Проэкт электрической сети на территории Амурской области

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

Курсовой проект содержит 38 с., 6 рисунков, 25 таблиц, 6 источников, 1 приложения.

КОЭФФИЦИЕНТ МОЩНОСТИ, КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ, СРЕДНЯЯ НАГРУЗКА, РАСЧЁТНАЯ НАГРУЗКА, ТРАНСФОРМАТОР, СХЕМА ЗАМЕЩЕНИЯ, РЕЖИМ РАБОТЫ СЕТИ, КАТЕГОРИЙНОСТЬ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ, МАГИСТРАЛЬНАЯ СХЕМА, РАДИАЛЬНАЯ СХЕМА, ЖЕЛАЕМОЕ НАПРЯЖЕНИЕ.

Объект исследования - распределительная сеть 110 кВ Амурской области. Цель работы - спроектировать электрическую сеть на территории Амурской области для подключения подстанций А-Д.

Методология исследования - на основе технического анализа выбран оптимальный вариант сети по длине линий и количеству выключателей.

В проекте на основе имеющихся исходных данных рассчитаны нагрузки проектируемой сети, выбраны провода ВЛ и трансформаторы на подстанциях напряжением 110 кВ на территории Амурской области.

По итогу сравнения вариантов по экономической эффективности выбрана конфигурация проектируемой сети, рассчитаны максимальный и послеаварийный режимы. По результату расчёта режимов проведён анализ полученных данных.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Определения, обозначения, сокращения

Введение

1. Климатическая и географическая характеристика энергорайона

2. Определение вероятностных характеристик электрических нагрузок

3. Разработка конкурентоспособных вариантов электрической сети

3.1 Разработка и анализ 4 вариантов конфигурации электрической сети

3.2 Выбор 2 вариантов конфигурации сети для дальнейшего анализа

3.3 Расчет упрощенного потокораспределения активной мощности и выбор номинального напряжения в каждом из 2 вариантов

3.4 Выбор типов схем РУ подстанций

3.5 Компенсация реактивной мощности

3.6 Выбор сечений проводников в каждом из двух вариантов

3.7 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

3.8 Конструктивное исполнение электрической сети

4. Выбор оптимального варианта электрической сети

4.1 Расчет капитальных вложений

4.2 Расчет эксплуатационных издержек

4.3 Расчет потерь электрической энергии

4.4 Определение среднегодовых эксплуатационных затрат и выбор оптимального варианта сети

5. Расчет и анализ установившихся режимов

5.1 Расчет максимального режима

5.2 Расчет послеаварийного режима

5.3 Анализ режимов

6. Регулирование напряжения

Заключение

Библиографический список

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ

электрический сеть напряжение трансформатор

БК - батареи конденсаторов;

ВН - высокое напряжение;

ВЛ - воздушная линия;

РУ - распределительное устройство;

ЕЭС - единая энергосистема;

НН - низкое напряжение;

ОЭС - объединенная энергосистема;

ПС - подстанция;

ПБВ - переключение без возбуждения;

РПН - регулирование под нагрузкой;

ЦП - центр питания.

ВВЕДЕНИЕ

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствуют такие её свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния. Проектирование электрических систем и сетей требует применения теоретических знаний для решения сложных комплексных вопросов. Впервые с необходимостью решения вопросов проектирования и электроснабжения будущий инженер-электрик встречается в курсовом проектировании, являющемся важной формой учебной работы.

Курсовое проектирование должно способствовать закреплению, углублению и обобщению знаний, полученных студентами по данной и смежным дисциплинам на лекциях, практических занятиях, в лабораториях и на производственной практике, воспитанию навыков самостоятельной творческой работы, ведения инженерных расчетов и технико-экономического анализа. Выполняя курсовое проектирование, студент учится пользоваться справочной литературой, ГОСТами, едиными нормами и расценками, таблицами, номограммами, приобретает навыки составления технико-экономических записок, подготавливается к дипломному проектированию.

В проекте ставится цель - необходимо спроектировать электрическую сеть на территории Амурской области для подключения подстанций А-Д.

Указываются задачи, которые необходимо решить в ходе выполнения проекта:

ь Расчет электрических нагрузок;

ь Выбор оптимальной схемы сети из 4 разрабатываемых вариантов путём технического и экономического анализа;

ь Расчёт максимального и послеаварийного режимов;

ь Регулирование напряжение в сети.

1. КЛИМАТИЧЕСКАЯ И ГЕОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОРАЙОНА

Проектируемая сеть находится в Амурской области. Данная местность относится ко IV району по гололёду (нормативная толщина стенки гололеда b=10 мм) и III ветровому району; среднегодовая продолжительность гроз от 10 до 20 часов.

Данные по температуре воздуха сведены в таблицу 1.

Таблица 1 - Температура воздуха

Средняя температура зимой	-23,9 0С
Средняя температура летом	+ 17,7 0С
Минимальная температура	-49 0С
Максимальная температура	+28 0С

Сеть находится в районе с умеренной пляской проводов со следующей повторяемостью: реже 1 раза в 5 лет.

