Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Исходные данные

1. Выбор вариантов распределительной сети

1.1 Выбор вариантов схемы соединения сети

1.2 Выбор номинальных напряжений сети

1.3 Выбор сечений проводов

1.4 Проверка выбранных сечений по техническим ограничениям

1.5 Определение сопротивлений и проводимостей ЛЭП

1.6 Выбор трансформаторов на подстанциях

1.7 Приближенный расчет потерь активной и реактивной мощностей

1.8 Составление балансов активной и реактивной мощностей

2. Составление полных схем электрических соединений

3. Технико-экономический сравнение вариантов сети

3.2 Капитальные затраты на строительство подстанций

3.3 Определение эксплуатационных расходов

3.4 Определение приведённых затрат

4. Точный электрический расчет кольцевой схемы

4.1 Режим максимальных нагрузок

4.2 Послеаварийный режим

4.3 режим минимальных нагрузок

Заключение

Список литературы



ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Расположение потребителей и источника питания на координатной плоскости, масштаб 15 км/0,75 см

Характеристики потребителей электроэнергии и источника питания

Наименование	РЭС	Потребители
		1	2	3	4
Активная мощность в режиме максимальных нагрузок, МВт		40	20	23	10
Активная мощность в режиме минимальных нагрузок, МВт	52%
Коэффициент мощности	0,93	0,78	0,79	0,84	0,8
ТМ, час		3800	3000	7600	5300
КК , %		100	30	60	20
UРЭС MAX	109 %
UРЭС MIN	106 %

Дата выдачи задания__________________________________________

Дата сдачи готового проекта____________________________________

Руководитель проекта_________________________________________

Задание к выполнению принял _________________________________

Студент группы_______________________________________(Подпись)

1. Выбор вариантов распределительной сети

Вопрос построения схемы электрической сети является центральным при проектировании.

Во-первых, при разработке возможных вариантов должны учитываться требования, которые отдельные потребители электрической энергии предъявляют к надежности электроснабжения.

В отношении обеспечения надежности электроснабжения в [ПУЭ] все ЭП разделены на категории. Согласно [ПУЭ] к первой категории относятся ЭП, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой:

– опасность для жизни людей;

– угрозу для безопасности государства;

– значительный материальный ущерб;

– расстройство сложного технологического процесса;

– нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

В нормальных режимах работы ЭП первой категории должны обеспечиваться электрической энергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Перерыв в электроснабжении ЭП первой категории может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Из состава ЭП первой категории выделяют особую группу ЭП, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

Для электроснабжения ЭП особой группы должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого источника, в качестве которого могут быть использованы местные электростанции, электростанции ЭС, предназначенные для этих целей агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи.

Электроприемники второй категории - это ЭП, перерыв электроснабжения которых приводит к:

– массовому недоотпуску продукции;

– массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта;

– нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

В нормальных режимах работы ЭП второй категории должны обеспечиваться электрической энергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или персонала ОВБ.

Электроприемники третьей категории - это все остальные ЭП, не попадающие под определение первой и второй категорий. Для них электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы, не превышают одних суток.

Во-вторых, для построения схемы электрической сети, осуществляющей электроснабжение определенного числа пунктов потребления, могут быть предложены различные варианты, отличающие конфигурацией и параметрами элементов, но в качестве критерия для выбора оптимального варианта служит минимум затрат на ее сооружение и эксплуатацию. Величина затрат зависит в том числе от количества и протяженности ЛЭП, поэтому при построении схемы следует делать длину ЛЭП как можно короче, использовать двухцепные ЛЭП только при соединении источника питания с шинами узловой ПС, а также при построении схем радиальной конфигурации, по возможности не допускать пересечений ЛЭП между собой. Пересечения ЛЭП называются специальным переходом. Для проектирования специального перехода требуются дополнительные расчеты, которые не предусмотрены в данном курсовом проекте. Помимо этого, наличие специального перехода в схеме приведет к удорожанию проектных работ и, в дальнейшем, строительства электрической сети.

В-третьих, следует помнить, что в качестве узловой ПС лучше выбрать ту, у которой значение активной мощности на шинах низшего напряжения является наибольшим из предложенных по варианту. Это связано с последующей установкой на узловой ПС автотрансформаторов или мощных двухобмоточных трансформаторов.

В качестве примера рассмотрим построение двух приемлемых вариантов схем - радиальной и кольцевой.

На рис. 1.1 изображен вариант электрической сети радиальной конфигурации. В скобках указаны значения активной мощности на шинах низшего напряжения ПС в режиме максимальных нагрузок.

Рис. 1 Вариант электрической сети радиальной конфигурации



Проанализируем полученный вариант:

– коэффициент Kk, % для всех ПС больше нуля, что говорит о наличии ЭП первой и второй категорий в составе комплексной нагрузки, поэтому, соблюдая требования ПУЭ, все ЛЭП выполнены в двухцепном исполнении;

– следуя третьему правилу построения схемы, в качестве узловой ПС лучше было бы выбрать ПС № 1, но ЛЭП 01 оказалась бы длинней, чем ЛЭП 02, что повлекло бы дополнительные затраты на её сооружение, поэтому в качестве узловой следует оставить ПС № 2.

На рис. 1.2 изображен вариант, содержащий замкнутую электрическую сеть, запитанную от узловой ПС.

