Проектирование электрической сети
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.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 25.12.2014 |
| Размер файла | 1,4 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/
СОДЕРЖАНИЕ
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА I ПОСТРОЕНИЕ СХЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СЕТИ
ГЛАВА II ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СЕТИ
2.1 Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов
2.2 Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития сети
2.3 Экономическое сравнение вариантов электрической сети
ГЛАВА III АНАЛИЗ НОРМАЛЬНОГО И ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМОВ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
3.1 Исследование установившихся режимов
3.2 Исследование аварийных и послеаварийных режимов
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
Исходные данные для проектирования электроэнергетической сети показаны в таблице 1.1.
|
Узлы |
Мощность в узле, Р [МВт] |
Линии |
|
|
1 |
_ |
1-2 существует |
|
|
2 |
30 |
||
|
5 |
20 |
||
|
6 |
10 |
||
|
7 |
45 |
cоs =0,9
=115 кВ
Определено 5 вариантов развития сети для схемы района, представленной на рисунке 1.
ВВЕДЕНИЕ
Современная электроэнергетическая система России постоянно совершенствуется и модернизируется, при этом, появляются новые потребители электроэнергии: крупные предприятия, промышленные центры, новые города.
Для их того полноценного функционирования, требуется строительство новых электроэнергетических объектов, в частности магистральных и распределительных сетей.
ГЛАВА I. ПОСТРОЕНИЕ СХЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СЕТИ
Первый вариант:
Второй вариант:
Третий вариант:
Четвертый вариант:
Пятый вариант:
ГЛАВА II. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СЕТИ
2.1 Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов
Используя значения исходных данных (значения активной мощности и коэффициента мощности), определяем реактивную (Q) и полную (S) мощности в узлах электроэнергетической сети по формулам:
Qn=Pn*arccos ?) - определение реактивной мощности;
Sn= - определение полной мощности;
электрический сеть трансформатор аварийный
Расчет реактивной мощности:
Q2= P2*tg (arccos ?) = 30*0,48=14,4 МВар;
Q5= P5*tg (arccos ?) =20*0,48=9,6 МВар;
Q6= P6*tg (arccos ?) =10*0,48=4,8 МВар;
Q7= P7*tg (arccos ?) =45*0,48=23,04 МВар;
Расчет полной мощности в узлах :
S2==33, 27 МВА;
S5==22, 18 МВА;
S6==11, 09 МВА;
S7==50, 55 МВА;
Определяем номинальные мощности трансформаторов в узлах сети по следующей формуле:
?;
- полная номинальная мощность трансформатора
- полная номинальная мощность в каждом узле
== 23, 76 МВА;
== 15, 84 МВА;
== 7, 92 МВА;
== 36, 11 МВА;
Из таблицы 1.4.2. выбираем марку трансформатора по номинальной мощности в каждом из узлов, по расчету, приведенному выше:
Для узла 2и 5 :
2xТРДН 25000/ 110
Для узла 6 :
2xТДН 10000/ 110
Для узла 7 :
2xТД 40000/ 110
Параметры выбранных трансформаторов, рассчитываются по формулам:
- эквивалентное активное сопротивление трансформатора;
- эквивалентное реактивное сопротивление трансформатора;
Расчет эквивалентного активного и реактивного сопротивления трансформатора для 2-го и 5- го узлов 2xТРДН 25000/ 110 :
Расчет эквивалентного активного и реактивного сопротивления трансформатора для 6-го узла 2xТДН 10000/ 110 :
Расчет эквивалентного активного и реактивного сопротивления трансформатора для 7-го узла 2xТД 40000/ 110 :
Потери в выбранных трансформаторах рассчитываются по формулам:
?=;
? - продольные потери в трансформаторе;
?;
Расчет потерь для 2-го узла 2xТРДН 25000/ 110 :
?=0,027*2=0,054 [МВт]
=175*2=0,350 [МВар]
?= = *=(0,116+j2,56) [МВА]
?=0,116 [МВт]
?=2,56 [МВар];
Расчет потерь для 5-го узла 2xТРДН 25000/ 110 :
?=0,027*2=0,054 [МВт]
=175*2=0,350 [МВар]
?= = *=(0,051+j1,14) [МВА]
?=0,051 [МВт]
?=1,137 [МВар];
Расчет потерь для 6-го узла 2xТДН 10000/ 110 :
?=0,014*2=0,028 [МВт]
=0,070*2=0,140 [МВар]
?= = *=(0,041+j0,708) [МВА]
?=0,041 [МВт]
?=0,708 [МВар];
Расчет потерь для 7-го узла 2xТД 40000/ 110 :
?=0,050*2=0,1 [МВт]
=0,260*2=0,52 [МВар]
?= = *=(0,153+j4,055)
[МВА]
?=0,041 [МВт]
?=0,708 [МВар];
Определение типа и мощности трансформаторов в узлах показана в таблице 2.1.1 «Выбор числа и мощности трансформаторов».