В районе представлены следующие грунты: почвенно-растительный слой мощностью 0,2 м; суглинки маловлажные, полутвердые мощностью (1,2-1,7) м; глины неводонасыщенные средней плотности до вскрытой глубины 7 м. Средняя глубина промерзания почвы для глин и суглинков - 225 см. Сейсмичность района - 5 баллов.

2. РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Чтобы определить нагрузки необходимые для дальнейшего расчёта применяем коэффициенты графика нагрузок:

k_max=1,2;

k_ф=1,17;

k_и=0,7.

Для определения максимальной активной нагрузки используется формула:

,(1)

где - установленная активная мощность по заданию, МВт;

- коэффициент максимума, принимается по заданию;

- коэффициент использования, принимается по заданию;

Расчет показан на примере ПС А:

МВт.

Для определения средней активной нагрузки используется формула:

. (2)

Расчет показан на примере ПС А:

МВт.

Эффективная (среднеквадратичная) активная нагрузка находится по формуле:

, (3)

где k_ф - коэффициент формы, принимается по заданию;

Расчет показан на примере ПС А:

МВт.

Реактивные нагрузки ПС определяются при помощи коэффициента мощности нагрузки по формулам:

. (4)

Расчет показан на примере ПС А:

Мвар,(5)

.

Расчет показан на примере ПС А:

Мвар,

. (6)

Расчет показан на примере ПС А:

Мвар.

Для остальных ПС расчет выполняется аналогично. Результаты расчета приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Нагрузки подстанций

ПС	Руст, МВт	Рмакс, МВт	Рср, МВт	Рэф, МВт	Qмакс, Мвар	Qср, Мвар	Qэф, Мвар
А	36	30,2	25,2	29,5	16,0	13,4	15,6
Б	28	23,5	19,6	22,9	11,5	9,6	11,2
В	34	28,6	23,8	27,8	13,4	11,2	13,1
Г	26	21,8	18,2	21,3	11,1	9,3	10,9
Д	33	27,7	23,1	27,0	15,0	12,5	14,6

3. РАЗРАБОТКА КОНКУРЕНТОСПОСОБНЫХ ВАРИАНТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

3.1 Разработка и анализ 4 вариантов конфигурации электрической сети

На каждой подстанции имеются потребители 1 категории, поэтому каждая подстанция должна быть запитана от разных источников. Под разными источниками подразумевается либо разные станции, либо секционированные шины одной станции запитанные от разных генераторов. Выбираем варианты по минимальной длине линии в одноцепном исполнении с учетом масштаба (в 1 см 11 км) и коэффициента удлинения трассы К_ТР равным 1.3 и минимальному количеству выключателей, которое зависит от схемы РУВН. Техническая возможность реализации является определяющим фактором при окончательном выборе варианта сети.

Рисунок 1 - Разработанные варианты схемы сети

Согласно заданному масштабу 11 км/см по сетке каждого рисунка определяем длину каждого варианта, а также количество выключателей (проходные ПС - 3, тупиковые/отпаечные - 2, линейные - 1):

Описание схемы 1 - магистраль с двухсторонним питанием, радиальная 2х цепная линия на ПС А, Д. Описание РУ - подстанции проходные по принципу заход-выход РУ типа мостик, тупиковые ПС А, Д по блочной схеме.

L₁=(2,8 · 2+2,1+4+3+2,1 · 2+4,2) · 1,3 · 11= 330,33 км;

N₁= 3 · 3+2 · 2+3+3=19;

Описание схемы 2 - магистраль с двухсторонним питанием, радиальная 2х цепная линия на ПС А, кольцо с одним источником питания. Описание РУ - подстанции проходные по принципу заход-выход РУ типа мостик, тупиковая ПС А по блочной схеме.

L₂=(2,8 · 2+2,1+4+3+2,1+3+2,8) · 1,3 · 11= 323,18 км;

N₂= 4 · 3+2+3+3=20;

Описание схемы 3 - магистраль с двухсторонним питанием, радиальная 2х цепная линия на ПС Д, кольцо с одним источником питания. Описание РУ - подстанции проходные по принципу заход-выход РУ типа мостик, тупиковая ПС Д по блочной схеме.

L₃=(2,1+4+3,5+2,8+4,1+3+2,1 · 2) · 1,3 · 11=338,91 км;

N₃= 2 · 3+3 · 2+5+3=20;

Описание схемы 4 - магистраль с двухсторонним питанием, радиальная 2х цепная линия на ПС А, Б, Д. Описание РУ - подстанции проходные по принципу заход-выход РУ типа мостик, тупиковая ПС А, Б, Д по блочной схеме.

L₄=(2,1 · 2+2,8 · 2+3,5+4,2+3+2,1 · 2) · 1,3 · 11=353,21 км;

N₄= 4 · 3+2+5+1=20;

3.2 Выбор 2 вариантов конфигурации сети для дальнейшего анализа

Сравнение вариантов производится парами по схожести конфигурации сетей. По количеству выключателей проходит вариант 1. По длине линий проходит вариант 2.

Результаты сравнения вариантов покажем в таблице 2.