Рис. 2 - Вариант, содержащий замкнутую электрическую сеть, запитанную от узловой ПС

1.1. 

1.1 Выбор вариантов схемы соединения сети

Для проведения дальнейших расчетов требуется определить значения полной мощности по формуле (1.1) и реактивной мощности по формулам (1.2)

; (1.1)

; , (1.2)

тогда комплексное значение полной мощности можно представить в виде (1.3)

. (1.3)

Пример расчета необходимо привести только для одной ПС, например, для ПС № 1.

МВ·А;

Мвар;

МВ·А.

Все остальные расчеты мощностей должны быть сведены в табл. 1.2.



Таблица 1.2

Мощности нагрузок подстанций

№ ПС	Pmax, МВт	cosц	|Smax|, МВ·А	Qmax, Мвар	Smax, МВ·А
ПС № 1	40	0,78	51,28	32,09	40+j32,09
ПС № 2	20	0,79	25,32	15,52	20+j15,52
ПС № 3	23	0,84	27,38	14,86	23+j14,86
ПС № 4	10	0,80	12,5	7,5	10+j7,5

Определение длин линий электропередачи

Длину любой ЛЭП li-j можно определить двояко:

– путем умножения длины замеренного линейкой участка Li-j на масштаб m, приведенный в табл. 1.6:

; (1.4)

– Затем найденную длину вектора, умножив на масштаб m:

. (1.5)

Например, для участка от РЭС до ПС № 3 (рис. 1.1 и рис. 1.2) (км). Все остальные вычисления по длинам ЛЭП необходимо свести в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Длины ЛЭП

Вариант схемы	Обозначение ЛЭП (i-j)	Длина ЛЭП, км
Радиальная	РЭС - ПС № 3	52,20
	ПС №3 - ПС №4	25,49
	ПС №3 - ПС №1	35,35
	ПС №3 - ПС №2	32,01
Смешанная	РЭС - ПС №3	52,20
	ПС №3 - ПС №4	25,49
	ПС №4 - ПС №1	36,05
	ПС №1 - ПС №2	33,54
	ПС №2 - ПС №3	32,01

1.2 Выбор номинальных напряжений сети

Номинальное напряжение сети влияет как на её технико-экономические показатели, так и на технические характеристики. Так при повышении номинального напряжения уменьшаются потери мощности и электроэнергии, т. е. снижаются эксплуатационные расходы, уменьшаются сечения проводов, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается перспективное развитие сети, но увеличиваются капиталовложения на сооружения сети. Сеть меньшего напряжения, наоборот, требует меньших капиталовложений, но увеличиваются эксплуатационные расходы за счет потери мощности и электроэнергии, обладает меньшей пропускной способностью. Из сказанного следует, что выбор номинального напряжения сети является очень важным при ее проектировании.

Номинальные напряжения электрических сетей в России установлены действующим стандартом. Для выбора номинальных напряжений на каждом из участков сети воспользуемся формулой, предложенной Илларионовым Г. А. [1]

,

где

L - длина линии, км;

Р - активная мощность, протекающая по линии, МВт;

- число цепей.

Радиальная сеть

Рис. 3. - Схема радиальной сети.

Рассчитаем предварительное потокораспределение:

МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Выбираем номинальные напряжения линий:

кВ.

Принимаем из стандартного ряда Uном = 220 кВ.

кВ.

Принимаем из стандартного ряда Uном = 110 кВ.

кВ.

Принимаем из стандартного ряда Uном = 110 кВ.

кВ.

Принимаем из стандартного ряда Uном = 110 кВ.

Кольцевая сеть



Рисунок 4 - Схема кольцевой сети

Рассчитаем предварительное потокораспределение в кольце, считая цепь однородной (Х0/R0 = const).

МВА.

Уравнения для расчета потока мощности на головных участках сети составляются по правилу моментов:

МВА;



МВА.

Потоки мощности на внутренних участках схемы находим по 1-му Закону Кирхгофа:

МВА;

МВА.

Проверка: сумма потоков мощностей, оттекающих по головным участкам должна быть равна сумме нагрузок подстанций (кроме узловой):

;

;

Тождество выполняется, потоки мощности в кольце определены верно.

Сумма потоков, сходящихся в точке потокораздела, должна быть равна нагрузке подстанции:

Тождество выполняется, следовательно, точка 1 является точкой потокораздела.

Выбираем номинальные напряжения:



кВ.

Принимаем из стандартного ряда Uном = 220 кВ.

кВ.

Принимаем из стандартного ряда Uном = 110 кВ.

кВ.

Принимаем из стандартного ряда Uном = 110 кВ.

кВ.

Принимаем из стандартного ряда Uном = 110 кВ.

кВ.

Принимаем из стандартного ряда Uном = 110 кВ.

Номинальное напряжение линий, объединенных в кольцо, принимается по наибольшему расчетному значению для этих линий. Таким образом, для кольца выбираем номинальное напряжение 110 кВ. Номинальные напряжения (по итогам расчета и принятые из стандартного ряда) всех участков сети для всех вариантов сведены в таблицу 3.

