Таблица 6.5 - Результаты расчета потокораспределения в режиме наибольших нагрузок схемы №1 c учетом параметров линий и тр-ров

Таблица 6.6 - Результаты расчета потокораспределения в режиме наибольших нагрузок схемы №2 c учетом параметров линий и тр-ров

7. ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

При выборе наилучшего варианта сети необходимо учитывать не только стоимость линий, но и стоимость оборудования подстанций. Для этого должны быть сформированы однолинейные схемы подстанций.

При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений (линий и трансформаторов), требования надежности электроснабжения потребителей и обеспечения пропуска через подстанцию перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям, возможности перспективного развития. Число и вид коммутационных аппаратов выбираются так, чтобы обеспечивалась возможность проведения поочередного ремонта отдельных элементов подстанции 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 большего числа выключателей.

Таким образом выбираем мостиковую схему для двухтрансформаторных подстанций с двусторонним питанием и при подключении трех, четырех линий схему подстанции со одиночной секционированной и обходной системами шин и совмещенным секционным и обходным выключателем.

Схемы электрической сети представлены на рисунках 7.1 и 7.2.

Рисунок 7.1 - Однолинейная схема сети (1 вариант)

Рисунок 7.2 - Однолинейная схема сети (2 вариант)

8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Сопоставляемые варианты электрической сети отличаются друг от друга конфигурацией схемы сети, марками и сечениями проводов и протяженностью линий на отдельных участках, типом подстанций в одноименных узлах. У них могут быть различия в номинальных напряжениях, надежности электроснабжения, величине напряжений в узлах и т.п. В силу этих обстоятельств у рассматриваемых вариантов будут неодинаковые потери мощности и электроэнергии. Для их сооружения потребуются разной величины капитальные затраты.

Предпочтение отдают тому варианту, приведенные затраты у которого наименьшие.

(8.1)

где К_л - капитальные затраты на сооружение линий, тыс. у.е.;

К_п - капитальные затраты на сооружение подстанций, тыс. у.е.;

р_л - коэффициент отчислений на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание линий (р_л = 0,032 [2]);

р_п - коэффициент отчислений на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание подстанций (р_п = 0,093 [2]);

W₀ - потери энергии холостого хода, МВт·ч;

W_н - нагрузочные потери электроэнергии, МВт·ч;

- стоимость единиц потерь электроэнергии в электрических сетях.

Стоимость линии определяется по формуле:

(8.2)

где УК_0i - удельная стоимость i-ой линии, тыс. у.е./км;

L_i - протяженность i-ой линии, км.

Суммарные капитальные затраты на сооружение линий по двум рассматриваемым схемам приведены в таблицы 8.1 и 8.2.

Для определения удельной стоимости линий на 1 км принимаем стальные одноцепные опоры и третий район по гололёду.

Таблица 8.1 - Стоимость линий схемы №1

Таблица 8.2 - Стоимость линий схемы №2

Стоимость подстанции вычисляется по формуле:

(8.3)

где К_руi - расчетная стоимость распределительного устройства подстанции, тыс. у. е.;

К_трi - расчетная стоимость трансформаторов на i-той подстанции, тыс. у. е.;

К_постi - постоянная часть затрат на i-тую подстанцию, тыс. у. е.;

К_допi - затраты на дополнительное оборудование, тыс. у. е. (КУ и т.д.).

Для подстанций со сборными шинами стоимость ОРУ находим по формуле:

(8.4)

где n_яч - количество ячеек с выключателями;

К_яч - стоимость одной ячейки, тыс. у.е.

Полную стоимость подстанций сведём в таблицы 8.3 и 8.4.

Таблица 8.3 - Стоимость подстанций схемы №1

Таблица 8.4 - Стоимость подстанций схемы №2

Потери электроэнергии холостого хода:

(8.5)

где Р_0л - потери активной мощности на корону, МВт;

Р_0п - потери активной мощности в стали трансформаторов, МВт.

