Расчёт оптимальной конфигурации электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Исходные данные

2. Топографические схемы вариантов сети

3. Технико-экономический расчёт первого варианта

3.1 Расчёт перетоков мощности, выбор номинального напряжения и

сечения проводов

3.2 Расчёт потерь мощности и проверка ЛЭП по потерям напряжения

3.3 Определение наиболее тяжёлого послеаварийного режима

3.4 Выбор числа и мощности трансформаторов

3.5 Выбор схем первичных соединений подстанций

3.6 Определение основных экономических показателей

4. Технико-экономический расчёт второго варианта

4.1 Расчёт перетоков мощности, выбор номинального напряжения и сечения проводов

4.2 Расчёт потерь мощности и проверка ЛЭП по потерям напряжения

4.3 Определение наиболее тяжёлого послеаварийного режима

4.4 Выбор числа и мощности трансформаторов

4.5 Выбор схем первичных соединений подстанций

4.6 Определение основных экономических показателей

5. Сравнение вариантов сети

6. Выбор компенсирующих устройств

7. Расчётная схема замещения

8. Расчёт основных режимов работы сети

8.1 Максимальный режим

8.2 Минимальный режим

8.3 Послеаварийный режим

9. Расчёт режимов напряжения на подстанциях

10. Исследование целесообразности установки КУ на подстанции

10.1 Расчёт максимального режима без КУ

10.2 Оценка экономической эффективности компенсации

11. Исследование влияния уровней напряжения на шинах источника питания на потери активной мощности в сети

11.1 Расчёт максимального режима

11.2 Расчёт минимального режима

12. Исследование влияния способа учёта нагрузки на результаты учёта

режимов

Заключение

Список использованных источников



Введение

электроснабжение потребитель напряжение трансформатор

Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами обеспечить необходимую надёжность электроснабжения, требуемое качество энергии у приёмников, удобство эксплуатации и возможность дальнейшего развития сети.

Нахождение оптимальной конфигурации электрической сети представляет сложную задачу, решение которой даже при небольшом числе потребителей наиболее полно может быть выполнено только с помощью ЭВМ.

В данной курсовой работе (КР) необходимо разработать сеть для надёжного электроснабжения потребителей от источника питания и шести понижающих подстанций соответствующих категорий по бесперебойности питания. Для этого нужно выбрать рациональную конфигурацию сети, провести её расчёт по потерям мощности и напряжения, выбрать сечения проводов, номинальное напряжение на участках сети, число и мощность трансформаторов на подстанциях, выбрать компенсирующие устройства, провести технико-экономический расчёт варианта сети.

После чего схема проверяется на надёжность в максимальном и аварийном режимах, исследуется влияние уровня напряжения на шинах источника питания на потери активной мощности в сети.

Все эти операции в данной КР осуществляются при помощи программного комплекса «ENERGO» и по результатам расчётов делаются соответствующие выводы.



1. Исходные данные

Определение координат нагрузочных узлов и источника питания в данной курсовой работе (КР) осуществлялось путём нанесения координатной сетки на план энергорайона, приведённого в задании на КР, в масштабе 1 см - 10 км. Значения максимальной активной мощности, коэффициента мощности, категории потребителей по надёжности, координаты потребителей сведены в таблицу 1.1.

Исходные данные.

Координаты генерирующего узла:

X = 44.0

Y = 41.0

Таблица 1.1 - Координаты подстанций

Tмах = 5800 часов.

Минимальная летняя нагрузка в процентах от максимальной зимней - 29 %

Стоимость одного КВтчаса - 0.01 руб.

По приведенным в задании нагрузке P, представляющей собой активную мощность, и коэффициенту мощности , рассчитываем нагрузку потребителей в максимальном и минимальном режимах.

Расчетные данные по нагрузкам сведены в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Расчетные данные по нагрузкам



2. Топографические схемы вариантов сети

Задача выбора конфигурации сети является сложной и требует применения всех знаний, полученных в курсе «Электрические сети и системы».

При разработке вариантов схемы используются наиболее простые схемы, которые имеют короткие линии, требуют наименьшего количества высоковольтного оборудования. Передача электрической энергии от источника питания к пунктам потребления должна производиться по кратчайшему пути с меньшим числом трансформаций. Необходимо стремиться к отсутствию незагруженных линий.

Каждый составленный вариант конфигурации электрической сети должен удовлетворять условиям надежности. В соответствии с ПУЭ нагрузки первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания и перерыв в их электроснабжении допускается лишь на время автоматического включения резервного питания. Для такихпотребителей необходимо предусматривать не менее двух отдельных линий.

Для потребителей второй категории в большинстве случаев также предусматривается питание по двум линиям, либо по двухцепной линии.

Для потребителей третьей категории достаточно питания по одной линии.

