Проектирование развития электрической сети

Принципы разработки вариантов конфигурации сети. Разработка балансов мощностей. Определение эквивалентных токов узлов. Выбор сечений линий электропередачи. Оценка технико-экономических показателей подстанций. Издержки на компенсацию потерь электроэнергии.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 04.09.2014
Размер файла 3,1 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/

ФГАОУ ВПО «Уральский Федеральный Университет имени первого Президента РФ Б.Н. Ельцина»

Уральский энергетический институт

Кафедра «АЭС»

Курсовой проект по дисциплине

Электроэнергетические системы и сети

Проектирование развития электрической сети

1. Карта-схема района проектирования

2. Принципы разработки вариантов конфигурации сети

1. Обеспечение надежного электроснабжения потребителей.

2. Передача мощности по наиболее короткому электрическому пути от источника до потребителя- принцип минимальных потерь мощности.

3. Передача мощности по наиболее географически короткой сети - принцип минимальных капиталовложений.

4. Полная загрузка существующей сети.

5. Обеспечение качества электроэнергии на шинах потребителей.

Дополнительная информация:

- район проектирования - Урал;

- срок окупаемости объектов - 5 лет ;

- удельная стоимость потерь - 2 руб/кВтч;

- коэффициент приведения капитальных вложений к современным ценам = 70;

- Т мах = 4500 час;

- ТЭЦ работает в базе графика нагрузки ЭЭС.

Требуемые напряжения на шинах подстанций

Узел

31

41

51

71

81

91

Требуемое напряжение на шинах подстанции, кВ

10,2

10,5

10,2

10,5

10,5

10,2

3. Разработка балансов мощностей

Ориентировочный уровень потерь мощности в сети 110 кВ

Расход на собственные нужды электростанций :

Балансы активной мощности

Максимальный режим

Минимальный режим

Потребление системы

Потребление системы

Узел

Р,

МВт

?Р,

МВт

Р?,

МВт

Узел

Р,

МВт

?Р,

МВт

Р?,

МВт

3

16

0,64

16,64

3

9,6

0,38

9,98

4

50

2

52

4

30

1,2

31,2

5

19

0,76

19,76

5

11,4

0,46

11,86

7

42

1,68

43,68

7

25,2

1

26,2

8

37

1,48

38,48

8

22,2

0,89

23,09

9

24

0,96

24,96

9

14,4

0,58

14,98

Итого потребление

195,52

Итого потребление

117,31

Генерация системы

Генерация (ТЭЦ в базе графика нагрузки ЭЭС)

