Проектирование электрических сетей и систем

Размещено на http://www.allbest.ru/

Пояснительная записка



Содержание

Введение

1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

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

3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линии

4. Выбор сечений проводов и при необходимости ориентировочной мощности компенсирующих устройств. Уточнение конфигурации сети

5. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

6. Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжёлого послеаварийного режима

7. Оценка достаточности регулирования диапазона трансформатора из условия встречного регулирования напряжения

8. Расчет технико-экономических показателей

Список литературы



Введение

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

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

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

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

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

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

Курсовой проект представлен в виде пояснительной записки и одного листа графической части.



1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

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

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

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

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

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

На основе выше изложенного принимаем для дальнейших расчетов вариант 3. Этот вариант имеет наименьшую протяжённость ЛЭП, удовлетворяет требованиям по числу присоединений категориям потребителей, имеет кольцевую схему.

Вариант 1 Вариант 2



Вариант 3 Вариант 4

Рисунок 1.1 - Варианты конфигурации сети

L3=163,7 L4=142,6

23,82 - длина, км - потребитель II категории

- балансирующий узел - потребитель III категории

Таблица 1.1 Суммарные длины линий

№ варианта	L1	L2	L3	L4
Длина линий, км	157,1	170,3	163,7	142,6

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

Рассчитаем нагрузки потребителей : ; где Q = P* tgц;,

P - активная мощность потребителей, МВт;

tgц=0,67 - коэффициент реактивной мощности потребителей, определяемый на основании cosц=0,83.

Для ПС3 на стороне НН задана активная мощность реактивная мощность полная мощность

Таблица 2.1 Значения нагрузок потребителей

Потре бители

Кате гория

,ч

cosц

P, МВт

Q, Мвар

S, МВ*А

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

1

Балансирующий узел

2

I

5100

0,83

9

11

6.05

7.39

9+j6.05

11+j7.35

20+j13,4

3

III

10

9

6.72

6.04

10+j6.72

9+j6,04

19+j12,8

4

III

5200

20

13,4

20+j13,4

20+j13,4

5

II

18

12,1

18+j12,1

18+j12,1

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

- номинальные напряжения линий одинаковы;

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

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

Распределение мощностей на участках кольца определяется по выражению:

,

Где и - длины противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Расчет приближённого распределения потоков мощности для варианта 3:

,

,

Проверка:

,

,

,

,

,

Проверка:



,

,

Результаты расчета с учетом направлений потоков мощности наносим на схему 2.1

Рисунок 2.1 Результаты расчёта потоков мощности

3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линии

Номинальное напряжение - это основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость. Выбранное напряжение должно соответствовать принятой системе номинальных напряжений в энергосистеме региона. Предварительный выбор номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам [1, c. 45 - 46] или по эмпирическим формулам. [4, c. 260]:

Формула Стилла:

Формула Илларионова:

Формула Залесского:

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

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

Произведем расчёт напряжений по экономическим зонам и эмпирическим формулам для участка 1-3 варианта 2.

Линия 1-3 одноцепная, длиной 32,7 км, передаваемая активная мощность P=30,2 МВт. На пересечении координат осей искомая точка попадает в зону U=110 кВ. Предварительно для данной линии принимаем напряжение 110 кВ.

Формула Стилла:

Формула Илларионова:

Формула Залесского:

Окончательно принимаем на участке 1-3 варианта 2 номинальное напряжение 110 кВ.

Так как мощности, протекающие по участкам сети попадают в область значений P, для которых ориентировочное напряжение сети 110 кВ, то окончательно на всех участках сети варианта 2 принимаем одноцепные линии электропередач с номинальным напряжением 110 кВ.



Таблица 3.1 Предварительный выбор номинального напряжения линий электропередачи

Номер линии по схеме	Длина линии, км	Передаваемая активная мощность, МВт	Расчётное номинальное напряжение, кВ	Принятое номинальное напряжение, кВ
			По экономическим зонам	По эмпирическим формулам
				Стилла	Илларионова	Залесского
Вариант 3
1-2	19,8	39,8	110	111,2	106,6	81,6	110
2-3	34,3	19,8	110	80	84,3	61	110
3-4	33	0,8	35	29,4	17,8	12,2	110
5-4	31,7	19,2	110	79,9	82,8	59,5	110
1-5	37,2	23,8	110	88,73	91,9	67,5	110

4. Выбор сечений проводов и при необходимости ориентировочной мощности компенсирующих устройств. Уточнение конфигурации сети

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

Сечения проводов определяем по экономической плотности тока по формуле:

,



где I - ток нагрузки на проводник при нормальной работе сети, А;

- экономическая плотность тока, определяемая в зависимости от материала токоведущего проводника, конструкции линии и времени использования наибольшей нагрузки, А/.