Поэтому питание потребителей третьей категории можно выполнять при помощи нерезервированных сетей, к которым относятся радиальные и магистральные схемы. Для питания потребителей первой и второй категории необходимо использовать резервированные сети, которые могут выполняться в виде двухцепных магистральных линий или кольцевых схем. Могут применяться и смешанные варианты, часть сети по резервированной схеме, а другая - по нерезервированной.

В данной КР намеченные к дальнейшему рассмотрению два варианта конфигурации электрической сети: один вариант - магистрально-радиальная схема, другой вариант, содержащий элемент кольца, окончательно согласованы с руководителем работы и приняты к дальнейшему рассмотрению, к определению технических характеристик элементов сети: номинального напряжения, сечения проводов и т.д. (см. рис. 2.1, рис. 2.2).

Рисунок 2.1 - Вариант радиальной конфигурации сети

Рисунок 2.2 - Вариант кольцевой конфигурации сети



3. Технико-экономический расчет первого варианта

3.1 Расчет перетоков мощности, выбор номинального напряжения и сечения проводов

В разработанном программном комплексе целесообразное напряжение предварительно определяется по известной передаваемой мощности P, МВт и длине линии L, км по эмпирической формуле Стилла:

(3.1)

Найденное по формуле (3.1) напряжение округляется до ближайшего номинального. Выбор напряжения производят для каждой линии и затем принимают решение по сети в целом. При наличии удаленных от источника и близко расположенных друг от друга нагрузок может оказаться целесообразным применение двух высших номинальных напряжений.

Линии, образующие кольцо, как правило, должны выполняться на одном номинальном напряжении. Низшее напряжение подстанций принимается равным 10 кВ.

Критерием экономической целесообразности проектных решений и в том числе выбора сечений проводов служит минимальное значение приведенных затрат. При практическом решении задачи выбора сечения провода используются нормируемые обобщенные показатели.

Рекомендуется в качестве такого обобщенного показателя использовать нормированную экономическую плотность тока.

Принимая во всех точках напряжение равным номинальному, можно найти токи, протекающие по участкам сети:

где и - соответственно значение тока и полной мощности на участке I;

n - количество линий на участке i.

После определения токов, протекающих по линиям, переходят к выбору сечения проводов. Выбранные сечения должны обеспечивать минимум приведенных затрат по линии. С некоторым допущением такому критерию отвечают сечения, выбранные по экономической плотности тока:

где - экономическая плотность тока, которая зависит от конструктивного исполнения линии, материала проводов и продолжительности использования максимальной нагрузки.

Полученное по формуле (3.3) сечение округляется до ближайшего стандартного сечения.

Выбранное сечение провода должно быть не менее минимально допустимого по условию короны. Минимальные сечения проводов по условиям короны имеют следующие значения: при 110 кВ - 70/11 мм², при

220 кВ - 240/39 мм².

Линии электропередач напряжением выше 35 кВ не подлежат проверке по допустимым потерям напряжения, так как в таких сетях снижение потерь за счет увеличения сечения проводов экономически не оправдывается.

Результаты расчета перетоков мощности, номинального напряжения проводов участков сети сведены в таблицу 3.1.1.



Таблица 3.1.1 - Перетоки мощности, номинальное напряжение линии

По результатам таблицы 3.1.1 видим, что максимальные перетоки мощности имеются на линии 0-6, а минимальные - 4-3.

Результаты расчёта сечений проводов сведены в таблицу 3.1.2.

Таблица 3.1.2 - Выбор сечения проводов

Максимальное сечение имеет линия 0-6, так как по ней передается максимальная мощность.

Для уменьшения потерь напряжения и мощности увеличено сечение линии 0-2, 3-6.

Выбор марки проводов сведен в таблицу 3.1.3.



Таблица 3.1.3 - Выбор марки проводов

3.2 Расчёт потерь мощности и проверка ЛЭП по потерям напряжения

В качестве технико-экономического критерия обоснования варианта сети могут служить максимальные потери напряжения, обычно принимают, что в нормальных режимах максимальные потери напряжения в линии не должны превышать 10-15% номинального напряжения, а в послеаварийных - 15-20%. Эти потери напряжения позволяют применением встречного регулирования получить допустимые уровни на шинах вторичного напряжения подстанций. Если же эти условия не удовлетворяются, рассматриваемый вариант конфигурации электрической сети должен быть исключен из дальнейшего рассмотрения. Для такой проверки необходимо выполнить расчет потерь напряжения во всех линиях.

После определения потерь напряжения на отдельных участках электрической сети необходимо оценить максимальную величину потерь напряжения в процентах от номинального, то есть необходимо определить

величину потерь напряжения от источника до наиболее электрически удаленного пункта потребления в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режиме. Причем максимальная потеря напряжения определяется отдельно для каждой ступени напряжения.

Потери напряжения на каждом участке сети считаем по формуле:



где , - перетоки активной и реактивной мощности;

- номинальное напряжение линии, кВ; =- активное сопротивление линии, Ом; = - индуктивное сопротивление линии, Ом; n - количество линий.

