Электрическая сеть района нагрузок

Вариант 1. Радиальная схема

Рис.3. Радиальная схема.

Вариант 2. Кольцевая схема.

Рис.4. Кольцевая схема.

1.2 Предварительный расчет мощности источника питания

Расчет мощности нагрузок на ПС - 2 (110 кВ):

Расчет мощности нагрузок на ПС - 2 (10 кВ):

Расчет мощности нагрузок на ПС - 1:

Расчет мощности нагрузок на ПС - 3:

Расчет мощности нагрузок на ПС - 4:

Суммарная мощность потребителей:

Мощность источника питания:

1.3 Определение номинального напряжения ВЛ

Номинальные напряжения ВЛ электрической сети выбираются по технико-экономическим соображениям в зависимости от протяжённости ВЛ и величины активных мощностей, которые будут по ним передаваться в режиме максимальных нагрузок.

Определение ориентировочно оптимального номинального напряжения ВЛ производится по эмпирической формуле:

где - длина воздушной линии, км

- активная мощность нагрузки на одну цепь, МВт

Для магистральной сети с кольцевым участком:

ВЛ А-3: .

Принимаем ,

ВЛ А-2:

Принимаем ,

Рис.5. Распределение потоков мощности в замкнутой сети

Принимаем .

Для радиально-магистральной сети:

ВЛ А-3:

Принимаем .

ВЛ A-2:

Принимаем ,

ВЛ 2-1:

Принимаем ,

ВЛ 2-4:

Принимаем .

1.4 Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов понижающих подстанций

Выбор трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях района нагрузок, определяется с учетом их перегрузочной способности в послеаварийном режиме при выходе из строя одного из двух трансформаторов. Рассчитываются коэффициенты предварительной загрузки и коэффициенты загрузки в послеаварийном режиме. Выводы о допустимости работы одного трансформатора в послеаварийном режиме делаются на основании норм аварийных допустимых перегрузок трансформаторов. В качестве расчетной температуры во время перегрузки принимается зимняя эквивалентная температура охлаждающей среды (х_охл=-20?С), т.к. наибольшая перегрузка трансформаторов наблюдается в зимний период. Продолжительность максимума зимнего суточного графика h = 6ч.

В случае, когда на подстанции предусматривается установка двух трансформаторов, номинальная мощность каждого из них определяется приближенно исходя из соотношения:

;

где - мощность потребителей подстанции.

Выбираем трансформаторы подстанции ПС1:

По [1] табл.5,23 выбираем 2 трансформатора ТДН-16000/110;

Для ПС2:

По [1] табл.5,23 выбираем 2 трансформатора ТДН-16000/110;

Для ПС3:

По [1] табл.5,23 выбираем 2 трансформатора ТPДН-25000/110;

Для ПС4:

По [1] табл.5,23 выбираем 2 трансформатора ТPДН-25000/110;

Таблица 1.2. Параметры трансформаторов

В типах трансформаторов приведены следующие сокращения:

Т - трехфазный; Р - с расщепленной обмоткой;

Д - охлаждение масляное с дутьем и естественной циркуляцией масла;

Н - исполнение с устройством РПН.

Ниже представлены принципиальные схемы соответственно для радиальной сети (Рис. 6) и сети с кольцевым участком (Рис. 7).

Рис.6. Принципиальная схема радиальной сети.

Рис.7. Принципиальная схема сети с кольцевым участком.

1.5 Расчет установившегося режима работы радиальной сети. Определение сечений и марок проводов линий электропередачи

Рис.8. Схема замещения радиально-магистральной сети

1.5.1 Радиально-магистральная сеть

Потери в трансформаторах ПС1:

Выбор сечения ВЛ2-1:

Выбор сечений проводов производим по экономической плотности тока.

где - расчетный максимальный ток, протекающий по проводу ВЛ2-1,

- экономическое сечение провода,

- экономическая плотность тока, определяемая по [1, табл. 3.12.],

n - количество цепей линии.

