Проектування електричної мережі району
Розробка ефективної схеми електромережі району з урахуванням прогнозу навантажень та забезпечення надійності, інших технічних та економічних обмежень. Вибір трансформаторів та схем підстанцій споживачів. Основні техніко-економічні показники мережі.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | украинский |
| Дата добавления | 27.02.2015 |
| Размер файла | 1,3 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
,
де - середньозважений тариф на електроенергію в даній енергосистемі (без податку з обороту), приймається рівним 65 коп. /кВтгод;
- частка вартості реалізації електроенергії, що припадає на електричну мережу (для мереж 35 кВ складає 0,25);
- додаткове надходження електроенергії в мережу, зумовлене спорудженням електромережевого об'єкта, млн. кВтгод.;
В - додаткові щорічні витрати на експлуатацію мережі, тис. грн.
Таким чином рентабельність для 1 варіанта буде такою:
.
Отже строк окупності буде рівним:
Ток = = 3.8 (років).
Для 2 варіанту:
.
Ток = = 3.89 (років).
Таким чином для подальших розрахунків лишаємо 1 варіант схеми мережі, для якого надалі розрахуємо основні режими роботи ЕМ.
7. Розрахунки параметрів схем заміщення мережі
Схему заміщення електричної мережі складають, об'єднуючи схеми заміщення окремих елементів мережі у відповідності з послідовністю цих елементів у розрахунковій мережі.
Схеми заміщення окремих елементів мережі і розрахунок параметрів цих схем наведені нижче.
1. Лінії зображуються схемами заміщення:
ЛЕП напругою 35 кВ:
Рисунок 7.1 - Схема заміщення ЛЕП 35 кВ
; (7.1)
, (7.2)
де r0, x0 - відповідно питомі параметри (на 1 км довжини) активний і реактивний опори, що визначаються за [4, таблиця 7.5];
l - довжина лінії;
nц - кількість ланцюгів.
Розрахуємо параметри лінії 302-901 за вищевказаними формулами:
R = 0,30613,2 = 4,04 (Ом);
X = 0,42113,2 = 5,56 (Ом).
Розрахунок параметрів схеми заміщення інших ліній проводимо аналогічно, результати зводимо в таблицю 7.1.
Таблиця 7.1 - Параметри ліній електропередачі
|
ЛЕП |
nц |
l, км |
r0 Ом/км |
х0 Ом/км |
Rл Ом |
Хл Ом |
|
|
303-901 |
1 |
11,55 |
0,306 |
0,421 |
3,53 |
4,86 |
|
|
901-903 |
1 |
16,5 |
0,306 |
0,421 |
5,05 |
6,95 |
|
|
903-904 |
1 |
18,15 |
0,306 |
0,421 |
5,55 |
7,64 |
|
|
304-904 |
1 |
14,85 |
0,306 |
0,421 |
4,54 |
6,25 |
|
|
303-905 |
1 |
9,9 |
0,306 |
0,421 |
3,03 |
4,17 |
|
|
902-905 |
1 |
18,15 |
0,306 |
0,421 |
5,55 |
7,64 |
|
|
304-902 |
1 |
18,15 |
0,306 |
0,421 |
5,55 |
7,64 |
2. Двообмоткові трансформатори зображуються схемою заміщення (рисунок 7.3):
Рисунок 7.3 - Схема заміщення двообмоткового трансформатора
Параметри RT, XT, KT, Px, Qx визначаємо за довідником [4]: результати наведені в пункті курсового проекту "Вибір трансформаторів на підстанціях" (таблиця 5.1).
Для нових вузлів в наступному розділі, розраховуємо основні режими роботи мережі після розвитку.
8. Розрахунок і аналіз режимів роботи мережі
8.1 Визначення приведених і розрахункових навантажень підстанцій
З метою спрощення розрахункової схеми (зменшення кількості вузлів) кожна двотрансформаторна підстанція може бути подана лише одним вузлом, який відповідає стороні вищої напруги, після приведення до цієї сторони навантаження , заданого на шинах Uнн = 10 кВ.
Значення приведеного навантаження i-ої підстанції визначається за виразом:
,
де = PТi + jQТi - сумарні втрати потужності в трансформаторах підстанцій. Для двохобмоткових трансформаторів:
PТ = + nPх;
QТ = + nQх,
де Sнв - модуль потужності навантаження в розрахунковому режимі;
Sном - номінальна потужність трансформатора.