Максимальные потери напряжения:

активной мощности на отдельных участках сети:

Cуммарные потери мощности:

Расчёт потерь напряжения и мощности сведён в таблицу 3.2.1.



Таблица 3.2.1 - Потери напряжения и мощности в ЛЭП

Pсум = 4.530 МВт

Pсум% = 1.97 %

Максимальные потери напряжения на ступени 220 кВ составили

7,247 кВ на линии 6-5.

3.3 Определение наиболее тяжелого послеаварийного режима

Для расчета послеаварийного режима моделируем ситуацию наиболее тяжелой аварии в сети - аварию на линии 0-3 и рассчитанные потери напряжения и мощности сводим в таблицу 3.3.1 (максимальные потери напряжения в линии не должны превышать 15-20% ).

Авария на линии 0-3



Таблица 3.3.1 - Потери напряжения и мощности в ЛЭП в послеаварийном режиме

Pсум = 7.078 МВт

Pсум% = 3.07 %

Максимальные потери напряжения на ступени 220 кВ при аварии на линии 0-3 составили 14,070 кВ.

3.4 Выбор числа и мощности трансформаторов

При выборе схем подстанций необходимо учитывать требования надежности, возможность перспективного развития. Следует стремиться к максимальному упрощению схем подстанций. В тех случаях, когда это возможно, необходимо применять «упрощенные» схемы подстанций без выключателей.

Разработка схемы электрических соединений подстанции включает в себя выбор числа и мощности трансформаторов. Как правило, на всех подстанциях предусматривается установка двух трансформаторов, мощность каждого из которых выбирается равной 0,65-0,7 от максимальной нагрузки подстанции с таким расчетом, чтобы при аварийном выходе одного из трансформаторов оставшийся в работе перегружался не более чем на 40% и обеспечивал питание потребителей всех категорий.

Применение однотрансформаторных подстанций допускается для потребителей третьей категории, если в сетевом районе имеется передвижной резерв, т.е. имеется возможность заменить поврежденный трансформатор в течение суток.

Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях сведен в таблицу 3.4.1.

Таблица 3.4.1 - Число и мощность трансформаторов на подстанциях

На пятой подстанции установлен самый мощный автотрансформатор 125 МВА.

Выбор трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях сведён в таблицу 3.4.2 и таблицу 3.4.3.

Таблица 3.4.2 - Выбор трансформаторов на подстанциях



Таблица 3.4.3 - Выбор автотрансформаторов на подстанциях

3.5 Выбор схем первичных соединений подстанций



3.6 Определение основных экономических показателей

Окончательное решение по выбору оптимального варианта сети принимается путём сравнения технико-экономических показателей сети. Такими показателями являются капитальные вложения К и ежегодные эксплуатационные расходы (издержки) И.

При сравнении нескольких вариантов удобнее пользоваться методом, записанным в форме приведённых затрат З:

где = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.

Критерием экономической целесообразности в этом случае является минимум приведённых затрат.

Если разница в приведённых затратах менее 5%, то такие варианты считаются равноэкономичными. Поэтому предпочтение может быть отдано любому из них, имеющему преимущества по каким-либо иным показателям, например, наименьшим расходам цветного металла, наименьшим потерям электроэнергии и т.д.

Капитальные вложения представляют собой выраженные в денежной форме затраты, связанные с сооружением сети. Они складываются из расходов на работы, предшествующие строительству (проектные, научные, изыскательские), на освоение и подготовку территории, приобретение оборудования и строительно-монтажные работы. Затраты на строительство сети (К) подразделяют на затраты по линиям (К_л) и затраты по подстанциям (К_пс):

При выполнении сравнительных технико-экономических расчетов затраты на сеть определяют по укрупненным показателям стоимости. Стоимость воздушных линий (ВЛ) зависит от ее номинального напряжения, сечения

проводов, конструкции и материала опор, а также от внешних нагрузок (гололеда и ветра). Зная стоимость 1 км линии и ее длину, находим затраты на сооружение линии:

Капитальные вложения в подстанции зависят от многих факторов и могут быть разделены на четыре составляющие:

- затраты в распределительные устройства К_ру;

- затраты по силовым трансформаторам К_т;

- затраты по компенсирующим устройствам и реакторам К_ку;

- постоянная часть затрат К_п.

Затраты по распределительным устройствам определяются суммированием стоимостей ячеек распределительных устройств (РУ). Стоимость каждой ячейки включает затраты на оборудование: выключатель или отделитель, разъединители, трансформаторы напряжения и тока, шины, разрядники, кабели и затраты на выполнение строительно-монтажных работ по установке этого оборудования.

Постоянная часть затрат включает стоимость здания подстанции, затраты на освоение территории подстанции, водоснабжение, теплоснабжение, устройство дорог, оборудование собственных нужд подстанции, трансформаторного, масляного хозяйства и т.д.