По этому методу в качестве стандартного выбирается ближайшее к экономическому сечение провода.

Выбираем провод АС 120/19 по [1, табл. 3.8.]. По условию механической прочности сечение не менее 120 (мм²).

Делаем проверку провода: минимальное сечение провода при U_НОМ =110 кВ по условиям короны 70 (мм²).

Проверка по короне выполняется.

Проверяем провод по нагреву:

Проверка по нагреву выполнена.

Расчетные данные провода по [1, табл. 3.8.]:

Мощность в конце линии 2-1, с учётом зарядной мощности:

Потери в трансформаторах ПС4:

Выбор сечения ВЛ2-4:

Выбор сечений проводов производим по экономической плотности тока.

Выбираем провод АС 120/19 по [1, табл. 3.8.]. По условию механической прочности сечение не менее 120 (мм²).

Делаем проверку провода: минимальное сечение провода при U_НОМ =110 кВ по условиям короны 70 (мм²).

Проверка по короне выполняется.

Проверяем провод по нагреву:

Проверка по нагреву выполнена.

Расчетные данные провода по [1, табл. 3.8.]:

Мощность в конце линии 2-4, с учётом зарядной мощности:

Потери в трансформаторах ПС2:

Выбор сечения ВЛ А-2:

Выбор сечений проводов производим по экономической плотности тока.

Выбираем провод АС 240/32

Делаем проверку провода: минимальное сечение провода при U_НОМ =110 кВ по условиям короны 70 (мм²).

Проверка по короне выполняется.

Проверяем провод по нагреву:

Проверка по нагреву выполнена.

Расчетные данные провода по [1, табл. 3.8.]:

Мощность в конце линии А-2, с учётом зарядной мощности:

Потери в трансформаторах ПС3:

Выбор сечения ВЛ А-3:

Выбор сечений проводов производим по экономической плотности тока.

Выбираем провод АС 120/19 по [1, табл. 3.8.]. По условию механической прочности сечение не менее 120 (мм²).

Делаем проверку провода: минимальное сечение провода при U_НОМ =110 кВ по условиям короны 70 (мм²).

Проверка по короне выполняется.

Проверяем провод по нагреву:

Проверка по нагреву выполнена.

Расчетные данные провода по [1, табл. 3.8.]:

Мощность в конце линии А-3, с учётом зарядной мощности:

Суммарная мощность:

1.5.2 Магистральная сеть с кольцевым участком

Для расчёта кольцевого участка необходимо "развернуть" кольцо, разделив узел 2на два узла: А и В. В результате получается участок с двумя источниками питания (рис. 9).

Расчетные нагрузки:

Определим предварительное потокораспределение в ветвях кольцевого участка схемы методом "по длинам линий", при этом предполагаем, что все участки сети имеют одинаковые сечения, схему расположения проводов на опорах, потери в линии отсутствуют, а напряжения .

Рис. 9. Схема разомкнутого кольцевого участка сети

По направлению мощностей P₄₁ и Q₄₁ определена точка потокораздела. Она совпадает для реактивной и реактивной мощности и находится в узле 1.

Проверка баланса мощностей:

Баланс выполняется.

Выбор сечения ВЛ21

Выбираем марку провода АС120/19

Выбор сечения ВЛ24

Выбираем марку провода АС120/19

Выбор сечения ВЛ4-1

Выбираем марку провода АС70/11

Проверка линий кольцевого участка в послеаварийных режимах

3) Отключение ВЛ41

Уточненный расчёт потокораспределения

Учитывая зарядные мощности линий, получим:

Точка потокораздела находится в 1 узле.

Проверка баланса мощностей:

Проверка выполнена.

Расчёт потерь мощности из уточненного расчёта

Составляем схему замещения кольцевого участка, считая замкнутую сеть разомкнутой в точке потокораздела (рис. 10.).