Для вузла №901:
PТ = 0.02 (МВт);
QТ = + 217.610-3 = 0.08 (МВАр);
= 1.42+ j0.76 (МВА).
Аналогічні розрахунки робимо для інших вузлів. Отримані результати заносимо в таблиці 8.1.
Таблиця 8.1 - Приведені потужності вузлів
|
Номер вузла |
n |
Рт, МВт |
Qт, МВАр |
Sн, МВА |
Sпр, МВА |
|
|
901 |
2 |
0,02 |
0,08 |
1,4+j0,68 |
1,42+j0,76 |
|
|
902 |
2 |
0,03 |
0,11 |
1,7+j1,01 |
1,73+j1,12 |
|
|
903 |
2 |
0,02 |
0,13 |
2,1+j1,13 |
2,12+j1,26 |
|
|
904 |
2 |
0,02 |
0,15 |
2,3+j1,3 |
2,32+j1,45 |
|
|
905 |
2 |
0,02 |
0,09 |
1,1+j0,56 |
1,12+j0,65 |
8.2 Визначення потокорозподілення в мережі
Розрахунок потокорозподілення проводять за приведеними навантаженнями, починаючи з більш віддалених пунктів мережі, приймаючи напругу мережі номінальною (по нульовій ітерації).
Втрати потужності в мережі не враховують при UH110 кВ.
На першому етапі розрахунку, напруги у вузлах приймають рівними номінальному значенню Uном мережі, втрати потужності в мережі не враховують = 0. При цих припущеннях визначають потужність на головних ділянках лінії. Потужність на інших ділянках мережі визначають, виходячи із балансу потужності у вузлах.
У результаті такого попереднього розрахунку визначають точку потокорозподілення (струморозподілення), точку, в яку потужність поступає з двох сторін.
На другому етапі розрахунку кільцевої мережі, її розмикають у точці потокорозподілу. Навантаження відповідного вузла теж розподіляється на дві частини, кожна з яких визначається потужністю, що поступає по приєднаній до неї лінії.
Подальший розрахунок ведуть так, як і для розімкненої мережі, при цьому не враховуються втрати потужності на ділянках ЛЕП Uн110 кВ.
У курсовому проекті проводять розрахунок потокорозподілу потужностей для трьох режимів роботи мережі: максимального, мінімального і післяаварійного із максимальними навантаженнями.
Для контуру 303-901-903-904-304 маємо:
(МВА);
(МВА);
також для контуру 303-905-902-304 маємо:
(МВА);
(МВА).
Перетік потужності у вітці 901-903 знайдемо, склавши рівняння за першим законом Кірхгоффа для вузла 901:
(МВА).
Для інших ділянок:
(МВА);
(МВА).
Оскільки ланцюг ліній 303-901-903-904-304 включений між підстанціями з різними напругами, то виникає зрівняльний струм:
;
або зрівняльна потужність:
,
де .
Дані про напруги вузлових підстанцій беремо з розрахунку усталеного режиму вхідної електричної мережі (додаток Д).
U303 = 33,671 (кВ); U304 = 33,153 (кВ);
(МВА).
Для контуру 303-905-902-304:
U303 = 33,671 (кВ); U304 = 33,153 (кВ);
(МВА).
Після накладання зрівняльної потужності на отримане потокорозподілення отримаємо:
(МВА);
(МВА);
(МВА);
(МВА);
(МВА);
(МВА);
(МВА).
Розриваємо ланцюг в точці потокорозподілу за активною потужністю і подальший розрахунок ведемо так, як і для розімкненої мережі, не враховуючи втрати потужності на ділянках ЛЕП.
Результати розрахунків потокорозподілення для мінімального та післяаварійного режимів знаходяться в додатках Е та Ж.
8.3 Визначення робочих рівнів напруги у вузлах мережі
Розрахунок робочих рівнів напруги в вузлових точках мережі проводиться від пункту живлення до найбільше віддалених точок мережі. По відомій напрузі U1 на однім із кінців лінії напругу другого кінця U2 можна визначити за такими формулами:
;
.
Так як ми розраховуємо максимальний режим, то напругу на шинах вузлових підстанції приймаємо рівною 115,5 кВ.
