Электрическая энергия является наиболее универсальным видом энергии. Электровооружённость труда в промышленности является важным показателем уровня технического развития страны. Преимущества электроэнергетических систем столь велики, что в 1974 г. лишь менее 3 % всего количества эл. энергии было выработано отдельно работавшими электростанциями, и, поэтому, к настоящему времени в нашей стране имеются РЭС, ОЭС, ЕЭС, которые служат для надёжного электроснабжения. Вопросы составления энергетического баланса страны, определения перспектив развития отдельных районов и использования сырьевых ресурсов, выбора мощности и местоположения электростанций, объединения энергосистем не могут быть решены без учёта электрических сетей. Выбор мест размещения устройства АЧР в энергосистеме в значительной мере зависит от схемы соединений линий электропередачи и схем присоединения к ней электростанций. Линии электропередачи и оборудование в период их работы могут повреждаться, поэтому необходимо при расчётах учитывать предельные значения мощностей, которые могут быть переданы по линиям. Поэтому необходимо: 1) вести контроль за текущим режимом; 2) защищать их от повреждений; 3) поддержание и регулирование режима. Должны быть устройства противоаварийной автоматики, которые обнаруживают повреждения. Таким образом, с условиями эл. сетей связаны условия работы всех объектов, входящих в эл. системы, и, в частности, электростанций.

Глава I. Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощности в проектируемой сети

Потребление активной мощности сети равно:

,

где К0 - коэффициент одновременности. Принимаем К0 ? 0,9 ? 1 от количества пунктов питания;

ДРС - суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах; принимаем ДРС = 4 ? 6 % от ;

- сумма заданных наибольших нагрузок пунктов.

МВт.

Установленная мощность генераторов эл. станций:

,

где РСН = 0,2 · Р - расход активной мощности на собственные нужды (принимается равным 20 %) эл. станций и на резерв мощности.

МВт.

1.2 Баланс реактивной мощности

,

где УQH - потребляемая реактивная мощность в период максимальной нагрузки с учётом К0.

,

где ; ; ; ; .

Мвар; Мвар; Мвар; Мвар; Мвар.

Мвар.

УДQЛ - потери реактивной мощности в линиях.

УДQЛ ? УQС - мощность, генерируемая линиями сети. В сети 110 кВ имеет место такое равенство, поэтому УДQЛ и УQС не учитываем.

УДQТР - потери реактивной мощности в трансформаторах при каждой трансформации:

- рассматриваем две трансформации, т. е. учитываем потери как на эл. станции, так и на подстанции.

Определяем полные мощности пунктов:

МВА; МВА; МВА; МВА; МВА.

МВА.

Мвар.

Мвар;

где Мвар - реактивная мощность, генерируемая эл. станцией.

Считая разницу в электрической удалённости между нагрузками незначительной, находим коэффициент мощности для всех потребителей

Мощность компенсирующего устройства на подстанции:

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Определяем реактивные мощности на подстанциях:

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар.

Основные результаты сводим в таблицу

Табл. 2.1

На основе данных таблицы 2.1 выбираем тип компенсирующих устройств - статические конденсаторы (конденсаторные батареи) для пунктов 2, 3, 4, 5: тип для 4 и 5 - КСА-0,66-20; для 2 и 3 - КС2-Н-0,66-40; для 1 пункта выбираем синхронный компенсатор - тип КС - 16 - 1143.

Глава II. Выбор схемы, номинального напряжения и основного оборудования

2.1 Сопоставление вариантов и выбор наиболее рационального

Sp1 = 37+j24,4; Sp2 = 18+j11,9; Sp3 = 30+j19,8; Sp4 = 13+j8,6; Sp5 = 22+j14,5.

?A3=41,2 км; ?34=14,1; ?45=10 км; ?А1=22,4 км; ?12=20 км; ?А2=36,1 км.

Найдём распределение мощностей по линиям сети

1)

МВА.

МВА;

МВА.

Т.1 - точка потокораздела.

UНОМ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].

2) МВА;

МВА;

МВА.

UНОМ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].

Находим допустимый длительно действующий ток нагрузки:

,

где Si - полная мощность, передаваемая по линии, UНОМ - номинальное напряжение сети, n - число цепей в линии.

А; А;

А; А;

А; А.

Определяем экономически целесообразное сечение проводов ЛЭП районного значения:

,

где jэк - экономическая плотность тока; jэк = 1,1 А/мм2.

мм2;

мм2;

мм2;

Для кольца FСТ = 240 мм2; табл. П.1.1 [2]; IДОП = 610 А.

r0 = 0,118 Ом/км; х0 = 0,401 Ом/км.

;

;

;

IДОП определяем по табл. П.1.3 [2].

Проверим линии на допустимый ток в форсированном режиме (обрыв линии А2):

;

;

;

; ;

Найдём ток форсированного режима в линиях А3, 34, 45 при обрыве одной цепи:

;

;

.

Находим активные и индуктивные сопротивления в нормальном и аварийном режимах:

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; .

В аварийном режиме активные и индуктивные сопротивления в двухцепной линии возрастут вдвое.

Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах:

; и ;

;

;

.