Рис. 10. Схема разомкнутого кольцевого участка сети с учётом сопротивления линий и зарядных мощностей

Мощность, идущая на кольцо от узла 2:

Потери в трансформаторах ПС2:

Мощность, подходящая к шинам 110 кВ:

Выбор сечения ВЛА-2:

Выбираем провод АС240/32 по [1, табл. 3.8.]. По условию механической прочности сечение не менее 120 (мм²).

Делаем проверку провода: минимальное сечение провода при U_НОМ =110 кВ по условиям короны 70 (мм²).

Проверка по короне выполняется.

Проверяем провод по нагреву:

Для провода марки АС240/32

,

.

Проверка по нагреву выполнена.

Расчетные данные провода по [1, табл. 3.8.]:

Мощность в конце линии А-2, с учётом зарядной мощности:

Потери в трансформаторах ПС3:

Выбор сечения ВЛ А-3:

Выбор сечений проводов производим по экономической плотности тока.

Выбираем провод АС 120/19 по [1, табл. 3.8.]. По условию механической прочности сечение не менее 120 (мм²).

Делаем проверку провода: минимальное сечение провода при U_НОМ =110 кВ по условиям короны 70 (мм²).

Проверка по короне выполняется.

Проверяем провод по нагреву:

Проверка по нагреву выполнена.

Расчетные данные провода по [1, табл. 3.8.]:

Мощность в конце линии А-3, с учётом зарядной мощности:

Суммарная мощность:

1.6 Выбор электрических соединений РУ ПС

Схему РУ подстанции при конкретном проектировании разрабатывается на основании общих схем развития энергосистемы, схемы электроснабжения района или объекта должны:

· обеспечивать требуемую надёжность электроснабжения с учётом состава потребителей ПС, в соответствии с категорией надёжности (I,II,III);

· обеспечить возможность проведения эксплуатационных и ремонтных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений (гибкость);

· обеспечить экономичность работы сети в целом;

· учитывать требования противоаварийной автоматики.

Схема должна обеспечивать надёжность транзита мощности через ПС в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети.

Схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийном режиме без вмешательства персонала.

Схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей.

Число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырёх при повреждении трансформатора.

Данные по схемам РУ ПС приведены в таблице №1.3.

Рис. 11. Схема распределительных устройств для радиальной сети

Рис. 12. Схема распределительных устройств для радиальной сети с кольцевым участком

Таблица1.3. Распределительные устройства подстанций.

1.7 Технико-экономическое сравнение вариантов выбранных схем методом дисконтированных затрат

1.7.1 Определение затрат на сооружение сетей по укрупнённым стоимостным показателям

Экономическим критерием, по которому определяют более выгодный вариант, является минимум суммарных дисконтированных затрат:

,

,

где E_н =14% = 0.14 - ставка дисконта (задание),

- расчётный срок проекта (задание),

- капиталовложения,

- издержки.

При определении затрат для сравнения вариантов одинаковые элементы сети в различных вариантах не учитываются. Исходя из этого:

Для варианта радиально-магистральной схемы электрической сети будем учитывать:

ВЛ 2-1, ВЛ 2-4.

Для варианта магистральной схемы электрической сети с кольцевым участком будем учитывать:

ВЛ 2-1, ВЛ 1-4, ВЛ 2-4.

Потери на корону ВЛ 110 кВ не учитываются, а, так как остальные элементы сети одинаковые в обоих вариантах, то постоянные потери мы учитывать не будем.

Поправочные коэффициенты на стоимость сооружения ВЛ:

1) зональный:

2) по гололёду:

3) по ветру:

1) Радиально-магистральная схема:

Капитальные вложения в воздушные линии электропередач сведены в таблицу 1.4.