,(8.6)

где Р_0лj - удельные потери активной мощности на корону, МВт/км.

,(8.7)

где Р_0пj - удельные потери активной мощности в стали трансформаторов на i-й подстанции, МВт.

В нашем случае потери активной мощности на корону не рассчитываются, так как эта составляющая затрат учитывается в линиях напряжением 220 кВ и выше.

Потери активной мощности в стали трансформаторов:

Для схемы 1:.

Для схемы 2:

Потери электроэнергии холостого хода:

Для схемы 1:

Для схемы 3:.

Нагрузочные потери электроэнергии:

(8.8)

где ДР_нб - нагрузочные потери активной мощности, МВт; принимаем по данным электрического расчета режима максимальных нагрузок для каждого из составляемых вариантов;

ф - время потерь, ч.

ч (8.9)

где Т - время работы в году рассматриваемого элемента сети (из предыдущих расчётов Т_СР=5284,3 ч).

Нагрузочные потери энергии составят:

Вариант №1:

Вариант №2:

Значение удельных затрат на возмещение потерь в электрических сетях определяется:

в = 500 бел. руб./ МВт·ч = 0,058 у. е.;

Определяем приведенные затраты.

Для схемы №1:

З = р_лК_л + р_пК_п + ДW₀·в₀ + ДW_н·в_н = (0,032+0,12)·6013,4+(0,084+0,12)·3172+ 2154,9·0,058 + 9695·0,058 = 2248,42 тыс. у. е.

Для схемы №2:

З = р_лК_л + р_пК_п + ДW₀·в₀ + ДW_н·в_н = (0,032+0,12)·5723,3 + (0,084+0,12)·3149 + 2154,9·0,058 + 10785·0,058 = 2262,852 тыс. у.е.

Таблица 8.5 - Технико-экономические показатели сравниваемых вариантов

Из данных расчетов можем сделать вывод, что лучшим из двух вариантов схем сетей является схема №1. Этот вывод был сделан исходя из того, что приведенные затраты для схемы №1 меньше, чем для схемы №2. Поэтому дальнейшие расчёты будем производить только для первого варианта схемы.

9. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ: НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ НАГРУЗОК, НАИБОЛЕЕ ТЯЖЕЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ

Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

Для каждой линии рассчитывается активное и реактивное сопротивление и емкостная проводимость. Для трансформаторов подстанций находится активное и реактивное сопротивления и указываются потери холостого хода.

Расчёт режимов произвожу с помощью программы RASTR WIN.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим - это режим работы системы при обрыве одной из наиболее загруженных линий, при котором наблюдается наибольшая загрузка ЛЭП и наибольшее падение напряжений в узлах.

Для линий:

1) активное сопротивление R=R₀l;

2) реактивное сопротивление X=X₀l;

3) реактивная проводимость b=b₀l;

Для трансформаторов:

1)активное сопротивление обмоток R_т, Ом;

2)реактивное сопротивление обмоток X_т, Ом;

3)потери активной мощности холостого хода трансформатораP_Х, кВт.

Параметры схемы замещения линий и трансформаторов приведены в табл. 5.1, 6.3, 6.4

В самом тяжелом режиме, при отключении ветви 2-5, наблюдается снижение напряжения в узле №5 и выходит за пределы (0,9-1,1)U_ном. Поэтому я принял решение установить в узле №5 КУ мощностью 20 Мвар.