Выбор компенсирующих устройств на данном этапе проектирования еще не производился, поэтому принимаем К_ку=0.

Таким образом, капитальные затраты по подстанции можно определить по следующей формуле:

Ежегодные издержки складываются из отчислений на амортизацию, расходов на текущий ремонт и обслуживание.

Амортизационные отчисления используются для выполнения капитальных ремонтов и полной замены оборудования. Норма амортизационных отчислений зависит от срока службы оборудования, стоимости и периодичности капитальных ремонтов.

Расходы на текущий ремонт и обслуживание включают в себя зарплату ремонтного и обслуживающего персонала, расходы на приобретение необходимых для эксплуатации материалов, приборов и прочие общесетевые расходы.

Амортизационные отчисления, расходы на текущий ремонт и обслуживание определяются для каждого года эксплуатации в виде процентов от капиталовложений. Таким образом, величина годовых эксплуатационных издержек (И) может быть определена по формулам:

где - эксплуатационные издержки для линий; - эксплуатационные

издержки для подстанций; - отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание по линиям и подстанциям соответственно, %; - соответственно капитальные вложения по линиям и подстанциям, тыс. руб.

Сравниваемые варианты сети, кроме разных капитальных вложений и эксплуатационных расходов, будут иметь еще разные потери электроэнергии в сети. На покрытие этих потерь в системе затрачиваются определенные средства. Поэтому для правильной экономической оценки сравниваемых вариантов сети надо учитывать затраты, связанные с компенсацией потерь энергии, т.е. стоимость потерь электроэнергии С_э.

При учёте переменных () и постоянных () потерь энергии в электрической сети стоимость потерь определяется по формуле:

где - стоимость 1 кВт ч переменных и постоянных потерь в электрических сетях, коп/кВт ч.

В свою очередь

где - соответственно суммарные потери активной мощности в линиях, в меди трансформаторов и в стали трансформаторов; - время работы трансформаторов; - время максимальных потерь.

Стоимость потерь С_э включают в выражение приведенных затрат:

По приведенным показателям рассчитываем вариант электрической сети и результаты расчетов сводим в таблицы.



Таблица 3.6.1 - Стоимость линий

Из таблицы 3.6.1 видим, что максимальные капиталовложения по линиям составили 2722,24 тыс. рублей, которые были затрачены на сооружение линии 6-5, минимальные капиталовложения затрачены на сооружение линии 4-3.

Таблица 3.6.2 - Стоимость подстанций

Из таблицы 3.6.2 видно, что пятая подстанция имеет максимальные капиталовложения, которые составляют 842 тыс. рублей в виду того, что на ней установлены восемь выключателей и два автотрансформатора мощностью 125 МВА.

Далее в КР приводятся основные экономические показатели по первому варианту схемы электроснабжения, рассчитанные по вышеприведенным формулам в п. 3.6.

Капвложения в линии - Кл = 10142.72т.руб

Капвложения в подстанции - Кп/ст = 2660.00т.руб

Суммарные капвложения - К = 12802.72т.руб

Ежегодные издержки по линиям - Ил = 284.00т.руб

Ежегодные издержки по п/ст - Ип/ст = 236.74т.руб

Суммарные издержки - И = 523.40т.руб

Приведённые затраты - З = 2059.73т.руб

Годовые потери электроэнергии - W = 26677.71МВтчас

Стоимость потерь - Сэ = 2.67т.руб



4. Технико-экономический расчет второго варианта

4.1 Расчет перетоков мощности, выбор номинального напряжения и сечения проводов

Расчет перетоков мощности, выбор номинального напряжения и сечения проводов осуществляется по методике, приведенной в п. 3.1 и п. 3.2.

Результаты расчетов сведены в таблицу 4.1.1.

Таблица 4.1.1 - Перетоки мощности, номинальное напряжение линии

о результатам таблицы 4.1.1 видим, что максимальный переток мощности имеется на линии 0-1, а минимальный - на линии 3-4. Для снижения потерь мощности и напряжения, по согласованию с преподавателем, на линиях 0-2, 5-4 увеличен класс напряжения до 220 кВ.

Выбор сечения проводов сведен в таблицу 4.1.2.



Таблица 4.1.2 - Выбор сечения проводов

По результатам таблицы 4.1.2 видим, что максимальное сечение провода имеет линия 0-4, т.к. по ней протекает наибольший переток мощности. Все сечения линий проходят по условиям короны.

Выбор марки проводов сведен в таблицу 4.1.3.

Таблица 4.1.3 - Выбор марки проводов

4.2 Расчёт потерь мощности и проверка ЛЭП по потерям напряжения

Проверка ЛЭП по потерям мощности и напряжения проходит по методике, приведенной в п. 3.2.

