10,319	16,711
	5,89	12,68	10,857	18,559	5,89	12,68	20,939	26,804	17,582
	2,645	2,604	2,707	2,547	2,645	2,604	2,808	2,747	2,547
	1,45	3,036	2,79	1,065	1,45	3,036	1,451	1,783	1,01
	7,02	14,694	3,37	1,288	7,02	14,694	1,756	2,157	1,222
Марка провода	АС-300/39	АС-240/32	АС-150/24	АС-70/11	АС-300/39	АС-240/32	АС-240/32	АС-185/29	АС-70/11

1.7 Выбор трансформаторов на подстанциях

Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанций потребителей. Для потребителей 1 и 2 категорий на подстанции необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов (автотрансформаторов), для отключения одного из трансформаторов при аварийном режиме. Оставшийся в работе трансформатор должен выдерживать перегрузку до 40% на максимум нагрузки 6 часов в течение 5 суток, при этом коэффициент заполнения суточного графика не должен превышать 0,75.

На подстанциях с высоким напряжением 220 кВ и выше, как правило, устанавливаются автотрансформаторы, обладающие рядом преимуществ по сравнению с трансформаторами (меньшие масса, стоимость и потери энергии по той же мощности).

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Несмотря на то, что на большинство новых подстанций на первом этапе устанавливается по одному трансформатору, удельный вес двухтрансформаторных подстанций растет.

Суммарная установленная мощность трансформаторов должна удовлетворять условиям:

Sт Smax/ (nт-1),



где nт, Sт - количество и единичная мощность трансформаторов;

Smax - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме,

- коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов (принимаем =1,4).

Увеличение мощности однотрансформаторных подстанций осуществляется, как правило, путем установки второго трансформатора, двухтрансформаторных - заменой трансформаторов на более мощные.

а). Радиальная сеть

Для подстанции 1:

Для подстанции 2:

Для подстанции 3:

Для подстанции 4:

б). Смешанная сеть

Для подстанции 1:



Для подстанции 2:

Для подстанции 3:

Для подстанции 4:

По итогам расчётов для обоих вариантов схемы выбираем одинаковые

Таблица 5 - Выбор трансформаторов

Схема	№ ПС	Smax, МВА	Sтр, МВА	nтр	Тип трансформатора
Радиальная	1	111	79,3	2	ТДЦ 80000/220
	2	67,9	47,85	2	АТДЦТН 63000/220/110
	3	29,8	21,29	2	ТРДН 25000/110
	4	12,5	8,93	2	ТДН 10000/110
Смешанная	1	111	79,3	2	ТДЦ 80000/220
	2	67,9	47,85	2	АТДЦТН 63000/220/110
	3	29,8	21,29	2	ТРДН 25000/110
	4	12,5	8,93	2	ТДН 10000/110



Каталожные данные трансформаторов приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Каталожные данные трансформаторов

Тип трансформатора	S, МВА	Пределы регулиро-вания	Uном, кВ	Uk, %	Pk, МВт	Px, МВт	Ix, %	Rt, Ом	Xt, Ом	Qx, МВАр
			ВН	НН
АТДЦТН 63000/220/110	63	±6х2%	ВН	230	ВН-СН 11		0,045	0,5	ВН 1,4	ВН 104	0,315
			СН	121	ВН-НН 35,7	ВН-СН 0,215			СН 1,4	СН 0
			НН	11	СН-НН 21,9				НН 2,8	НН 195,6
ТРДН 25000/110	25	±9х1,78%	115	10,5	10,5	0,12	0,027	0,7	2,54	55,9	0,175
ТДН 10000/110	10	±9х1,78%	115	11	10,5	0,06	0,014	0,7	7,95	139	0,07
ТДЦ 80000/220	80	±2х2,5%	242	10,5	11	0,32	0,105	0,6	2,9	80,5	0,48

1.8 Определение сопротивлений трансформаторов

Сопротивления трансформаторов определяем по формуле:

Результаты расчетов приведены в таблице № 7.

