Проектирование районной сети
Составление 3-х вариантов конфигурации схемы районной электросети. Осуществление ориентировочного выбора напряжения на каждом участке. Решение вопроса обеспечения потребителей качественной электроэнергией (проект "встречного" регулирования напряжения).
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 19.04.2012 |
| Размер файла | 1,6 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.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
ВВЕДЕНИЕ
Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние связи, динамику развития, параметры и надёжность работы системы в целом и её отдельных элементов.
При различном составе и объёме задач, решаемых на отдельных этапах проектирования электрических сетей, работы имеют следующее примерное содержание:
анализ электрических нагрузок потребителей и составление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам;
электрические расчёты различных режимов работы сети и обоснование схемы построения сети на рассматриваемые расчётные уровни;
составление баланса реактивной мощности и выявление условий регулирования напряжения в сети, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств, их типа и мощности;
сводные данные по намеченному объёму развития электрической сети, натуральные и стоимостные показатели;
и др.
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТОВ
1.1Характеристика потребителей
В отношении обеспечения надёжности электроснабжения ПУЭ разделяют все электроприёмники на ряд категорий.
К электроприёмникам 1-ой категории относят такие, перерыв в электроснабжении которых повлечёт за собой:
опасность для жизни людей;
значительный ущерб народному хозяйству;
нарушение функционирования особо важных элементов народного хозяйства.
Электроприёмники 2-ой категории - приёмники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих и механизмов, нарушению нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей.
К потребителям 3-ей категории относятся все остальные электроприёмники.
1.2 Данные по потребительским узлам
Пункт А:активная мощностькоэффициент мощностигодовое число использования максимума нагрузки потребители:I категорияII категорияIII категория |
РА=14,3СоsцА=0,89ТmaxА=3625 ч50%20%30% |
|
Пункт Б:активная мощностькоэффициент мощностигодовое число использования максимума нагрузкипотребители:I категорияII категорияIII категория |
РБ=41,5 МВтСоsцБ=0,9ТmaxБ=5830 ч30%30%40% |
|
Пункт В:активная мощностькоэффициент мощностигодовое число использования максимума нагрузки потребители:I категорияII категорияIII категория |
РВ=42 МВтСоsцВ=0,88ТmaxВ=3300 ч20%20%60% |
|
Пункт Г:активная мощностькоэффициент мощностигодовое число использования максимума нагрузки потребители:I категорияII категорияIII категория |
РГ=17,2 МВтСоsцГ=0,91ТmaxГ=4240 ч15%45%40% |
|
Пункт Д:активная мощностькоэффициент мощностигодовое число использования максимума нагрузки потребители:I категорияII категорияIII категория |
РД=46,2 МВтСоsцД=0,91ТmaxД=4632 ч40%30%30% |
Географическое расположение: Новосибирская область;
безлесная местность.
Район по гололёду: II
Район по ветру: II
Реактивная нагрузка потребителей:
, (1.1)
где tgцi - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному соsцi.
Полная нагрузка потребителей:
, (1.2)
Пример расчёта для пункта А по (1.1) и (1.2):
МВАр,
=16.05 МВА.
Для остальных потребителей расчёт производим аналогично. Результат расчёта сводим в таблицу 1.1.
Таблица 1.1.
Исходные данные.
|
№ |
Потребитель |
Р, МВт |
соsц, о. е |
tgц, о.е |
Q, МВАр |
S, МВА |
Tmax, ч |
|
|
1. |
Пункт А |
14,3 |
0,89 |
0,51 |
7,29 |
16,05 |
3625 |
|
|
2. |
Пункт Б |
41,5 |
0,9 |
0,48 |
19,9 |
46,03 |
3830 |
|
|
3. |
Пункт В |
42,0 |
0,87 |
0,54 |
22,68 |
47,7 |
3300 |
|
|
4. |
Пункт Г |
17,2 |
0,91 |
0,46 |
7,91 |
19,1 |
4240 |
|
|
5. |
Пункт Д |
46,2 |
0,89 |
0,51 |
23,56 |
51,9 |
4632 |
2. СОСТАВЛЕНИЕ ВОЗМОЖНЫХ СХЕМ СЕТИ И ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ
2.1.Составление возможных схем сети
Топология электрических сетей развивается в соответствии с географическими условиями, распределением нагрузок и размещением энергоисточников. Многообразие и несхожесть этих условий приводят к большому количеству конфигураций и схем электрической сети, обладающих разными свойствами и технико-экономическими показателями. Оптимальное решение может быть найдено путём технико-экономического сравнения вариантов.
Составление наиболее целесообразных вариантов схемы является достаточно сложной задачей, так как при большом количестве пунктов питания и узлов нагрузок количество возможных вариантов получается очень большим. В данном курсовом проекте, ввиду небольшого количества пунктов питания и узлов нагрузок, составим 3 равнонадёжных варианта конфигурации схемы районной электросети, руководствуясь следующим:
1. Передача мощности от питающих пунктов к узлам нагрузок должна осуществляться по наиболее коротким трассам;
2. Разработку вариантов следует начинать с наиболее простых схем - радиальных и магистрально-радиальных.
Хотя такие схемы характеризуются, как правило, наибольшей суммарной длиной линий (в одноцепном исполнении), но при этом имеют менее сложные схемы подстанций, меньшую стоимость потерь электроэнергии, большие возможности развития нагрузок в заданных пунктах. Сокращение длины линий возможно при переходе от двухцепных радиальных линий к одноцепным, соединяемым в виде кольца. Кольцевые схемы требуют использования на потребительских подстанциях более сложных схем на стороне высшего напряжения (ВН), характеризуются недопустимо большими потерями напряжения в послеаварийных режимах. Этого недостатка можно избежать путём расчленения кольца на два-три взаимно связанных контура
Схема №1 Схема №2
Схема №3
Рис.2.1. Варианты схемы районной электросети.
2.2 Выбор номинального напряжения
Наивыгоднейшее напряжение Uэк может быть ориентировочно определено по формуле:
, (2.1)
где L - длина линии, км;
Р - передаваемая мощность, МВт.
Определим потокораспределение мощности в намеченных вариантах.
2.2.1 Выбор номинального напряжения в 1-ом варианте
Рис.2.2. Потокораспределение мощности в сети 1-го варианта.
Распределение мощности по «головным» участкам кольца, при предположении, что все участки сети выполнены проводом одного сечения, определим по формулам:
, (2.2)
, (2.3)
где Рj,Qj - мощности, передаваемые по j-му «головному» участку;
Рi,Qi - мощности в i-том узле сети;
Li - длина противоположного плеча;
L? - суммарная длина плеч.
На остальных участках «кольца»:
РАБ = РЦПА - РА = 59,5 - 14,3 = 45,2 МВт
QАБ = QЦПА-QА = 31,47 - 7,29 = 24,18 МВАр
РБГ = РЦПА - РА - РБ = 59,5 - 14,3 - 41,5 = 3,7 МВт
QБГ = QЦПА - QА - QБ = 31,47 - 7,29 - 19,9 = 4,16 МВАр
РВД = РЦПВ - РВ = 101,7 - 42 = 59,7 МВт
QВД = QЦПВ - QВ = 49.87 - 22.68 = 26.31 МВАр
PДГ=РЦПВ - РВ - РД = 101,7 - 42 - 46,2 = 13,5 МВт
QДГ=QЦПВ - QВ - QД = 49.87 - 22.68 - 23.56 = 18.4 МВАр
2.2.2 Выбор номинального напряжения во 2-ом варианте.