Таблица 2.1.1 «Выбор числа и мощности трансформаторов»
|
№ узла |
Рн, МВт |
Qн, МВар |
Сos ? |
Sн, МВА |
Sнт, МВА |
марка тр-ра |
Параметры трансформатора |
||||||
|
2 |
30 |
14,4 |
0,9 |
33,27 |
23,76 |
2xТРДН 25000/110 |
1,27 |
27,95 |
0,054 |
0,350 |
0,116 |
2,56 |
|
|
5 |
20 |
9,6 |
0,9 |
22,18 |
15,84 |
2xТРДН 25000/110 |
1,27 |
27,95 |
0,054 |
0,350 |
0,051 |
1,137 |
|
|
6 |
10 |
4,8 |
0,9 |
11,09 |
7,92 |
2xТДН 10000/110 |
4 |
69,5 |
0,028 |
0,140 |
0,041 |
0,708 |
|
|
7 |
45 |
23,04 |
0,9 |
50,55 |
36,11 |
2xТД 40000/110 |
0,725 |
19,2 |
0,1 |
0,52 |
0,153 |
4,055 |
Расчет приведенной нагрузочной мощности определяется формулами:
?
?
30+0,116+0,054=30,17 [МВт]
20+0,051+0,054=20,105 [МВт]
10+0,041+0,028=10,069 [МВт]
45+0,153+0,1=45,25 [МВт]
14,4+2,56+0,350=17,31 [МВар]
9,6+1,137+0,350=11,087 [МВар]
4,8+0,708+0,140=5,648 [МВар]
23,04+4,055+0,520=27,615 [МВар]
Максимальные нагрузочные и расчетные токи рассчитываются по формулам:
=
=, где
=34,78 [МВА]
= [МВА]
= 11,52 [МВА]
=53,01 [МВА]
= = 0,18 кА
= = 0,12 кА
= = 0,06 кА
= = 0,3 кА
=1*1,05*0,18= 0,189 кА
=1*1,05*0,12= 0,126 кА
= 1*1,05*0,06= 0,063 кА
= 1*1,05*0,3= 0,315 кА
Полученные расчеты нагрузочных и расчетных токов заносим в таблицу 2.1.2 «Расчетные мощности и токи нагрузочных узлов».
Таблица 2.1.2 «Расчетные мощности и токи нагрузочных узлов»
|
№ узла |
, МВт |
, МВар |
,МВА |
, А |
|
|
2 |
30,17 |
17,31 |
34,78 |
180 |
|
|
5 |
20,105 |
11,1 |
120 |
||
|
6 |
10,069 |
5,648 |
11,52 |
60 |
|
|
7 |
45,25 |
27,615 |
53,01 |
300 |
Максимальные нагрузочные и расчетные токи узлов заносим в таблицу 2.1.3
«Расчетные токи».
Таблица 2.1.3 «Расчетные токи»
|
№ узла |
, А |
Расчетный ток узла , А |
|
|
2 |
180 |
189 |
|
|
5 |
120 |
126 |
|
|
6 |
60 |
63 |
|
|
7 |
300 |
315 |
2.2 Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития сети
Считая сеть однородной, применим правило эквивалентных моментов, с использованием эквивалентных длин. Выбор производится для одноцепной линии с железобетонными опорами м по и вторым районом по гололеду - зона Урала, двумя способами:
1) по экономическим интервалам стандартных сечений;
2) по экономической плотности тока.
Используя табличные данные находим расчетные токи в цепи и определяем по таблице -марку и сечение провода.