Таблица 7 - Сопротивления трансформаторов

Схема	№ ПС	Тип трансформатора	Zт, Ом
Радиальная, смешанная	1	2*ТДЦ-80000/220	ВН	1,45+j40,25
	2	2*АТДЦТН-63000/220/110	ВН	0,7+j52
			СН	0,7+j0
			НН	1,4+j97,8
	3	2*ТРДН-25000/110	ВН	1,27+j27,95
	4	2*ТДН- 10000/110	ВН	3,98+j69,5



Изобразим блок-схемы для кольцевой и радиальной сети:

Рисунок 4 - Блок-схема радиальной сети

Рисунок 5 - Блок-схема смешанной сети



1.9 Подготовка расчётной схемы и выполнение электрического расчёта режима максимальных нагрузок

Составляем полную схему замещения для обоих вариантов сети, пронумеровываем узлы.

Рисунок 6 - Схема замещения радиальной сети

Рисунок 7 - Схема замещения смешанной сети



Баланс реактивной мощности определяет мощность компенсирующих устройств, необходимую для обеспечения нормированного значения коэффициента мощности на шинах РЭС. Располагаемая реактивная мощность РЭС определяется по величине максимальной активной мощности, потребляемой с шин РЭС и по заданному коэффициенту мощности РЭС.

Потребляемая сетью реактивная мощность складывается из реактивных мощностей нагрузок, потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах за вычетом зарядной мощности линий. Разница между располагаемой реактивной мощностью и требуемой определяет необходимую мощность компенсирующего устройства

Далее расчёт проводим в промышленной программе Mustang.

а). Радиальная сеть

Рисунок 8 - Расчётные данные радиальной сети



Располагаемая реактивная мощность РЭС:

Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств (КУ):

Принимаем 5 конденсаторных батарей с конденсаторами типа КСКГ-1,05-125 с выдаваемой мощностью 6,5 Мвар.

Определяем действительный коэффициент мощности с учетом выбранных компенсирующих устройств:

Коэффициент мощности позволяет судить о нелинейных искажениях, вносимых нагрузкой в электросеть. Чем он меньше, тем больше вносится нелинейных искажений. Кроме того, при одной и той же активной мощности нагрузки мощность, бесполезно рассеиваемая на проводах, обратно пропорциональна квадрату коэффициента мощности. Таким образом, чем меньше коэффициент мощности, тем ниже качество потребления электроэнергии. Для повышения качества электропотребления применяются различные способы коррекции коэффициента мощности, то есть его повышения до значения, близкого к единице.

Значение коэффициента мощности удовлетворяет исходным данным

б). Смешанная сеть



Рисунок 9 - Расчётные данные смешанной сети

Располагаемая реактивная мощность РЭС:

Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств (КУ):



Принимаем 5 конденсаторных батарей с конденсаторами типа КСКГ-1,05-125 с выдаваемой мощностью 6,5 Мвар.

Определяем действительный коэффициент мощности с учетом выбранных компенсирующих устройств:

Значение коэффициента мощности удовлетворяет исходным данным

Конденсаторные батареи для радиальной и смешанной сетей устанавливаем на подстанции ПС1.

Производим пересчет режима

Рисунок 10 - Расчётные данные радиальной сети с компенсирующими устройствами



Рисунок 11 - Расчётные данные смешанной сети с компенсирующими устройствами



2. СОСТАВЛЕНИЕ ГЛАВНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

Схема присоединения подходящих линий к шинам ПС и коммутационным аппаратам на высоком напряжении называется главной схемой электрических соединений.

Условия составления главных схем электрических соединений:

1. Надежность питания присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах;

2. Надежность транзита мощности через ПС в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах;

3. Простота, наглядность, экономичность, возможность восстановления питания в послеаварийных ситуациях посредством автоматики.