Таблица 3 - Номинальные напряжения

Конфигурация	№ линии	nл	l, км	P+jQ, МВА	Uном.расч, кВ	Uном, кВ
Радиальная сеть	0-3	2	52,202			220
	3-4	2	25,495			110
	3-1	2	35,355			110
	3-2	2	32,016			110
Замкнутая сеть	0-3	2	52,202			220
	3-4	1	25,495	33,66+j26,46	103,206	110
	3-2	1	32,016	36,34+j28,66	108,842	110
	2-1	1	33,541	16,34+j13,13	77,173	110
	4-1	1	36,056	23,66+j18,96	90,951	110

1.3 Выбор сечений проводов

Выбор сечения проводов будем проводить по экономической плотности тока по формуле [2]:

,

где

- нормированная плотность тока, А/мм2;

- расчетный ток, А;

- ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме, определяемый для системообразующих линий основной сети по расчетным длительным потокам мощности. Для линий распределительной сети определяется расчетом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы;

- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 110-220 кВ значение может быть принято равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.

- учитывает число часов использования максимальной нагрузки ВЛ.

Для определенных участков сети определим средневзвешенное время действия наибольшей нагрузки.

Радиальная сеть

Участок 0-3:

час/год;

А;

мм2.

По таблице 3.15 [2] выбираем провод АС 120/19.

Участок 3-4:

час/год;



А;

мм2.

По таблице 3.15 [2] выбираем провод АС 30/8.

Участок 3-2:

час/год;

А;

мм2.

По таблице 3.15 [2] выбираем провод АС 30/8.

Участок 3-1:

час/год;

А;

мм2;

По таблице 3.15 [2] выбираем провод АС 120/19.

Кольцевая сеть

Участок 0-3:



час/год;

А;

мм2.

По таблице 3.15 [2] выбираем провод АС 120/19.

Участок 3-2:

час/год;

А;

мм2.

По таблице 3.15 [2] выбираем провод АС 95/16.

Участок 2-1:

Так как участок 2-1 расположен в кольце данной схемы, то величина будет равна величине . Этой же величине будут равны и других участков кольца. Поэтому воспользуемся ранее полученным результатом, а вычисления приводить не будем.



А;

мм2.

По таблице 3.15 [2] выбираем провод АС 70/11.

Участок 3-4:

А;

мм2.

По таблице 3.15 [2] выбираем провод АС 95/16.

Участок 4-1:

А;

мм2.

По таблице 3.15 [2] выбираем провод АС 70/11.

1.4 Проверка выбранных сечений по техническим ограничениям

Сечения проводов, выбранные по экономическому критерию, проверяются на соответствие ряду технических требований. Окончательный выбор сечения можно сделать только после проверки выполнения этих требований.

Радиальная сеть

1. Проверка по механической прочности.

Сечения проводов, выбранные по экономическому критерию, должны соответствовать условию F ? 70 мм2 - для одноцепной линии и F ? 120 мм2 - для многоцепной линии.

Сечения проводов мм2 и мм2 не удовлетворяют данному условию, поэтому заменяем марки проводов на АС 120/19, соответственно.

Остальные сечения проводов удовлетворяют данному условию, т.к.:

F03 = 120 мм2 ? 120 мм2;

F31 = 120 мм2 ? 120 мм2.

2. Проверка по условиям короны.

Сечения проводов по условию короны должны соответствовать условию F ? 70 мм2 для линии 110 кВ и F ? 240 мм2 для линии 220 кВ [3].

F03 = 120 мм2 < 240 мм2 (220 кВ).

F34 = 120 мм2 > 70 мм2 (110 кВ).

F32 = 120 мм2 > 70 мм2 (110 кВ).

F31 = 120 мм2 > 70 мм2 (110 кВ).

Следовательно, заменяем провод марки АС 120/19 у линии 0-3 на АС 240/39.

3. Проверка по нагреву.

Участок 03:

А;

.

Участок 3-4:



А;

.

Участок 3-2:

А;

.

Участок 3-1:

А;

.

4. Проверка по допустимым потерям напряжения

Проверке по допустимым потерям напряжения не подлежат линии электропередач напряжением 35кВ и выше.

Кольцевая сеть

1. Проверка по механической прочности.

Сечения проводов, выбранные по экономическому критерию, должны соответствовать условию F ? 70 мм2 - для одноцепной линии и F ? 120 мм2 - для многоцепной линии.

Сечения проводов мм2, мм2, мм2 и мм2 удовлетворяют данному условию.

2. Проверка по условиям короны.

Сечения проводов по условию короны должны соответствовать условию F ? 240 мм2 для линии 220 кВ [3].

F03 = 120 мм2 < 240 мм2 (220 кВ).

F32 = 95 мм2 < 70 мм2 (110 кВ).

F21 = 70 мм2 < 70 мм2 (110 кВ).

F34 = 95 мм2 <70 мм2 (110 кВ).

F41 = 70 мм2 < 70 мм2 (110 кВ).

Следовательно, заменяем первый провод на АС 240/39.

3. Проверка по нагреву.

Проверка выбранных сечений “по нагреву” производится током послеаварийного режима, причем из всех возможных послеварийных режимов выбирается такой, при котором по проверяемой линии передается наибольшая мощность. Таким режимом в данной схеме является отключение одного наиболее загруженного головного участка сети, т.е. ЛЭП-32 или ЛЭП-34. В этом случае замкнутая сеть превращается в разомкнутую и состоит из трех последовательных участков.

Отключение участка 3-2

Послеаварийный расчёт для ЛЭП-21:

МВА.