Таблица 2 - Сравнение вариантов сети

Схема варианта	Lсумм, км	Nвыкл, шт
1	330,33	19
2	323,18	20
3	338,91	20
4	353,21	20

3.3 Расчет упрощенного потокораспределения активной мощности и выбор номинального напряжения в каждом из 2 вариантов

Потоки мощности на головных участках варианта 1 определяются по формуле, согласно [1]:

(7)

(8)

Тогда потоки на остальных участках без учёта потерь, [1]:

, (9)

,

, (10)

.

,

.

Так как поток поменял знак, то расчёт проведён верно.

Выбор напряжения для участка ИП 1 - Б варианта 1 сети, производим по формуле Илларионова, кВ:

(11)

где - длина участка, для которого выбирается напряжение, км;

- поток максимальной активной мощности по линиям. При двухцепных линиях подставляется половинное значение мощности, МВт.

Значения рационального напряжения округляется до 110 кВ.

Значения номинального напряжения остальных участков приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Выбор напряжения

участок	Рмакс, МВт	L, км	Uрац, кВ	Uном, кВ
Вариант 1
ИП1-Б	40,19	30,03	112,62	110
ИП2-Г	33,73	42,9	107,97	110
ИП1-А	30,24	40,04	74,99	110
ИП2-Д	27,72	30,03	71,24	110
Вариант 2
ИП1-Б	27,51	30,03	96,43	110
ИП2-В	24,57	42,9	93,91	110
ИП2-Г	20,91	42,9	87,31	110
ИП2-Д	28,6	30,03	98,09	110
ИП1-А	30,24	40,04	74,99	110

3.4 Выбор типов схем РУ подстанций

При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединении (линий и трансформаторов), требования по надежности электроснабжения потребителей и обеспечения пропуска через подстанцию перетоков мощности по магистральным линиям, возможности перспективного развития. Схемы подстанций должны быть составлены таким образом, чтобы была возможность их постепенного расширения и соблюдения требований необходимой релейной защиты и автоматики. Число и вид коммутационных аппаратов выбираются так, чтобы обеспечивалась возможность проведения поочередного ремонта отдельных элементов подстанций без отключения соседних присоединений.

Одновременно следует стремиться к максимальному упрощению схемы подстанции. Значительную долю в стоимости подстанции составляет стоимость выключателей. Поэтому, прежде всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большого числа выключателей на стороне высшего напряжения подстанции.

На подстанциях отпаечного и тупикового типа в радиальных резервированных сетях ставим схему РУВН сдвоенный блок линия - трансформатор с неавтоматической ремонтной перемычкой. Для данной схемы характерны следующие признаки малая стоимость, значительный перерыв для ввода резерва.

Рисунок 2 - Схема сдвоенный блок линия - трансформатор

Для двухтрансформаторных подстанций, включаемых в магистральную линию с двухсторонним питанием или кольцевую сеть, применяется схема мостика.



Рисунок 3 - Схема мостик с выключателями в цепях трансформаторов

3.5 Компенсация реактивной мощности

Требуемая мощность компенсирующих устройств подстанции "Б", Мвар:

;(12)

;

где - предельно допустимый коэффициент мощности, принимаемый 0,4 по приказу МинпромЭнерго №49;

На шинах подстанции "А" устанавливаем 4 батареи конденсаторов УКЛ - 10 - 900У3 настроенные на 900 кВар, тогда:

Нескомпенсированная реактивная мощность для подстанции "А" определяется по формуле, Мвар:

;(13)

.

Результат расчёта сведём в таблицу 4.

Таблица 4 - Выбор компенсирующих устройств

Подстанция	Рмакс, МВт	tgц	Qмакс, Мвар	tgцпд	Qтр, Мвар	Qфакт, Мвар	Qнеск, Мвар
А	30,2	0,53	16,0	0,4	3,9	3,6	12,4
Б	23,5	0,49	11,5	0,4	2,1	2,4	9,1
В	28,6	0,47	13,4	0,4	2,0	1,8	11,6
Г	21,8	0,51	11,1	0,4	2,4	2,7	8,4
Д	27,7	0,54	15,0	0,4	3,9	3,6	11,4

3.6 Выбор сечений проводников в каждом из двух вариантов

Расчетное значение тока текущего по линии:

(14)

где б_i - коэффициент учитывающий рост нагрузки по годам эксплуатации (принимаю равным 1.05 для ЛЭП 35 - 220 кВ);

б_Т - коэффициент, зависящий от числа часов использования наибольшей нагрузки Т_max и коэффициента попадания в максимум энергосистемы (К_М.С = 0,95). Значение б_Т принимается равным 1,08 при Т_max =5800 часов. I_max - максимальный ток протекающий по линии.

Потоки реактивной мощности находятся по формулам (7) - (10), [1]:

Максимальный ток протекающий по линии находится по формуле:

; (15)

где P_i.j - поток максимальной активной мощности по линии зимой, МВт; Q_НЕСК.i.j - поток нескомпенсированной реактивной мощности по линии зимой, Мвар.

Максимальный ток, текущий по участку ИП 1 - Б варианта 1 сети, кА:

.