Результаты расчета потерь напряжения и мощности в ЛЭП сведены в таблицу 4.2.1.

Таблица 4.2.1 - Потери напряжения и мощности в ЛЭП

Pсум = 7.015 МВт

Pсум% = 3.05 %

Максимальные потери напряжения на ступени напряжения 220 кВ составили 10,612 кВ на линии 2-6, а на ступени 110 кВ - 9,062 кВ на линиях 0-1, 0-6, 5-2, 3-4 и не превысили допустимой нормы 10-15% от номинального напряжения.

4.3 Определение наиболее тяжелого послеаварийного режима

Для расчета послеаварийного режима моделируем обрыв провода на одной из линий кольца - линии 0-4; потери напряжения при этом не должны превышать 15-20% от номинального напряжения.

Результаты расчета потерь напряжения и мощности сведены в таблицу 4.3.1.

Авария на линии 0-4

Таблица 4.3.1 - Потери напряжения и мощности в ЛЭП в послеаварийном режиме

Pсум = 8.717 МВт

Pсум% = 3.79 %

Максимальные потери напряжения на ступени 110 кВ составили 5,635 кВ, а на ступени 220 кВ - 31,616 кВ и не превысили допустимой нормы 15-20% от номинального напряжения.

4.4 Выбор числа и мощности трансформаторов

Выбор трансформаторов на подстанциях и схем первичных соединений подстанций проводим по тем же принципам, что и в пункте 3.4.

Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях сведен в таблицу 4.4.1.



Таблица 4.4.1 - Число и мощность трансформаторов на подстанциях

На второй подстанции, имеющей наибольшую нагрузку, установлено два трансформатора мощностью 125 МВА с учетом допустимого коэффициента перегрузки в послеаварийном режиме.

Выбор типа трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях сведен в таблицы 4.4.2 и 4.4.3.

Таблица 4.4.2 - Выбор трансформаторов на подстанциях

Таблица 4.4.3 - Выбор автотрансформаторов на подстанциях



4.5 Выбор схем первичных соединений подстанций

4.6 Определение основных экономических показателей

Определение основных экономических показателей проводится по методике, приведенной в п. 3.6.

Результаты расчета сводим в таблицы.



Таблица 4.6.1 - Стоимость линий

По результатам таблицы 4.6.1 видим, что максимальные капиталовложения необходимы для строительства линии 2-6.

Таблица 4.6.2 - Стоимость подстанций

По результатам таблицы 4.6.2 видим, что максимальные капиталовложения имеет вторая подстанция, т.к. на ней установлены два автотрансформатора мощностью 125 МВА и восемь выключателей.

Далее в КР приводятся основные экономические показатели по второму варианту схемы электроснабжения, рассчитанные по формулам, приведенным в п. 3.6.

Капвложения в линии - Кл = 7405.26т.руб

Капвложения в подстанции - Кп/ст = 2745.00т.руб

Суммарные капвложения - К = 10150.26т.руб

Ежегодные издержки по линиям - Ил = 207.35т.руб

Ежегодные издержки по п/ст - Ип/ст = 244.30т.руб

Суммарные издержки - И = 456.14т.руб

Приведенные затраты - З = 1674.17т.руб

Годовые потери электроэнергии - W = 44842.84МВтчас

Стоимость потерь - Сэ = 4.48т.руб



5. Сравнение вариантов сети

Сравнение вариантов сети производят для выбора из двух схем сети одной наиболее экономически выгодной.

Сопоставление вариантов схемы осуществляется в результате расчетов сравнительной экономической эффективности капитальных вложений. Экономическим критерием, по которому определяют наиболее выгодный вариант, является минимум приведенных затрат З (см. п. 3.6, формула 3.8).

Сравнение вариантов приведено в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Сравнение вариантов

З = 23.03%



Из таблицы 5.1 видно, что разница между двумя вариантами схем электроснабжения составляет 23,03%, что превышает 5%, т.е. они не являются равноэкономичными. К дальнейшему рассмотрению принимаем второй вариант схемы.



6. Выбор компенсирующих устройств

Выбор и размещение компенсирующих устройств на подстанциях проектируемой сети влияет как на экономичность режимов работы сети, так и на решения задач регулирования напряжения. Компенсирующие устройства необходимы для снижения потерь напряжения.

Расчет мощности компенсирующих устройств Q_ку проводится по формуле:

где - заданное значение для cos_i=0,8; - желаемое значение на шинах низкого напряжения подстанции; - активная мощность узла, МВт.

Расчет мощности компенсирующих устройств и пересчитанные нагрузки приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Расчет компенсирующих устройств

После установки компенсирующих устройств полная мощность в узлах

S, МВА уменьшилась.



7. Расчётная схема замещения

Перед началом электрического расчета строится схема замещения сети. Далее расчет выполняется по этой схеме замещения.