А.

А для АС 70/11 согласно таблице 3.15 [2].

.

Следовательно, провод АС 70/11 удовлетворяет проверке по допустимой токовой нагрузке на участке 2-1.

Послеаварийный расчёт для ЛЭП-41:

МВА.



А.

А для АС 70/11 согласно таблице 3.15 [2].

.

Следовательно, провод АС 70/11 удовлетворяет проверке по допустимой токовой нагрузке на участке 4-1.

Послеаварийный расчёт для ЛЭП-34:

МВА.

А.

А для АС 95/16 согласно таблице 3.15 [2].

.

Следовательно, провод АС 95/16 удовлетворяет проверке по допустимой токовой нагрузке на участке 3-4.

Отключение участка 3-4

Послеаварийный расчёт для ЛЭП-41:

МВА.

А.

А для АС 70/11 согласно таблице 3.15 [2].

.

Следовательно, провод АС 70/11 удовлетворяет проверке по допустимой токовой нагрузке на участке 4-1.

Послеаварийный расчёт для ЛЭП-32:

МВА.

А.

А для АС 95/16 согласно таблице 3.15 [2].

.

4. Проверка по допустимым потерям напряжения

Проверке по допустимым потерям напряжения не подлежат линии электропередач напряжением 35 кВ и выше.

1.5 Определение сопротивлений и проводимостей ЛЭП

Воздушные линии напряжением 110 кВ и выше и длиной до 300-400 км обычно представляются упрощенной схемой замещения (рисунок 8).

Активное сопротивление линии определяется по формуле:

,

где

l - длина линии;

r0 - погонное активное сопротивление;

nц - число цепей.

Рисунок 5 Схема замещения линии электропередачи

Реактивное сопротивление определяется как

,

где x0 - погонное индуктивное сопротивление.

Емкостная проводимость определяется по формуле:

,

где b0 - погонная емкостная проводимость.

Емкостная мощность равна:

.

Удельные расчетные параметры линии электропередачи разных напряжений и конструкций приведены в 2.

Результаты расчета представлены в таблице

Таблица 4 - Результаты расчета

Схема	Радиальная	Кольцевая
Марка провода	АС-240/39	АС-120/19	АС-120/19	АС-120/19	АС-240/39	АС 95/16	АС 95/16	АС 70/11	АС 70/11
Участок	0-3	3-4	3-1	3-2	0-3	3-2	3-4	2-1	4-1
	220	110	110	110	220	100	110	110	110
	2	2	2	2	2	1	1	1	1
	52,20	25,49	35,35	32,01	52,20	32,01	25,49	33,541	36,056
	0,118	0,244	0,244	0,244	0,118	0,301	0,301	0,422	0,422
	0,435	0,427	0,427	0,427	0,435	0,434	0,434	0,444	0,444
b0, 10-6 См/км	2,604	2,658	2,658	2,658	2,604	2,611	2,611	2,547	2,547
	3,0798	3,11	4,947	4,927	3,0798	9,635	7,672	14,154	15,216
	11,353	5,442	18,238	8,623	11,353	13,893	11,063	14,892	16,009
bл, 10-6 См	135,928	67,752	93.8	85.429	135,928	83,578	66,55	85,429	91,835
	13,158	1,639	21,137	2,598	13,158	1,011	0,805	1,034	1,111

1.6 Выбор трансформаторов на подстанциях

Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанций потребителей. На подстанциях целесообразно устанавливать два трансформатора. В этом случае обеспечивается надежность электроснабжения потребителей 1 и 2 категорий. При отключении одного трансформатора оставшийся в работе должен выдерживать перегрузку до 40%.

На подстанциях с высоким напряжением 220 кВ и выше, как правило, устанавливаются автотрансформаторы, обладающие рядом преимуществ по сравнению с трансформаторами (меньшие масса, стоимость и потери энергии по той же мощности).

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Несмотря на то, что на большинство новых подстанций на первом этапе устанавливается по одному трансформатору, удельный вес двух трансформаторных подстанций растет. Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке эксплуатации подстанции.

Расчетная мощность трансформаторов находится по формуле:

Радиальная сеть

ПС1:

МВА.

По таблице 5.18 [2] для узловой подстанции выбираем 2 трансформатора ТРДН-40000//110.

ПС2:

МВА.

По таблице 5.13 [2] для узловой подстанции выбираем 2 трансформатора ТДН-16000/110.

ПС3:

МВА.

По таблице 5.18 [2] для узловой подстанции выбираем 2 автотрансформатора АТДЦТН 125000/220/110

ПС4:



МВА.

По таблице 5.13 [2] для узловой подстанции выбираем 2 трансформатора ТДН-10000/110.

Кольцевая сеть

ПС1:

МВА.

По таблице 5.18 [2] для узловой подстанции выбираем 2 трансформатора ТРДН-40000/110.

ПС2:

МВА.

По таблице [2] для узловой подстанции выбираем 2 трансформатора ТРДЦН-80000/110.

ПС3:

МВА.

По таблице [2] для узловой подстанции выбираем 2 автотрансформатора АТДЦТН 125000/220/110

ПС4:

МВА.

По таблице [2] для узловой подстанции выбираем 2 трансформатора ТДН-10000/110.