Рисунок 11 - Главная схема электрических соединений радиальной сети



Рисунок 12 - Главная схема электрических соединений смешанной сети

2.1 Технико-экономическое сравнение вариантов сети

При экономическом сравнении вариантов вводятся следующие допущения:

· Варианты признаются равноценными по надежности, если при отключении одной цепи двухцепной ЛЭП или одной линии в замкнутой сети, питание потребителей сохраняется по другой линии или цепи;

· Капиталовложения в сеть принимаются единовременными (срок строительства 1 год), а эксплуатационные расходы - постоянными по времени.

В этом случае критерием экономической целесообразности является минимум приведённых затрат, определяемых по формуле:



где Eн?0,12 - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;

К - капиталовложения в сеть, включающие в себя, стоимость сооружения подстанций и сетей:

И - ежегодные издержки эксплуатации.

2.2 Капиталовложения на строительство ЛЭП

где k0 - базисный показатель стоимости сооружения 1 км линии [1, табл. №7.4], примем I-II район по гололеду;

kзон - зональный повышающий коэффициент к базисной стоимости электросетевых объектов [1, табл. №7.2], для Западной Сибири примем kзон=1,3; питание провод электрический трансформатор

kусл - коэффициент усложнения условий строительства ВЛ [1, табл. №7.9], примем kусл=1,06.

Пример расчёта для ЛЭП 02:

тыс. руб.

Расчет капитальных вложений для остальных ЛЭП проводим аналогичным образом. Результаты расчетов сводим в таблицу 8.



Таблица 8 - Расчет капиталовложений ЛЭП

Схема	Участок		,кВ	Марка провода	, км		тыс. руб	Коэф. пересч.	тыс. руб
Радиальная	02	2	220	АС 300/39	27,5	2195	83179,525	5,394	2464314,28
	21	2	220	АС 240/32	51,7	2195	156377,507
	23	2	110	АС 150/24	64,9	1280	114473,22
	24	2	110	АС 70/11	58,3	1280	102831,87
Смешанная	02	2	220	АС 300/39	27,5	2195	83179,525	5,394	2608542,88
	21	2	220	АС 240/32	51,7	2195	156377,507
	23	1	110	АС 240/32	64,9	1100	98375,42
	24	1	110	АС 185/19	58,3	1100	88371,14
	34	1	110	АС 70/11	39,6	1050	57297,24

Суммарные капиталовложения ЛЭП умножаются на коэффициент пересчета [1, табл. 7.1].

2.3 Капиталовложения на сооружение подстанций

Капитальные вложения на сооружение подстанций складываются из:

1) стоимости трансформатора [1, табл. 7.19];

2) стоимости ячеек ОРУ ВН (элегазовые выключатели) [1, табл. 7.18];

3) стоимости ячеек ОРУ СН при его наличии (элегазовые выключатели) [1, табл. 7.18];

4) стоимости компенсирующих устройств [1, табл. 7.26];

5) постоянной части затрат по подстанциям с открытой установкой оборудования [1, табл. 7.29].

Результаты расчётов по данному виду капитальных вложений сводим в таблицу 9.