Согласно заданию время использования максимальной нагрузки

=5100 ч для потребителей III и II категорий (ПС2 и ПС3) и =5200 ч для потребителей III и II категорий (ПС4 и ПС5). Так как значения различны для различных потребителей, то для замкнутой сети находим :

,

По параметру и табл. 3.1 принимаем расчётное значение экономической плотности тока равное 1,0 А/.

Проверка по условию короны осуществляется по выражению:

,

где - рабочее напряжение;

- критическое напряжение короны;

- коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, для многопроволочных проводов

- коэффициент, учитывающий состояние погоды, при сухой и ясной погоде;

д - коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление и температуру воздуха, д=1;

r - радиус провода, см;

D - расстояние между осями проводов воздушной линии, см. Согласно стр.46 [1] предварительно для расчётов среднее расстояние между проводами D может быть принято равным 400 см.

В качестве материала для проводов воздушных линий используем стале-алюминиевые провода марки АС диаметром не менее 11,3 мм (по условию образования короны).

Наименьшее сечение провода должно удовлетворять условию:

,

Если критическое напряжение получится меньше рабочего (номинального), следует принимать меры для повышения критического напряжения, т.е. взять большее сечение.

Для провода АС-240/32:

- условие выполняется.

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

,

Таблица 4.1 Выбор сечений проводов воздушных линий

Номер линии	Расчётная мощность, МВ*А	Расчётное сечение провода, по экономическим условиям	Проверка по условиям короны, , Кв	Проверка по допустимому току нагрева, А	Принятое сечение и марка провода
1-2	47,7	250,4	199,5	605	АС-240/32
2-3	23,85	125,18	138,8	390	АС-120/19
3-4	0,94	4,9	110,6	265	AC-70/11
4-5	22,96	226,5	138,8	390	АС-120/19
5-1	44,82	126,4	199,5	605	АС-240/32

Для проверки выбранных сечений по нагреву в замкнутой сети находят потокораспределение в различных послеаварийных режимах и соответствующие токи. Если ток в послеаварийном режиме превышает допустимый ток по нагреву для выбранных проводов на каком-либо участке, то на этом участке увеличивают сечение провода. Результаты расчёта сведём в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 Результаты расчёта послеаварийного режима для варианта 3

Номер ветви	Ток, А, при отключении ветви сети	Наибольшее значение тока, А
	1-3	2-3	3-4	4-5	1-5
1-2	0	125,9	246	372,3	485,7	485,7
2-3	125,9	0	120,1	246	360	360
3-4	246	120,1	0	126,3	240	246
4-5	372	360	126,3	0	113,4	372
5-1	485,7	360	240	113,4	0	485,7

Согласно нормам технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше выбираем железобетонные опоры на всех участках сети, т. к. они долговечнее деревянных, требуют меньше металла, чем металлические, просты в обслуживании.

По условию механической прочности на линиях выше 1 кВ используются, как правило, многопроволочные провода. На воздушных линиях более 220 кВ применяют один провод в фазе.

Для выбора компенсирующего устройства и определения его мощности необходимо знать ответвление понижающего трансформатора на подстанции. Считаем, что установка компенсирующего устройства на подстанциях для разгрузки всех участков сети от реактивной мощности не требуется.

5. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

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

,

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

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах:

,

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере подстанции 2.

Определим подключенную в момент максимума мощность:

,

Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки до 40%:

,

Принимаем по таблице II.2 [1] два трансформатора типа ТДН-16000/110.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах:



,

,

Аналогично произведём выбор трансформаторов для остальных подстанций.