По (2.2) и (2.3) определим:
На остальных участках «кольца»:
РАБ = РЦПА - РА = 43 - 14,3 = 28,7 МВт
QАБ = QЦПА - QА = 21.47 - 7.29 МВАр
РВБ = РЦПВ - РВ = 53,56 - 42 = 11,56 МВт
QВБ = QЦПВ - QВ = 28.48 - 22.68 = 5.8 МВАр
На радиальных участках цепи:
РДГ = РГ = 17,2 МВт
QДГ = QГ = 7, 91 МВАр
РЦПД = РДГ + РД = 17,2 + 46,2 = 63,4 МВт
QЦПД = QДГ + QД = 7.91 + 23.56 = 31.47 МВАр
2.2.3 Выбор номинального напряжения в 3-ем варианте.
рис. 3.4. Потокораспределение мощности в сети 3-его варианта
По (2.2) и (2.3):
На остальных участках «колец»:
РАБ = РЦПА - РА = 33 - 14,3 = 18,7 МВт
QАБ = QЦПА - QА =16.21 - 7.29 = 8.92 МВАр
РВГ = РЦПВ - РВ = 51,8 - 42 = 9,8 МВт
QВГ = QЦПВ - QВ = 26,98 - 22,68 = 4,3 МВАр
РДГ = РЦПД - РД = 53,6 - 46,2 = 7,4 МВт
РДГ = РЦПД - РД = 27,19 - 23,56 = 3,63МВАр
Расчёт по (2.1) сводим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1.
Определение наивыгоднейшего напряжения.
|
№ варианта |
Участок сети |
Передаваемая на одну цепь мощность, Р, МВт |
Длина участка, L, км |
Наивыгоднейшее напряжение, Uэк, кВ |
Стандартное напряжение, U, кВ |
|
|
1 |
ЦП - АА - ББ - ГГ - ДД - ВВ - ЦП |
59,545,23,713,559,7101,7 |
2870128491835 |
72126,538,471,5119,8160,4 |
110110110110110220 |
|
|
2 |
ЦП - АА - ББ - ВВ - ЦПЦП - ДД - Г |
4328,711,5653,5663,4/217,2/2 |
2870102353649 |
114,710367,2128,1103,855,9 |
110110110110110110 |
|
|
3 |
ЦП - ВВ - ГГ - ДД - ЦПЦП - АА - ББ - ЦП |
51,89,87,453,63318,722,8 |
354949362818,722,8 |
126,461,453,41128,5103,3584,393,4 |
110110110110110110110 |
3. ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЙ
Главные схемы электрических соединений подстанций 35- 220 кВ должны отвечать следующим основным требованиям:
схема должна обеспечивать надёжное питание присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки по надёжности электроснабжения с учётом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;
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 возможность восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации средствами автоматики 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.
Одним из важнейших принципов построения сети, обеспечивающих требования надёжности и минимума приведенных затрат, является унификация конструктивных решений по ПС Наибольший эффект может быть достигнут при унификации ПС массового применения, являющихся элементами распределительной сети энергосистем. Необходимым условием для этого является типизация главных схем электрических соединений, определяющих технические решения при проектировании и сооружении ПС.
На основании вышеизложенного выбираем следующие типовые схемы ПС (таблица 3.1):
Таблица 3.1.
Выбор схем электрических соединений потребительских подстанций
|
вариант |
Пункт А |
Пункт Б |
Пункт В |
Пункт Г |
Пункт Д |
|
|
1 |
220-5Н |
220-5Н |
220-5Н |
220-5Н |
220-5Н |
|
|
2 |
110-5Н |
110-5Н |
110-5Н |
110-5Н |
110-13 |
|
|
3 |
110-5Н |
110-5Н |
110-5Н |
110-5Н |
110-5Н |
Типовые схемы электрических соединений потребительских подстанций:
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
рис.3.1. Схема проходной подстанции 220-5Н.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
рис.3.2. Схема узловой подстанции 110 - 13
4. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ
Выбор сечения проводов на каждом участке ВЛ напряжением 35-220 кВ с промежуточными отборами мощности производится по методу экономической плотности тока
Сечения проводов выбираем по таблице 2.6 [2,46-47] в зависимости от напряжения, расчётной активной мощности, материала и цепности опор, района территории России по толщине стенки гололёда. Результаты выбора заносим в таблицу 5.1.
Таблица 4.1.
Выбор сечений проводов.
№в-та |
Участок сети |
U, кВ |
Передаваемая на одну цепь мощность, Р, МВт |
Сечение,мм2 |
Выбранный провод |
|
|
1 |
ЦП - АА - ББ - ГГ - ДД - ВВ - ЦП |
110110110110110220 |
59,545,23,713,559,7101,7 |
185185120120185240 |
АС-185/29 (эк. сечение)АС-185/29 (эк. сечение)АС-120/19 (эк. сечение)АС-120/19 (эк. сечение)АС-185/29 (эк. сечение)АС-240/32 (усл. короны) |
|
|
2 |
ЦП - АА - ББ - ВВ - ЦПЦП - ДД - Г |
110110110110110110 |
4328,711,5653,5663,4/217,2/2 |
240185185240185185 |
АС-240/32 (эк. сечение)АС-185/29 (эк. сечение)АС-185/29 (эк. сечение)АС-240/32 (эк. сечение)АС-185/29 (эк. сечение)АС-185/29 (эк. сечение) |
|
|
3 |
ЦП - ВВ - ГГ - ДД - ЦПЦП - АА - ББ - ЦП |
110110110110110110110 |
51,89,87,453,63318,722,8 |
240185185240240185240 |
АС-240/32 (эк. сечение)АС-185/29 (эк. сечение)АС-185/29 (эк. сечение)АС-240/32 (эк. сечение)АС-240/32 (эк. сечение)АС-185/29 (эк. сечение)АС-240/32 (эк. сечение) |
5. ПРОВЕРКА СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ НА ПРОПУСКНУЮ СПОСОБНОСТЬ В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ
Выбранные ранее сечения проводов необходимо проверить на пропускную способность в аварийных режимах. За аварийный режим в радиально-магистральной сети принимаем обрыв одной из цепей двухцепных линий, в кольцевой сети - обрыв линии на каком-либо участке.
5.1 Проверка сечений проводов в сети 1-го варианта
Наибольший ток послеаварийного режима:
(5.1)
где Pij , Qij - активная и реактивная мощности, передаваемые по участку i-j, МВт и МВАр, соответственно;
Uном - номинальное напряжение сети, кВ.
Проверку сечений производим по условию:
Iдоп ? Iав.ij (5.2)
Результат проверки сводим в таблицу 5.1.
Рассмотрим различные аварийные режимы в сети 1-го варианта.
Расчет потокораспределения в аварийном режиме производим аналогично расчету п.3.2. Результат расчёта наносим на расчётные схемы (рис.5.1 - 5.2)
Обрыв линии на участке ЦП - А.