При расчете электрических сетей схема замещения строится с помощью блоков линия-трансформатор-нагрузка. ЛЭП замещается П-образной схемой, двухобмоточный трансформатор - Г-образной, а трехобмоточный или автотрансформатор - трехлучевой звездой. Проводимости элементов сети можно учитывать в схеме замещения в виде дополнительной нагрузки, для линий - величиной зарядной мощности; для трансформаторов - величиной потерь активной и реактивной мощности в стали.

Узловые точки в каждом блоке имеют номера, и построение схемы сводится к оптимальному размещению блоков относительно друг друга, а затем соединению отрезками узлов с одинаковыми номерами.

Построенная схема замещения для максимального режима приведена на рис. 7.1. Для остальных режимов схемы имеют аналогичный вид.



8. Расчёт основных режимов работы сети

Расчет основных режимов работы сети производится по составленным в п. 7 схемам замещения для максимального, минимального и послеаварийного режимов работы.

8.1 Максимальный режим

Дополнительные данные для расчёта режима:

Уровень напряжения - 107 % от Uном.

Мощность нагрузки - 100 % от Pмах.

Учитывается влияние компенсирующих устройств.

Безаварийный режим. (на линиях)

Безаварийный режим. (на под/станциях)

Коэффициенты СХН:

a0 = 1.0000

a1 = 0.0000

a2 = 0.0000

b0 = 1.0000

b1 = 0.0000

b2 = 0.0000

Результаты расчёта режима:

Напряжения в узлах

Перетоки мощности в ветвях схемы

Потери мощности и потери напряжения в ЛЭП

Потери мощности в трансформаторах

Cуммарные потери активной мощности = 5.854 МВт

Cуммарные потери реактивной мощности = 46.504 МВАр

8.2 Минимальный режим

Дополнительные данные для расчета режима:

Уровень напряжения - 103 % от Uном.

Мощность нагрузки - 29 % от Pмах.

Не учитывается влияние компенсирующих устройств.

Безаварийный режим. (на линиях)

Безаварийный режим. (на под/станциях)

Коэффициенты СХН:

a0 = 1.0000

a1 = 0.0000

a2 = 0.0000

b0 = 1.0000

b1 = 0.0000

b2 = 0.0000

Результаты расчета режима:

Напряжения в узлах

Перетоки мощности в ветвях схемы

Потери мощности и потери напряжения в ЛЭП

Потери мощности в трансформаторах

Cуммарные потери активной мощности = 1.157 МВт

Cуммарные потери реактивной мощности = 8.741 МВАр

8.3 Послеаварийный режим

Дополнительные данные для расчета режима:

Уровень напряжения - 110 % от Uном.

Мощность нагрузки - 100 % от Pмах.

Учитывается влияние компенсирующих устройств.

Безаварийный режим. (на линиях)

Безаварийный режим. (на под/станциях)

Коэффициенты СХН:

a0 = 1.0000

a1 = 0.0000

a2 = 0.0000

b0 = 1.0000

b1 = 0.0000

b2 = 0.0000

Результаты расчёта режима:

Напряжения в узлах

Перетоки мощности в ветвях схемы

Потери мощности и потери напряжения в ЛЭП

Потери мощности в трансформаторах

Cуммарные потери активной мощности = 5.534 МВт

Cуммарные потери реактивной мощности = 43.910 МВАр



9. Расчёт режимов напряжения на подстанциях

Напряжение сети постоянно меняется с изменением нагрузки, режима работы источника питания, сопротивления цепи. Отклонения напряжения не всегда находятся в интервалах допустимых значений. Причинами этого являются:

- потери напряжения, вызываемые токами нагрузки, протекающими по элементам сети;

- неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов;

- неправильно построенные схемы сетей.

Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств.

Расчет режима напряжений на подстанциях проводится для максимального и минимального режимов.

Максимальный режим:

Дополнительные данные для расчета режима:

Уровень напряжения - 107 % от Uном.

Мощность нагрузки - 100 % от Pмах.

Учитывается влияние компенсирующих устройств.

Безаварийный режим. (на линиях)

Безаварийный режим. (на под/станциях)

Коэффициенты СХН:

a0 = 1.0000

a1 = 0.0000

a2 = 0.0000

b0 = 1.0000

b1 = 0.0000

b2 = 0.0000

Результаты расчёта режима:

Напряжения в узлах

Перетоки мощности в ветвях схемы

Потери мощности и потери напряжения в ЛЭП

Потери мощности в трансформаторах

Cуммарные потери активной мощности = 5.854 МВт

Cуммарные потери реактивной мощности = 46.504 МВАр

Таблица 9.5 - Выбор ступеней регулирования напряжения

По результатам таблицы 9.5 видим, что уровень напряжения на всех подстанциях повысился.

Минимальный режим:

Дополнительные данные для расчета режима:

Уровень напряжения - 103 % от Uном.