P,

МВт

Pсн, МВт

?Pтр, МВт

Pэкв,

МВт

P,

МВт

Pсн,

МВт

?Pтр, МВт

Pэкв,

МВт

3*100

3*10,8

3*0,5

266,1

3*100

3*10,8

3*0, 5

266,1

Избыток мощности

16,155

Избыток мощности

77.175

4. Варианты конфигурации сети

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Вариант 4

1. 5. Определение эквивалентных токов узлов

Выбор трансформаторов в узлах сети

ПС

Pн, МВт

cosц

Sн, МВА

Sн*0,7 МВА

Тип трансформатора

R, Ом

X, Ом

DPХ, МВт

DQХ, МВт

1

3-нагрузка

16

0.93

17,2

12,04

2ТДН-16000/110

4,38

86,7

0,019

0,112

2

4-нагрузка

50

0.90

55,55

38,88

2ТРДН-40000/110

1,4

34,7

0,036

0,26

3

5-нагрузка

19

0.91

20,88

14,62

2ТДН-16000/110

4,38

86,7

0,019

0,112

4

7-нагрузка

42

0.91

46,15

32,30

2ТРДН-40000/110

1,4

34,7

0,036

0,26

5

8-нагрузка

37

0.86

43,02

30,11

2ТРДН-40000/110

1,4

34,7

0,036

0,26

6

9-нагрузка

24

0,89

26,97

18,88

2ТРДН-25000/110

2,54

55,9

0,027

0,175

7

А-генерация

3*100

0.8

3*125

3*87,5

3ТРДЦН-125000/110

0,4

11,1

0,17

0,687

Определение токов в узлах сети 110 кВ Максимальный режим

Узел, трансформатор

Pн, МВт

Qн, Мвар

DPТ, МВт

DQТ, Мвар

DPХ, МВт

DQХ, Мвар

PЭ, МВт

QЭ, Мвар

SЭ, МВА

IЭ, А

3

2ТДН-16000/110

16

6,32

0,05

0,97

0,038

0,224

16,09

7,52

17,76

89,148

4

2ТРДН-40000/110

50

24,22

0,16

4,05

0,072

0,52

50,24

28,79

57,90

290,673

5

2ТДН-16000/110

19

8,66

0,07

1,43

0,038

0,224

19,11

10,31

21,71

109,013

7

2ТРДН-40000/110

42

19,14

0,11

2,79

0,072

0,052

42,18

21,98

47,57

238,815

8

2ТРДН-40000/110

37

21,95

0,10

2,43

0,072

0,52

37,17

24,90

44,74

224,619

9

2ТРДН-25000/110

24

12,30

0,07

1,54

0,054

0,35

24,12

14,18

27,98

140,492

а

3ТРДЦН-1250000/110

300

225

2,127

59,015

0,3

1,374

302,47

285,39

415,852

2087,76

Минимальный режим

Узел,

Pн, МВт

Qн, Мвар

DPТ, МВт

DQТ, Мвар

DPХ, МВт

DQХ, Мвар

PЭ, МВт

QЭ, Мвар

SЭ, МВА

IЭ,

A

3

2ТДН-16000/110

12,04

4,76

0,03

0,55

0,038

0,224

12,11

5,53

13,31

66,821

4

2ТРДН-40000/110

38,88

18,83

0,10

2,45

0,072

0,52

39,05

21,80

44,72

224,529

5

2ТДН-16000/110

14,62

6,66

0,04

0,85

0,038

0,224

14,70

7,73

16,61

83,388

7

2ТРДН-40000/110

32,3

14,72

0,07

1,65

0,072

0,052

32,44

16,42

36,36

182,534

8

2ТРДН-40000/110

30,11

17,87

0,06

1,61

0,072

0,52

30,25

19,99

36,26

182,031

9

2ТРДН-25000/110

18,8

9,63

0,04

0,94

0,054

0,35

18,90

10,92

21,83

109,583

а

3ТРДЦН-125000/110

300

225

2,127

59,015

0,34

1,374

302,467

285,389

415,852

2087,758

Длины ЛЭП:

Линия

L14

L15

L53

L48

L43

L3A

LA7

L13

LA9

L98

Длина, км

54

31

26

38

33

32

27

39

39

25

6. Выбор сечений линий электропередачи (вариант 1)

Максимальный режим

Минимальный режим

ЛЭП

l,

км

Iмак,

А

n

Iц,

А

FЭК

мм2

Сечение

Вид аварии

Iп/а,

А

Iдоп,

А

Решение

1

А7

27

283,6

max

2

141,8

135,35

2АС-120

Обр. 1ц

283,6

390

2АС-120

2

А9

39

168,9

max

2

84,45

80,6

2АС-120

Обр. 1ц

168,9

390

2АС-120

3

А3

32

1026,25

min

2

513,125

489,8

2АС-240

Обр. 1ц

1026,25

1210

3АС-240

4

53

26

68,9

max

2

34,45

32,9

2АС-120

Обр. 1ц

68,9

390

2АС-120

5

34

39

901,94min

2

450,97

430

2АС-240

Обр. 1ц

901,94

1210

3АС-240

6

48

38

183,9

min

2

91,95

87,7

2АС-120

Обр. 1ц

183,9

390

2АС-120

7

89

25

Обр.1ц

8

15

31

Обр.1ц

Выбор сечений линий электропередачи (вариант 2)

Расчет токов в сети (максимальный режим)

Расчет кольца выполнен с помощью программы RASTR, в узлах указаны мощности нагрузки, сечения линий условно приняты АС-240.

И так далее для всех вариантов.

Токи ветвей сети:

Tип

N_нач

N_кон

I_нач

I_кон

ЛЭП

1

2

95,41

88,29

ЛЭП

2

4

230,93

226,77

ЛЭП

4

10

376,21

371,04

ЛЭП

1

5

287,69

283,06

ЛЭП

5

3

340,29

336,47

ЛЭП

3

10

223,26

219,04

ЛЭП

3

10

223,26

219,04

ЛЭП

10

7

117,81

120,55

ЛЭП

10

7

117,81

120,55

Расчет токов в сети (минимальный режим)

Токи ветвей сети:

Tип

N_нач

N_кон

I_нач

I_кон

ЛЭП

1

2

209,83

204,69

ЛЭП

2

4

301,67

297,80

ЛЭП

4

10

385,49

380,29

ЛЭП

1

5

414,49

410,60

ЛЭП

5

3

446,21

442,73

ЛЭП

3

10

254,40

250,15

ЛЭП

3

10

254,40

250,15

ЛЭП

10

7

67,19

69,92

ЛЭП

10

7

67,19

69,92

Выбор сечений линий:

ЛЭП

l, км

Iмак, А

n

Iц, А

FЭК мм2

Сечение

Вид аварии

Iп/а, А

Iдоп, А

Решение

1

А7

27

241,1 max

2

120,55

115,07

2АС-120

Обр. 1ц

245,16

390

2АС-120

2

А4

40

385.49 min

1

385.49

367.97

2АС-185

Обр. 53

755,04

1020

2АС-185

2

219.12

209.16

2АС-185

3

А3

32

470,72 min

2

235,36

224,66

2АС-240

Обр. 24

762,06

1210

2АС-240

4

35

26

408,92 min

1

408,92

390,33

2АС-185

Обр. 24

728,04

1210

2АС-240

2

225,5

215,25

2АС-240

5

51

31

421 min

1

421

401,86

2АС-185

Обр. 24

725,36

1210

2АС-240

2

239,84

228,9

2АС-240

6

42

31

282,09

1

282,09

269,27

АС-240

Обр. 1ц 3А

334,3

605

АС-240

7

12

38

190,83

1

190,83

182,16

АС-185

Обр. 1ц 3А

242,61

510

АС-185

Приведу таблицу ветвей RASTR с указанием токов в ветвях после выбора количества цепей и сечений. (минимальный режим):

Tип

N_нач

N_кон

I_нач

I_кон

ЛЭП

1

2

190,83

185,49

ЛЭП

2

4

282,03

278,11

ЛЭП

4

10

183,08

178,10

ЛЭП

4

10

183,08

178,10

ЛЭП

1

5

239,84

235,80

ЛЭП

1

5

239,84

235,80

ЛЭП

5

3

253,92

250,48

ЛЭП

5

3

253,92

250,48

ЛЭП

3

10

285,01

280,84

ЛЭП

3

10

285,01

280,84

ЛЭП

10

7

70,33

72,96

ЛЭП

10

7

70,33

72,96

Выбор сечений линий электропередачи (вариант 3)

Расчет токов в сети (максимальный режим)

Расчет токов в сети (минимальный режим)