Расчет токов в цепях для 1 схемы:
= =404,8 А
Выбор сечения производим 2- ым способом- по экономической плотности тока:
=
- сечение провода
т.к. 3000? ?5000 , при = 4500 часов;
== 196,2 мм2 - АС - 240
== 81,63 мм2 - АС - 95
== 204,7 мм2 - АС - 240
== 262 мм2 - АС - 240
Проверка сечения линии по допустимому току:
1) обрыв цепи 1-6
==63А (АС-240)
=+=63+315=378 А (АС- 95)
+=378+126=504 А (АС-240)
Длительно -допустимый ток для линии с сечением
АС-240 - = 605А
АС-95 - = 330А
Сравниваем токи после аварии с длительно- допустимыми токами, для каждого выбранного сечения.
=63А < 605 А - оставляем сечение линии АС-240
=378 А >330 А - сечении линии не позволяет выдерживать такой ток, поэтому производим замену сечения АС-95 на АС-120
=504 А < 605 А
2) обрыв цепи 2-5
==126 А (АС- 95)
(АС-240)
(АС-240)
Сравниваем токи после аварии с длительно- допустимыми токами, для каждого выбранного сечения.
=126 А <330 А - оставляем сечение линии АС-95
< 605 А оставляем сечение линии АС-240
< 605 А оставляем сечение линии АС-240
По итогам 2-ух аварий , было изменено сечение линии 5-7 с АС-95 на АС-240.
Полученные результаты по 1 - ой схеме заносим в таблицу 2.2.1 « Выбор сечений ЛЭП».
Таблица 2.2.1 «Выбор сечений ЛЭП»
|
линия |
L,км |
n линий |
сечение |
вид аварии |
Решение |
|||||
|
1-2 |
72 |
404,8 |
2 |
202,4 |
АС-240 |
202,4/202,4 |
605 |
|||
|
2-5 |
36 |
215,8 |
1 |
215,8 |
АС-240 |
II |
504/- |
605 |
||
|
5-7 |
75 |
89,8 |
1 |
89,8 |
АС-95 |
378/126 |
330 |
АС-120 |
||
|
7-6 |
45 |
225,2 |
1 |
225,2 |
АС-240 |
63/189 |
605 |
|||
|
6-1 |
69 |
288,2 |
1 |
288,2 |
АС-240 |
I |
-/504 |
605 |
У линии 5-7 меняем сечение на АС-120 |
I - обрыв цепи 6-1 II- обрыв цепи 2-5
Расчет токов в цепях для 2 схемы:
Выбор сечения производим 2-ым способом по экономической плотности тока аналогично 1-ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.2
Таблица 2.2.2 «Выбор сечений ЛЭП»
|
Линия |
L,км |
n линий |
сечение |
вид аварии |
Решение |
|||||
|
1-2 |
72 |
630 |
2 |
315 |
АС-240 |
315/315 |
605 |
|||
|
2-5 |
72 |
441 |
2 |
220,5 |
АС-240 |
обр. цепи |
441/220,5 |
605 |
||
|
5-7 |
150 |
315 |
2 |
157,5 |
АС-150 |
обр. цепи |
157,5/315 |
450 |
||
|
1-6 |
138 |
63 |
2 |
31,5 |
АС-50 |
63/63 |
210 |
I - обрыв цепи II- обрыв цепи
Расчет токов в цепях для 3 схемы:
= =443,9 А
Выбор сечения производим 2- ым способом по экономической плотности тока аналогично 1- ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.3
Таблица 2.2.3 «Выбор сечений ЛЭП»
|
линия |
L,км |
n линий |
сечение |
вид аварии |
Решение |
|||||
|
1-2 |
72 |
633 |
2 |
316,5 |
АС-240 |
605 |
||||
|
2-5 |
36 |
443,9 |
1 |
443,9 |
АС-240 |
I |
-/504 |
605 |
У линии 2-6 меняем сечение на АС-185, у 6-7 на АС-120 |
|
|
5-7 |
75 |
317,9 |
1 |
317,9 |
АС-240 |
126/378 |
330 |
|||
|
7-6 |
45 |
2,9 |
1 |
2,9 |
АС-50 |
378/63 |
210 |
АС-120 |
||
|
2-6 |
42 |
60,1 |
1 |
60,1 |
АС-70 |
II |
504/- |
265 |
АС-185 |
I - обрыв цепи 2-5 II- обрыв цепи 2-6
Расчет токов в цепях для 4 схемы:
Выбор сечения производим 2- ым способом по экономической плотности тока аналогично 1- ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.4