Мощность нагрузки - 29 % от Pмах.

Не учитывается влияние компенсирующих устройств.

Безаварийный режим. (на линиях)

Безаварийный режим. (на под/станциях)

Коэффициенты СХН:

a0 = 1.0000

a1 = 0.0000

a2 = 0.0000

b0 = 1.0000

b1 = 0.0000

b2 = 0.0000

Результаты расчета режима:

Напряжения в узлах

Перетоки мощности в ветвях схемы

Потери мощности и потери напряжения в ЛЭП

Потери мощности в трансформаторах

Cуммарные потери активной мощности = 1.157 МВт

Cуммарные потери реактивной мощности = 8.741 МВАр

По результатам таблицы 9.5 видим, что уровень напряжения на всех подстанциях повысился.



10. Исследование целесообразности установки КУ на подстанции

Для определения целесообразности установки компенсирующих устройств нужно иметь в виду следующее. Конденсаторные батареи являются одним из наиболее эффективных технических мероприятий по снижению потерь мощности. Любое техническое мероприятие требует дополнительных капитальных вложений. Поэтому оценка эффективности

установки компенсирующих устройств делается при помощи срока окупаемости. Необходимо определить, окупятся ли дополнительные затраты на установку компенсирующих устройств за счет снижения стоимости потерь электроэнергии. Для такой оценки необходимо рассчитать режим максимальных нагрузок без компенсирующих устройств и сравнить стоимость потерь в этом режиме со стоимостью потерь в ранее рассчитанном режиме с учетом компенсирующих устройств (см. п. 8.1). Разделив стоимость

компенсирующих устройств на величину снижения стоимости потерь, определяем срок окупаемости и делаем вывод о целесообразности установки компенсирующих устройств.

Если срок окупаемости составит менее 8,3 года, то целесообразно установить компенсирующие устройства, если более 8,3 года, то установка компенсирующих устройств нецелесообразна.

Расчет режима максимальных нагрузок с учетом КУ см. в п. 8.1.

10.1 Расчет максимального режима без КУ

Дополнительные данные для расчета режима:

Уровень напряжения - 107 % от Uном.

Мощность нагрузки - 100 % от Pмах.

Не учитывается влияние компенсирующих устройств.

Безаварийный режим. (на линиях)

Безаварийный режим. (на под/станциях)

Коэффициенты СХН:

a0 = 1.0000

a1 = 0.0000

a2 = 0.0000

b0 = 1.0000

b1 = 0.0000

b2 = 0.0000

Результаты расчета режима:

Напряжения в узлах

Перетоки мощности в ветвях схемы

Потери мощности и потери напряжения в ЛЭП

Потери мощности в трансформаторах

Cуммарные потери активной мощности = 5.854 МВт

Cуммарные потери реактивной мощности = 46.504 МВАр

10.2 Оценка экономической эффективности компенсации

Нормативный срок окупаемости КУ: .

Расчетный срок окупаемости:

где - капитальные вложения на установку КУ; - норматив отчислений на амортизацию, ремонт и обслуживание.

Уменьшение стоимости потерь электрической энергии:

где - cтоимость потерь до установки КУ; - стоимость потерь после установки КУ.

где - годовые потери электрической энергии до установки КУ;

- годовые потери электрической энергии после установки КУ.

Стоимость 1 кВт электрической энергии: .

где - время максимальных потерь.

где время использования максимальной нагрузки.

где =6 руб./кВАр - стоимость 1 кВАр КУ; - суммарная мощность КУ.

Расчетный срок окупаемости составил 17,2 года, что превышает нормативный срок окупаемости, который составляет 8,3 года. Следовательно, установка компенсирующих устройств нецелесообразна.



11. Исследование влияния уровней напряжения на шинах источника питания на потери активной мощности в сети

Исследование влияния уровня напряжения на потери мощности в сети выполняется для максимального и минимального режимов. Для этого необходимо рассчитать режимы при нескольких значениях напряжения в питающем узле, построить графики зависимости составляющих потерь и суммарных потерь от напряжения и на основании этих зависимостей определить оптимальный уровень напряжения по критерию минимума потерь мощности в сети.

11.1 Расчет максимального режима

Расчет максимального режима при напряжении 100% от номинального:

Pтм=0,483 Ртс=0,601

Pл=5,452

Расчет максимального режима при напряжении 103% от номинального:

Pтм=0,476 Ртс=0,612

Pл=5,271

Расчет максимального режима при напряжении 107% от номинального:

Pтм=0,432 Ртс=0,668

Pл=4,753

Расчет максимального режима при напряжении 110% от номинального

Pтм=0,420 Ртс=0,701

Pл=7,704

Для исследования уровня напряжения на шинах источника питания на потери активной мощности сведем составляющие и суммарные потери активной мощности, полученные после расчетов максимальных режимов с различными уровнями напряжения, в таблицу 11.17.