Значения потоков мощности для остальных вариантов и максимальные токи участков указаны в таблице 5.

Таблица 5 - Потоки мощности и максимальные токи

Участок сети	, МВт	,Мвар	U, кВ	Nц	, кА
Вариант 1
ИП1-А	30,24	12,43	110	2	0,086
ИП1-Б	40,19	15,88	110	1	0,227
Б-В	16,67	6,75	110	1	0,095
В-Г	11,89	4,87	110	1	0,067
ИП2-Г	33,73	13,31	110	1	0,191
ИП2-Д	27,72	11,37	110	2	0,079
Вариант 2
ИП1-А	30,24	12,43	110	2	0,086
ИП1-Б	27,51	10,85	110	1	0,155
Б-В	3,99	1,73	110	1	0,023
ИП2-В	24,57	9,90	110	1	0,139
ИП2-Г	20,91	8,26	110	1	0,118
Г-Д	-0,93	-0,18	110	1	0,005
ИП2-Д	28,65	11,55	110	1	0,162

Расчетный ток, текущий по участку ИП 1 - Б варианта 1, кА:

.

Рассчитанные значения расчетного тока для других вариантов указаны в таблице 6.

Таблица 6 - Расчётный ток

Участок сети	, кА	бi	бт	, кА
Вариант 1
ИП1-А	0,086	1,05	1,08	0,097
ИП1-Б	0,227	1,05	1,08	0,258
Б-В	0,095	1,05	1,08	0,107
В-Г	0,067	1,05	1,08	0,077
ИП2-Г	0,191	1,05	1,08	0,216
ИП2-Д	0,079	1,05	1,08	0,089
Вариант 2
ИП1-А	0,086	1,05	1,08	0,097
ИП1-Б	0,155	1,05	1,08	0,176
Б-В	0,023	1,05	1,08	0,026
ИП2-В	0,139	1,05	1,08	0,158
ИП2-Г	0,118	1,05	1,08	0,134
Г-Д	0,005	1,05	1,08	0,006
ИП2-Д	0,162	1,05	1,08	0,184

Выбираем сечения проводов ВЛ по экономическим токовым интервалам. Район применения - Дальний Восток, используем стальные опоры, 4 район по гололёду, напряжение линий 110 кВ.

Результаты приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Сечения проводов

Участок сети	Экономический токовый интервал, А	Сечение провода, мм2
Вариант 1
ИП1-А	46-145	185
ИП1-Б	136-285	240
Б-В	56-135	185
В-Г	56-135	185
ИП2-Г	136-285	240
ИП2-Д	46-145	185
Вариант 2
ИП1-А	46-145	185
ИП1-Б	136-285	240
Б-В	21-55	150
ИП2-В	136-285	240
ИП2-Г	56-135	185
Г-Д	до 20	95
ИП2-Д	136-285	240

Проверку по нагреву током в послеаварийном режиме проводим следующим образом: на двухцепных линиях обрываем одну цепь, на магистралях с двухсторонним питанием обрываем наиболее загруженный головной участок.

Для участка с двухсторонним питанием ИП 1 - Б - В - Г - ИП 2 обрываем наиболее загруженный участок ИП 1 - Б, в итоге нагрузка на головной участок ИП 2 - Г составит сумма нагрузок подстанций Б, В и Г:

;

А

Таблица 8 - Проверка проводов ВЛ послеаварийным током

Участок сети	,МВт	,Мвар	U, кВ	Nц	, А	, А	F, мм2
Вариант 1
ИП1-А	30,24	12,43	110	1	172	510	185
Б-В	50,40	20,06	110	1	285	510	185
В-Г	52,08	20,75	110	1	295	510	185
ИП2-Г	73,92	29,19	110	1	418	610	240
ИП2-Д	27,72	11,37	110	1	157	510	185
Вариант 2
ИП1-А	30,24	12,43	110	1	172	510	185
Б-В	28,56	11,62	110	1	162	450	150
ИП2-В	52,08	20,75	110	1	295	610	240
ИП2-Г	49,56	19,81	110	1	280	510	185
Г-Д	27,72	11,37	110	1	157	330	95

Все участки проверку проходят, первоначально выбранные сечения проводом принимаем для дальнейшего экономического расчёта.

3.7 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Мощность трансформаторов выбирается по средней мощности нагрузки. Учитывая категорийность потребителей, на каждой подстанции устанавливаем 2 трансформатора.

Расчетная мощности трансформаторов на подстанции "А" для варианта 1, МВА:

;(16)

;

где n - число трансформаторов, устанавливаемых на подстанции, принимаем 2;

К_З - коэффициент загрузки для двухтрансформаторных подстанций принимаемый 0,7;

Р_СР - средняя мощность.

Q_НЕСК - нескомпенсированная мощность, согласно таблице 6.

На подстанции "А" устанавливаем два трансформатора мощностью 25 МВА типа ТРДН 25000/110.

Коэффициент загрузки в номинальном режиме:

;(17)

.

Полученное значение номинального коэффициента загрузки должно находится в интервале от 0.5 до 0.75.