Таблица 5 - Параметры трансформаторов

Схема	Радиальная	Кольцевая
№ ПС	1	2	3	4	1	2	3	4
Тип трансформатора	ТРДН-40000/110	ТДН - 16000/110	АТДЦТН 125000/220/110	ТДН-10000/110	ТРДН-40000/110	ТДН - 16000/110	АТДЦТН 125000/220/110	ТДН-10000/110
Количество трансформаторов	2	2	2	2	2	2	2	2
S, МВА	40	16	125	10	40	16	125	10
Пределы регулирования	9х1,78%	9х1,78%	6х2%	±9х1,78%	±9х1,78%	9х1,78%	6х2%	±9х1,78%
Uном, кВ	ВН	115	115	230	115	115	115	230	115
	СН	-	-	121	-	-	-	121	-
	НН	6,3-6,3; 6,3-10,5;10,5-10,5	6,6; 11; 34,5	6,3;6,6;10,5; 11; 38,5	6,6; 11	6,3-6,3; 6,3-10,5;10,5-10,5	6,6; 11; 34,5	6,3;6,6;10,5; 11; 38,5	6,6; 11
uk, %	ВН-СН	10,5	10,5	11	10,5	10,5	10,5	11	10,5
	ВН-НН			31/45				31/45
	СН-НН			19/28				19/28
	ВН-СН			290/305				290/305
ДPk, кВт	172	85	-	60	172	85	-	60
ДPx, кВт	36	19	85/65	14	36	19	85/65	14
Ix, %	0,65	0,7	0,5	0,7	0,65	0,7	0,5	0,7
Rт, Ом	ВН	1,4	4,38	0,5/0,52	7,95	1,4	4,38	0,5/0,52	7,95
	СН			0,5/0,52				0,5/0,52
	НН			1,0/3,2				1,0/3,2
Xт, Ом	ВН	34,7	86,7	48,6/49,0	139	34,7	86,7	48,6/49,0	139
	СН			0				0
	НН			82,5/131				82,5/131
ДQx, квар	260	112	625	70	260	112	625	70

Рис.6 - Блок-схема подстанций радиальной сети.



Рис.7 - Блок-схема подстанций кольцевой сети.

1.2 1.7 Приближенный расчет потерь активной и реактивной мощностей

Потери мощности в трансформаторах определяется по формуле:

,

где

постоянные потери мощности (холостого хода) в трансформаторе:

;

переменные потери мощности в трансформаторе:

.

Радиальная сеть

ПС1:

МВА;

МВА;

МВА.

ПС2:

МВА;

МВА;

МВА.

ПС3:

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

ПС4:

МВА;

МВА;

МВА.

Суммарные потери в трансформаторах и автотрансформаторах:



МВА.

Потери мощности в ЛЭП:

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

Суммарные потери в линиях:

МВА.

Точный электрический расчет выбранной сети (радиальной)

Рис.8 - Схема замещения радиальной сети

Кольцевая сеть

ПС1:

МВА;

МВА;

МВА.

ПС2:

МВА;

МВА;

МВА.

ПС3:

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

ПС4:

МВА;

МВА;

МВА.

Суммарные потери в трансформаторах и автотрансформаторах:

МВА.

Потери мощности в ЛЭП:

МВА;

МВА;

МВА;



МВА;

МВА;

Суммарные потери в линиях:

МВА.

Рисунок 9 - Схема замещения кольцевой сети

1.8 Составление балансов активной и реактивной мощностей

Под составлением баланса мощности понимается составление суммарной установленной мощности источников питания с суммарной потребляемой мощностью в системе. В состав потребляемой мощности входят:

Ш наибольшая суммарная мощность нагрузки потребителей ;

Ш суммарные потери мощности в сети ;

В общем виде:

Баланс реактивной мощности составляется для выбора необходимой мощности компенсирующего устройства, при которой на шинах РЭС будет обеспечен коэффициент мощности не ниже заданного. Располагаемую реактивную мощность РЭС определяем по величине максимальной активной мощности потребляемой от РЭС и величине заданного коэффициента мощности.

Уравнение баланса реактивной мощности:

.

где

Qвыр - реактивная мощность, передаваемая с шин РЭС;

Qпотр - потребленная реактивная мощность;

Qт - потери реактивной мощности в трансформаторах;

Qл - потери реактивной мощности в линии;

Qс - зарядная мощность;

QКУ -реактивная мощность компенсирующего устройства.

Радиальная сеть

Баланс активной мощности:

МВт;

МВт.

Баланс реактивной мощности:

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар

Мвар.

В качестве КУ применим конденсаторные батареи.

По расчётной величине QКУ из справочника таблице 5.42 [2] выбираем конденсаторные батареи.

Батарея с конденсаторами типа КСКГ-1,00-125, с мощностью QКУ = 6,5 Мвар.

Определяем число конденсаторных батарей:

Примем количество конденсаторных батарей n = 3.

Проверим cosцРЭС - коэффициент мощности источника питания:

Мвар;

- что указывает на то, что использование выбранных компенсирующих устройств целесообразно.

Кольцевая сеть

Баланс активной мощности:

;

МВт;

МВт.

Баланс реактивной мощности:

;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар

Мвар.

В качестве КУ применим конденсаторные батареи.

По расчётной величине QКУ из справочника таблице 5.42 [2] выбираем конденсаторные батареи:

Батарея с конденсаторами типа КСКГ-1,00-125, с мощностью QКУ = 7,9 Мвар.