Таблица 9 - Капиталовложения подстанций радиальной сети

Схема	ПС	Оборудование	Кол-во	Стоимость тыс.руб.	тыс. руб	тыс.руб	тыс.руб
Радиальная Радиальная	1	Трансформатор ТДЦ - 80000/220	2	18700	37400	118400	403400
		Ячейки ОРУ ВН	3	12500	37500
		Ячейки ОРУ СН	-	-	-
		Компенсирующие устройства	5	3500	17500
		Постоянная часть затрат	-	26000	26000
	2	Автотрансформатор АТДЦН - 63000/220/110	2	16300	32600	198600
		Ячейки ОРУ ВН	6	12500	75000
		Ячейки ОРУ СН	8	7000	56000
		Постоянная часть затрат	-	35000	35000
	3	Трансформатор ТРДН - 25000/110	2	7100	14200	46200
		Ячейки ОРУ ВН	3	7000	21000
		Ячейки ОРУ СН	-	-	-
		Постоянная часть затрат	-	11000	11000
	4	Трансформатор ТДН - 10000/110	2	4100	8200	40200
		Ячейки ОРУ ВН	3	7000	21000
		Ячейки ОРУ СН	-	-	-
		Постоянная часть затрат	-	11000	11000
Смешанная	1	Трансформатор ТДЦ - 80000/220	2	18700	37400	118400	382400
		Ячейки ОРУ ВН	3	12500	37500
		Ячейки ОРУ СН	-	-	-
		Компенсирующие устройства	5	3500	17500
		Постоянная часть затрат	-	26000	26000
	2	Автотрансформатор АТДЦН - 63000/220/110	2	16300	32600	184600
		Ячейки ОРУ ВН	6	12500	75000
		Ячейки ОРУ СН	6	7000	42000
		Постоянная часть затрат	-	35000	35000
	3	Трансформатор ТРДН - 25000/110	2	7100	14200	46200
		Ячейки ОРУ ВН	3	7000	21000
		Ячейки ОРУ СН	-	-	-
		Постоянная часть затрат	-	11000	11000
	4	Трансформатор ТДН - 10000/110	2	4100	8200	33200
		Ячейки ОРУ ВН	2	7000	14000
		Ячейки ОРУ СН	-	-	-
		Постоянная часть затрат	-	11000	11000

Итого с учётом коэффициента пересчёта 5,39 (1, таб.7.1) получаем следующие значения капиталовложений:

для радиальной сети

для смешанной сети

Ежегодные эксплуатационные издержки складываются из издержек на амортизацию, обслуживание и издержек на возмещение потерь электрической энергии в электрической сети. Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание определяются на основе норм ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание, устанавливаемых в процентах от ранее определенных капитальных затрат. Издержки на возмещение потерь электрической энергии определяются на основе замыкающих оценок стоимости потерь электроэнергии. Оптимальным по экономическим показателям является вариант, имеющий наименьшие приведенные затраты.

Ежегодные эксплуатационные издержки () состоят из:

- ремонта и обслуживания ЛЭП и подстанций,

- возмещения потерь электроэнергии.

,

где издержки эксплуатации линий:

;

издержки эксплуатации подстанций:

.

Годовые потери активной электроэнергии - во всех элементах сети определяются как сумма постоянных и переменных годовых потерь в каждом из ее элементов:

Постоянные потери не зависят от величины нагрузки. В данном случае это потери в магнитопроводах трансформаторов, которые определяются как потери холостого хода в течение года.

Переменные потери это потери в продольных ветвях схемы сети, по которым передается мощность нагрузок. Потери электроэнергии в них определяются по времени наибольших потерь:

Здесь - время максимальных потерь.

- это суммарные значения потерь активной мощности из максимального режима для всех трансформаторов и ЛЭП. Величина определяется по эмпирической зависимости от времени использования наибольшей нагрузки .

Если по линии передается мощность нескольких электроприемников, то для расчета годового потребления электроэнергии рассчитывается средневзвешенное значение времени использования наибольшей нагрузки

:

где - соответственно активная мощность и время использования наибольшей нагрузки каждого электроприемника, мощность которого передается по данной линии.

По времени рассчитывается средневзвешенное время максимальных потерь

Суммарные годовые потери электроэнергии

В процентах от годового потребления электроэнергии находятся по формуле:

где - количество электрической энергии, потребленной за год.

Затраты на возмещения потерь электроэнергии, где Т - тариф на электроэнергию, тыс. руб./МВт·ч:



а). Радиальная сеть

Примем бПС = 9,8 % - среднее значение между бПС=10,3 % для 110 кВ и бПС=9,3 % для 220 кВ.

=0,8.