В послеаварийном режиме работы один из трансформаторов выведен из строя:

; (18)

.

Перегруз должен быть не более 40%

Для остальных подстанций расчёт ведётся аналогично по формулам (16) - (18), результат сводим в таблицу 9.

Таблица 9 - Выбор силовых трансформаторов

ПС	Рср, МВт	Qнеск, Мвар	n	Кз	SрасчМВА	Sфакт, МВА			Марка трансформатора
А	25,2	12,4	2	0,7	20,1	25	0,56	1,12	ТРДН-25000/110
Б	19,6	9,1	2	0,7	15,4	16	0,68	1,35	ТДН-16000/110
В	23,8	11,6	2	0,7	18,9	25	0,53	1,06	ТРДН-25000/110
Г	18,2	8,4	2	0,7	14,3	16	0,63	1,25	ТДН-16000/110
Д	23,1	11,4	2	0,7	18,4	25	0,51	1,03	ТРДН-25000/110

3.8 Конструктивное исполнение электрической сети

Трасса прокладки ВЛ-110 кВ в Амурской области проходит по лесистой местности.

В проекте применяется напряжение 110 кВ.

По проекту используем опоры в двухцепном варианте. Марки опор на 110 кВ промежуточные ПП110-5, анкерно-угловые У110-2. Применяются металлические (стальные) опор. К основным элементам относятся стойки, траверсы, тросостойки, оттяжки и фундамент. В процессе эксплуатации опоры должны окрашиваться для предохранения от коррозии.

На ВЛ применяются преимущественно неизолированные (голые) провода. По конструктивному исполнению провода могут быть одно- и многопроволочными, полыми. Для придания им гибкости и большей механической прочности провода изготавливают многопроволочными из одного металла (алюминия или стали) и из двух металлов (комбинированные) -- алюминия и стали. Сталь в проводе увеличивает механическую прочность.

Грозозащитные тросы наряду с искровыми промежутками, разрядниками, ограничителями напряжений и устройствами заземления служат для защиты линии от атмосферных перенапряжений (грозовых разрядов). Тросы подвешивают над фазными проводами на ВЛ напряжением 35 кВ и выше в зависимости от района по грозовой деятельности и материала опор, что регламентируется Правилами устройств электроустановок (ПУЭ).

В качестве грозозащитных проводов применяем трос ТК-50. Крепление тросов на всех опорах ВЛ выполнено при помощи изолятора, шунтированного искровым промежутком.

Изоляторы предназначены для изоляции и крепления проводов. В проекте применяются полимерные изоляторы 110 кВ ЛК-70/110. Они представляют собой стержневой элемент из стеклопластика, защищенный покрытием с ребрами из фторопласта или кремнеорганнческой резины.

Линейная арматура предназначена для закрепления проводов к изоляторам и тросов к опорам и содержит следующие основные элементы: зажимы, соединители, дистанционные распорки и др. Поддерживающие зажимы применяют для подвески и закрепления проводов ВЛ на промежуточных опорах с ограниченной жесткостью заделки. На анкерных опорах для жесткого крепления проводов используют натяжные гирлянды и зажимы -- натяжные и клиновые. Соединители применяются для соединения отдельных участков провода с помощью овальных или прессующих соединителей. В овальных соединителях провода либо скручиваются, либо обжимаются; в прессуемых соединителях, применяемых для соединения сталеалюминевых проводов больших сечений, стальная и алюминиевые части опрессовываются отдельно.

4. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Выбор оптимального варианта осуществляется по минимуму среднегодовых или приведенных затрат, [4]:

(19)

где Е_Н - норматив дисконтирования, составляет 0,1;

- суммарные капиталовложения, необходимые для сооружения электрической сети;

- суммарные издержки при сооружении и эксплуатации сети.

4.1 Расчет капитальных вложений

Для определения примерной рыночной стоимости оборудования используем показатели [4].

Стоимость электрооборудования приводится к текущему году (3й квартал 2015г.) с помощью коэффициента инфляции 2000 года К²⁰⁰⁰_ИНФ = 4,18, согласно [5]. Учитываем коэффициенты повышения стоимости сооружения =1,4 и =1,3 для Дальнего Востока.

Рассчитаем капиталовложения в трансформаторы ПС для варианта 1, тыс. руб.:

;(20)

.

Рассчитаем капиталовложения в ячейки ОРУ для варианта 1, тыс. руб.:

;(21)

Рассчитаем капиталовложения в КУ для варианта 1, тыс. руб.:

;(22)

.

Постоянная часть затрат на сооружение ПС для варианта 1, тыс.руб.:

;(23)

.

Капиталовложения на сооружение подстанций для варианта 1, млн. руб.:

;(24)

.

Капиталовложения для строительства ВЛ рассчитываются по формуле:

где К₀ - удельная стоимость сооружения 1 км линии, тыс. руб.;

l - длина ВЛ с учетом коэффициента удлинения трассы, км.

Для варианта 1 стоимость сооружения линий составляет, млн. руб.:

;(25)

.