рис.5.1. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП - А
Обрыв линии на участке ЦП - В
рис.5.2. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-В
Результат проверки сечений по (5.1) и (5.2) сводим в таблицу 5.1.
Таблица 5.1
Проверка сечений проводов на пропускную способность в сети
1-го варианта.
|
Участок |
Максимальная передаваемая мощность, МВА |
Аварийный режим |
Uном, кВ |
Сечениемм2 |
Iдоп, А |
Iав,А |
|
ЦП - АА - ББ - ГГ - ДД - ВВ - ЦП |
161,2+j81.34146.9+j74.05105.4+j54.1588.2+j46.24119.2+j58.66161.2+j81.34 |
обрыв участка ЦП-Вобрыв участка ЦП-Вобрыв участка ЦП-Вобрыв участка ЦП-Вобрыв участка ЦП-Аобрыв участка ЦП-А |
110110110110110220 |
185185120120185240 |
510510390390510610 |
949864623523700474 |
Выбранные сечения не удовлетворяют требованию пропускной способности. Поднимаем напряжение сети до 220 кВ и выбираем провод АС-240/32 по условию некоронирования линии. Производим расчет по (5.1)
Результат сводим в таблицу 5.2
Таблица 5.2
Проверка сечений проводов на пропускную способность в сети
1-го варианта после увеличения напряжения.
|
Участок |
Передаваемая мощность, МВА |
Провод |
Uном, кВ |
Iдоп, А |
Iав, А |
|
ЦП - АА - ББ - ГГ - ДД - ВВ - ЦП |
161,2+j81.34146.9+j74.05105.4+j54.1588.2+j46.24119.2+j58.66161.2+j81.34 |
АС-240/32 |
220 |
610 |
474455311261349474 |
Выбранные сечения удовлетворяют требованию пропускной способности.
5.2 Проверка сечений проводов в сети 2-го варианта
Расчет потокораспределения в аварийном режиме производим аналогично расчету п.3.2. Результат наносим на расчётные схемы (рис.5.3 - 5.4)
рис.5.3. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-В
рис.5.4. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-А
При обрыве 1-й линии в радиальной схеме переток мощности происходит по одному проводу, который должен выдержать нагрузку.
Таблица 5.3
Проверка сечений проводов на пропускную способность в сети
2-го варианта
|
Участок |
Максимальная передаваемая мощность, МВА |
Аварийный режим |
Uном, кВ |
Сечениемм2 |
Iдоп, А |
Iав,А |
|
ЦП - АА - ББ - ВЦП - ВЦП - ДД - Г |
97,8+j49,8983,5+j42,655,8+j27,2197,8+j49,8963,4+j31,4717,2+j7,91 |
обрыв участка ЦП-Вобрыв участка ЦП-Вобрыв участка ЦП-Аобрыв участка ЦП-Аобрыв участка ЦП-Д обрыв участка Г-Д |
110 |
240185185240185185 |
610510510610510510 |
57649232657633390 |
Выбранные сечения удовлетворяют требованию пропускной способности.
5.3 Проверка сечений проводов в сети 3-го варианта
Расчет потокораспределения в аварийном режиме производим аналогично расчету п.3.2. Результат расчёта наносим на расчётные схемы (рис.5.4 - 5.8)
Обрыв линии на участке ЦП - А
рис.5.5. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-Д
Обрыв линии на участке ЦП - В
рис.5.6. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-В
Обрыв линии на участке ЦП - А
рис.5.7. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-А
Обрыв линии на участке ЦП - Б
рис.5.8. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-Б
Результат проверки сечений сводим в таблицу 5.4
Таблица 5.4
Проверка сечений проводов на пропускную способность в сети
3-го варианта
|
Участок |
Максимальная передаваемая мощность, МВА |
Аварийный режим |
Uном, кВ |
Сечениемм2 |
Iдоп, А |
Iав,А |
|
ЦП - АА - БЦП - БЦП - ВВ - ГГ - ДЦП - Д |
55,8+j27,2141,5+j19,9255,8+j27,21105,4+j54,1563,4+j31,4759,2+j30,59105,4+j54,15 |
обрыв участка ЦП-Бобрыв участка ЦП-Бобрыв участка ЦП-Аобрыв участка ЦП-Добрыв участка ЦП-Добрыв участка ЦП-Вобрыв участка ЦП-В |
110 |
240185240240185185240 |
610510610610510510610 |
326242326553372350553 |
Выбранные сечения удовлетворяют требованию пропускной способности.
6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ
6.1 Выбор трансформаторов на подстанциях
Ввиду отсутствия в задании резерва мощности по низкому напряжению в тех вариантах, где есть потребители 1 и 2 категорий, необходима установка не менее двух силовых трансформаторов. В таких случаях рекомендуется установка двух силовых трансформаторов одинаковой мощности. Большее количество силовых трансформаторов, как правило, экономически нецелесообразно.
Выбор мощности силовых трансформаторов производится с учетом аварийных и допустимых систематических перегрузок.
В аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузкой [3,215]:
|
Перегрузка по току, % |
30 |
45 |
60 |
70 |
100 |
200 |
|
|
Длительность перегрузки, мин. |
120 |
80 |
45 |
20 |
10 |
1,5 |
Аварийная нагрузка определяется из условия отказа одного из трансформаторов подстанции, при этом допускается отключение потребителей 3 категории.
Для полного использования изоляции продолжительность и значение перегрузок трансформаторов мощностью до 100 МВА, изготовленных в соответствии с ГОСТ 11677-85, находят по графикам нагрузочной способности (ГОСТ 14209-85) в зависимости от суточного графика нагрузки, эквивалентные температуры охлаждающей среды и постоянной времени трансформатора для эквивалентной температуры воздуха +20?С.[2,151-152]
(6.1)
где SmaxHH I,II - нагрузка потребителей I и II категории на шинах НН ПС, МВА (п.1.2);
кав - нагрузочный коэффициент, при отказе одного из трансформаторов принимаем равным 1,3 (не более 120 минут).
Допускается длительная перегрузка масляных трансформаторов по силе тока на 5%, если напряжение обмоток не выше номинального, при этом для обмоток с ответвлениями нагрузка не должна превышать более чем в 1,05 раза номинальный ток ответвления:
(6.2)
Действительное значение номинальной мощности трансформатора Sт.ном принимается по стандартной шкале номинальных мощностей силовых трансформаторов. Трансформаторы на понижающих подстанциях должны иметь устройства для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).[4,16]
Пункт А
Выбираем в первом варианте трансформаторы ТРДН-40000/220 с номинальной мощностью 40 МВА, во втором и третьем варианте трансформаторы ТДН-10000/110, с номинальной мощностью 10 МВА.
По 6.2:
Для первого варианта:
,
Для второго и третьего варианта:
.
Пункт Б
Выбираем в первом варианте трансформаторы ТРДН-40000/220 с номинальной мощностью 40 МВА, во втором и третьем варианте - трансформаторы ТРДН-25000/110 с номинальной мощностью 25 МВА
По 6.2:
Для первого варианта:
,
Для второго и третьего варианта:
.
Пункт В:
Выбираем в первом варианте трансформаторы ТРДН-40000/220 с номинальной мощностью 40 МВА, во втором и третьем варианте - трансформаторы ТРДН-25000/110 с номинальной мощностью 25 МВА
По 6.2:
Для первого варианта:
,
Для второго и третьего варианта:
.