;

Потери мощности в воздушной линии определим по формуле:

ЛЭП 02:

ЛЭП 21:

ЛЭП 23:

ЛЭП 24:

Определим переменные потери электроэнергии ЛЭП.

ЛЭП 02:

ЛЭП 21:

ЛЭП 23:

ЛЭП 24:

Потери мощности в трансформаторах определяются по формуле



где постоянные потери мощности (холостого хода) в трансформаторе:

,

переменные потери мощности (в меди) в трансформаторе:

,

где n- количество трансформаторов;

Smax - мощность протекающая через трансформатор;

Zтр - полное сопротивление обмоток трансформатора;

Pхх и Pхх потери активной мощности из опытов холостого хода и короткого замыкания.

ПС 1:

ПС 2:



ПС 3:

ПС 4:

Определим переменные потери электроэнергии трансформаторов:

ПС 1:

ПС 2:

ПС 3:



ПС 4:

Суммарные переменные потери:

Определим постоянные потери:

Таким образом, эксплуатационные издержки для радиальной сети:

б). Смешанная сеть

Примем бПС=9,8 % - среднее значение между бПС=10,3 % для 110 кВ и бПС=9,3 % для 220 кВ.

=0,8.

;



Определим потери мощности в ЛЭП.

ЛЭП 02:

ЛЭП 23:

ЛЭП 24:

ЛЭП 34:

ЛЭП 21:

Определим переменные потери электроэнергии ЛЭП:

ЛЭП 02:



ЛЭП 21:

ЛЭП 23:

ЛЭП 24:

ЛЭП 34:

Потери мощности в трансформаторах остаются такими же, как и для радиальной сети.

Определим переменные потери электроэнергии трансформаторов:

ПС 1:



ПС 2:

ПС 3:

ПС 4:

Суммарные переменные потери:

Определим постоянные потери:



;

Таким образом, эксплуатационные издержки для смешанной сети:

Определим критерии экономической целесообразности каждой сети и сравним их:

где Ен - нормативный коэффициент, Ен=0,12

Приведенные затраты для радиальной сети:

Приведенные затраты для смешанной сети:

Так как приведенные затраты практически равны, то схемы сети считаются равноэкономичными, и выбор варианта из них должен осуществляться на основе инженерных оценок: перспективность схемы, удобство эксплуатации и др.

Выбираем смешанную сеть, т.к. затраты на строительство ЛЭП для радиальной сети меньше. Более того, в смешанной сети ЛЭП 34 имеет малый переток мощности 4,7 МВА, а наличие в схеме малонагруженных линий нежелательно.



3. ТОЧНЫЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА

Точный электрический расчет режима сети необходим для проверки качества электроэнергии по отклонениям напряжения на шинах нагрузки и определения коэффициентов трансформации трансформаторов понижающих подстанций в трех наиболее важных режимах: максимальных нагрузок, наименьших нагрузок и послеаварийном (наиболее тяжёлом режиме).

3.1 Максимальный режим

Согласно принципу встречного регулирования напряжение на шинах понижающих подстанций в часы максимальной нагрузки поддерживается на уровне . Для регулирования напряжения применяем РПН и ПБВ трансформаторов.

В максимальном режиме напряжение на шинах РЭС

Исходя из расчета, представленного на рисунке 8, необходима регулировка напряжения.

ПС1:

Регулируем напряжение с помощью ПБВ трансформатора

Таблица 12 - Ответвления трансформаторов на ПС1

№ отп	-2	-1	0	1	2
U, кВ	229,9	235,95	242	248,05	254,1

Выбираем «-2» отпайку с Uотп. станд =229,9 (кВ);

ПС2:

На ПС2 установлен автотрансформатор с РПН в линии СН, т.е. регулирование напряжение на низкой стороне невозможно.