Таблица 11.17 - Сравнение максимальных режимов

	100	103	107	110
	5,452	5,271	4,753	5,188
	0,483	0,476	0,432	0,420
	0,601	0,612	0,668	0,701
	6,536	6,359	5,873	6,309

По критерию минимума потерь мощности в сети определяем оптимальный уровень напряжения.

По результатам таблицы 11.17 видно, что оптимальным уровнем напряжения является напряжение, равное 107% от номинального, при котором в сети имеются наименьшие потери мощности.

Рисунок 11.1 - Графики зависимости составляющих потерь и суммарных потерь от напряжения

11.2 Расчет минимального режима

Расчет минимального режима при напряжении 100% от номинального:

Pтм=0,052 Ртс=0,621

Pл=0,482

Расчет минимального режима при напряжении 103% от номинального:

Pтм=0,048 Ртс=0,661

Pл=0,447

Расчет минимального режима при напряжении 107% от номинального:

Pтм=0,044 Ртс=0,716

Pл=0,406

Расчет минимального режима при напряжении 110% от номинального:

Pтм=0,042 Ртс=0,759

Pл=0,378

Для исследования уровня напряжения на шинах источника питания на потери активной мощности сведем составляющие и суммарные потери активной мощности, полученные после расчетов минимальных режимов с различными уровнями напряжения, в таблицу 11.34.

Таблица 11.34 - Сравнение минимальных режимов

	100	103	107	110
	0,482	0,447	0,406	0,378
	0,052	0,048	0,044	0,042
	0,621	0,661	0,716	0,759
	1,155	1,156	1,166	1,179

По критерию минимума потерь мощности в сети определяем оптимальный уровень напряжения.

По результатам таблицы 11.34 видно, что оптимальным уровнем напряжения является напряжение, равное 100% от номинального, при котором в сети имеются наименьшие потери мощности.

Рисунок 11.2 - Графики зависимости составляющих потерь и суммарных потерь от напряжения



12. Исследование влияния способа учета нагрузки на результаты учета режимов

В заключительном разделе пояснительной записки исследуются различные способы учета нагрузок при расчете режимов на ЭВМ. Наиболее точно нагрузка моделируется при помощи статических характеристик нагрузки по напряжению.

Исследование проводится для максимального режима сети.

Дополнительные данные для расчета режима:

Уровень напряжения - 110 % от Uном.

Мощность нагрузки - 100 % от Pмах.

Учитывается влияние компенсирующих устройств.

Безаварийный режим. (на линиях)

Безаварийный режим. (на под/станциях)

Коэффициенты СХН:

a0 = 0.8300

a1 = -0.3000

a2 = 0.4700

b0 = 4.9000

b1 = -10.1000

b2 = 6.2000

Результаты расчета режима:

Напряжения в узлах

Перетоки мощности в ветвях схемы

Потери мощности и потери напряжения в ЛЭП

Потери мощности в трансформаторах

Cуммарные потери активной мощности = 5.564 МВт

Cуммарные потери реактивной мощности = 43.910 МВАр

Результаты расчета максимального режима без учета коэффициентов СХН см. п. 8.1.

Находим погрешность между двумя способами учета нагрузок:

По результатам расчетов видим, что погрешность между двумя способами учета нагрузки очень мала, но способ учета коэффициентов СХН дает более точные результаты.



Заключение

В данной КР была спроектирована сеть электроснабжения шести подстанций от одного источника питания. По заданному и активной мощности подстанций были расчитаны нагрузки в минимальном и максимальных режимах. Далее были намечены к рассмотрению два варианта схем: магистрально-радиальная и с элементом кольца. Для этих схем было выбрано номинальное напряжение на подстанциях, номинальное сечение проводов; схемы были проверены на допустимые потери напряжения и мощности в нормальных и послеаварийных режимах. На всех подстанциях были выбраны число и мощность трансформаторов с учетом коэффициентов загрузки. По критерию минимума потерь мощности для максимального и минимального режимов определены оптимальные уровни напряжения - 107% и 100% от номинального. В заключительном пункте пояснительной записки было исследовано влияние способа учета нагрузки на результаты расчета максимального режима на ЭВМ; способ коэффициентов СХН оказался более точным.

В целом спроектированная схема электроснабжения в данной КР оказалась достаточно надежной и экономичной и может быть рекомендована к эксплуатации.



Список использованных источников

1. Система автоматизированного проектирования электрической сети:

Учебное пособие по курсовому проектированию. - И.В. Игнатьев.-

Братск, БрИИ, 1998. - 56 с.

2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ Под

ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 350с.

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

1989. - 592 с.

4. Блок В.М. Электрические сети и системы. - М.: Высшая школа, 1986. - 430 с.

5. Игнатьев И.В. Проектирование районной электрической сети:

Методическое пособие. - Братск: БрИИ, 1998. - 72 с.

Размещено на Allbest.ru