Пункт Г:
Выбираем в первом варианте трансформаторы ТРДН-40000/220 с номинальной мощностью 40 МВА, во втором и третьем варианте трансформаторы ТДН-10000/110, с номинальной мощностью 10 МВА
По 6.2:
Для первого варианта:
,
Для второго и третьего варианта:
.
Пункт Д:
Выбираем в первом варианте трансформаторы ТРДН-40000/220 с номинальной мощностью 40 МВА, во втором и третьем варианте трансформаторы ТДН-40000/110, с номинальной мощностью 40 МВА
По 6.2:
Для первого варианта:
,
Для второго и третьего варианта:
.
Выбранные трансформаторы удовлетворяют требованию по перегрузке, как в нормальном, так и в послеаварийном режимах.
Технические данные трансформаторов заносим в таблицу 6.1.
Таблица 6.1.
Технические данные трансформаторов.
№вар |
№ПС |
Типтр-ра |
Sном,МВА |
Uном, кВ |
?Рх,кВт |
RТР,Ом |
ХТР,Ом |
?Qx, кВАр |
||
|
ВН |
НН |
|||||||||
|
1 |
А |
ТРДН-40000/220 |
40 |
230 |
10,5 |
50 |
5,6 |
158,7 |
360 |
|
|
Б |
ТРДН-40000/220 |
40 |
230 |
10,5 |
50 |
5,6 |
158,7 |
360 |
||
|
В |
ТРДН-40000/220 |
40 |
230 |
10,5 |
50 |
5,6 |
158,7 |
360 |
||
|
Г |
ТРДН-40000/220 |
40 |
230 |
10,5 |
50 |
5,6 |
158,7 |
360 |
||
|
Д |
ТРДН-40000/220 |
40 |
230 |
10,5 |
50 |
5,6 |
158,7 |
360 |
||
|
2 |
А |
ТДН-10000/110 |
10 |
115 |
11 |
14 |
7,95 |
139 |
70 |
|
|
Б |
ТРДН-25000/110 |
25 |
115 |
10,5 |
27 |
2,54 |
55,9 |
175 |
||
|
В |
ТРДН-25000/110 |
25 |
115 |
10,5 |
27 |
2,54 |
55,9 |
175 |
||
|
Г |
ТДН-10000/110 |
10 |
115 |
11 |
14 |
7,95 |
139 |
70 |
||
|
Д |
ТДН-40000/110 |
40 |
115 |
10,5 |
50 |
1,47 |
38,4 |
260 |
||
|
3 |
А |
ТДН-10000/110 |
10 |
115 |
11 |
14 |
7,95 |
139 |
70 |
|
|
Б |
ТРДН-25000/110 |
25 |
115 |
10,5 |
27 |
2,54 |
55,9 |
175 |
||
|
В |
ТРДН-25000/110 |
25 |
115 |
10,5 |
27 |
2,54 |
55,9 |
175 |
||
|
Г |
ТДН-10000/110 |
10 |
115 |
11 |
14 |
7,95 |
139 |
70 |
||
|
Д |
ТДН-40000/110 |
40 |
115 |
10,5 |
50 |
1,47 |
38,4 |
260 |
6.2 Расчёт потерь мощности в трансформаторах.
Потери активной ?Рт и реактивной ?Qт мощностей в n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах определяются по формулам:
(6.3)
где Рнагр - активная мощность нагрузки потребителя, МВт (таблица 1.1);
Qнагр - реактивная мощность нагрузки потребителя, МВАр
Uном - номинальное напряжение обмотки ВН трансформатора, кВ;
Rт, Хт - активное и реактивное сопротивления трансформатора, Ом;
6.2.1 Расчёт потерь мощности в трансформаторах первого варианта
По (6.3):
Пункт А
Пункт Б
Пункт В
Пункт Г
Пункт Д
Приведённая нагрузка на шинах ВН ПС:
(6.4)
где - полная нагрузка на шинах НН
- потери холостого хода трансформаторов, МВА (таблица 6.1).
Пункт А
МВА
Пункт Б
МВА
Пункт В
МВА
Пункт Г
МВА
Пункт Д
МВА
6.2.2 Расчёт потерь мощности в трансформаторах второго и третьего варианта
По (6.3):
Пункт А
Пункт Б
Пункт В
Пункт Г
Пункт Д
Приведённая нагрузка на шинах ВН ПС
По (6.4):
Пункт А
МВА
Пункт Б
МВА
Пункт В
МВА
Пункт Г
МВА
Пункт Д
МВА
Результаты расчёта сводим в таблицу 6.2.
Таблица 6.2.
Потери мощности в трансформаторах
№в-та |
Пункт |
Потери в обмотках |
Потери х.х. |
Суммарные потери,, МВА |
|||
|
?Рт?, МВт |
?Qт?,МВАр |
?Рт?,МВт |
?Qт?,МВАр |
||||
|
1 |
А |
0,03 |
0,84 |
0,05 |
0,36 |
0,08+j1.2 |
|
|
Б |
0,245 |
6,95 |
0,05 |
0,36 |
0.295+j7.31 |
||
|
В |
0,268 |
7,5 |
0,05 |
0,36 |
0.418+j7.86 |
||
|
Г |
0,041 |
1,17 |
0,05 |
0,36 |
0.091+j1.53 |
||
|
Д |
0,311 |
8,82 |
0,05 |
0,36 |
0.361+j9.18 |
||
2 |
А |
0,155 |
2,708 |
0,014 |
0,07 |
0,169+j2.778 |
|
|
Б |
0,407 |
8,957 |
0,027 |
0,175 |
0.434+j9.132 |
||
|
В |
0,468 |
9,63 |
0,027 |
0,175 |
0.494+j9.805 |
||
|
Г |
0,215 |
4,117 |
0,014 |
0,07 |
0.229+j4.24 |
||
|
Д |
0,269 |
7,03 |
0,05 |
0,126 |
0.319+j7.156 |
||
|
3 |
А |
0,155 |
2,708 |
0,014 |
0,07 |
0,169+j2.778 |
|
|
Б |
0,407 |
8,957 |
0,027 |
0,175 |
0.434+j9.132 |
||
|
В |
0,468 |
9,63 |
0,027 |
0,175 |
0.494+j9.805 |
||
|
Г |
0,215 |
4,117 |
0,014 |
0,07 |
0.229+j4.24 |
||
|
Д |
0,269 |
7,03 |
0,05 |
0,126 |
0.319+j7.156 |
7. РАСЧЁТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ МОЩНОСТИ В НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ СЕТИ
7.1 Расчёт параметров схемы замещения линий электропередачи
Линии электропередачи сравнительно небольшой длины (до 400 км) в практических расчётах представляются П-образными схемами замещения, параметры которых определяются по выражениям:
Rл, Xл - активное и реактивное сопротивление линии, Ом.
(7.1)
(7.2)
где r0,x0 -удельное активное и реактивное сопротивления линии, Ом/км;
L - длина линии, км.
Qc - зарядная мощность линии, МВАр.