ПС3:

Регулируем напряжения с помощью РПН трансформатора

Таблица 13 - Ответвления трансформаторов на ПС3

№ отп.	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
U, кВ	96,577	98,624	100,671	102,716	104,765	106,812	108,859	110,906	112,953	115	117,047	119,094	121,141	123,188	125,235	127,282	129,329	131,376	133,423

Выбираем «-1» отпайку с Uотп. станд =112,953 (кВ);

ПС4:

Регулируем напряжения с помощью РПН трансформатора

Таблица 14 - Ответвления трансформаторов на ПС4

№ отп.	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
U, кВ	96,577	98,624	100,671	102,716	104,765	106,812	108,859	110,906	112,953	115	117,047	119,094	121,141	123,188	125,235	127,282	129,329	131,376	133,423

Выбираем «+1» отпайку с Uотп. станд =117,047 (кВ);

Получаем расчет режима:

Рисунок 13 - Расчетные данные радиальной сети с КУ и регулировкой напряжения в максимальном режиме

3.2 Послеаварийный режим

Послеаварийный режим рассматривается при отключении одной из питающей линии от сети.

В максимальном режиме напряжение на шинах РЭС

Производим отключение одной цепи ЛЭП 02 (питающая линия от РЭС).



Рисунок 14 - Расчетные данные радиальной сети в послеаварийном режиме без регулировки напряжения на шинах нагрузки

Производим регулировку напряжения.

ПС1:

Регулируем напряжение с помощью ПБВ трансформатора

Таблица 15 - Ответвления трансформаторов на ПС1

№ отп	-2	-1	0	1	2
U, кВ	229,9	235,95	242	248,05	254,1

Выбираем «-2» отпайку с Uотп. станд =229,9 (кВ);



После регулировки напряжение на шинах НН равно 9,91 кВ, что меньше номинального напряжения. Предлагается использовать вольтдобавочные трансформаторы для оптимизации величины напряжения.

ПС2:

Регулировка не требуется.

ПС3:

Регулируем напряжения с помощью РПН трансформатора.

Таблица 17 - Ответвления трансформаторов на ПС3

№ отп.	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
U, кВ	96,577	98,624	100,671	102,716	104,765	106,812	108,859	110,906	112,953	115	117,047	119,094	121,141	123,188	125,235	127,282	129,329	131,376	133,423

Выбираем «-2» отпайку с Uотп. станд =110,906 (кВ);

ПС4:

Регулировка не требуется.

Расчёт послеаварийного режима после регулирования представлен на рисунке 16



Рисунок 15 - Расчетные данные радиальной сети в послеаварийном режиме с регулировкой напряжения на шинах нагрузки

Выводы по послеаварийному режиму:

Отключение одной из двух питающих линий ВЛ02 привело к снижению напряжения на шинах НН подстанций. При помощи регулирования напряжения через РПН и ПБВ удалось достигнуть вхождения напряжения в требуемые пределы 10,5-11 кВ.

Напряжение на шинах ПС1 после регулирования составило 9,91 кВ. Для повышения его уровня до требуемого предлагается использовать вольтдобавочные трансформаторы.

Таким образом, даже при возникновении аварийного режима работы спроектированная сеть позволяет обеспечить надёжное энергоснабжение всех потребителей.



3.3 Минимальный режим

Произведём расчёт минимального режима с учётом мероприятий по снижению потерь электроэнергии.

К мероприятиям по снижению потерь электроэнергии относятся:

организационные - не требующие дополнительных капитальных затрат и связанные с оптимизацией режимов, существующих в сети в условиях эксплуатации.

технические - проводимые при проектировании или реконструкции сети, требующие установки соответствующего оборудования, т.е. необходимы дополнительные затраты.

Также существуют мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии, которые могут быть практически беззатратными или требовать привлечения дополнительных капиталовложений. Эти мероприятия не влияют на величину физически существующих потерь, но могут влиять на уменьшение коммерческих потерь.