Рис. 9.1 - Результаты расчёта режима наибольших нагрузок

Таблица 9.1 - Результаты расчёта режима наибольших нагрузок

Окончание таблицы 9.1

Рис. 9.2 - Результаты расчёта режима наименьших нагрузок

Таблица 9.2 - Результаты расчёта режима наименьших нагрузок

Рис. 9.3 - Результаты расчёта послеаварийного режима при отключенной линии 2-5

Таблица 9.3 - Результаты расчёта послеаварийного режима при отключении линии 2-5

Рис. 9.4 - Результаты расчёта послеаварийного режима при отключенной линии 3-5

Таблица 9.4 - Результаты расчёта послеаварийного режима при отключении линии 3-5

Окончание таблицы 9.4

Рис. 9.5 - Результаты расчёта послеаварийного режима при отключенной линии 4-7

электрический сеть подстанция напряжение

Таблица 9.5 - Результаты расчёта послеаварийного режима при отключении линии 4-7

10. ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

Встречный режим регулирования напряжения на шинах 6-10 кВ полстанции, питающих разомкнутые распределительные сети, следует стремиться обеспечить, прежде всего, с помощью трансформаторов с РПН. При этом надо учитывать, что устройства РПН выполняют на обмотке ВН.

Поскольку РПН не всегда может обеспечить желаемый уровень напряжения, на подстанциях устанавливаются другие регуляторы напряжения (синхронные компенсаторы, БСК, реакторы и др.)

Применение трансформаторов с РПН позволяет изменять регулировочное ответвление без его отключения. Поэтому следует определять напряжение регулировочного ответвления раздельно для наибольшей и наименьшей нагрузки. Так как время возникновения аварийного режима неизвестно, то будем считать, что этот режим возникает в наиболее неблагоприятном случае, т.е. в часы наибольших нагрузок.

Таблица 10.1 - Стандартные ответвления трансформатора на высшей стороне

Определим желаемые напряжения регулировочных ответвлений обмотки высшего напряжения по формуле 10.1:

,(10.1)

где - приведенное к высшей стороне трансформатора напряжение на шинах низшего напряжения подстанции;

- номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора;

- желаемое напряжение на стороне низшего напряжения трансформатора. Для режима наибольших нагрузок и послеаварийного режима ; для режима наименьших нагрузок.

Здесь - номинальное напряжение линий, отходящих от шин НН.

Приведем расчет для подстанции 2.

По полученным в программе RASTR значениям напряжений на шинах НН при расчете режимов получим напряжения, приведенные к обмотке ВН:

;

;

,

В соответствии с желаемыми напряжениями на шинах 10 кВ выберем регулировочные ответвления в нормальном режиме наибольших, наименьших и в послеаварийном режиме при отключенной линии 2-5.

Выбираем стандартные напряжения ответвлений обмотки ВН:

(+3.56%);

(+5.34%);

(+5,34%).

Тогда действительные напряжения на шинах НН будут равны:

Регулировочные ответвления трансформаторов на других подстанциях рассчитаем аналогично. Результаты сведем в таблицы 10.2 - 10.4.

Таблица 10.2- Выбранные регулировочные ответвления трансформаторов в режиме наибольших нагрузок

Таблица 10.3- Выбранные регулировочные ответвления трансформаторов в режиме наименьших нагрузок

Таблица 10.4 - Выбранные регулировочные ответвления трансформаторов в послеаварийном режиме наибольших нагрузок

На трехобмоточных трансформаторах регулирование напряжения под нагрузкой выполняется в обмотке высшего напряжения, а обмотка среднего напряжения содержит ответвления, которые переключаются только после снятия нагрузки. Ответвления со стороны высшего напряжения различных режимов для трехобмоточного трансформатора определяются аналогично двухобмоточным трансформаторам с обмотками высшего и низшего напряжения.

По полученным в программе RASTR значениям напряжений на шинах НН трехобмоточного трансформатора при расчете режимов получим напряжения, приведенные к обмотке ВН:

;

;

,

В соответствии с желаемыми напряжениями на шинах 10 кВ выберем регулировочные ответвления в нормальном режиме наибольших, наименьших и в послеаварийном режиме при отключенной линии 2-5.

Выбираем стандартные напряжения ответвлений обмотки ВН:

(-3.56%);

(-3.56%);

(-5.34%).