Результаты расчёта сведём в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 Выбор трансформаторов

Номер подстанции	Суммарная подключенная в момент максимума мощность, МВ*А	Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки, МВ*А	Число выбранных трансформаторов	Номинальная мощность каждого из выбранных трансформаторов, МВ*А	Загрузка каждого трансформатора
					В нормальном режиме,%	В аварийном режиме,%
2	13,25	9,46	2	10	97,5	132,5
3	22,9	22,9	1	25	91,6	-
4	24,07	24,07	1	25	96,3	-
5	21,68	15,49	2	16	48,1	96,3

Таблица 5.2 параметры трансформаторов

Номер подстанции	Тип и мощность, МВ*А	обмоток, кВ	, %	Д, кВт	Д, кВт	, %
		ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
2	2ТДН-10000/110	115	-	11	-	10,5	-	60	14	0,7
3	1ТДTН-25000/110	115	38.5	11	10,5	17,5	6,5	140	31	0,7
4	1ТРДН-25000/110	115	-	10,5	-	10,5	-	120	27	0,7
5	2ТДН-16000/110	115	-	11	-	10,5	-	85	19	0,7

ТДН-16000/110 - трёхфазный двухобмоточный трансформатор с системой охлаждения Д (масляное охлаждение с дутьём и естественной циркуляцией масла) номинальной мощностью 16000 кВ*А на номинальное напряжение 110 кВ с устройством регулирования напряжения РПН.

ТДТН-25000/110 - трёхфазный трёхобмоточный трансформатор с системой охлаждения Д (масляное охлаждение с дутьём и естественной циркуляцией масла) номинальной мощностью 25000 кВ*А на номинальное напряжение 110 кВ с устройством регулирования напряжения РПН.

ТРДН-25000/110 - трёхфазный двухобмоточный трансформатор с ращепленной обмоткой низкого напряжения, системой охлаждения Д (масляное охлаждение с дутьём и естественной циркуляцией масла) номинальной мощностью 25000 кВ*А на номинальное напряжение 110 кВ с устройством регулирования напряжения РПН.

ТДН-10000/110 - трёхфазный двухобмоточный трансформатор с системой охлаждения Д (масляное охлаждение с дутьём и естественной циркуляцией масла) номинальной мощностью 10000 кВ*А на номинальное напряжение 110 кВ с устройством регулирования напряжения РПН.

6. Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжёлого послеаварийного режима

Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения. В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, а также расчёт напряжений на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах.

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

Для линии:

активное сопротивление: реактивное сопротивление:

емкостная проводимость:

зарядная мощность, подключенная к концам участка:

где и - удельные активное и реактивное сопротивления, Ом/км;

- удельная реактивная (емкостная) проводимость, См/км;

- длина, км.

Удельные параметры ЛЭП , , определяем по табл.1.2 [1].

Для одноцепной линии 1-2, длиной 19,8км и выполненной проводом АС-240/32:

,

,

,,

Результаты расчёта сведём в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 Параметры ЛЭП

Участок сети	Длина линии, км	Марка и сечение проводов	, Ом/км	, Ом/км	, См/км	R, Ом	X, Ом	, См	, подключенная к концам участка, Мвар
1-2	19,8	АС-240/32	0,118	0,405	2,81	2,34	8,01	56	0,338
2-3	34,3	АС-120/19	0,244	0,427	2,66	8,37	14,64	91,2	0,55
3-4	33	АС-70/11	0,422	0,444	2,55	13,926	14,7	84,2	0,509
1-4	31,7	АС-120/19	0,244	0,427	2,66	7,734	13,5	84,3	0,51
1-5	23,8	АС-240/32	0,118	0,405	2,81	2,8	9,63	66,9	0,404



Для трансформаторов:

активное сопротивление:

реактивное сопротивление:

где Д - потери короткого замыкания, кВт;

- номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ;

- номинальная мощность трансформатора, МВ*А;

- напряжение короткого замыкания, %.

В расчётах электрических сетей 2-х и 3-х обмоточные трансформаторы при представляется упрощённой схемой замещения, где вместо ветви намагничивания учитываются в виде дополнительной нагрузки потери холостого хода Д

Д

Для трансформатора ПС2:

,

Д

Д

Результаты расчёта сведём в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 Параметры трансформаторов

Номер узла	Тип и мощность трансформатора	Расчётные данные
		, Ом	, Ом	Д, МВт	Д, Мвар
		ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
2	2ТДН-10000/110	3,96	-	-	69,4	-	-	0,028	0,14
3	ТДТН-25000/110	1,5	1,5	1,5	57,1	0	35,97	0,031	0,175
4	ТРДН-25000/110	2,54	-	-	55,5	-	-	0,027	0,175
5	2ТДН-16000/110	2,19	-	-	43,4	-	43,4	0,036	0,224

Для трансформаторов ТДТН и ТДН - предел регулирования напряжений Встроенные регулировочные устройства в трансформаторах напряжением 35-330 кВ размещаются в нейтрали обмоток ВН.