Определяем число конденсаторных батарей:

Примем количество конденсаторных батарей n = 5.

Проверим cosцРЭС - коэффициент мощности источника питания:

Мвар;

- что указывает на то, что использование выбранных компенсирующих устройств целесообразно.

2. Составление полных схем электрических соединений

Полные схемы электрических соединений включают в себя схемы распределительных устройств (РУ) на подстанциях и схемы присоединения подходящих линий к шинам подстанций.

Выбор схем присоединения подстанций и РУ осуществляется из типовых схем на основании рекомендаций к их применению.

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

Ш надежность питания присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах (с учетом категорий);

Ш надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах;

Ш простота, наглядность, экономичность, возможность восстановления питания в послеаварийных ситуациях посредством автоматики;

Ш возможность поэтапного развития РУ.

Рисунок 12 - Полная схема электрических соединений радиальной сети



Рисунок 13 - Полная схема электрических соединений кольцевой сети

3. Технико-экономический сравнение вариантов сети

При экономическом сравнении вариантов вводятся следующие допущения:

Ш варианты признаются равноценными по надежности, если при отключении одной цепи двухцепной ЛЭП или одной линии в замкнутой сети, питание потребителей сохраняется по другой линии или цепи;

Ш капиталовложения в сеть принимаются единовременными (срок строительства 1 год), а эксплутационные расходы - постоянными по времени.

В этом случае критерием экономической целесообразности является минимум приведённых затрат, определяемых по формуле:

,

где

Ен ? 0,12 - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;

К - капиталовложения в сеть;

И - ежегодные издержки эксплуатации.

3.1 Капитальные затраты на ЛЭП

Капитальные затраты на ЛЭП определяем по формуле:

,

где - базисный показатель стоимости ВЛЭП (определяем по [2]);

При определении необходимо учесть следующие характеристики:

Ш материал опор: сталь;

Ш количество цепей в линии: одноцепная или двухцепная;

Ш марка провода: АС 240/32 АС-70/11.

L - длина ЛЭП;

- зональный повышающий коэффициент (определяем по [2]);

- коэффициент усложнения;

- коэффициент инфляции.

Все данные занесем в таблицу:

Таблица 6 - Капиталовложения на сооружение ЛЭП

Схема	Участок	nл	Uном, кВ	Марка провода	Lл, км	К0, тыс.руб./ км	КЛЭП, тыс.руб.	Итого тыс.руб.
Радиальная	0-3	2	220	АС-240/39	52,202	2195	521354	1062204
	3-4	2	110	АС-120/19	25,495	1280	148482
	3-1	2	110	АС-120/19	35,355	1280	205907
	3-2	2	110	АС-120/19	32,016	1280	186461
Кольцевая	0-3	2	220	АС-240/39	52,202	2195	521354	1128611
	3-4	1	110	АС 95/16	25,495	1050	121802
	3-2	1	110	АС 95/16	32,016	1050	152956
	2-1	1	110	АС-70/11	33,541	1050	160242
	4-1	1	110	АС-70/11	36,056	1050	172257

3.2 Капитальные затраты на строительство подстанций

Капитальные затраты на строительство подстанций складываются из:

1. Стоимости ячейки трансформатора (2, табл. 7.17)

2. Стоимости распределительных устройств (2, табл.7.16)

3. Стоимости компенсирующих устройств (2, табл.7.23)

4. Постоянная часть затрат по подстанциям (2, табл.7.28)

Капитальные затраты на строительство подстанций представлены в таблице 7 и 8.

Пример расчета:

тыс. руб.;

тыс. руб.

напряжение сеть реактивный мощность

Таблица 7 - Капиталовложения на строительство подстанций

Схема	ПС	Оборудование	Кол-во	Стоимость единицы оборудования, тыс. руб.	КУобор, тыс. руб.	КУПС, тыс. руб.	Итого
Радиальная	3	АТДЦТН-125000/220/110	2	22900	45800	705863	1306375
		РУ ВН 220 кВ	4	12500	50000
		РУ СН 110 кВ	9	7000	63000
		Постоянная часть затрат	35000
	2	ТДН-16000/110	2	5900	11800	128800
		РУ ВН 110 кВ	2	7000	14000
		Постоянная часть затрат	11000
	1	ТРДН-40000/110	2	8600	17200	355512
		РУ ВН 110 кВ	10	7000	70000
		Постоянная часть затрат	11000
		Компенсирующие устройства	5	1125 (2000 г.)	3375
	4	ТДН-10000/110	2	4100	8200	116200
		РУ ВН 110 кВ	2	7000	14000
		Постоянная часть затрат	11000



Таблица 8 - Капиталовложения на строительство подстанций

Схема	ПС	Оборудование	Кол-во	Стоимость единицы оборудования, тыс. руб.	КУобор, тыс. руб.	КУПС, тыс. руб.	Итого
Кольцевая	3	АТДЦТН-125000/220/110	2	22900	45800	705863	1308625
		РУ ВН 220 кВ	4	12500	50000
		РУ СН 110 кВ	9	7000	63000
		Постоянная часть затрат	35000
	2	ТДН-16000/110	2	5900	11800	128800
		РУ ВН 110 кВ	2	7000	14000
		Постоянная часть затрат	11000
	1	ТРДН-40000/110	2	8600	17200	357762
		РУ ВН 110 кВ	10	7000	70000
		Постоянная часть затрат	11000
		Компенсирующие устройства	5	1125 (2000 г.)	5625
	4	ТДН-10000/110	2	4100	8200	116200
		РУ ВН 110 кВ	2	7000	14000
		Постоянная часть затрат	11000

3.3 Определение эксплуатационных расходов

Радиальная сеть.