Определим потери напряжения от источника питания до наиболее удалённой подстанции:

;

; ;

; ;

; ;

; .

.

Табл. 3.1

Вариант №2.

SP1 = 37+j24,4; SP2 = 18+j11,9; SP3 = 30+j19,8; SP4 = 13+j8,6; SP5 = 22+j14,5.

?А1 = 22,4 км; ?12 = 20 км; ?А3 = 41,2 км; ?34 = 14,1 км; ?45 = 10 км.

Найдём распределение мощностей в линии:

;

;

;

UНОМ СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].

;

; ;

; ;

.

,

где jЭК = 1,1 А/мм2.

;

;

;

;

.

Ток форсированного режима:

;

;

;

;

;

.

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; .

Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах

;

; ;

; .

, т. е. 15% UН.

;

;

;

.

, т. е. 20% UН.

Табл. 3.2.

Вариант №3.

?А1 = 22,4 км; ?13 = 20 км; ?34 = 14,1 км; ?45 = 10 км; ?А2 = 36,1 км; ?25 = 30 км.

SР1 = 37+j24,4; SР2 = 18+j11,9; SР3 = 30+j19,8; SР4 = 13+j8,6; SР5 = 22+j14,5.

Найдём потокораспределение в линиях сети:

.

;

;

;

;

.

Т. 4 - точка потокораздела.

U = 220 кВ по табл. 2.3 [1].

;

;

;

;

;

;

.

Определим экономически целесообразное сечение проводов ЛЭП сети:

, где jЭК = 1,1 А/мм2.

; ;

; ;

; .

Рассмотрим аварийный режим (обрыв линии А2):

;

;

;

;

.

;

; ;

; ;

.

Находим активные и реактивные сопротивления i-ого участка сети:

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; .

Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах

; .

; ;

; ;

; .

;

;

; ;

.

Табл. 3.3

Вариант №4.

?А1 = 22,4 км, SP1 = 37+j24,4

?А2 = 36,1 км, SP2 = 18+j11,9

?А3 = 41,2 км, SP3 = 30+j19,8

?А4 = 53,9 км, SP4 = 13+j8,6

?А5 = 10 км, SP5 = 22+j14,6.

Найдём потокораспределение в линиях сети:

; ; .

; .

UНОМ СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].

;

; ;

; ;

.

,

где jЭК = 1,1 А/мм2.

;

;

;

;

.

Ток форсированного режима:

;

; ;

; ;

.

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; .

Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах

;

; ;

; .

, т. е. 15% UН.

;

;

;

.

.

, т. е. 20% UН.

Табл. 3.4.

Вариант №5.

SP1 = 37+j24,4; ?A1 = 22,4 км;

SP2 = 18+j11,9; ?14 = 31,6 км;

SP3 = 30+j19,8; ?34 = 14,1 км;

SP4 = 13+j8,6; ?A3 = 41,2 км;

SP5 = 22+j14,5; ?A5 = 58,3 км;

?25 = 30,1 км;

?A2 = 36,1 км.

1)

;

Т. 5 - точка потокораздела.

UНОМ СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].

2)

;

;

.

Т. 4 - точка потокораздела.

UНОМ СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].

;

; ;

; ;

; ;

.

,

где jЭК = 1,1 А/мм2.

;

;

;

;

;

;

.

Данный вариант не проходит, следовательно, в дальнейшем сравниваем 4 варианта.

2.2 Сравнение выбранных вариантов по натуральным показателям

- по суммарной длине линий;

- по длине их трасс;

- по стоимости сооружения ЛЭП.

Табл. 3.5.

По минимуму приведенных затрат сравниваем далее варианты №2 и №3.

Выбор трансформаторов.

Вариант №2. UНОМ = 110 кВ.

пс 1: ;

пс 2: ;

пс 3: ;

пс 4: ;

пс 5: .

энергетический сеть промышленный оборудование

Проверим коэффициент загрузки оставшегося в работе трансформатора при отключении одного из них:

;

; ;

; ;

.

Табл. 3.6

Вариант №3. UНОМ = 220 кВ.

пс 1: ;

пс 2: ;

пс 3: ;

пс 4: ;

пс 5: .

;

; ;

; ;

.

Результаты данного варианта заносим в таблицу:

Табл. 3.7.

Вариант №2.

Предварительно составим детальную схему для каждого из выбранных вариантов.

РН - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, РН=0,12.

аЛЭП = 2,8; аПС = 9,4 - коэффициенты амортизационных отчислений на сооружение ЛЭП и подстанции соответственно;

УКЛЭП - затраты на сооружение ЛЭП, тыс. руб.;

УКПС - затраты на сооружение подстанции, тыс. руб.;

Из табл. 3.5 данной работы КЛЭП = 2245 тыс. руб.;

где КТР - стоимость одного трансформатора, тыс. руб.;

КВ - стоимость всех ячеек выключателей в ОРУ, тыс. руб.;

КПОСТ - постоянная часть расчётных затрат, тыс. руб.;

Выбираем подстанцию без выключателей по упрощённой схеме: два блока с отделителями, автоматическая перемычка со стороны трансформатора - табл. П.7.3 [2].