Qc = q0·L (7.3)
где q0 - погонная зарядная мощность линии, МВАр/км,
q0=b0·U2 (7.4)
где b0 - удельная зарядная мощность,
7.1.1 Расчёт параметров схемы замещения первого варианта
По (7.1) и (7.2):
Участок ЦП-А:
RЛЦПА = 0,118·28=3,304 Ом
ХЛЦПА = 0,435·28=12,18 Ом
QcЦПА = 0.126·28=3.529 МВАр
Участок А-Б:
RЛАБ = 0,118·70=8,26 Ом
ХЛАБ = 0,435·70=30,45 Ом
QcАБ = 0.126·70=8,822 МВАр
Участок Б-Г:
RЛБГ = 0,118·128=15,1 Ом
ХЛБГ = 0,435·128=55,68 Ом
QcБГ = 0.126·128=16,132 МВАр
Участок Г-Д:
RЛГД = 0,118·49=5,782 Ом
ХЛГД = 0,435·49=21,32 Ом
QcГД = 0.126·49=6,176 МВАр
Участок Д-В:
RЛДВ = 0,118·18=2,124 Ом
ХЛДВ = 0,435·18=7,83 Ом
QcДВ = 0.126·18=2,269 МВАр
Участок ЦП-В:
RЛЦПВ = 0,118·35=4,13 Ом
ХЛЦПВ = 0,435·35=15,23 Ом
QcЦПВ = 0.126·35=4,411 МВАр
7.1.2 Расчёт параметров схемы замещения второго варианта
Участок ЦП-А:
RЛЦПА = 0,118·28=3,304 Ом
ХЛЦПА = 0,405·28=11,34 Ом
QcЦПА = 0.034·28=0,951 МВАр
Участок А-Б:
RЛАБ = 0,159·70=11,13 Ом
ХЛАБ = 0,413·70=28,91 Ом
QcАБ = 0.0332·70=2,327 МВАр
Участок Б-В:
RЛБВ = 0,159·102=16,22 Ом
ХЛБВ = 0,413·102=42,13 Ом
QcБВ = 0.0332·102=3,386 МВАр
Участок ЦП-В:
RЛЦПВ = 0,118·35=4,13 Ом
ХЛЦПВ = 0,405·35=14,18 Ом
QcЦПВ = 0.034·35=1,19 МВАр
Учитываем, что в двухцепных линиях сопротивления участков уменьшаются в два раза, а зарядная мощность вдвое увеличивается.
Участок ЦП-Д:
RЛЦПД = 0,159/2·35=2,862 Ом
ХЛЦПД = 0,413/2·35=7,434 Ом
QcЦПД = 0.0332·2·35=2,390 МВАр
Участок Д-Г:
RЛДГ = 0,159/2·49=3,896 Ом
ХЛДГ = 0,413/2·49=10,19 Ом
QcДГ = 0.0332·2·49=3,254 МВАр
7.1.3 Расчёт параметров схемы замещения третьего варианта
Участок ЦП-В: RЛЦПВ = 0,118·35=4,13 Ом
ХЛЦПВ = 0,405·35=14,18 Ом
QcЦПВ = 0.034·35=1,19 МВАр
Участок В-Г:
RЛВГ = 0,159·49=7,791 Ом
ХЛВГ = 0,4413·49=20,24 Ом
QсВГ = 0.0332·49=1,19 МВАр
Участок Г-Д:
RЛГД = 0,159·49=7,791 Ом
ХЛГД = 0,4413·49=20,24 Ом
QсГД = 0.0332·49=1,19 МВАр
Участок ЦП-Д:
RЛЦПД = 0,118·36=4,248 Ом
ХЛЦПД = 0,405·36=14,58 Ом
QсЦПД = 0.034·36=1,224 МВАр
Участок ЦП-А:
RЛЦПА = 0,118·28=3,304 Ом
ХЛЦПА = 0,405·28=11,34 Ом
QсЦПА = 0.034·28=0,951 МВАр
Участок А-Б:
RЛАБ = 0,159·70=11,13 Ом
ХЛАБ = 0,413·70=28,91 Ом
QсАБ = 0.0332·70=2,327 МВАр
Участок ЦП-Б:
RЛЦПБ = 0,118·98=11,57 Ом
ХЛЦПБ = 0,405·98=39,69 Ом
QсЦПБ = 0.034·98=3,332 МВАр
Результаты расчетов сводим в таблицу 7.1.
Таблица 7.1
Параметры схем замещения линий.
№в-та |
Участок |
Провод |
Длина,L, км |
r0 ,Ом/км |
х0 ,Ом/км |
q0 ,МВАр/км |
RЛ,Ом |
ХЛ,Ом |
Qc,МВАр |
|
|
1 |
ЦП-А |
АС-240/32 |
28 |
0,118 |
0,435 |
0,126 |
3,304 |
12,18 |
3,529 |
|
|
А-Б |
АС-240/32 |
70 |
0,118 |
0,435 |
0,126 |
8,26 |
30,45 |
8,822 |
||
|
Б-Г |
АС-240/32 |
128 |
0,118 |
0,435 |
0,126 |
15,1 |
55,68 |
16,132 |
||
|
Г-Д |
АС-240/32 |
49 |
0,118 |
0,435 |
0,126 |
5,782 |
21,32 |
6,176 |
||
|
Д-В |
АС-240/32 |
18 |
0,118 |
0,435 |
0,126 |
2,124 |
7,83 |
2,269 |
||
|
ЦП-В |
АС-240/32 |
35 |
0,118 |
0,435 |
0,126 |
4,13 |
15,23 |
4,411 |
||
|
2 |
ЦП-А |
АС-240/32 |
28 |
0,118 |
0,405 |
0,034 |
3,304 |
11,34 |
0,951 |
|
|
А-Б |
АС-185/29 |
70 |
0,159 |
0,413 |
0,0332 |
11,13 |
28,91 |
2,327 |
||
|
Б-В |
АС-185/29 |
102 |
0,159 |
0,413 |
0,0332 |
16,22 |
42,13 |
3,386 |
||
|
ЦП-В |
АС-240/32 |
35 |
0,118 |
0,405 |
0,034 |
4,13 |
14,18 |
1,19 |
||
|
ЦП-Д |
АС-185/29 |
36 |
0,159 |
0,413 |
0,0332 |
2,862 |
7,434 |
2,390 |
||
|
Д-Г |
АС-185/29 |
49 |
0,159 |
0,413 |
0,0332 |
3,896 |
10,19 |
3,254 |
||
|
3 |
ЦП-В |
АС-240/32 |
35 |
0,118 |
0,405 |
0,034 |
4,13 |
14,18 |
1,19 |
|
|
В-Г |
АС-185/29 |
49 |
0,159 |
0,413 |
0,0332 |
7,791 |
20,24 |
1,627 |
||
|
Г-Д |
АС-185/29 |
49 |
0,159 |
0,413 |
0,0332 |
7,791 |
20,24 |
1,627 |
||
|
ЦП-Д |
АС-240/32 |
36 |
0,118 |
0,405 |
0,034 |
4,248 |
14,58 |
1,224 |
||
|
ЦП-А |
АС-240/32 |
28 |
0,118 |
0,405 |
0,034 |
3,304 |
11,34 |
0,951 |
||
|
А-Б |
АС-185/29 |
70 |
0,159 |
0,413 |
0,0332 |
11,13 |
28,91 |
2,327 |
||
|
ЦП-Б |
АС-240/32 |
98 |
0,118 |
0,405 |
0,034 |
11,57 |
39,69 |
3,332 |
7.2 Расчёт потокораспределения мощности
Выполняем потокораспределение с учётом потерь мощности на всех участках сети, при условии, что напряжения во всех узловых точках равны номинальному.