Данные RASTR: максимальный режим

Tип

N_нач

N_кон

I_нач

I_кон

ЛЭП

1

2

74,00

67,11

ЛЭП

2

4

195,79

191,63

ЛЭП

4

10

343,08

338,05

ЛЭП

5

3

30,81

29,03

ЛЭП

5

3

30,81

29,03

ЛЭП

3

10

246,95

242,78

ЛЭП

3

10

246,95

242,78

ЛЭП

10

7

120,14

122,83

ЛЭП

10

7

120,14

122,83

ЛЭП

1

3

339,03

333,10

минимальный режим

Tип

N_нач

N_кон

I_нач

I_кон

ЛЭП

1

2

166,22

160,79

ЛЭП

2

4

257,60

253,72

ЛЭП

4

10

342,61

337,53

ЛЭП

5

3

18,08

16,58

ЛЭП

5

3

18,08

16,58

ЛЭП

3

10

284,75

280,59

ЛЭП

3

10

284,75

280,59

ЛЭП

10

7

68,73

71,41

ЛЭП

10

7

68,73

71,41

ЛЭП

1

3

479,40

474,28

ЛЭП

l, км

Iмак, А

n

Iц, А

FЭК мм2

Сечение

Вид аварии

Iп/а, А

Iдоп, А

Решение

1

А7

27

245,6 max

2

122,83

117,25

2АС-120

Обр. 1ц

249,83

390

2АС-120

2

13

39

479,45 min

1

479,45

457,66

2АС-240

Обр. А4

810,96

1210

2АС-240

2

281.67

268.87

2АС-240

3

32

652,96 min

2

326,48

311,64

2АС-240

Обр. А4

900,9

1210

2АС-240

4

А4

40

286,01 min

1

286,01

273

АС-240

Обр. 1ц А3

341,05

605

АС-240

5

42

31

198,83 min

1

198,83

189,8

АС-185

Обр. 1ц А3

255,29

510

АС-185

6

12

38

107,9 min

1

107,9

103

АС-120

Обр. 1ц А3

164,66

390

АС-120

7

53

26

61,46 max

2

30,73

29,33

2АС-120

Обр. 1ц

63,79

390

2АС-120

Опытным путем было определено, что выбор сечений начинать с усиления цепи 42 нецелесообразно. При избытке мощности полезно усилить линию 31, чтобы обеспечить транзит мощности в соседнюю энергосистему по кратчайшему пути от ТЭЦ. За счет этого произойдет, также, уменьшение капиталовложений в линии.

Приведу таблицу ветвей RASTR с указанием токов в ветвях после выбора количества цепей в минимальном режиме:

Tип

N_нач

N_кон

I_нач

I_кон

ЛЭП

1

2

107,91

102,06

ЛЭП

2

4

198,83

195,05

ЛЭП

4

10

286,01

281,21

ЛЭП

5

3

18,78

17,29

ЛЭП

5

3

18,78

17,29

ЛЭП

3

10

326,48

322,43

ЛЭП

3

10

326,48

322,43

ЛЭП

10

7

71,03

73,64

ЛЭП

10

7

71,03

73,64

ЛЭП

1

3

281,68

276,62

ЛЭП

1

3

281,68

276,62

Максимальный режим:

Tип

N_нач

N_кон

I_нач

I_кон

ЛЭП

1

2

60,87

56,66

ЛЭП

2

4

153,88

149,91

ЛЭП

4

10

305,06

300,37

ЛЭП

5

3

31,72

29,97

ЛЭП

5

3

31,72

29,97

ЛЭП

3

10

275,73

271,59

ЛЭП

3

10

275,73

271,59

ЛЭП

10

7

123,27

125,90

ЛЭП

10

7

123,27

125,90

ЛЭП

1

3

198,31

192,45

ЛЭП

1

3

198,31

192,45

Выбор сечений линий электропередачи (вариант 4)

Максимальный режим

Минимальный режим

Данные RASTR.

Максимальный режим:

Tип

N_нач

N_кон

I_нач

I_кон

ЛЭП

1

2

86,74

89,48

ЛЭП

1

2

86,74

89,48

ЛЭП

4

10

72,08

68,28

ЛЭП

4

10

72,08

68,28

ЛЭП

1

5

202,99

198,41

ЛЭП

5

3

257,19

253,59

ЛЭП

3

10

345,81

341,40

ЛЭП

3

10

345,81

341,40

ЛЭП

10

7

118,50

121,23

ЛЭП

10

7

118,50

121,23

ЛЭП

1

3

331,85

326,27

Минимальный режим:

Tип

N_нач

N_кон

I_нач

I_кон

ЛЭП

1

2

50,82

53,37

ЛЭП

1

2

50,82

53,37

ЛЭП

4

10

42,00

38,45

ЛЭП

4

10

42,00

38,45

ЛЭП

1

5

289,07

285,20

ЛЭП

5

3

321,67

318,35

ЛЭП

3

10

412,80

408,51

ЛЭП

3

10

412,80

408,51

ЛЭП

10

7

67,89

70,60

ЛЭП

10

7

67,89

70,60

ЛЭП

1

3

443,82

438,90

ЛЭП

l, км

Iмак, А

n

Iц, А

FЭК мм2

Сечение

Вид аварии

Iп/а, А

Iдоп, А

Решение

1

12

38

178.96 max

2

89.48

85.4

2АС-120

Обр. 1ц

181,74

390

2АС-120

2

40

144,16 max

2

72,08

68,8

2АС-120

Обр. 1ц

146,28

390

2АС-120

3

27

242,46 max

2

121,23

115,72

2АС-120

Обр. 1ц

246,51

390

2АС-120

4

А3

32

825,6 min

2

412,8

394

3АС-240

Обр. 1ц

825,5

1210

3АС-240

3

280.83

268.06

3АС-240

5

13

39

454,48 min

1

454,48

433,82

2АС-240

Обр. 53

792,22

1210

2АС-240

2

294,38

281

2АС-240

6

53

26

219,55 min

1

219,55

209,6

АС-185

Обр. 1ц 13

328,82

510

АС-185

7

15

31

186,81 min

1

186,81

178,3

АС-185

Обр. 1ц 13

296,56

510

АС-185

Приведу таблицу ветвей RASTR с указанием токов в ветвях после выбора количества цепей в максимальном режиме:

Tип

N_нач

N_кон

I_нач

I_кон

ЛЭП

1

2

86,74

89,48

ЛЭП

1

2

86,74

89,48

ЛЭП

4

10

74,96

71,28

ЛЭП

4

10

74,96

71,28

ЛЭП

1

5

126,98

122,19

ЛЭП

5

3

181,14

177,65

ЛЭП

3

10

240,11

235,82

ЛЭП

3

10

240,11

235,82

ЛЭП

3

10

240,11

235,82

ЛЭП

10

7

123,47

126,10

ЛЭП

10

7

123,47

126,10

ЛЭП

1

3

220,28

214,65

ЛЭП

1

3

220,28

214,65

В минимальном режиме:

Tип

N_нач

N_кон

I_нач

I_кон

ЛЭП

1

2

50,82

53,37

ЛЭП

1

2

50,82

53,37

ЛЭП

4

10

43,94

40,48

ЛЭП

4

10

43,94

40,48

ЛЭП

1

5

186,81

182,76

ЛЭП

5

3

219,55

216,28

ЛЭП

3

10

288,30

284,14

ЛЭП

3

10

288,30

284,14

ЛЭП

3

10

288,30

284,14

ЛЭП

10

7

71,27

73,87

ЛЭП

10

7

71,27

73,87

ЛЭП

1

3

294,38

289,38

ЛЭП

1

3

294,38

289,38

7. Оценка технико-экономических показателей (1 вариант)

Потери мощности в ЛЭП

Годовые издержки на переменные потери электроэнергии в ЛЭП

ф=2886,2 ч

Оценка потерь мощности и капвложений в ЛЭП

ЛЭП

l,

км

Iмах,

А

n

Сечение

R0,

Ом/км

R,

Ом

ДPмах,

МВт

Куд

тыс.руб/км

Кл

млн.руб

1

3-А сущ. ж/б

32

842,18

3

АС-240

0,12

1,28

2,72

14

31,36

2

1-2 пр. ж/б

38

183,9

2

АС-120

0,249

4,731

0,479

11,4

60,648

3

1-3 пр. ж/б

39

633,78

3

АС-240

0,12

1,56

1,879

14

114,66

4

5-3 пр. ж/б

26

68,9

2

АС-120

0,249

3,237

0,0461

11,4

41,496

5

4-А пр. ж/б

40

168,9

2

АС-120

0,249

4,98

0,426

11,4

63,84

6

7-А пр. ж/б

27

283,6

2

АС-120

0,249

3,3615

0,811

11,4

43,092

Всего по варианту 1

6,367

355,096

ИДЭ=2*10-3*6,367*2886,2=36,75 млн. руб

Оценка технико-экономических показателей (2 вариант)

ЛЭП

l,

км

Iмах,

А

n

Сечение

R0,

Ом/км

R,

Ом

ДPмах,

МВт

Куд тыс.

руб/км

Кл

млн. руб

1

3-А сущ. ж/б

32

478,8

2

АС-240

0,12

1,92

1,32

-

-

2

1-2 пр. ж/б

38

94,26

1

АС-185

0,162

6,156

0,164

12,9

34,314

3

1-5

пр. ж/б

31

327,58

2

АС-240

0,12

1,86

0,5987

14

60,76

4

5-3 пр. ж/б

26

374,34

2

АС-240

0,12

1,56

0,6558

14

50,96

5

2-4 пр. ж/б

31

232,71

1

АС-240

0,12

3,72

0,604

14

30,38

6

4-А пр. ж/б

40

378,1

2

АС-185

0,162

3,24

1,39

12,9

72,24

7

7-А пр. ж/б

27

250,26

2

АС-120

0,249

3,3615

0,6315

11,4

43,092

Всего по варианту 2

5,365

291,746

ИДЭ=2*10-3*5,365*2886,2=30,967 млн. руб

Оценка технико-экономических показателей (3 вариант)

ЛЭП

l,

км

Iмах,

А

n

Сечение

R0,

Ом/км

R,

Ом

ДPмах,

МВт

Куд

тыс.руб/км

Кл

млн.руб

1

3-А сущ. ж/б

32

551,62

2

АС-240

0,12

1,92

1,7526

-

-

2

1-2 пр. ж/б

38

60,74

1

АС-120

0,249

9,462

0,1047

11,4

30,324

3

1-3

пр. ж/б

39

397,58

2

АС-240

0,12

2,34

1,109

14

76,44

4

5-3 пр. ж/б

26

63,54

2

АС-120

0,249

3,237

0,0392

11,4

41,496

5

2-4 пр. ж/б

31

154,06

1

АС-185

0,162

5,022

0,3575

12,9

27,993

6

4-А пр. ж/б

40

149,92

1

АС-120

0,12

4,8

1,3402

14

39,2

7

7-А пр. ж/б

27

251,88

2

АС-120

0,249

3,3615

0,639

11,4

43,092

Всего по варианту 3

5,3438

258,545

ИДЭ=2*10-3*5,3438*2886,2=30,85 млн. руб

Оценка технико-экономических показателей (4 вариант)