Электрический расчёт сети в режиме наибольших нагрузок

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

Приводим нагрузки к сети ВН:

,

где , - активная и реактивная мощности нагрузок, заданных на стороне вторичного напряжения подстанций;

- суммарные активные и реактивные сопротивления трансформаторов данной подстанции;

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

Определим расчётную нагрузку для ПС4:



,

Таблица 6.1.1 Расчётные нагрузки ПС

ПС		Д, МВ*А	Д, МВ*А	?, Мвар	, МВ*А
2	9+j6,05 11+j7,35			0,88
3	19+j12,8 10,+j6,72 9+j6,05		0,059+j2,266 0,016+j0 0,013+j0,319	1,1
4		0,027+j0,175	0,111+j2,43	1,01
5		0,036+j0,224	0,077+j1,543	0,91

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

Находим распределение мощностей на участках кольца по выражению:

,

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

,

,

,



,

,

,

Проверка:

,

,

,

,

,

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 6.1.1.

Рисунок 6.1.1 Распределение потоков мощности на участках сети



Корректируем найденное распределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности. Потери активной и реактивной мощностей на участке сети определяются по выражению:

;,

Мощность в конце участка 4-5:

,

Мощность в начале участка 4-5:

Мощность в конце участка 1-5:

,

Мощность в начале участка 1-5:

,

Мощность в конце участка 3-4:



,

Мощность в начале участка 3-4:

,

Мощность в конце участка 3-2:

,

Мощность в начале участка3-2:

,

Мощность в конце участка 1-2:

,

Мощность в начале участка 1-2:

,



Таблица 6.1.2 Распределение мощности на участках сети с учётом потерь мощности

Участок сети	Мощность в начале линии, МВ*А	Потери мощности в линии, МВ*А	Мощность в конце линии, МВ*А
1-2	40,394+j30,98	0,47+j1,61	39,924+j29,37
2-3	19,844+j15,775	0,41+0,72	19,434+j15,03
3-4	0,313+j0,578	0,0001+0,002	0,313+j0,576
4-5	18,119+j14,997	0,323+j0,695
1-5	36,711+j29,587	0,482+j1,66	36,229++j27,927

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

Электрический расчёт сети в режиме наименьших нагрузок

Мощность потребителей в режиме наименьших нагрузок в общем определяется по графикам нагрузок. Иногда эта мощность задаётся в процентах от наибольшей мощности нагрузки. Этот процент зависит от характера потребителей и рода нагрузки. Согласно заданию:

Для ПС4:

Таблица 6.2.1 Расчётные нагрузки ПС

ПС		Д	Д	?
2	4,5+j3,025 5,5+j3,675	0,028+j0,14	0,013+j0,229	0,88	10,04+j6,189
3	9,5+j6,4 5+j3,36 4,5+j3,02	0,031+j0,175	0,014+j0,566 0,004+j0 0,003+j0,126	1,1	9,55+5,65
4	10+j6,672	0,027+j0,175	0,027+j0,609	1,01	10,05+j6,494
5	9+j6,05	0,036+j0,224	0,019+j0,385	0,91	9,05+j5,75

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

Находим распределение мощностей на участках кольца по выражению:

,

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

,

,

,

,

Проверка:

,

,

,

,

,

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 6.2.1.



Рисунок 6.2.1 Распределение потоков мощности на участках сети

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

Таблица 6.2.2 Распределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности.

Участок сети	Мощность в начале линии, МВ*А	Потери мощности в линии, МВ*А	Мощность в конце линии, МВ*А
1-2	19,935+j13,04	0,1+j0,077	19,835+j12,96
2-3	9,794+j6,79	0,09+j0,162	9,704+j6,632
3-4	0,15496+j0,982	0,0001+j0,0001	0,15486+j0,982
4-5	9,964+j6,14	0,07+j0,12	9,895+j6,02
1-5	19,114+j12,25	0,01+j0,36	19,014+11,89

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

Электрический расчёт сети в послеаварийном режиме

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



Таблица 6.3.1 Расчётные нагрузки ПС

ПС		Д, МВ*А	Д, МВ*А	?, Мвар	, МВ*А
2	9+j6,05 11+j7,35			0,44
3	19+j12,8 10,+j6,72 9+j6,05		0,059+j2,266 0,016+j0 0,013+j0,319	1,1
4		0,027+j0,175	0,111+j2,43	1,01
5		0,036+j0,224	0,077+j1,543	0,91

Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.