(7.5)
где Рнагр - активная мощность, передаваемая по линии с учётом потерь мощности в трансформаторах на приемном конце, МВт;
Qнагр - реактивная мощность, передаваемая по линии с учётом потерь мощности в трансформаторах на приемном конце, МВАр;
Uном - номинальное напряжение линии, кВ;
Rл, Xл - активное и реактивное сопротивление линии, Ом (табл.7.1)
7.2.1 Потокораспределение в сети первого варианта.
Разрываем «кольцо» в узле ЦП и производим расчёт.
рис. 7.1. Потокораспределение в сети первого варианта
Мощность в узлах расчётной схемы:
МВА
МВАМВА МВАМВА
Потокораспределение мощности по «головным» участкам кольца:
(7.6)
где - комплексная мощность нагрузки в i-том узле с учётом потерь в трансформаторах и зарядной мощности линий, МВА;
- сопряженный комплекс сопротивления участка линии i-2, Ом;
- сопряженный комплекс суммарного сопротивления участков линии, Ом.
Так как в данной схеме на всех участках установлен провод одного сечения, то (7.6) после преобразования преобретет вид:
(7.7)
По (7.6):
Распределение мощности по другим участкам кольца:
МВА
МВА
МВА
МВА
Точкой токораздела является пункт Г. Расчёт потерь мощности в линии начинаем с участков, прилегающих к узлу Г.
Участок Б-Г
МВА
МВА
МВА
Участок А-Б
МВА
МВА
МВА
Участок ЦП-А
МВА
МВА
МВА
Участок Д-Г
МВА
МВА
МВА
Участок В-Д
МВА
МВА
МВА
Участок ЦП-В
МВА
МВА
МВА
По (7.7):
Распределение мощности по другим участкам кольца:
МВА
МВА
МВА
МВА
7.2.2 Потокораспределение в сети второго варианта
Разрываем «кольцо» в узле ЦП и производим расчёт, аналогичный предыдущему.
рис. 7.2. Потокораспределение в сети второго варианта
Мощность в узлах расчётной схемы:
По (7.6):
Распределение мощности по другим участкам кольца:
Точкой токораздела является пункт Б. Расчёт потерь мощности в линии начинаем с участков, прилегающих к узлу Б.
Участок А-Б
Участок ЦП-А
Участок В-Б
Участок ЦП-В
Участок Г-Д
Участок ЦП-Д
Распределение мощности по радиальным участкам схемы:
7.2.3 Потокораспределение в сети третьего варианта
Разрываем «кольца» в узле ЦП и производим расчёт, аналогичный предыдущим.
рис. 7.3. Потокораспределение в сети третьего варианта
Мощность в узлах расчётной схемы:
По (7.6):
Распределение мощности по оставшемуся участку кольца кольца:
Точкой токораздела является пункт Б. Расчёт потерь мощности в линии начинаем с участков, прилегающих к узлу Б
Участок А-Б:
Участок ЦП-Б:
Участок ЦП-В:
По (7.6) определим потокораспределение мощности по «головным» участкам второго кольца:
Распределение мощности по другим участкам кольца:
Точкой токораздела является пункт Г. Расчёт потерь мощности в линии начинаем с участков, прилегающих к узлу Г.
Участок Б-Г
Участок А-Б
Участок ЦП-А
Участок Д-Г
Участок В-Д
Участок ЦП-В
Результат расчёта потерь мощности в линиях сводим в таблицу 7.2
Таблица 7.2
Потери мощности на участках линий.
№в-та |
Участок |
Мощность в начале участка, МВА |
Мощность в конце участка, МВА |
Потери мощности, МВА |
|
|
1 |
ЦП-АА-ББ-ГГ-ДД-ВЦП-В |
60,561+j21.39945,905+j18.8213.706+j2.59713.614-j4.2560.359+j24.98103.817+j57.26 |
60.285+j20.37945.501+j17.333.7+j2.6213.59-j4.3460.174+j24.3102.677+j53.06 |
0.276+j1.020.404+j1.490.0063+j0.0230.024+j0.090.185+j0.681.14+j4.2 |
|
|
2 |
ЦП-АА-ББ-ВЦП-ВД-ГЦП-Д |
45,314+j32.27430.057+j21.6213.184+j7.4357.209+j43.1517.563+j12.44446.988+j42.43 |
44.526+j30.0529.047+j18.7612.887+j7.4355.649+j38.39517.429+j12.09746.104+j40.134 |
0.788+j2.7041.01+j2.8570.297+j0.771.56+j5.350.1337+j0.3470.884+j2.296 |
|
|
3 |
ЦП-АА-БЦП-БЦП-ВВ-ГГ-ДЦП-Д |
34,259+j22.77519.354+j12.84923.735+j16.44953.806+j40.8749.958+j5.057.603+j5.41155.777+j39.49 |
33.823+j21.27918.9+j11.6725.034+j14.0652.423+j36.1269.88+j4.857.548+j5.26954.323+j34.5 |
0.435+j1.4960.454+j1.1790.195+j2.3891.383+j4.750.078+j0.20.055+j0.1421.454+j4.99 |
8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ СЕТИ
Экономическим критерием, по которому определяют целесообразный вариант, является минимум приведенных затрат.
Зi = Кi + Иi (8.1)
где Кi - единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты i-того варианта сети;
Иi - ежегодные эксплуатационные издержки i-того варианта сети;
Для упрощения расчётов составляющую ущерба в проекте не учитываем. Использование выражения (8.1) предполагает, что сооружение проектируемой сети производится в течение года.
8.1 Определение ежегодных капитальных вложений
Капитальные вложения определяем при обязательном условии исключения одних и тех же элементов сети, которые повторяются в трёх вариантах. Результат расчёта сводим в таблицу 8.1.