ЛЭП

l,

км

Iмах,

А

n

Сечение

R0,

Ом/км

R,

Ом

ДPмах,

МВт

Куд

тыс.руб/км

Кл

млн.руб

1

3-А сущ. ж/б

32

720,36

3

АС-240

0,12

1,28

1,993

14

31,36

2

1-2 пр. ж/б

38

178,96

2

АС-120

0,249

4,731

0,4545

11,4

60,648

3

1-3

пр. ж/б

39

440,6

2

АС-240

0,12

2,34

1,363

14

76,44

4

5-3 пр. ж/б

26

181,15

1

АС-185

0,162

4,212

0,4146

12,9

23,478

5

1- 5 пр. ж/б

31

126,98

1

АС-185

0,162

5,022

0,243

12,9

27,993

6

4-А пр. ж/б

40

149,92

2

АС-120

0,249

4,98

0,3358

11,4

63,84

7

7-А пр. ж/б

27

252,2

2

АС-120

0,249

3,3615

0,6414

11,4

43,092

Всего по варианту 4

5,445

326,851

ИДЭ=2*10-3*5,445*2886,2=31,43 млн. руб

8. Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант 1)

узла

Число линий

Число трансф.

Тип подстанции и схема ОРУ 110 кВ

Число выкл.

1

5

2

Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин

9

2

2

2

Тупиковая, два блока линия-трансформатор

2

3

8

2

Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин

12

4

2

2

Тупиковая, два блока линия-трансформатор

2

5

2

2

Тупиковая, два блока линия-трансформатор

2

7

2

2

Тупиковая, два блока линия-трансформатор

2

А

7

3

ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин

12

Всего по варианту 1

41

Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант2)

узла

Число линий

Число

трансф.

Тип подстанции и

схема ОРУ 110 кВ

Число

выкл.

1

3

2

Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин

7

2

2

2

Проходная, мостик с автоматической перемычкой

3

3

4

2

Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

4

3

2

Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин

7

5

4

2

Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

7

2

2

Тупиковая, два блока линия-трансформатор

2

А

6

3

ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин

11

Всего по варианту 2

46

Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант3)

узла

Число линий

Число

трансф.

Тип подстанции и

схема ОРУ 110 кВ

Число

выкл.

1

3

2

Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин

7

2

2

2

Проходная, мостик с автоматической перемычкой

3

3

6

2

Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин

10

4

2

2

Проходная, мостик с автоматической перемычкой

3

5

2

2

Тупиковая, два блока линия-трансформатор

2

7

2

2

Тупиковая, два блока линия-трансформатор

2

А

5

3

ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин

10

Всего по варианту 3

37

Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант 4)

узла

Число линий

Число трансф.

Тип подстанции и схема ОРУ 110 кВ

Число

выкл.

1

5

2

Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин

9

2

2

2

Тупиковая, два блока

линия-трансформатор

2

3

6

2

Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин

10

4

2

2

Тупиковая, два блока

линия-трансформатор

2

5

2

2

Проходная, мостик с автоматической перемычкой

3

7

2

2

Тупиковая, два блока

линия-трансформатор

2

А

7

3

ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин

12

Всего по варианту 4

40

9. Оценка технико-экономических показателей подстанций

Капитальные вложения в подстанции:

Разница в капитальных вложениях в подстанции:

Капитальные вложения в РУ низшего напряжения и трансформаторы в узлах не учитываются, так как одинаковы во всех вариантах развития сети.

подстанция баланс мощность электроэнергия

Расчет капитальных вложений в подстанции

№ варианта

Число выключателей 110 кВ

Разница в числе выключателей 110 кВ

Разница в капитальных вложениях в подстанции, млн.руб

1

41

4

14

2

46

9

31,5

3

37

0

0,00

4

40

3

10,5

Принимаем стоимость одного элегазового выключателя равной 3,5 млн. руб.

10. Издержки на компенсацию потерь электроэнергии в сети

Учитываются только потери электроэнергии в линиях, так как трансформаторы одинаковы во всех вариантах развития сети

Издержки на компенсацию потерь электроэнергии в сети

Потери на корону в линиях 110 кВ не учитываем.

Расчет издержек на компенсацию потерь электроэнергии в сети:

№ варианта

Потери мощности в максимальном режиме, ДPмах ,МВт

Издержки на потери электроэнергии в сети, млн. рублей

1

6,367

36,75

2

5,365

30,967

3

5,3438

30,85

4

5,445

31,43

11. Технико-экономическое сравнение вариантов сети

Приведенные статические затраты

Срок окупаемости Tок=5 лет

Ен=1/Ток=0,2 бл=2,8% бпс=9,4%

Варианты считаются равноценными, если отличия в оценках приведенных затрат не превышают 5%.

№ варианта

Капитальные вложения в линии,

млн. руб

Разница в капвложениях в подстанции,

млн. руб

Издержки на потери электроэнергии в сети,

млн. руб

Приведенные затраты,

млн. руб

Приведенные затраты,

отн. ед.

1

355,096

14

36,75

121,828

1,356

2

291,746

31,5

30,967

106,746

1,189

3

258,545

0,00

30,85

89,798

1

4

326,851

10,5

31,43

109,04

1,214

Наиболее экономичный вариант - 3. Второй по экономичноти - вариант 2 или 4 (равноценные).

12. Анализ параметров качества электроэнергии

Принципы анализа качества электроэнергии:

1. Выполняется проверка уровней напряжений на шинах потребителей наиболее экономичного варианта сети и возможность обеспечения допустимых ГОСТ Р 54149-2010 уровней напряжений с помощью имеющихся средств:

- централизованное регулирование напряжения с помощью РПН автотрансформатора;

- регулирование напряжения с помощью РПН силовых трансформаторов;

При обеспечении требуемого качества электроэнергии во всех режимах окончательно выбирается наиболее экономичный варианта сети.