,

,

,

,



Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 6.2.1.

Рассчитываем потокораспределение на участках сети в послеаварийном режиме с учётом потерь мощности. Результаты расчёта сведём в таблицу 6.3.2.

Таблица 6.3.2. Распределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности

Участок сети	Мощность в начале линии, МВ*А	Потери в линии, МВ*А	Мощность в конце линии, МВ*А
1-2	Обрыв линии
2-3	20,48+j14,323	0,4+j0,71	20,08+j13,613
3-4	39,6+j31,583	2,7+j2,8	42,3+j28,738
5-4	61,39+j47,673	3,85+j6,73	65,24+j54,403
1-5	84,33+j67,353	2,6+j9,12	86,93+j76,473

7. Оценка достаточности регулирования диапазона трансформатора из условия встречного регулирования напряжения

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

Режим наибольших нагрузок

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

Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:



,

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

,

Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Расчёты напряжений выполняем для всех рассматриваемых режимов работы. Результаты расчёта сводим в таблицу 7.1.1

Таблица7.1.1 - Расчёты напряжения на шинах ПС

Номера подстанций	2	3	5	4
Участки линий	1-2	2-3	1-5	5-4
1.Режим наибольших нагрузок U1нб=1,02Uном=112,2 кВ Напряжение в начале линии, кВ Падение напряжения в линии, кВ Напряжение в конце участка линии, кВ Падение напряжения в трансформаторах, кВ Напряжение в нейтральной точке трансформатора, кВ Напряжение на шинах среднего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ	116,6 2,99 113,61 5,44 - - 108,17	113,61 3,41 110,2 10,17 102,26 102,11 99,84	116,6 3,36 113,24 5,58 - - 107,66	113,24 3,07 110,16 8,44 - - 101,72

Режим наименьших нагрузок

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

Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 2 будет равно:

,

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

,

Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Расчёты напряжений выполняем для всех рассматриваемых режимов работы. Результаты расчёта сводим в таблицу 7.2.1

Таблица 7.2.1 - Расчёты напряжения на шинах ПС

Номера подстанций	2	3	5	4
Участки линий	1-2	2-3	1-5	4-5
2.Режим наименьших нагрузок U1нб=1,06Uном=112,2 кВ Напряжение в начале линии, кВ Падение напряжения в линии, кВ Напряжение в конце участка линии, кВ Падение напряжения в трансформаторах, кВ Напряжение в нейтральной точке трансформатора, кВ Напряжение на шинах среднего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ	112,2 1,31 110,89 0,74 - - 110,14	110,89 1,58 109,31 4,55 105,97 105,89 104,76	112,2 1,55 110,65 1,89 - - 107,95	110,65 1,19 109,46 3,95 - - 105,51

Послеаварийный режим

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

Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции 5 будет равно:

,

Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции 5, приведенное к стороне высшего напряжения:

,

Также определяются напряжения на шинах всех остальных подстанций сети. Результаты расчёта сводим в таблицу 7.3.1

Таблица 7.3.1 - Расчёты напряжения на шинах ПС

Номера подстанций	2	3	4	5
Участки линий	2-3	3-4	5-4	5-1
3.Послеаварийный режим U1нб=1,06Uном=116,6 кВ Напряжение в начале линии, кВ Падение напряжения в линии, кВ Напряжение в конце участка линии, кВ Падение напряжения в трансформаторах, кВ Напряжение в нейтральной точке трансформатора, кВ Напряжение на шинах среднего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ	86,09 4,43 81,66 7,57 - - 74,09	96,73 10,64 86,09 13,17 76,16 75,96 72,92	108,19 11,46 96,73 9,61 - - 87,12	116,6 8,41 108,19 5,84 - - 102,35

Расчёт ответвлений трансформаторов

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

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

,

где Uнн - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ

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

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

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

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения ПС 2:

,

Получающееся отклонение напряжения составит

,

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

Все расчёты по выбору регулировочных ответвлений и определению действительных напряжений и отклонений напряжения на вторичной стороне заносим в таблицу 7.4.1