Таблица 8.1
Ежегодные капитальные вложения
№в-та |
Наименование объекта |
Стоимость единицы,тыс.руб. |
Количество единиц,км, шт. |
Общая стоимость,тыс.руб. |
|
|
1 |
Одноцепная воздушная линия220 кВ, на ж/б опорах, выполненная проводом:А-Б АС-240/32Б-Г АС-240/32Г-Д АС-240/32Д-В АС-240/32Итого по ВЛОРУ 220-5НТрансформаторы:ТРДН-40000/220Итого по ПСИтого по 1-му варианту |
32403240324032401860024000х2 |
70128491855 |
1710002965201167205832064320093000240000333000975600 |
|
22 |
Одноцепная воздушная линия110 кВ, на ж/б опорах, выполненная проводом:А-Б АС-185/29Б-В АС-185/29Двухцепная воздушная линия110 кВ, на ж/б опорах, выполненная проводом:ЦП-Д АС-185/29Д-Г АС-185/29Итого по ВЛОРУ 110-5НОРУ 110-13Трансформаторы:ТДН-10000/110 (п. А, п. Г)ТРДН-25000/110 (п. Б, п. В)ТДН-40000/110 (п. Д)Итого по ПСИтого по 2-му варианту |
282028203660366014100120008880х213320х217520х2 |
70102364948211 |
19740028764013140017934079578056400960003552053280350402762401103270 |
|
|
3 |
Одноцепная воздушная линия110 кВ, на ж/б опорах, выполненная проводом:В-Г АС-185/29Г-Д АС-185/29ЦП-Д АС-240/32А-Б АС-185/29ЦП-Б АС-240/32Итого по ВЛОРУ 110-5НТрансформаторы:ТДН-10000/110 (п.А, п. Г)ТРДН-25000/110 (п.Б, п. В)ТДН-40000/110 (п.Д)Итого по ПСИтого по 3-му варианту |
28202820306028203060141008880х213320х217520х2 |
49493670985221 |
13818013818010152019740027636085140011753552053280350401943401045980 |
|
8.2 Определение ежегодных эксплуатационных расходов
И = Иао + Ипот +Иф (8.2)
где Иао - ежегодные издержки на реновацию и обслуживание элементов сети, тыс.руб./год;
Ипот- затраты на компенсацию потерь электроэнергии в проектируемой сети за год эксплуатации, тыс.руб./год.
Иф - финансовые издержки, тыс.руб/год
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание
Иао= бпсКпс+блКл (8.3)
где бл, бпс - общие нормы отчислений от капиталовложений соответственно для линий и подстанций;
бл = 0,008 для ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах,
бпс = 0,059 в РУ напряжением до 150 кВ, 0,049 в РУ напряжением 220 кВ.
Кл, Кпс - капиталовложения в сооружение линий и подстанций, соответст венно (таблица 11.1)
Иао1 = 0,049·333000 + 0,008·646600 = 21490 тыс.руб./год
Иао2 = 0,059·276240 + 0,008·795780 = 17804 тыс.руб./год
Иао3 = 0,059·194340 + 0,008·851640 = 18279 тыс.руб./год
Затраты на компенсацию потери электроэнергии
Ипот = И? + И? = (8.4)
где ?W?,?W?- условно-переменные (нагрузочные) и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети, кВт·ч/год;
- стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, тыс.руб./кВт·ч [1,c.39]
Условно-переменные потери электроэнергии в элементах сети
?W'=??РВЛi·ф i+??РТРi· фi (8.5)
где ??РВЛ - суммарные потери активной мощности на участках линии, МВт (таблица 7.2)
??РТР - суммарные нагрузочные потери в трансформаторах,
МВт (таблица 6.2)
ф - время максимальных потерь, ч.
Для сетевого района:
(8.6)
где Тmax - время использования максимальной нагрузки, ч.
(8.7)
где Рi - максимальная активная нагрузка i-го потребителя (таблица 1.1);
Тmax i - продолжительность использования максимальной нагрузки i-того потребителя ( таблица 1.1).
Схема 1
ф = (0,124 + 4462·10-4)2·8760 = 2848 ч
??РВЛ = (0,276+0,404+0,0063+0,024+0,185+1,17) = 5882 МВт·ч/год
По (8.6) для каждой ПС:
фА = (0,124 + 3625·10-4)2·8760 = 2073 ч
фБ = (0,124 + 5850·10-4)2·8760 = 4403 ч
фВ = (0,124 + 3300·10-4)2·8760 = 1806 ч
фГ = (0,124 + 4240·10-4)2·8760 = 2630 ч
ф Д= (0,124 + 4632·10-4)2·8760 = 3020 ч
??РТР=0,03·2073+0,245·4403+0,268·1806+0,041·2630+0,311·3030=2675 МВт·ч/год
По (8.5):
?W'=5882+2675=8667 МВт·ч/год
Условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети
?W'' = ??Ркор·8760 +?Рxx·8760 (8.8)
где ??Ркор - суммарные потери мощности на корону, кВт;
??Pxx - суммарные потери холостого хода в трансформаторах, кВт (таблица 6.2)
?W''1=(23,52+58,8+107,5+41,16+15,12+29,4)·8760+
+(50·5)·8760·10-3=2719,3 МВт·ч/год
Ипот=2·8667+0,33·2719,3=18231,3 тыс.руб.
Иф= (8.9)
где К - капитальные затраты на оборудование, тыс.руб.
ТВЫПЛ - срок выплаты заемщика, лет.
Иф= тыс.руб./год
По (8.2):
И=28860+18230+65040=112130 тыс. руб./год
Схема 2
По (8.7):
ТmaxГ = 4632 ч
фАБВ= (0,124 + 4421·10-4)2·8760 = 2807 ч
фД= (0,124 + 4326·10-4)2·8760 = 2713 ч
фД= (0,124 + 4632·10-4)2·8760 = 2630 ч
??РВЛ = ((0,788+1,01+0,297+1,56)·2807+1,378·2713+0,156·2630) = =14408 МВт·ч/год
??РТР=0,438·2073+0,407·4403+0,155·1806+0,269·2630+0,215·3030=4162 МВт·ч/год
По (8.5):
?W'=14408+4162=18571 МВт·ч/год
По (8.8):
?W''2=(2,24+5,6+8,16+2,8+2,88+3,92)·8760+
+(14+27+27+50+14)·8760·10-3=1381 МВт·ч/год
Ипот=2·18571+0,33·1381=32692 тыс. руб.
По (8.9)
Иф= тыс. руб./год
По (8.2):
И=17804+37957+65772=120718 тыс.руб./год
Схема 3
По (8.7):
По (8.6):
фАБ=(0,124+5265·10-4)2·8760 = 3706 ч
фВГД=(0,124+4037·10-4)2·8760 = 2439 ч
Рассчитываем нагрузочные потери для линий и трансформаторов:
??РВЛ = (0,436+0,454+0,695)·3706+(1,383+0,678+0,055+1,454) ·2439= =13188 МВт·ч/год
??РТР=0,438·1806+0,407·4403+0,269·2073+0,269·3020+0,215·2630
=4386 МВт·ч/год
По (8.5):
?W'=13118+4386=17504 МВт·ч/год
По (8.8):
?W''2=(2,8+3,92+3,92+2,88+2,24+5,6+7,84)·8760+
+(14+27+27+50+14)·8760·10-3=1412 МВт·ч/год
По (8.9)
Иф= тыс.руб./год
По (8.2):
И=18279+35473+69732=123484 тыс. руб./год
8.3 Определение приведенных затрат
По (8.1):
З1 = 975600+112130=1087730 тыс. руб.
З2 = 986580+120718= 119398 тыс. руб.
З3 = 1045980+123484=1169464 тыс. руб.
Относительная разница в приведенных затратах:
Относительная разница в приведенных затратах составляет более, чем 5%, следовательно 1-ый вариант является наиболее целесообразным. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.2.