2. При необходимости установки дополнительных средств регулирования напряжения необходимо новое технико-экономическое сравнение с выбором наиболее экономичного варианта сети.

3. После выбора варианта развития сети выполняются расчеты установившихся режимов и выбираются рациональные регулировочные ответвления РПН.

Расчеты выполняются с использованием комплекса «RASTR».

13. Схема замещения сети и данные RASTR.

Турбогенераторы установленные на ТЭЦ позволяют регулировать выдачу реактивной мощности в сеть.

Cosц(min)=0.8 Cosц(max)=0.95

Qmin = 20.707 МВар Qmax = 47,25 МВар

3. Вариант нормальный режим

Узлы (максимальный режим):

Тип

Номер

U_ном

P_н

Q_н

Р_г

Q_г

V_зд

Q_min

Q_max

V

Delta

База

8

220,0

-27,2

27,51

220,0

220,00

Нагр

11

220,0

216,36

0,98

Нагр

12

220,0

216,36

0,98

Нагр

6

10,0

11,2

5,4

10,26

0,08

Нагр

1

110,0

0,1

1,2

113,83

0,99

Нагр

2

110,0

0,1

0,4

110,48

0,84

Нагр

21

10,4

32,0

14,6

9,67

-3,45

Нагр

4

110,0

0,1

0,4

111,55

2,06

Нагр

41

10,4

28,0

15,9

9,75

-1,61

Нагр

5

110,0

0,0

0,1

113,90

2,56

Нагр

51

10,0

12,0

5,5

10,49

-1,17

Нагр

3

110,0

0,1

0,4

114,53

2,77

Нагр

31

10,4

26,0

7,6

10,24

-0,43

Нагр

10

110,0

0,2

1,4

116,58

5,17

Нагр

7

110,0

0,1

0,5

113,62

4,43

Нагр

71

10,5

47,0

26,6

9,94

0,74

Ген

101

10,5

63,0

27,95

10,5

20,707

47,250

10,50

10,01

Ген

102

10,5

63,0

27,95

10,5

20,707

47,250

10,50

10,01

Ген

103

10,5

63,0

27,95

10,5

20,707

47,250

10,50

10,01

Ветви (максимальный режим):

Tип

N_нач

N_кон

R

X

B

Кт/r

dP

dQ

ЛЭП

8

11

0,55

59,20

0,004

0,458

ЛЭП

8

12

0,55

59,20

0,004

0,458

Тр-р

12

6

3,20

131,00

0,0478

0,003

0,111

Тр-р

11

6

3,20

131,00

0,0478

0,003

0,111

Тр-р

11

1

0,48

0,5260

0,005

Тр-р

12

1

0,48

0,5260

0,005

ЛЭП

1

2

9,46

16,23

-101,1

0,302

0,519

Тр-р

2

21

2,54

55,90

0,0913

0,070

1,540

Тр-р

2

21

2,54

55,90

0,0913

0,070

1,540

ЛЭП

2

4

5,02

12,80

-85,2

0,178

0,455

Тр-р

4

41

2,54

55,90

0,0913

0,058

1,268

Тр-р

4

41

2,54

55,90

0,0913

0,058

1,268

ЛЭП

1

3

4,68

15,80

-109,6

0,226

0,764

ЛЭП

1

3

4,68

15,80

-109,6

0,226

0,764

Тр-р

3

31

2,54

55,90

0,0913

0,037

0,815

Тр-р

3

31

2,54

55,90

0,0913

0,037

0,815

ЛЭП

3

5

6,47

11,10

-69,2

0,022

0,038

ЛЭП

3

5

6,47

11,10

-69,2

0,022

0,038

Тр-р

5

51

7,95

139,00

0,0956

0,029

0,502

Тр-р

5

51

7,95

139,00

0,0956

0,029

0,502

ЛЭП

3

10

3,84

12,96

-89,9

0,580

1,956

ЛЭП

3

10

3,84

12,96

-89,9

0,580

1,956

ЛЭП

4

10

4,80

16,20

-112,4

1,069

3,607

Тр-р

10

101

0,71

19,20

0,0868

0,230

6,233

Тр-р

10

102

0,71

19,20

0,0868

0,230

6,233

Тр-р

10

103

0,71

19,20

0,0868

0,230

6,233

ЛЭП

10

7

6,73

11,53

-71,8

0,412

0,706

ЛЭП

10

7

6,73

11,53

-71,8

0,412

0,706

Тр-р

7

71

1,40

34,70

0,0913

0,086

2,137

Тр-р

7

71

1,40

34,70

0,0913

0,086

2,137

Узлы (минимальный режим):

Тип

Номер

U_ном

P_н

Q_н

Р_г

Q_г

V_зд

Q_min

Q_max

V

Delta

База

8

220,0

-84,6

16,7

220,0

220,00

Нагр

11

220,0

218,15

3,00

Нагр

12

220,0

218,15

3,00

Нагр

6

11,0

11,2

5,4

10,34

2,11

Нагр

1

110,0

0,1

1,2

114,80

3,00

Нагр

2

110,0

0,1

0,4

114,42

4,11

Нагр

21

10,4

19,2

8,7

10,22

1,76

Нагр

4

110,0

0,1

0,4

115,79

5,76

Нагр

41

10,4

16,8

9,5

10,33

3,76

Нагр

5

110,0

0,0

0,1

116,47

5,74

Нагр

51

10,0

7,2

3,3

10,91

3,64

Нагр

3

110,0

0,1

0,4

116,81

5,88

Нагр

31

10,4

15,6

4,6

10,54

4,05

Нагр

10

110,0

0,2

1,4

119,35

8,72

Нагр

7

110,0

0,1

0,5

117,71

8,29

Нагр

71

10,5

28,2

16,0

10,50

6,26

Ген-

101

10,5

63,0

20,7

10,5

20,707

47,250

10,64

13,41

Ген-

102

10,5

63,0

20,7

10,5

20,707

47,250

10,64

13,41

Ген-

103

10,5

63,0

20,7

10,5

20,707

47,250

10,64

13,41

Ветви (минимальный режим)