Розрахуємо робочий рівень напруги у всіх вузлах для максимального режиму. Для інших режимів результати дістанемо з розрахунку відповідних режимів за допомогою програмного комплексу "Втрати - High” (додаток Е та Ж).
Для ділянки 303-901 маємо:
;
(кВ);
(кВ).
Напруги в інших вузлах знайдемо аналогічно, при цьому розрахункові значення напруг вузлів заносимо в таблицю 8.2
Таблиця 8.2 - Рівні напруг у різних режимах
|
Номер вузла за схемою |
Напруга вузла навантаження, кВ |
||||||
|
максимальний режим |
мінімальний режим |
післяаварійний режим |
|||||
|
901 |
33,06 |
10,005 |
34,031 |
10,165 |
31,623 |
10,006 |
|
|
902 |
32,963 |
10,032 |
34,034 |
10,135 |
31,926 |
10,004 |
|
|
903 |
32,517 |
10,151 |
33,864 |
10,113 |
30,214 |
10,162 |
|
|
904 |
32,559 |
10,134 |
33,895 |
10,112 |
29,383 |
9,988 |
|
|
905 |
33,317 |
10,0 |
34,127 |
10,169 |
31,056 |
10,056 |
9. Регулювання напруги в мережі
Регулювання напруги проводиться з метою забезпечення нормальних відхилень напруги на шинах нижчої напруги споживачів. Рівень напруги у цьому випадку має становити (0,95-1,05) Uн, тобто 9,5-10,5 кВ для номінальної напруги 10 кВ. Забезпечення допустимого рівня напруги у кожному вузлі на шинах споживачів проводиться у такий спосіб.
Визначаємо втрати напруги в трансформаторах, зведені до вищої напруги:
.
Бажаний коефіцієнт трансформації знаходимо з умови забезпечення на боці НН трансформаторної підстанції бажаної напруги UНН. б = (1-1,05) Uн:
.
Бажані рівні напруги приймаються у відповідності з рекомендаціями (ПУЕ) для кожного з характерних режимів.
Далі визначаємо дійсний коефіцієнт трансформації kТД трансформатора, дійсну напругу на боці НН трансформаторної підстанції і положення перемикача відгалужень за [4, таблиця 8,1], яка складається, виходячи з меж регулювання коефіцієнта трансформації трансформатора.
Проведемо регулювання напруги у вузлі 901:
(кВ);
;
;
(кВ).
Розрахунок по визначенню робочих рівнів напруг для всіх інших вузлів проводимо аналогічно. Для проведення розрахунку по регулюванню напруги на боці НН трансформаторних підстанцій у мінімальному та після аварійному режимах користуємось результатами з розрахунку відповідних режимів за допомогою програмного комплексу "Втрати - High” (додаток Е та Ж).
Результати наведені в таблиці 9.1.
Таблиця 9.1-Рівні напруг на нижній стороні трансформаторів
|
Umax, кВ |
||
|
901 |
10,005 |
|
|
902 |
10,032 |
|
|
903 |
10,151 |
|
|
904 |
10,134 |
|
|
905 |
10,0 |
10. Виконання розрахунків режимів на ЕОМ
Розрахунок режимів за допомогою ЕОМ може здійснюватись за програмними комплексами ВТРАТИ-High, АЧП, ДАКАР, КОСМОС або іншими.
Для виконання розрахунків необхідно розробити розрахункову модель і схему заміщення електричної мережі, на основі яких провести підготовку вихідної інформації. Підготовка вхідної інформації для всіх вказаних програм здійснюється аналогічно.
В курсовому проекті користуємося програмним комплексом "Втрати - High” для розрахунку трьох режимів - максимального, мінімального та післяаварійного. Правила підготовки вхідної інформації наведені в п.1. курсового проекту.
В мінімальному режимі найбільше навантаження складає 35% від максимального, напругу балансуючих вузлів приймаємо рівною 110 кВ. В післяаварійному режимі розриваємо найбільш завантажені вітки 304-904 та 303-905, та підтримуємо напругу балансуючих вузлів на рівні 110 % від номінальної.
В максимальному режимі аналізуючи отриману інформацію, ми впевнились, що напруга у всіх вузлах є допустимою. Вхідна електрична мережа характеризується малими втратами потужності 2,906 МВт або 5.0% від потужності генерації (Додаток Д).
Вхідні дані та результати розрахунку мінімального та післяаварійного режимів електричної мережі після розвитку відповідно представлені в додатках Е та Ж.