К организационным мероприятиям относятся:

- повышение уровня напряжения в сети;

- управление потоками мощности в неоднородных сетях;

- размыкание замкнутых сетей;

- оптимизация режимов реактивной мощности;

- оптимальное распределение активной мощности между электростанциями;

- оптимизация режимов работы трансформаторов;

- выравнивание нагрузок фаз в электросетях 380 кВ;

- выравнивание графиков нагрузок.

К техническим мероприятиям относятся:

- повышение Uном сети;

- установка устройств продольной компенсации и принудительного распределения мощности в замкнутой сети.

Согласно принципу встречного регулирования напряжение на шинах понижающих подстанций в часы минимальной нагрузки должно быть на уровне

В минимальном режиме напряжение на шинах РЭС

Производим расчет в программе Mustang, вводя данные, соответствующие минимальному режиму.

Для подстанции №1

;

Для подстанции №2

;

Для подстанции №3

Для подстанции №4



.

Произведём расчет минимального режима без регулировки напряжения и оптимизации режимов работы трансформаторов.

Рисунок 16 - Расчетные данные минимального режима радиальной сети

В режиме минимальных нагрузок целесообразным мероприятием является отключение части трансформаторов на подстанциях. Критерий оптимальности - минимум потерь активной мощности.

Потери активной мощности в одном трансформаторе при его нагрузке, равной S, составляют

где SH0M, ДРх и ДРк - паспортные данные трансформатора: номинальная мощность, потери холостого хода и потери короткого замыкания (нагрузочные потери).

Потери активной мощности в п параллельно работающих трансформаторах при их суммарной нагрузке, равной S, составляют

Из формул видно, что при увеличении с 1 до п количества трансформаторов, работающих на одну и ту же нагрузку S, потери холостого хода увеличиваются в п раз, а нагрузочные потери уменьшаются в п раз.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 17 - Зависимости потерь мощности в параллельно работающих трансформаторах от нагрузки

Построим зависимости потерь мощности ДР от нагрузки S для одного (п=1) и двух (п=2)трансформаторов (рис. 17). Видно, что при нагрузке S= S12 потери мощности в одном и двух трансформаторах равны. При нагрузке S< S12 целесообразно оставить в работе один трансформатор, а при нагрузке S> S12 - два трансформатора.

Величина граничной мощности S12 или в общем случае граничной мощности Sn(п+1) может быть вычислена после приравнивания выражений для потерь мощности n и (n+1) трансформаторах:

Мощность S, выраженная из формулы, и будет граничной мощностью

При нагрузке S< Sn(n+1) целесообразно оставить в работе п трансформаторов, а при нагрузке S> Sn(n+1)- (п+1) трансформаторов.

Проведем расчет:

ПС1:

S1>Smin1=56,7 МВА Следовательно, целесообразно оставить в работе n трансформаторов, т.е. 1.

ПС2:

S2>Smin2=12,6 МВА. Следовательно, целесообразно оставить в работе n трансформаторов, т.е. 1.

ПС3:

S3>Smin3=15,82 МВА. Следовательно, целесообразно оставить в работе n трансформаторов, т.е. 1.

ПС4:

S4>Smin4=6,4 МВА. Следовательно, целесообразно оставить в работе n трансформаторов, т.е. 1.

Представим результаты пересчета режима на рисунке 18.

Рисунок 18 - Расчетные данные минимального режима радиальной сети с оптимизацией режима работы трансформаторов без регулировки напряжения

Производим регулировку с помощью устройств РПН и ПБВ трансформаторов на ПС.

ПС1:

Регулируем напряжения с помощью ПБВ трансформатора.

Таблица 18 - Ответвления трансформаторов на ПС1

№ отп	-2	-1	0	1	2
U, кВ	229,9	235,95	242	248,05	254,1

Выбираем «-2» отпайку с Uотп. станд =229,9 (кВ);

ПС2:

Регулировка не требуется.

ПС3:

Регулировка не требуется.

ПС4:

Регулируем напряжения с помощью РПН трансформатора.