где для ЛЭП 35 кВ и выше на стальных опорах.

для ЛЭП на 110 кВ и для ЛЭП на 220 кВ.

Постоянные потери электроэнергии:

.

Переменные потери электроэнергии:

ч.

Переменные потери в трансформаторах

Суммарные потери электроэнергии:

- суммарные потери электроэнергии,

где

- переменные потери электроэнергии;

- постоянные потери электроэнергии.

.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии

тыс. руб.;

.

Суммарные издержки:

тыс. руб.

Кольцевая сеть

тыс. руб.

Постоянные потери электроэнергии:

.

Переменные потери электроэнергии:



.

Суммарные потери электроэнергии:

.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии

тыс. руб.;

Суммарные издержки:

тыс. руб.

3.4 Определение приведённых затрат

Капиталовложения по каждому варианту сети определяются по усредненным показателям стоимости и складываются из: стоимости ЛЭП, стоимости трансформаторов и стоимости распределительных устройств.

,

где

Eн=0,12 - нормативный коэффициент сравнительной эффективности.

Радиальная сеть

тыс. руб.

Кольцевая сеть

тыс. руб.

Определим процентное соотношение приведенных затрат:

Выбираем радиальную схему для дальнейшей проработки.

4. Точный электрический расчет радиальной схемы

4.1 Режим максимальных нагрузок

По схеме замещения кольцевой сети (рисунок 14) сделаем точный расчет в программе «MUSTANG».

Выполним расчет без регулировки с нулевыми отпайками:

Напряжение источника питания в максимальном режиме составляет 109% от номинального напряжения сети UРЭС = 239,8 кВ.

Рисунок 14 - Схема замещения кольцевой сети для расчета в программе «MUSTANG»

Ниже приведены результаты точного расчета режима максимальных нагрузок.

Рисунок 15 - Узлы схемы до регулирования напряжения

Рисунок 16 - Ветви схемы до регулирования напряжения

Произведем регулирование напряжения на шинах подключения потребителя путем изменения коэффициента трансформации. Рассчитаем напряжения для каждой ступени регулирования трансформаторов.

Таблица 9 - Ответвления и коэффициенты трансформации трансформаторов на 1 подстанции

-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0
98,624	100,671	102,718	104,765	106,812	108,859	110,906	112,953	115
9,39276	9,587714	9,782667	9,977619	10,17257	10,36752	10,56248	10,75743	10,95238
117,047	119,094	121,141	123,188	125,235	127,282	129,329	131,376
11,14733	11,34229	11,53724	11,73219	11,92714	12,1221	12,31705	12,512



Таблица 10 - Ответвления и коэффициенты трансформации трансформаторов на 2 и 4 подстанции

-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0
98,624	100,671	102,718	104,765	106,812	108,859	110,906	112,953	115
8,965818	9,151909	9,338	9,524091	9,710182	9,896273	10,08236	10,26845	10,45455
117,047	119,094	121,141	123,188	125,235	127,282	129,329	131,376
10,64064	10,82673	11,01282	11,19891	11,385	11,57109	11,75718	11,94327

кВ;

Выбираем «-2» отпайку с кВ.

;

ПС 2:

кВ;

Выбираем «-3» отпайку с кВ.

;



ПС 3: в регулировании напряжения нет необходимости, так как

ПС 4:

кВ;

Выбираем «-5» отпайку с кВ.

;

Ниже приведены результаты точного расчета режима максимальных нагрузок после регулирования напряжения.

Рисунок 17 - Узлы схемы после регулирования напряжения

Рисунок 18 - Ветви схемы после регулирования напряжения

Вывод: рассчитали режим максимальных нагрузок, затем отрегулировав напряжение на трансформаторах с РПН, получили напряжения, не отклоняющиеся от желаемого значения более чем 1%. Таким образом, сеть будет работать бесперебойно и обеспечивать потребителей качественной электроэнергией в режиме максимальных нагрузок.

4.2 Послеаварийный режим

Послеаварийным режимом будем считать обрыв одной цепи ЛЭП 0-3 цепи ЛЭП 4-1.

Выполним расчет без регулировки с нулевыми отпайками. Напряжение источника питания в послеаварийном режиме составляет 109% от номинального напряжения сети UРЭС = 239,8 кВ.

Ниже приведены результаты точного расчета послеаварийного режима.

Рисунок 19 - Узлы схемы до регулирования напряжения

Рисунок 20 - Ветви схемы до регулирования напряжения

ПС 1:



кВ;

Выбираем «-8» отпайку с кВ.

;

ПС 2:

кВ;

Выбираем «-5» отпайку с кВ.

;

ПС 3:

кВ;

Выбираем «-1» отпайку с кВ.

;

ПС 4:

кВ;

Выбираем «-5» отпайку с кВ.