4.2 Расчет эксплуатационных издержек

Суммарные издержки на эксплуатацию сети, [4]:

. (26)

Издержки на эксплуатацию и ремонт для варианта 1 определяются по формуле, млн. руб.:

,(27)

,

где б_Э.Р.ВЛ, б_Э.Р.ПС - нормы ежегодных отчислений на ремонт и эксплуатацию ВЛ и ПС б_Э.Р.ВЛ = 0.008, б_Э.Р.ВЛ = 0.049.

Издержки на амортизацию за рассматриваемый период службы для варианта 1 (Т_СЛ = 20 лет), млн. руб.:

;(28)

.

Издержки стоимости потерь электроэнергии состоят из величины потерь и стоимости потерь электрической энергии, тыс. руб.:

, (29)

где - потери электроэнергии;

- удельная стоимость потерь электроэнергии., принимаем равным 1689 руб/МВт*ч для напряжения 110 кВ на территории Амурской области, согласно постановлениям ФСТ для АО "ДРСК".

4.3 Расчет потерь электрической энергии

Потери электроэнергии определяются по эффективным мощностям и включают в себя потери в ВЛ (потери в трансформаторах не учитываются так как напряжение на стороне ВН одинаково), МВт*ч:

.

Потери электроэнергии в линиях определяются по формуле, МВт*ч:

, (30)

где Т_макс - число часов использования максимальной нагрузки, по заданию 5800 ч;

- активное сопротивление линии;

, - потоки эффективных мощностей по линиям:

ДW_К - потери на корону, учитываются в ВЛ свыше 220 кВ включительно.

Потоки мощности для участка ИП 1 - Б:

;(31)

МВт;

; (32)

Мвар.

Сопротивление участка ИП 1 - Б выполненном проводом АС-240 с удельным сопротивлением 12 Ом/100 км:

=;(33)

=Ом.

Потери электроэнергии участка ИП 1 - Б, МВт*ч:

Результат расчёта для варианта 1 и 2 покажем в таблице 11.

Таблица 11 - Потери энергии в линиях

Участок сети	Pэф, МВт	Qэф неск	U, кВ	Nц	RУД Ом/100 км	L, км	R, Ом	ДWвл, МВт*ч
Вариант 1
ИП1-А	29,5	12,1	110	2	16,2	40,04	6,49	1579,7
ИП1-Б	39,2	15,5	110	1	12	30,03	3,60	3066,9
Б-В	16,3	6,6	110	1	16,2	57,2	9,27	1366,6
В-Г	11,6	4,7	110	1	16,2	60,06	9,73	731,5
ИП2-Г	32,9	13,0	110	1	12	42,9	5,15	3083,6
ИП2-Д	27,0	11,1	110	2	16,2	30,03	4,86	994,9
Всего	10823,1
Вариант 2
ИП1-А	29,5	12,1	110	2	16,2	40,04	6,49	1579,7
ИП1-Б	26,8	10,6	110	1	12	30,03	3,60	1435,8
Б-В	3,9	1,7	110	1	19,8	57,2	11,33	97,4
ИП2-В	24,0	9,6	110	1	12	42,9	5,15	1646,2
ИП2-Г	20,4	8,0	110	1	16,2	42,9	6,95	1601,1
Г-Д	-0,9	-0,2	110	1	30,6	40,04	12,25	5,0
ИП2-Д	27,9	11,3	110	1	12	30,03	3,60	1566,5
Всего	7931,7

4.4 Определение среднегодовых эксплуатационных затрат и выбор оптимального варианта сети

Издержки, млн.руб:

Капиталовложения, млн.руб:

;(34)

.

Среднегодовые затраты, млн.руб:

млн.руб.

Сравнительные результаты расчеты приведены в таблице 12.

Таблица 12 - Затраты для вариантов сети

№ варианта	1	2
Издержки на эксплуатацию линий, млн.руб	16,3	16,1
Издержки на эксплуатацию подстанций, млн.руб	106,9	113,8
Издержки на аммортизацию, млн.руб	211,0	216,9
Потери ЭЭ вс ети 110 кВ, МВт*ч	10823,1	7931,7
Ставка на оплату потерь ЭЭ в сети 110 кВ, руб/МВт*ч	1689	1689
Издержки потерь ЭЭ, млн.руб	18,280	13,397
Издержки, млн.руб	352,6	360,2

Приведенные затраты для вариантов 1 и 2 по формуле (12) показаны в таблице 13.

Таблица 13 - Приведенные затраты для вариантов сети

№ варианта	1	2
Капиталовложения, млн.руб	4220,8	4338,5
Издержки, млн.руб	352,6	360,2
Ставка рефинансирования	10,00%	10,00%
Приведенные затраты, млн.руб	774,7	794,1

По таблице 13 видно, затраты для варианта 2 выше на 2,4% (19,4 млн.руб.), поэтому учитывается величина потерь электроэнергии, для варианта 2 она меньше.

Оптимальный вариант - 2.

5. РАСЧЕТ И АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ

Используя программу Mathcad фирмы Mathsoft рассчитаем режим по алгоритмам [1].

5.1 Расчет максимального режима

Перед началом расчёта составляем схему замещения для схемы варианта сети, показанной на рисунке 4.