Таблица 8.2
Технико-экономическое сравнение вариантов
|
Наименование затрат |
1-ый вариант |
2-ый вариант |
3-ый вариант |
|
Капитальные затраты, К, тыс. руб.в том числе: на сооружение линийна сооружение подстанций |
975600642600333000 |
1072020795780276240 |
1045980851640194340 |
|
Ежегодные эксплуатационные расходы, И, тыс.у.е./годв том числе:на реновацию и обслуживаниена возмещение потерь электроэнергии финансовые издержкиПриведенные затраты, З, тыс.у.е. |
1121302149026898650401087730 |
1219641780432692714681193984 |
1234841827935473697321169464 |
Наиболее выгодной является схема первого варианта, сеть, выполненная по первой схеме будет самой экономичной как при строительстве, так и при эксплуатации. Дальнейшие расчеты выполняем по этой схеме.
9. РАСЧЁТ НАПРЯЖЕНИЙ В УЗЛАХ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ
На последнем этапе расчёта определяем потери напряжения на участках сети и напряжения в узлах схемы замещения при последовательном переходе от узла к узлу.
Расчет потерь напряжения в трансформаторах:
(9.1)
где - продольная и поперечная составляющие падения напряжения в j-ом трансформаторе, кВ.
(9.2)
где - активная и реактивная мощности проходящие через j-й трансформатор, МВт и МВАр, соответственно (таблица 1.1);
- активное и реактивное сопротивление j-го трансформатора, (таблица 6.1);
Uj - напряжение в j-том узле (конце участка), кВ.
При расчёте по данным конца напряжение в i-том узле:
(9.3)
(9.4)
где - активная и реактивная мощности в конце участка, МВт и МВАр, соответственно (таблица 7.2);
- напряжение в j-том узле (конце участка), кВ.
Участок Б-Г
UГ= 230 кВ
Участок Б-А
Участок ЦП-А
Участок Г-Д
Участок Д-В
Участок ЦП-В
Потери напряжения в трансформаторах и напряжения на шинах НН определяем по (9.1), (9.2), учитывая, что Uном = UномВН трансформаторов.
Потери напряжения в п. В:
Действительные напряжения на шинах НН в п. В:
(9.5)
где kтр - коэффициент трансформации трансформаторов на основном регулировочном ответвлении.
(9.6)
Т.к. на всех П.С. установлены одинаковые трансформаторы, коэффициент трансформации на всех П.С. будет один, равный 21,9
Потери напряжения в п. Б:
Потери напряжения в п. Г:
Потери напряжения в п. Д:
Потери напряжения в п. Д:
Результаты расчёта сводим в таблицу 9.1.
Таблица 9.1
Напряжения в узлах схемы сети.
|
Напряжения на шинах ПС и ИП |
А |
Б |
В |
Г |
Д |
ЦП |
|
Ui , кВ, кВUнн , кВ |
234,8229,710,49 |
230,88213,369,74 |
231,392119,63 |
230223,610,2 |
230208,99,54 |
236,75 |
Во всех пунктах напряжение не соответствует требуемому напряжению на шинах НН. Необходимо выполнить регулирование напряжения на всех ПС.
10. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
По ПУЭ на шинах 6-10 кВ подстанций должно осуществляться встречное регулирование напряжения, в соответствии с которым в режиме максимальных нагрузок напряжение на шинах должно превышать номинальное на 5-10%,т.е.
Uн жел = (1,05 ч1,1)Uном =10,5 ч 11 кВ (10.1)
Желаемое напряжение ответвления при желаемом напряжении на вторичной стороне:
(10.2)
где - напряжение на шинах НН ПС, приведённое к стороне ВН (таблица 9.1)
Uн. ном - номинальное напряжение обмотки НН трансформатора.
А: ,
Б: ,
В: ,
Г: ,
Д: ;
Номер стандартного регулировочного ответвления:
(10.3)
где б - изменение напряжения на регулировочное ответвление
, принимаем n= - 2
, принимаем n= - 6
, принимаем n= - 7
, принимаем n= - 3
, принимаем n= - 8
Стандартное напряжение ответвления
(10.4)
А: кВ
Б: кВ
В: кВ
Г: кВ
Д: кВ
схема районная электросеть напряжение
Действительное напряжение на шинах НН подстанций
(10.5)
А:
Б:
В:
Г:
Д:
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате проделанной работы было разработано следующее:
· на основе взаимного расположения источника питания и пунктов потребления и категорийности нагрузки по требуемой степени надёжности электроснабжения составлены 3 варианта конфигурации схемы районной электросети;
· на основе приближённой (без учёта потерь) оценки распределения в каждом из вариантов сети потоков мощности и измеренных длин линий осуществлён ориентировочный выбор напряжения на каждом участке;
· по методу «экономических интервалов» произведён выбор сечений проводов марки АС с последующей их проверкой на пропускную способность в аварийных режимах;
· произведен выбор числа и мощности трансформаторов на потребительских подстанциях и рассчитаны потери мощности в трансформаторах;
· определены потери мощности на участках линий;
· выбраны схемы электрических соединений потребительских подстанций;
· выполнена оценка технико-экономических показателей вариантов схемы районной электросети и выбор из них оптимального по минимуму приведенных затрат;
· в оптимальном варианте решён вопрос обеспечения потребителей качественной электроэнергией (осуществлено «встречное» регулирование напряжения).
Оптимальной является «кольцевая» схема 1-го варианта районной электрической сети.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Электроэнергетические сети и системы». ЮСИЭПИ, Южно-Сахалинск, 2009. - 62с.
Подобные документы
Выбор конфигурации, оптимальной схемы, сечения проводов, трансформатора, активной и реактивной мощностей, нагрузок, напряжения с целью проектирования районной электрической сети на основании технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 02.02.2010Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.
контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012Выбор конфигурации районной электрической сети, номинального напряжения, трансформаторов для каждого потребителя. Расчет потокораспределения, определение тока короткого замыкания на шинах низшего напряжения подстанции. Выбор сечения проводников.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 07.08.2013Варианты схем электрических сетей, их технический анализ. Электрическое оборудование для осуществления надёжного электроснабжения потребителей. Энерго-экономическая характеристика района. Методы регулирования напряжения. Изменение потерь напряжения.
курсовая работа [540,7 K], добавлен 22.08.2009Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств в электрической сети. Формирование вариантов схемы сети. Выбор номинального напряжения, числа трансформаторов. Проверка по нагреву и допустимой потере напряжения.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 15.09.2014Характеристика района проектирования электрической сети. Анализ источников питания, потребителей, климатических условий. Разработка возможных вариантов конфигураций электрической сети. Алгоритм расчета приведенных затрат. Методы регулирования напряжения.
курсовая работа [377,2 K], добавлен 16.04.2011Комплексный расчет активной и реактивной мощности потребителей сети. Составление вариантов конфигурации сети и ее географическое расположение. Выбор трансформаторов на подстанции потребителей. Уточненный расчет в режиме наибольших и наименьших нагрузок.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 22.01.2016Особенности выбора рациональной схемы и номинального напряжения сети. Анализ технико-экономических показателей районной сети. Значение напряжения в узловых точках в максимальном режиме, его регулирование в электрической сети в послеаварийном режиме.
курсовая работа [568,3 K], добавлен 20.06.2010Этапы и методы проектирования районной электрической сети. Анализ нагрузок, выбор оптимального напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов. Электрический расчёт варианта сети при максимальных нагрузках. Способы регулирования напряжения.
методичка [271,9 K], добавлен 27.04.2010Разработка конфигурации сети. Приближённые расчёты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения.
курсовая работа [295,9 K], добавлен 10.02.2015