;

Рисунок 21 - Узлы схемы после регулирования напряжения

Рисунок 22 - Ветви схемы после регулирования напряжения

Вывод: рассчитали послеаварийный режим, затем отрегулировав напряжение на трансформаторах с РПН, получили напряжения, не отклоняющиеся от желаемого значения более чем 1%. Таким образом, сеть будет работать бесперебойно и обеспечивать потребителей качественной электроэнергией, даже при отключении двух цепей.

4.3 режим минимальных нагрузок

В минимальном режиме напряжение источника питания составляет 106% от номинального напряжения сети U=233,2 кВ и .

ПС1:

МВА;

Мвар;

МВА.

ПС2:

МВА;

Мвар;

МВА.

ПС3:

МВА;

Мвар;

МВА.

ПС4:

МВА;

Мвар;

МВА.

Рассмотрим возможность отключения трансформатора в минимальном режиме. Для этого определим экономическую мощность нагрузок подстанций для n и (n-1) работающих трансформаторов

ПС1

SЭК1 = 77,5 МВА < Smin1 = 80 МВА, следовательно, оставляем 2 трансформатора.

ПС2

SЭК2 = 15,1 МВА > Smin2 = 9,707 МВА, следовательно, отключаем 1 трансформатор.

ПС3

SЭК3 = 15,1 МВА > Smin3 = 14,238 МВА, следовательно, отключаем 1 трансформатор.

ПС4

SЭК4 = 15,1 МВА > Smin4 = 5,2 МВА, следовательно, отключаем 1 трансформатор.

Ниже приведены результаты точного расчета режима минимальных нагрузок.

Рисунок 23 - Узлы схемы до регулирования напряжения

Рисунок 24 - Ветви схемы до регулирования напряжения



Произведем регулирование напряжения на шинах подключения потребителя путем изменения коэффициента трансформации.

ПС 1:

кВ;

Выбираем «2» отпайку с кВ.

;

ПС 2:

кВ;

Выбираем «5» отпайку с кВ.

;

ПС 3:



кВ;

Выбираем «5» отпайку с кВ.

;

ПС 4:

кВ;

Выбираем «6» отпайку с кВ.

;

Ниже приведены результаты точного расчета режима минимальных нагрузок после регулирования напряжения.



Рисунок 25 - Узлы схемы после регулирования напряжения

Рисунок 26 - Ветви схемы после регулирования напряжения

Вывод: рассчитали режим минимальных нагрузок, затем отрегулировав напряжение на трансформаторах с РПН, получили напряжения, не отклоняющиеся от желаемого значения более чем 1%. Таким образом, сеть будет работать бесперебойно и обеспечивать потребителей качественной электроэнергией.



Заключение

В результате выполненного курсового проекта была спроектирована энергосистема 110-220 кВ, обеспечивающая электрической энергией четырех потребителей.

Для расчета были отобраны два варианта схем энергоснабжения радиальная и кольцевая. Исходя из условий надежности электроснабжения потребителей 1 и 2 категории, для кольцевой электрической сети были выбраны одноцепные ЛЭП; для радиальной сети все линии приняты двухцепными, кроме одной, которая обеспечивала энергией потребителей 3 категории. Принимая, что цепь является однородной, на первом этапе были рассчитаны потоки мощности на всех участках цепей с использованием правила моментов и 1-го закона Кирхгофа. Для каждой схемы были выбраны оптимальные значения номинальных напряжений согласно расчетам, производимым по формуле Илларионова. Был произведен выбор сечений проводов ЛЭП по экономической плотности тока. Полученные сечения были подвергнуты проверкам по механической прочности, по короне, по нагреву и допустимым потерям напряжения. В результате проверок были выбраны сечения, удовлетворяющие необходимым требованиям. Для выбранных сечений были рассчитаны сопротивления и проводимости ЛЭП. Исходя из условий надежности электроснабжения потребителей 1 и 2 категории (не менее двух трансформаторов на подстанции) был произведен выбор трансформаторов на всех подстанциях; для трансформаторов были рассчитаны сопротивления.

Затем для каждой сети был произведен приближенный расчет потерь активной и реактивной мощностей, по результатам которого был рассчитан баланс мощностей и определена мощность компенсирующих устройств. Для радиальной и кольцевой схем были составлены полные схемы электрических соединений.

В результате технико-экономического сравнения вариантов схем была выбрана кольцевая схема электрической сети. Данная схема имеет меньшие приведенные затраты, кроме того, она имеет ряд преимуществ: большая надежность электроснабжения из-за объединения потребителей в кольцо; возможность наращивания мощностей потребителями 2,3,4 из-за большой разницы расчетной и номинальной мощностей трансформаторов; наличие большого количества одинакового оборудования (трансформаторы подстанций 2,3,4), одинаковое сечение проводов ЛЭП.

Для кольцевой схемы были проведены расчеты послеаварийного режима и режимов максимальной и минимальной нагрузки с использованием промышленной программы - MUSTANG. В результате проведенных расчетов можно убедиться в том, что все потребители обеспечиваются непрерывным снабжением электроэнергией с напряжением, равным желаемому. При этом изменение режима работы практически не оказывает влияния на качество снабжения потребителей электроэнергией.



Список литературы

1. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: ООО «Издательский дом Альянс», 2009. - 592 с.

2. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2012. - с. 376.

3. Правила устройства электроустановок. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2001. - 928 с.

Размещено на Allbest.ru