Рисунок 4 - Схема электрической сети для варианта 1

Схема замещения для варианта 1 представлена на рисунке 5.



Рисунок 5 - Схема замещения электрической сети для варианта 1

Исходные данные для расчетов - зарядные мощности сети, сопротивления элементов и нагрузки узлов сведены в таблицы 14-15.

Таблица 14 - Сопротивления участков и зарядные мощности линий для максимального режима

Участок	Z, Ом	Qc, МВАр
111-1	3.243+8.268i	1.332
111-2	3.604+12.162i	0.511
2--3	11.326+24.024i	0.934
222-3	5.148+17.375i	0.729
222-5	3.604+12.162i	0.511
222-4	6.95+17.718i	0.714
4--5	12.252+17.377i	0.632

Таблица 15 - Сопротивления трансформаторов и расчётные нагрузки узлов для максимального режима

узел	S, МВА	Zтр, Ом
1	30.4+13.9i	2.54+55.9i
2	23.7+10.2i	4.38+86.7i
3	28.7+12.5i	2.54+55.9i
4	22+9.3i	4.38+86.7i
5	27.9+12.7i	2.54+55.9i

Расчёт проводится в следующем порядке:

1. Находятся потоки мощности на головных участках

2. С учётом уравнительного потока мощности корректируется поток мощности на головных участках

3. Магистрали с двухсторонним питанием размыкаются

4. Находятся потоки мощности в начале каждого участка

5. Проводится расчёт "по данным начала", определяются напряжения узлов по направлению от источника питания

6. Определяется напряжение на стороне НН ПС

7. Рассчитывается желаемый номер отпайки РПН для обеспечения требуемого уровня напряжения на шинах НН ПС.

Результаты расчёта максимального режима показаны в таблице 16.

Таблица 16 - Результаты расчёта максимального режима

Подстанция	Требуемое напряжение низкой стороны, кВ	Фактическое напряжение низкой стороны
"А"	10,5	11,095
"Б"	10,2	11,493
"В"	10,4	10,89
"Г"	10,1	11,306
"Д"	10	10,865

Подробные расчеты приведены в приложении А.

5.2 Расчет послеаварийного режима

Используются те же данные, что при расчёте максимального режима по схемам на рисунках 4-5, учитывая что на магистрали с двухсторонним питанием обрываем наиболее загруженный головной участок, на двухцепных линиях обрываем одну цепь.



Рисунок 6 - Схема электрической сети в аварийном режиме

Таблица 17- Сопротивления участков и зарядные мощности линий для аварийного режима

Участок	Z, Ом	Qc, МВАр
111-1	6.486+16.537i	0.666
2--3	11.326+24.024i	0.934
222-3	5.148+17.375i	0.729
222-4	6.95+17.718i	0.714
4--5	12.252+17.377i	0.632

Результаты расчёта аварийного режима показаны в таблице 18.

Таблица 18 - Результаты расчёта аварийного режима

Подстанции	Требуемое напряжение низкой стороны, кВ	Фактическое напряжение низкой стороны, кВ
"А"	10,5	9,842
"Б"	10,2	8,973
"В"	10,4	9,176
"Г"	10,1	9,551
"Д"	10	8,636

Подробные расчеты приведены в приложении А.

5.3 Анализ режимов

1. Анализ погрешности расчетов напряжения на стороне ВН и НН ПС.

Результаты приведены в таблицах 19-20.

Таблица 19 - Анализ отклонения напряжений от требуемых уровней в нормальном режиме

Подстанции	UВН ном, кВ	UВН расч, кВ
"А"	110	124,851
"Б"	110	124,117
"В"	110	122,451
"Г"	110	121,918
"Д"	110	122,109

Таблица 20 - Анализ отклонения напряжений от требуемых уровней в послеаварийном режиме

Подстанции	UВН ном, кВ	UВН расч, кВ
"А"	110	111,6
"Б"	110	99,016
"В"	110	104,333
"Г"	110	104,335
"Д"	110	98,579

2. Анализ потерь (допустимый интервал от 2 % до 5 %) проводится по формулам (35) - (37), %.

. (35)

Структурный анализ потерь.

; (36)

. (37)

Результаты расчёта сведены в таблицы 21-23.

Таблица 21 - Активные потери в трансформаторах

Подстанции	"А"	"Б"	"В"	"Г"	"Д"	Всего
потери в трансформаторах нормальный режим, МВт	0,036	0,022	0,005	0,015	0,009	0,087
потери в трансформаторах аварийный режим, МВт	0,045	0,488	0,226	0,167	0,372	1,298

Таблица 22 - Потери в ЛЭП максимальный режим и послеаварийный режим

Максимальный режим
Участок	Поток мощности, МВА	Потери, МВА	Потери, МВт
111-1	30,406+13,917i	0,3+0,764i	0,3
111-2	29,17+15,693i	0,327+1,103i	0,327
2--3	5,442+5,387i	0,055+0,116i	0,055
222-3	23,272+7,115i	0,252+0,85i	0,252
222-5	28,932+13,472i	0,303+1,024i	0,303
222-4	20,915+8,463i	0,292+0,745i	0,292
4--5	1,062+0,819i	0,002+0,003i	0,002
Всего	1,531
Послеаварийный режим
111-1	30,406+14,583i	0,61+1,554i	0,61
2--3	23,673+10,7i	0,632+1,34i	0,632
222-3	53,019+24,543i	1,452+4,901i	1,452
222-4	50,807+23,808i	1,808+4,61i	1,808
4--5	27,868+13,161i	0,962+1,364i	0,962
Всего	5,464