2. Расчет установившихся режимов работы электрической сети

2.1 Выбор и обоснование расчётных режимов сети

Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения:

загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности;

сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;

уровня напряжений в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах; потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь;

уровня токов КЗ, соответствия существующей или намечаемой к установке аппаратуры ожидаемым токам КЗ, мероприятий по ограничению токов КЗ;

пропускной способности сети по условиям устойчивости;

интегральных показателей условий работы сети в целом за длительный период - передаваемой энергии, средних значений отдельных параметров режима (напряжения в узлах, нагрузки трансформаторов, плотности тока в линиях электропередач и т.п.) или диапазона изменения значения какого-либо параметра для расчетных элементов сети и др.

Будут рассмотрены следующие режимы:

1. Режим максимальных нагрузок.

2. Режим минимальных нагрузок.

3. Послеаварийный режим при отключении блока линия-трансформатор ПС 3.

4. Послеаварийный режим при отключении блока линия-трансформатор ПС 1.

5. Послеаварийный режим при отключении блока линия-трансформатор ПС 4.

6. Послеаварийный режим при отключении блока линия-трансформатор ПС 2.

7. Послеаварийный режим при отключении линии А - 2.

2.2 Расчёт режимов на ПЭВМ

Расчеты установившегося режима работы сети на ПК выполняются при следующих условиях:

активные и реактивные нагрузки представляются постоянными мощностями (Р = пост, Q = пост.);

линии электропередачи представляются активными и реактивными сопротивлениями R и X и поперечной емкостной проводимостью В ;

трансформаторы - активными и реактивными сопротивлениями обмоток и коэффициентами трансформации (номинальными или фактическими их величинами).

Расчеты режимов представлены на рис. 13. - рис. 19.

Рис13. Режим макс.нагрузок.

сеть мощность трансформатор электрический

Рис.14. П/а режим отключение трансформатора на ПС3

Рис.15. П/а режим отключение трансформатора на ПС1

Рис.16. П/а режим отключение трансформатора на ПС4

Рис.17. П/а режим отключение трансформатора на ПС2

Рис.18. П/а режим отключение линии А-2

Рис.19. Режим мин.нагрузок

2.3 Выбор и обоснование способов регулирования напряжения

Для регулирования напряжения используются устройства РПН на трансформаторах электрической сети.

В соответствии с требованиями ПУЭ, на вторичных шинах подстанций 10 кВ, от которых питаются распределительные сети, должны быть обеспечены уровни напряжения U₂:

- в режиме максимальных нагрузок

,

- в режиме минимальных нагрузок

,

где - номинальное напряжение сети, питающейся от вторичных шин подстанций (=10.0 кВ).

Регулирование напряжения должно осуществляться за счет изменения величины коэффициентов трансформации трансформаторов подстанций К_Т.

Результаты расчетов по регулированию напряжения для каждой подстанции представлены в табл. 7.

Таблица 2.1. Расчеты по регулированию напряжения

2.4 Составление и анализ баланса активных и реактивных мощностей

УР электрических сетей характеризуются балансом активных и реактивных мощностей. Уравнения баланса мощностей устанавливают соотношения между генерацией и потреблением мощностей.

Уравнение баланса активной мощности электрической сети может быть представлено в виде выражения

где - активная мощность, потребляемая районом нагрузок с шин подстанции А;

- активная суммарная мощность потребителей района (на шинах 10 и 110 кВ);

- суммарные переменные потери активной мощности в электрической сети.

Расчет УР выполняется с заданной точностью по мощности, которая составляет 1 МВт. Реальная величина небаланса (невязки) уравнения Р определяется по выражению

,

где величины Р_А ,Р принимаются по результатам расчета УР, а величина Р - по исходным данным.

Составляющие уравнения баланса определяются для режимов максимальных и минимальных нагрузок электрической сети при работающем компенсирующем устройстве. Результаты представлены в табл. 2.2. Определение составляющих уравнения баланса активных мощностей в процентах производится по выражениям:

;

;

Таблица 2.2 Баланс активной мощности

Уравнение баланса реактивной мощности электрической сети может быть представлено в виде соотношения

,

где - суммарная реактивная мощность, потребляемая с шин ПСА (в расчетах УР на ПК - мощность балансирующего узла);

- реактивная суммарная нагрузка потребителей района;

- зарядная мощность электрической сети;

- потери реактивной мощности суммарные, переменные в сети;

- мощность компенсирующих устройств (потребление или генерация).