11. Визначення основних техніко-економічних показників спроектованої мережі
Заключна частина проекту має на меті визначення витрат, необхідних для спорудження мережі (одноразових капіталовкладень) та для її експлуатації на протязі року (відрахування на амортизацію, поточний ремонт і обслуговування), а також системних витрат на компенсацію втрат потужності та електроенергії в мережі. Ці показники визначаються по методиці, викладеній в п.6. Окрім цих основних показників, необхідно визначити ряд вторинних показників, які характеризують економічність експлуатації.
До них відносяться:
собівартість передачі електроенергії у мережі:
,
де Аріч - сумарна електроенергія, яка відпущена у розподільчі мережі з шин 10 кВ підстанцій протягом року;
В - щорічні витрати на експлуатацію мережі, що враховують збільшення втрат електроенергії в існуючій мережі.
Аріч = Тнб= Рнв махТнб,
де Рнв мах - сумарне максимальне навантаження підстанцій мережі.
Аріч = (1,4 + 1,7 + 2,1 + 2,3 + 1,1) 5000 = 43000 (МВтгод/рік);
В = Вл + Вп + В`w = 698,22 + 1731,91 + 4116,79 = 6546,93 (тис. грн.), де
,
де Р1 (1,275 МВт) та Р2 (2,906 МВт) - втрати активної потужності взяті відповідно з розрахунку режиму максимальних навантажень вхідної електричної мережі та мережі з врахуванням нових споживачів електричної енергії.
15,23 (коп /кВтгод);
рентабельність:
;
відносне значення сумарних втрат активної потужності в режимах максимальних навантажень мережі в процентах від сумарного навантаження підстанцій для всієї мережі та спроектованої електричної мережі:
(%);
(%).
відносне значення сумарних річних втрат електроенергії () в мережі в процентах від Аріч для всієї мережі та спроектованої електричної мережі:
(%);
(%).
Окрім вказаних показників, представимо дані, які характеризують необхідність мережі в елементах обладнання. До них відносяться:
– кількість трансформаторного обладнання за номінальними напругами та марками.
– кількість вимикачів.
– кількість компенсуючих пристроїв по марках.
Таблиця 11.1 - Дані про силове обладнання на підстанціях
|
№ п/ст |
Дані про трансформатори |
Кількість вимикачів |
КП |
||
|
кількість |
марка |
35 кВ |
|||
|
901 |
2 |
ТМН-1600/35 |
3 |
- |
|
|
902 |
2 |
ТМН-1600/35 |
3 |
- |
|
|
903 |
2 |
ТМН-2500/35 |
3 |
- |
|
|
904 |
2 |
ТМН-2500/35 |
3 |
- |
|
|
905 |
2 |
ТМН-1000/35 |
3 |
- |
– кількість кілометрів проводів ПЛЕП по марках (на одну фазу).
Провід АС 95/16 - 107.25 (км).
Висновки
В даному курсовому проекті було здійснено:
а) вибір перерізу проводів за розрахунковими струмами. В спроектованій схемі мережі використовуються проводи марки АС-95/16, що забезпечує нормальне функціонування всієї мережі і дає можливість подальшого її розвитку, тобто підключення нових потужностей без додаткових витрат на реконструкцію вже існуючої мережі;
б) вибір відповідного рівня напруги за перетоками потужності і довжинами ділянок мережі. В результаті розрахунків номінальна напруга мережі була вибрана 35 кВ, що дає можливість подальшого розвитку мережі;
в) із намічених п'яти варіантів було вибрано оптимальний за встановленим в теперішній час критерієм "дисконтні затрати”. Під час розрахунку, мінімальні затрати відповідали 1-му варіанту схеми мережі, а остаточні затрати З = 85471.08 тис. грн. Остаточна рентабельність склала 13.48 %.
Також у курсовому проекті було складено баланс як по активній, так і по реактивній потужності. Співставлення величини сумарної реактивної потужності, яка споживається, з реактивною потужністю, яка надходить від джерела, дозволяє зробити висновок про непотрібність встановлення компенсуючих пристроїв.
Для проектованої мережі за допомогою програмного комплексу "Втрати - High” було проведено розрахунок основних режимів роботи мережі, а саме максимального, мінімального та післяаварійного. Для виконання розрахунків була сформована розрахункова модель мережі, отримані результати проаналізовані. Аналізуючи отриману інформацію, було виявлено, що напруга у деяких вузлах на стороні НН 10 кВ не є допустимою. Тому було проведено регулювання рівнів напруги за допомогою зміни коефіцієнтів трансформації трансформаторів.