Tип

N_нач

N_кон

R

X

B

Кт/r

dP

dQ

ЛЭП

8

11

0,55

59,20

0,021

2,276

ЛЭП

8

12

0,55

59,20

0,021

2,276

Тр-р

12

6

3,20

131,00

0,04780

0,003

0,109

Тр-р

11

6

3,20

131,00

0,04780

0,003

0,109

Тр-р

11

1

0,48

0,52600

0,023

Тр-р

12

1

0,48

0,52600

0,023

ЛЭП

1

2

9,46

16,23

-101,1

0,136

0,233

Тр-р

2

21

2,54

55,90

0,09130

0,023

0,497

Тр-р

2

21

2,54

55,90

0,09130

0,023

0,497

ЛЭП

2

4

5,02

12,80

-85,2

0,342

0,873

Тр-р

4

41

2,54

55,90

0,09130

0,018

0,407

Тр-р

4

41

2,54

55,90

0,09130

0,018

0,407

ЛЭП

1

3

4,68

15,80

-109,6

0,652

2,200

ЛЭП

1

3

4,68

15,80

-109,6

0,652

2,200

Тр-р

3

31

2,54

55,90

0,09130

0,013

0,277

Тр-р

3

31

2,54

55,90

0,09130

0,013

0,277

ЛЭП

3

5

6,47

11,10

-69,2

0,007

0,012

ЛЭП

3

5

6,47

11,10

-69,2

0,007

0,012

Тр-р

5

51

7,95

139,00

0,09560

0,010

0,167

Тр-р

5

51

7,95

139,00

0,09560

0,010

0,167

ЛЭП

3

10

3,84

12,96

-89,9

0,858

2,896

ЛЭП

3

10

3,84

12,96

-89,9

0,858

2,896

ЛЭП

4

10

4,80

16,20

-112,4

0,833

2,811

Тр-р

10

101

0,71

19,20

0,08680

0,208

5,621

Тр-р

10

102

0,71

19,20

0,08680

0,208

5,621

Тр-р

10

103

0,71

19,20

0,08680

0,208

5,621

ЛЭП

10

7

6,73

11,53

-71,8

0,132

0,226

ЛЭП

10

7

6,73

11,53

-71,8

0,132

0,226

Тр-р

7

71

1,40

34,70

0,09130

0,028

0,689

Тр-р

7

71

1,40

34,70

0,09130

0,028

0,689

Далее приведу схемы замещения сети с указанием потоков мощности в концах и началах линий, модулей и углов напряжения в узлах, генераций и нагрузок. С учетом выбранных регулировочных ответвлений на трансформаторах и автотрансформаторах.

1) Максимальный режим

2) Минимальный режим

Выбор рациональных регулировочных ответвлений РПН (максимальный режим):

Узел

21

31

41

51

6

71

Требуемое напряжение, кВ

10,4

10,4

10,4

10

10

10,5

Напряжение до регулирования (нулевые ответвления РПН АТ и Т)

9.68

10,24

9.76

10.5

10,26

9.94

Отклонение напряжения на шинах подстанции от требуемого, %

-6.9

-1.54

-6.15

5

2.6

-5.33

Централизованное регулирование РПН АТ (+3)

10.18

10.69

10.22

10.98

10.15

10.34

Рациональное регулировочное ответвление РПН трансформаторов

0

0

0

+5

-

0

Коэффициент трансформации

0,0913

0,0913

0,0913

0,08815

-

0,0913

Напряжение после регулирования, кВ

10,18

10,69

10,22

10,12

10,15

10,33

Выбор рациональных регулировочных ответвлений РПН (минимальный режим):

Узел

21

31

41

51

6

71

Требуемое напряжение, кВ

10,4

10,4

10,4

10

10

10,5

Напряжение до регулирования (нулевые ответвления РПН АТ и Т)

10,22

10,54

10,33

10,91

10,34

10,5

Отклонение напряжения на шинах подстанции от требуемого, %

-1,73

1,35

-0,67

9,1

3,4

0

Централизованное регулирование РПН АТ

Не требуется

Рациональное регулировочное ответвление РПН трансформаторов

0

0

0

+5

-

0

Коэффициент трансформации

0,0913

0,0913

0,0913

0,08815

-

0,0913

Напряжение после регулирования, кВ

10,22

10,54

10,33

10,06

10,64

10,5

В нормальных режимах установка дополнительного оборудования не требуется.