Таблица 7.4.1- Действительные напряжения ПС

Напряжение, кВ	Номер подстанции
	2	3	4	5
1. Режим наибольших нагрузок Расчётное регулировочное ответвление, Uвн ж Стандартное регулировочное ответвление, Uвн Приведенное напряжение на шинах НН, Uґнб Действительное напряжение на шинах НН, Uд нб Отклонение напряжения, ?Uотк, %	113,3 113 108,17 10,53 5,3%	104,6 102,7 99,85 10,69 6,9%	101,72 100,7 101,72 10,69 6,0%	112,78 111,0 107,66 10,66 6,6%
2. Режим наименьших нагрузок Расчётное регулировочное ответвление, Uвн ж Стандартное регулировочное ответвление, Uвн Приведенное напряжение на шинах НН,Uґнм Действительное напряжение на шинах НН, Uнд нм Отклонение напряжения, ?Uотк, %	121,1 123,2 110,15 9,83 -1,7%	115,2 117,0 104,76 9,8 -2%	110,7 111,0 105,51 9,9 -1%	118,7 119,1 107,95 9,92 -0,3%
3.Послеаварийный режим Расчётное регулировочное ответвление, Uвн ж Стандартное регулировочное ответвление, Uвн Приведенное напряжение на шинах НН, Uґп.а Действительное напряжение на шинах НН, Uнд п.а Отклонение напряжения, ?Uотк, %	77,61 96,6 74,09 8,43 -15,7%	76,39 96,6 72,92 8,30 -17%	87,12 96,6 87,12 9,94 -0,6%	107,22 106,8 102,35 10,54 5,4%

Во всех режимах на шинах низшего напряжения ПС должн1о обеспечиваться требуемое отклонение напряжения у потребителей, подключенных к шинам обмотки НН, т. е. в режиме наибольших нагрузок ?Uотк %, в режиме наименьших нагрузок ?Uотк % и в послеаварийном режиме ?Uотк %.

На подстанциях 2,3,4 невозможно установить у потребителей желаемое напряжение из условия встречного регулирования напряжение в послеаварийном режиме .На этих подстанциях необходимо другоое средство регулирования .

Определим расчётное ответвление обмотки среднего напряжения трансформатора ПС3 :

,

где Uвн.д.нб и Uвн.д.нм - действительные напряжения обмотки ВН, кВ;

- напряжения на шинах 35 кВ в максимальном и минимальном режимах, приведенные к стороне ВН, кВ; Uс - желаемое напряжение на шинах среднего напряжения, Uс=37 кВ.

,

Uотв=39,5 кВ (0 %).

Определим действительные напряжения на шинах СН ПС2:

,

,

,



8. Расчет технико-экономических показателей

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Кл=Ко·?,

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

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 года для двух вариантов.

Таблица 8.1- Стоимость линий

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс. руб./км	Полная стоимость линии, тыс. руб.
1-2	19,8	АС-240/32	14,0	277,2
2-3	34,3	АС-12/19	11,4	391,02
3-4	33	АС-70/11	12,0	396,0
1-4	31,7	АС-120/19	11,4	361,38
1-5	23,8	АС-240/32	14,0	333,2
Итого	1708,8

Капитальные затраты на сооружение подстанций

Кпс=Кт·m+Кру+Кпост,

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



Таблица 8.2 - Стоимость подстанций

Номер узла	Стоимость трансформаторов, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Стоимость распределительных устройств, тыс. руб	Полная стоимость подстанции, тыс. руб.
2	2Ч54	210	120	438
3	91	250	120	461
4	84	210	120	414
5	2Ч64	210	120	458
Итого	1771

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:

К1=Кл+Кпс=1708,8+1771=3479,8 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы:

,

где ба+ бр- отчисления на амортизацию и обслуживание, %;

- для силового оборудования и - для воздушных ЛЭП.

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

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах:

Д Wт = ДРх·Т +?Рк·( Smах / Sном) І· ф ,

Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах:



,

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

,

,

,

,

,

,

,

,

Потери энергии в линиях:

,

Для замкнутой сети:



,

*=5820,64 МВт*ч

Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:

Гэ,пс1= Гэ,пс2=0,094*1771+*1,75*=205,06 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Гэ,л1=0,028*1708,8+5820,64 *2,23*=177,64 тыс. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

Гэ1= Гэ,л2+ Гэ,пс2=205,06 +177,64 =382,7 тыс. руб.

Приведенные затраты:

З=0,12*3479,8 +382,7=800,27 тыс. руб.

Стоимость передачи электроэнергии:

,

,

Себестоимость передачи электроэнергии:



,

,

Удельные капитальные затраты:

,

,



Список литературы

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

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

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

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

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

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

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

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

Размещено на Allbest.ru