Таблица 19 - Ответвления трансформаторов на ПС4

№ отп.	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
U, кВ	96,577	98,624	100,671	102,716	104,765	106,812	108,859	110,906	112,953	115	117,047	119,094	121,141	123,188	125,235	127,282	129,329	131,376	133,423



Выбираем «+2» отпайку с Uотп. станд =119,094 (кВ);

Рисунок 19 - Расчетные данные радиальной сети в минимальном режиме с регулировкой напряжения на шинах и оптимизацией режимов работы трансформаторов нагрузки



ВЫВОДЫ ПО МИНИМАЛЬНОМУ РЕЖИМУ

- расчёты потерь мощности показали, что в минимальном режиме целесообразно оставить по одному работающему трансформатору на каждой подстанции. При этом удаётся добиться снижения потерь активной мощности;

- посредством регулирования напряжения через РПН и ПБВ было отрегулировано напряжение на шинах НН подстанций ПС1 и ПС4. Уровень напряжения на подстанции ПС1 в результате составил 9,97 кВ что близко к номинальному напряжению. Повышение напряжения для вхождения его в предел 10-10,5 кВ может быть достигнуто при использовании вольтдобавочных трансформаторов.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненного курсового проекта была спроектирована электрическая система 110-220 кВ, обеспечивающая электрической энергией четырех потребителей. Изначально для расчета были отобраны два варианта схем энергоснабжения радиальная и смешанная.

Для каждого варианта схемы сети был произведен выбор номинальных напряжений сети, выбор сечений проводов и их проверка по техническим ограничениям. Все выбранные сечения проводов прошли проверку на «корону» и проверку по допустимому нагреву.

На каждой подстанции были выбраны и установлены трансформаторы в количестве двух штук, с учетом того, что при аварийном отключении одного из них второй мог бы обеспечить питание потребителей I и II категорий надежности.

Расчет режима выбранных сетей производился в программе “Mustang”,что существенно сократило время проектирования сети. После приведенных расчетов на начальном этапе было выбрано необходимое количество компенсирующих устройств в виде конденсаторных батарей. Были составлены балансы мощностей для максимального режима для каждого варианта сети для того, чтобы обеспечить нормированное значение коэффициента мощности на шинах РЭС.

В результате составления полных схем электрических соединений и технико-экономического сравнения вариантов схем сети оба варианта оказались равноценными, но выбор был сделан в пользу радиальной сети, так как в смешанной сети имелась малонагруженная линия между подстанциями ПС3 и ПС4.

Для выбранного варианта был произведен точный электрический расчет максимального, минимального и послеаварийного режимов. Он заключался в определении потокораспределения и падения напряжения на всех участках сети. В результате проведенных расчетов был сделан вывод о необходимости регулирования напряжения на шинах подключения потребителей. Главным средством для этого служат трансформаторы с РПН, а на подстанции ПС1 трансформатор с ПБВ. Были выбраны рабочие ответвления всех трансформаторов в трех расчетных режимах. Таким образом, получили, что все потребители обеспечиваются непрерывным снабжением качественной электроэнергией с напряжением, практически равным желаемому. При этом изменение режима работы не оказывает значительного влияния на качество снабжения потребителей электроэнергией. В расчете минимального режима была проведена оптимизация режима работы трансформаторов и сделаны необходимые выводы.

В послеаварийном режиме так же было отрегулировано напряжение на шинах нагрузки. Мы убедились, что даже в наиболее тяжелом режиме работы сеть обеспечивает потребителя качественной электроэнергией

Рассчитанный вариант радиальной сети экономически эффективен и целесообразен для проектирования. Это подтверждается тем, что при наименьших затратах потребитель получает нужную электроэнергию заданного качества при заданной степени надежности.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2012. - 376 с.

2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем \Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М. Энергоатомиздат,1985г.

3. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для ВУЗов.- М. Энергоатомиздат,1989г-252с.

Размещено на Allbest.ru