3 Вариант аварийный режим

Отключение одного трансформатора связи. Максимальный режим

Узлы:

Тип

Номер

U_ном

P_н

Q_н

Р_г

Q_г

V_зд

Q_min

Q_max

V

Delta

База

8

220,0

-26,9

45,04

220,0

220,00

Нагр

11

220,0

208,08

2,02

Нагр

12

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Нагр

6

10,0

11,2

5,4

9,76

0,06

Нагр

1

110,0

0,1

1,2

116,16

2,05

Нагр

2

110,0

0,1

0,4

112,39

2,01

Нагр

21

10,4

32,0

14,6

9,86

-2,13

Нагр

4

110,0

0,1

0,4

113,04

3,26

Нагр

41

10,4

28,0

15,9

9,90

-0,31

Нагр

5

110,0

0,0

0,1

115,48

3,69

Нагр

51

10,0

12,0

5,5

9,82

0,07

Нагр

3

110,0

0,1

0,4

116,09

3,90

Нагр

31

10,4

26,0

7,6

10,39

0,79

Нагр

10

110,0

0,2

1,4

117,48

6,36

Нагр

7

110,0

0,1

0,5

114,56

5,63

Нагр

71

10,5

47,0

26,6

10,03

2,00

Ген

101

10,5

63,0

22,25

10,5

20,707

47,250

10,50

11,18

Ген

102

10,5

63,0

22,25

10,5

20,707

47,250

10,50

11,18

Ген

103

10,5

63,0

22,25

10,5

20,707

47,250

10,50

11,18

Ветви:

Tип

N_нач

N_кон

R

X

B

Кт/r

dP

dQ

ЛЭП

8

11

0,55

59,20

0,031

3,364

ЛЭП

8

12

-

-

-

-

-

-

Тр-р

12

6

-

-

-

-

-

-

Тр-р

11

6

3,20

131,00

0,04780

0,012

0,490

Тр-р

11

1

0,48

0,55800

0,030

Тр-р

12

1

-

-

-

-

-

-

ЛЭП

1

2

9,46

16,23

-101,1

0,380

0,652

Тр-р

2

21

2,54

55,90

0,09130

0,067

1,483

Тр-р

2

21

2,54

55,90

0,09130

0,067

1,483

ЛЭП

2

4

5,02

12,80

-85,2

0,170

0,433

Тр-р

4

41

2,54

55,90

0,09130

0,056

1,232

Тр-р

4

41

2,54

55,90

0,09130

0,056

1,232

ЛЭП

1

3

4,68

15,80

-109,6

0,244

0,825

ЛЭП

1

3

4,68

15,80

-109,6

0,244

0,825

Тр-р

3

31

2,54

55,90

0,09130

0,036

0,792

Тр-р

3

31

2,54

55,90

0,09130

0,036

0,792

ЛЭП

3

5

6,47

11,10

-69,2

0,022

0,037

ЛЭП

3

5

6,47

11,10

-69,2

0,022

0,037

Тр-р

5

51

7,95

139,00

0,08815

0,028

0,487

Тр-р

5

51

7,95

139,00

0,08815

0,028

0,487

ЛЭП

3

10

3,84

12,96

-89,9

0,566

1,912

ЛЭП

3

10

3,84

12,96

-89,9

0,566

1,912

ЛЭП

4

10

4,80

16,20

-112,4

0,984

3,322

Тр-р

10

101

0,71

19,20

0,08680

0,217

5,857

Тр-р

10

102

0,71

19,20

0,08680

0,217

5,857

Тр-р

10

103

0,71

19,20

0,08680

0,217

5,857

ЛЭП

10

7

6,73

11,53

-71,8

0,404

0,693

ЛЭП

10

7

6,73

11,53

-71,8

0,404

0,693

Тр-р

7

71

1,40

34,70

0,09130

0,085

2,099

Тр-р

7

71

1,40

34,70

0,09130

0,085

2,099

В аварийном режиме напряжение на шинах потребителей соответствуют ГОСТ. Регулирование напряжения не требуется.

Схема замещения

Размещено на Allbest.ur


Подобные документы

  • Протяженность линий электропередачи. Установленная мощность трансформаторных подстанций. Энергетические показатели сети. Суммарный максимум активной нагрузки потребителей. Годовой полезный отпуск электроэнергии. Потери мощности в электрической сети.

    дипломная работа [265,0 K], добавлен 24.07.2012

  • Разработка схем электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов, трансформаторов. Определение потерь мощности в трансформаторах, баланс активных и реактивных мощностей.

    дипломная работа [1,0 M], добавлен 04.09.2010

  • Разработка схем электрической сети района. Предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов. Определение потерь мощности в линиях. Выбор трансформаторов и схем подстанций. Расчёт количества линий.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 05.04.2010

  • Разработка электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений, сечений и марок проводов. Определение потерь мощности в трансформаторах. Баланс активных и реактивных мощностей в системе. Выбор схем подстанций.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 16.06.2014

  • Построение вариантов схемы электрической сети. Предварительный расчет потоков мощности. Выбор номинальных напряжений для кольцевой сети. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередачи. Проверка сечений по техническим ограничениям.

    курсовая работа [515,7 K], добавлен 29.03.2015

  • Выбор вариантов развития существующей сети. Выбор номинальных напряжений сооружаемых воздушных линий радиального варианта сети. Определение сечений проводов сооружаемых линий радиального варианта сети. Выбор понижающих трансформаторов на подстанции.

    курсовая работа [2,9 M], добавлен 22.07.2014

  • Выбор вариантов схемы соединений сети, их обоснование и предъявляемые требования. Определение номинальных напряжений сети, сечений проводов, проверка по техническим ограничениям. Приближенное определение потерь напряжения. Составление балансов мощностей.

    курсовая работа [963,4 K], добавлен 23.11.2014

  • Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013

  • Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов. Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития. Экономическое сравнение вариантов электрической сети. Исследование аварийных и послеаварийных режимов электрической сети.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 25.12.2014

  • Выбор ориентировочных значений номинального напряжения и вариантов конфигурации электрической сети. Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанций. Определение технико-экономических показателей радиальной, радиально-магистральной и кольцевой сетей.

    курсовая работа [527,3 K], добавлен 14.03.2015

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.