Таблица 23 - Анализ расчета потерь активной мощности

Режим	Потери полные	Потери в трансформаторах	Потери в линиях	Нагрузка, МВт
	МВт	%	МВт	%	МВт	%
Максимальный	1,618	1,0%	0,087	0,1%	1,531	1,0%	157
Послеаварийный	6,762	4,3%	1,298	0,8%	5,464	3,5%	157

В нормальном режиме полные потери не превышают 1% от суммарной нагрузки подстанций, в послеаварийном не более 4,3%.

6. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

Для обеспечения изменения коэффициента трансформации трансформаторов, с целью регулирования напряжения, применяются переключающие устройства (далее - ПУ) отпаек обмоток трансформаторов, которые разделяются на две группы:

- ПУ, которые осуществляют переключения на трансформаторе, находящемся в работе под нагрузкой - устройства РПН;

- ПУ, которые осуществляют переключения на невозбужденном отключенном от сети трансформаторе - устройства ПБВ.

Устройства РПН разделяются на два вида:

- реакторные устройства РПН - медленнодействующие, у которых токоограничивающим элементом является отдельный токоограничивающий реактор;

- резисторные устройства РПН - быстродействующие РПН, у которых токоограничивающим элементом является активное сопротивление (резистор), который, как правило, устанавливается в контакторе. Время обтекания током резисторов составляет до нескольких десятков миллисекунд.

Для максимального режима на всех подстанциях необходимо отрегулировать напряжение. Выбираем номер отпайки регулирующего устройства. Определяем желаемый коэффициент трансформации:

(38)

где U_в - напряжение на высокой стороне трансформатора

U_Ж - желаемое напряжение на низкой стороне

Номер желаемой отпайки устройства регулирования

 (39)

где К_Т - номинальный коэффициент трансформации определяется из справочной литературы

t_УР - шаг отпайки устройства регулирования

Определяется фактическое напряжение на низкой стороне трансформатора

(40)

Фактическое напряжение сравнивается с заданным и определяется погрешность, которая не должна превышать шаг отпайки устройства регулирования.

Результаты приведены в таблицах 24-25.

Таблица 24 -Регулирование напряжения в нормальном режиме

Подстанции	UНН требуемое, кВ	UНН полученное, кВ	Погрешность, %	номер отпайки РПН
"А"	10,5	10,53	-0,3%	3
"Б"	10,2	10,22	-0,2%	7
"В"	10,4	10,338	0,6%	3
"Г"	10,1	10,053	0,5%	7
"Д"	10	9,977	0,2%	5

Таблица 25 - Регулирование напряжения в послеаварийном режиме

Подстанции	UНН требуемое, кВ	UНН полученное, кВ	Погрешность, %	номер отпайки РПН
"А"	10,5	10,597	-0,9%	-4
"Б"	10,2	10,25	-0,5%	-7
"В"	10,4	10,48	-0,8%	-7
"Г"	10,1	10,09	0,1%	-3
"Д"	10	10,07	-0,7%	-8

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По окончании расчётов, выбранный вариант схемы сети проверили по величине потерь электроэнергии в нормальном и аварийном режиме. В нормальном режиме полные потери не превышают 1% от суммарной нагрузки подстанций, в послеаварийном не более 4,3%.

Напряжение на низкой стороне подстанций в нормальном режиме обеспечено в соответствии с заданием. В аварийном режиме напряжение отрегулировано в соответствии с желаемыми уровнями.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Герасимов, В. Г. Электротехнический справочник : В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии /В. Г. Герасимов, А. И. Попов - 8-е изд., испр. и доп. -- М.: Издательство МЭИ, 2005. -- 964 с.

2 Карапетян, И. Г. Справочник по проектированию электрических сетей / И. Г. Карапетян, Д. Л. Файбисович, И. М. Шапиро- 4-е издание. - М. : изд-во НЦ ЭНАС, 2012. - 376 с.

3 Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / И. П. Крючков, Б. Н. Неклепаев. - 5-е изд., перераб. и доп. - М. : Энергоатомиздат, 2008. - 608 с. : ил.

4 Письмо заместителя министра регионального развития РФ письмо от 13.08.2015 №25760-ЮР/08

5 Приказ Минпромэнерго РФ от 22.02.2007 N 49 "О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)" (Зарегистрировано в Минюсте РФ 22.03.2007 N 9134)

6 Файбисович, Д. Л., Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей 35 -1150 кВ / И. Г. Карапетян, Д. Л. Файбисович. - М. : НТФ "Энергопрогресс", 2009. - 576 с. : ил.

Размещено на Allbest.ru