Тогда действительные напряжения на шинах НН будут равны:

Определим одно желаемое напряжения ответвления со стороны среднего напряжения по формуле 10.2:

,(10.2)

где - желаемое напряжение на шинах среднего напряжения (примем 36,5 кВ);

- напряжения на шинах среднего напряжения соответственно в максимальном и минимальном режимах, приведенные к высшей стороне.

По полученным в программе RASTR значениям напряжений на шинах СН трехобмоточного трансформатора при расчете режимов получим напряжения, приведенные к обмотке ВН:

;

Желаемое напряжения ответвления со стороны среднего напряжения равно:

.

По таблице 10.5 определим стандартные напряжения ответвлений обмотки СН.

Таблица 10.5 - Параметры регулирования напряжения трансформаторов с диапазоном регулирования ±(2х2,5)%

Выбираем стандартные напряжения ответвлений обмотки СН:

(-2.5%);

Тогда действительные напряжения на шинах НН будут равны:

Ниже в пояснительной записке указаны режимные схемы электрических расчетов (рисунки 10.1, 10.2, 10.3) с нанесенными потоками мощностей и выбранными ответвлениями.

Рисунок 10.1 - Режим наибольших нагрузок.

Рисунок 10.2 - Режим наименьших нагрузок.

Рисунок 10.3 - Послеаварийный режим наибольших нагрузок (отключена ветвь 2-5).

11. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

В заключении проекта приводим основные технические и экономические показатели электрической сети.

1.Номинальное напряжение сети U_НОМ=110 кВ.

2.Установленная мощность трансформаторов:

.(11.1)

где S_Ti - номинальная мощность трансформаторов у i-го потребителя;

i - индексы нагрузок (i=1,2,…,n).

S_Т = 16·2+40·2+25·4+10·2= 232 МВА.

3.Протяженность линий электропередачи:

L=.(11.2)

L =44+37.5+19+20+33+16.5+44= 214 км.

4.Передаваемая активная мощность:

P=.(11.3)

где Р_i - активная мощность i-го потребителя.

Р = 7+12+27+42+33=121 МВт.

5.Передаваемая электроэнергия:

W=,(11.4)

где Т_нбi - время использования максимальной нагрузки i-го потребителя.

W=(12+27+42+33)·5400+7·3400 =639400 МВт•ч.

6.Потери мощности.

Для ЛЭП:

Для трансформаторов:

где - нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях и трансформаторах, принимается по данным электрического расчета режима наибольших нагрузок,

- потери в стали трансформаторов.

7.Потери электроэнергии.

Для ЛЭП:

(11.5)

Для трансформаторов:

(11.6)

где - нагрузочная составляющая потерь электроэнергии в линиях электропередачи и трансформаторах;

- составляющая потерь холостого хода.

8.Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к передаваемой мощности:

.(11.7)

9) Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности.

(11.8)

в том числе:

- нагрузочные по линиям

 (11.9)

- нагрузочные по трансформаторам

(11.10)

- холостого хода по трансформаторам

(11.11)

10) Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии

(11.12)

в том числе:

- нагрузочные по линиям

(11.13)

- нагрузочные по трансформаторам

(11.14)

- холостого хода по трансформаторам

(11.15)

11.Капитальные вложения:

Добавим к стоимости подстанций и полной стоимости капитальных вложений стоимость компенсирующего устройства СКРМ мощностью 20 Мвар

,

,

(11.16)

12.Составляющие капитальных затрат в процентах к полным капитальным затратам:

,(11.17)

.(11.18)

13.Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой мощности:

.(11.19)

14.Годовые эксплуатационные расходы:

; (11.20)

15.Приведенные затраты:

,(11.21)

16.Себестоимость электроэнергии:

.(11.22)

17.Стоимость передачи электроэнергии:

,(11.23)

Таблица 11. 1 - Технико-экономические показатели выбранного варианта сети.

Размещено на Allbest.ru