Все составляющие уравнения в ходе расчетов установившихся режимов работы сети определяются с помощью программного комплекса "Энергия".

Реальная величина небаланса (невязки) уравнения определяется по выражению:

,

где величины , , принимаются по результатам расчета УР, а величина - по исходным данным.

Определение составляющих уравнения баланса реактивных мощностей в процентах производится по выражениям:

;;

;

;

.

Составляющие уравнения баланса представлены в табл. 2.3.

Таблица 2.3 Баланс реактивной мощности

3. Определение технико-экономических показателей электрической сети

3.1 Расчет капиталовложений на сооружение ЛЭП

Капиталовложения в линии:

,

где - стоимость сооружения 1 км ВЛ в зависимости от напряжения и сечения провода с учетом конструкций, материала опор и района по гололёду [1],К₁=1.2 - зональный коэффициент.

- длина ВЛ км,

65 - коэффициент дефляции, приводящий цены к 2011 г.

Капитальные вложения в ЛЭП сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1. Капитальные вложения в ВЛ

* Стоимость сооружения 1 км воздушной линии приведена по данным 1991 г. по табл. 7.5 ,[1].

** Общая стоимость приведена к ценам 2011 г.

3.2 Расчет капиталовложений на сооружение подстанций

Капиталовложения в подстанции:

,

где - капиталовложения в распределительные устройства высшего, среднего и низшего напряжения[1],

- постоянная часть затрат [1],

- стоимость трансформаторов [1],

- стоимость линейных, регулировочных трансформаторов [1],

- стоимость трансформаторов [1],

- стоимость трансформаторов [1]

Если число выключателей на РУ больше трёх, то:

,

где - стоимость ячейки ОРУ с выключателем [1],

- число ячеек.

Капитальные вложения в ПС сведены в таблицу 3.2.

Таблица 3.2. Капитальные вложения в ПС

* Стоимость элементов ПС приведена по данным 1991 г. по табл. 7.15, 7.16, 7.17, 7.21, 7.28, [1]. ** перерасчет на 2011 год

Суммарные капитальные вложения в сеть:

3.3 Расчет эксплуатационных издержек на возмещение потерь активной энергии

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание электрической сети:

.

где - ежегодные издержки на ремонты и обслуживание элементов электрической сети, % капитальных затрат, выбираемые по табл. 6.2. [1],

- составляющие стоимости оборудования по ВЛ и ПС, выбираемые по табл. 7.4. [1],

Суммарные потери активной энергии в электрической сети:

,

где - потери энергии в течении года в ВЛ,

- потери энергии в трансформаторах на подстанции в течении года,

- средневзвешенное время максимальных потерь для всей сети в течении года,

,

Определим потери энергии в ВЛ:

,

Потери энергии в трансформаторах подстанций:

,

Постоянные потери энергии в трансформаторах i-подстанции

- потери активной мощности в режиме холостого хода в трансформаторе, МВт, - время работы трансформаторов в течении года, ч,

Переменные потери энергии в трансформаторах i-й подстанции

Определим потери энергии в трансформаторах:

.

Определим издержки на возмещение потерь энергии в сети:

.

Определим ежегодные эксплуатационные расходы:

3.4 Расчет КПД и себестоимости передачи и распределения электроэнергии

Максимальный КПД сети:

,

.

Средневзвешенный КПД сети:

,

,

- суммарная энергия, потребляемая потребителем за год.

Расчёт себестоимости передачи и распределения электроэнергии

Определение себестоимости передачи 1 кВтч электроэнергии:

,

где И - ежегодные эксплутационные издержки; W_У - суммарная энергия, потребляемая потребителем за год.

Потери энергии в сети за год составляют:

,

Результаты расчёта технико-экономических показателей сведены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3.