Література
1. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: учебник для ВУЗов. - М.: Энергоиздат, 1989.
2. Романюк Ю.С. Електричні мережі і системи. - Івано-Франківськ.: І ІІ, 2000 р.
3. Сегеда Л.П. Електричні мережі і системи. - Львів.: ЛПІ, 2001р.
4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем // Под ред.С. С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 362 с.
5. Правила устройств электроустановок / Минэнерго СССР.6-ое издание. - М.: Энергоатомиздат 1986 г.
6. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование. - Минск, Высшая школа, 1988 г.
7. Пособие к курсовому и дипломному проектированию. / под ред.В.М. - Высшая школа 1988 г.
8. Методичні вказівки до курсового проекту з дисципліни "Передача і розподіл електричної енергії”/ уклад.В.С. Білоусов, Ж.І. Остапчук, Л.Р. Пауткіна. - Вінниця:, ВДТУ, 1997 - 79с.
9. Остапчук Ж.І., Кулик В.В., Видмиш В.А. Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни "Електричні системи і мережі". - Вінниця: ВНТУ, 2004.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Вибір оптимальної схеми електропостачання споживачів. Розрахунок максимальних навантажень і післяаварійного режиму роботи електричної мережі. Коефіцієнти трансформації трансформаторів, що забезпечують бажані рівні напруг на шинах знижувальних підстанцій.
курсовая работа [995,2 K], добавлен 25.10.2013Розрахунок струмів та напруг на ділянках без урахування втрат та вибір проводів. Техніко-економічне порівняння двох схем електричної мережі. Визначення довжин ліній. Аварійний режим роботи електричної схеми Б. Режим мінімального її навантаження.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.02.2014Стисла характеристика району та споживачів. Вибір схеми електричної мережі. Визначення потоків потужності. Вибір номінальної напруги лінії мережі, перерізів проводів повітряних ліній та трансформаторів. Регулювання напруги на підстанціях споживачів.
курсовая работа [667,6 K], добавлен 25.12.2013Загальні положення проектування електричних мереж. Покриття потреб мережі в активній та реактивній потужності. Вибір трансформаторів. Критерії раціональної схеми електромережі на підставі техніко-економічного порівняння конкурентоздатних варіантів.
курсовая работа [725,2 K], добавлен 21.02.2012Вибір силових трансформаторів на підстанціях електричної мережі. Техніко-економічне обґрунтування вибраних варіантів схем електричної мережі. Розрахунок втрати потужності в обмотках трансформатора. Розподіл напруг по ділянкам ліній електропередач.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 16.09.2013Розрахунок режиму та застосування методу динамічного програмування для визначення оптимальної схеми електричної мережі. Вибір потужності трансформаторів для підстастанцій, схеми розподільчих пристроїв. Визначення витрат на розвиток електричної мережі.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 10.05.2012Проектування електричної мережі напругою 330/110/10 кВ. Вибір перетину і марки проводів повітряних ліній за значенням навантаження на кожній ділянці, визначення параметрів схем заміщення. Визначення потужності трансформаторів підстанцій ПС1 і ПС2.
курсовая работа [425,8 K], добавлен 14.03.2016Розробка структурної схеми СЕП відповідно до вихідних даних. Побудова добових і річних по тривалості графіків навантажень для підстанцій об’єктів. Визначення числа і потужності силових трансформаторів і генераторів на підстанціях. Розподільні мережі.
курсовая работа [537,7 K], добавлен 24.02.2009Вибір числа й потужності трансформаторів ТЕЦ-90. Техніко-економічне порівняння структурних схем. Вибір головної схеми електричних сполук, трансформаторів струму і струмоведучих частин розподільних пристроїв. Розрахунок струмів короткого замикання.
курсовая работа [210,4 K], добавлен 16.12.2010Специфіка проектування електричної мережі цеху з виготовлення пiдiймальних пристроїв машинобудівного заводу. Розрахунок електричних навантажень. Вибір кількості і потужності силових трансформаторів КТП з урахуванням компенсації реактивної потужності.
курсовая работа [778,9 K], добавлен 14.03.2014