;

;

;

;

;

где CДW - стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.,

с - стоимость одного кВт·ч. электроэнергии, с = 1 коп./кВт·ч,

ДW - количество потерянной электроэнергии, МВт·ч;

где ф - число часов максимальных потерь, ч.;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Вариант №3.

;

Из табл. 3.5 данной работы ;

Выбираем схему подстанции: мостик с отделителями в цепях трансформаторов и выключателем в перемычке по табл. П.7.3 [2].

по табл. П.7.2 [2].

по табл. П.7.3 [2].

;

;

;

;

;

;

; ;

;

По минимуму приведенных затрат выбираем вариант №2.

Глава III. Расчёт схемы и режимных параметров выбранной сети

3.1 Определение реактивной мощности, генерируемой линией сети

Глава V. Режим наименьших нагрузок

; ;

; ;

.

Найдём потокораспределение в линиях.

1. ;

;

.

2. ;

.

Необходимо определить критическую нагрузку трансформатора для возможности отключения одного из трансформаторов:

;

пс 1: ;

пс 2: ;

пс 3: ;

пс 4: ;

пс 5: .

Т. к. нагрузка трансформатора меньше критической, то в работе можно оставить один трансформатор.

5.1 Определим потери мощности в трансформаторе

пс 1: ;

;

;

;

пс 2: ;

;

;

;

пс 3: ;

;

;

;

пс 4: ;

;

;

;

пс 5: ;

;

;

.

5.2 Определение расчётных нагрузок на высшей стороне трансформаторов

пс 1: ; ;

пс 1: ; ;

пс 1: ; ;

пс 1: ; ;

пс 1: ; .

5.3 Распределение потоков мощности и потери мощности в линиях

Линия 12: ;

;

;

;

Линия А1: ;

;

;

;

Линия 45: ;

;

;

;

Линия 34: ;

;

;

;

Линия А3: ;

;

;

.

5.4 Расчёт уровней напряжения в сети

Линия А1: ;

;

Линия 12: ;

;

Линия А3: ;

;

Линия 34: ;

;

Линия 45: ;

.

5.5 Падение напряжения в трансформаторах

Трансформатор 1:

;

;

Трансформатор 2:

;

;

Трансформатор 3:

;

;

Трансформатор 4:

;

;

Трансформатор 5:

;

;

5.6 Подбор ответвлений трансформаторов

Трансформатор 1:

;

;

Трансформатор 2:

;

;

Трансформатор 3:

;

;

Трансформатор 4:

;

;

Трансформатор 5:

;

.

Глава VI. Аварийный режим в период наибольших нагрузок (обрыв одной цепи линий А3 и А1)

Определение реактивной мощности, генерируемой линией сети

Линия А3: ; ;

Линия А1: ; .

Определение активных и индуктивных сопротивлений линий.

Линия А3: ; ;

Линия А1: ; .

Распределение потоков мощности в линиях.

Линия А3: ;

;

;

;

Линия А1: ;

;

;

.

Расчёт уровней напряжения в аварийном режиме.

Линия А3: ;

;

Линия А1: ;

.

Подбор ответвлений.

пс 3: ;

;

пс 1: ;

.

Глава VII. Технико-экономические показатели проекта

1. Стоимость сооружения линий равна 2245 тыс. руб.

Стоимость сооружения подстанции равна 1690 тыс. руб.

Стоимость сети в целом равна 3935 тыс. руб.

2. Ежегодные расходы по эксплуатации подстанции, сети в целом равны 130,66 + 62,86 = 193,5 тыс. руб.

3. Потери активной мощности равны 68,34 кВт, это составляет от суммарной мощности потребителей электроэнергии. Потери энергии в сети составляют 8606 МВт·ч - это 2,17% от количества энергии, полученной потребителями. Суммарное количество энергии, полученной потребителями в течение года: WГОД = 120 · 3300 = 396000 МВт·ч.

4. Основные натуральные показатели: Суммарная длина линий равна 107,7 км, стоимость сооружения ЛЭП равна 2245 тыс. руб. В каждой линии - по 2 выключателя, подстанции 2 и 5 выполняются без выключателей, подстанции №№ 1, 3 и 4 - с выключателем. Всего в сети - 5 ОРУ.

Литература

1. Буре И. Г., Вершинина С. И., Гамазин С. И. Проектирование и расчёт электрических сетей промышленного района. М., «МЭИ», 1990.

2. Дронов В. М., Хитров А. И., Чиркова Т. Ю. Руководство к курсовому проектированию электрических сетей и систем. М №191, Новомосковск.

3. Солдаткина Л. А. Электрические сети и системы. М., «Энергия», 1978.

4. Справочник по проектированию электрических систем по ред. С. С. Рокотяна и Н. Н. Шапиро. Изд. 3. М., «Энергоатомиздат», 1985.

5. Хитров А. И., Панов В. А., Чиркова Т. Ю. Алгоритм расчётов при составлении расчётно-пояснительной записки. Новомосковск, 1982.

6. Мельников Н. А. Электрические сети и системы. М., «Энергия», 1975.

Размещено на Allbest.ru