Таблица 2.2.4 «Выбор сечений ЛЭП»
|
линия |
L,км |
n линий |
сечение |
вид аварии |
Решение |
|||||
|
1-2 |
72 |
693 |
2 |
346,5 |
АС-240 |
605 |
||||
|
2-5 |
72 |
504 |
2 |
252 |
АС-240 |
I |
441/220,5 |
605 |
||
|
5-7 |
150 |
378 |
2 |
189 |
АС-185 |
II |
189/378 |
520 |
||
|
7-6 |
90 |
63 |
2 |
31,5 |
АС-50 |
31,5/31,5 |
210 |
I - обрыв цепи II- обрыв цепи
Расчет токов в цепях для 5 схемы:
Выбор сечения производим 2- ым способом по экономической плотности тока аналогично 1- ому варианту. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.5
Таблица 4 «Выбор сечений ЛЭП»
|
Линия |
L,км |
n линий |
сечение |
вид аварии |
Решение |
|||||
|
1-2 |
72 |
693 |
2 |
346,5 |
АС-240 |
|||||
|
2-5 |
72 |
126 |
2 |
63 |
АС-95 |
I |
189/94,5 |
330 |
||
|
2-6 |
84 |
378 |
2 |
189 |
АС-185 |
II |
189/378 |
520 |
||
|
6-7 |
90 |
315 |
2 |
157,5 |
АС-150 |
157,5/157,5 |
450 |
I - обрыв цепи II- обрыв цепи
Обобщенная таблица выбора числа выключателей в распределительных устройствах подстанций (2.2.6).
Выбор выключателей определяется по следующей методике:
1) для тупиковой ПС
2) для проходной ПС
3) для прходной- узловой ПС
Таблица 2.2.6 «Выбора числа выключателей в распределительных устройствах подстанций»
|
№ узла |
Число трансф. |
Число цепей Варианты |
Число выключателей nвыкл. |
|||||||||
|
1в |
2в |
3в |
4в |
5в |
1в |
2в |
3в |
4в |
5в |
|||
|
1 |
2 |
1 |
2 |
0 |
0 |
0 |
1 |
3 |
0 |
0 |
0 |
|
|
2 |
2 |
1 |
2 |
2 |
2 |
4 |
1 |
3 |
3 |
3 |
8 |
|
|
5 |
2 |
2 |
4 |
2 |
4 |
2 |
3 |
8 |
3 |
8 |
2 |
|
|
7 |
2 |
2 |
2 |
2 |
4 |
2 |
3 |
2 |
3 |
8 |
2 |
|
|
6 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
4 |
3 |
2 |
3 |
2 |
8 |
2.3 Экономическое сравнение вариантов электрической сети
Для экономического анализа вариантов рассчитываются статически приведенные затраты
нормальный коэффициент эффективности
У- усредненный ущерб от нарушения электроснабжения
вложения в станции
- годовые издержки на амортизацию и обслуживание
годовые издержки на линии
- годовые издержки на обслуживание ПС
- годовые издержки на возмещение потерь электроэнергии в сетях
c- удельная стоимость сооружений в ЛЭП в ценах 1990 годов
с = [1000 рублей/км]
- кап.вложения в трансформатор
- коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание линий и ПС
=
У=
-удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения потребителей
- максимальная нагрузка потребителей
- коэффициент вынужденного простоя
- степень ограничения потребителей
m- число последовательно включенных элементов в сети
Экономический анализ вариантов будем рассчитывать для 5 вариантов схем электроэнергетической сети.
1 СХЕМА
вложения в станции
c- удельная стоимость сооружений в ЛЭП в ценах 1990 годов определяется из таблицы 2.3.3 исходя из сечения линии ( 2-ой район по гололеду)
с = [1000 рублей/км]
=14 тыс/ км.*1*69*68,8=66,46 млн.р
=14 тыс/ км.*1*45*68,8=43,6 млн.р
=11,4 тыс/ км.*1*75*68,8=58,8 млн.р
=14 тыс/ км.*1*36*68,8=34,7 млн.р
66,46+43,6+58,8 +34,7)*=203,26 млн.рублей
выбирается из таблицы 2.2.5 [1]
для 2и 5узла
=84*4*68,8=23,1 млн.р
для 6 узла
=54*2*68,8=7,4 млн.р
для 7 узла
=109*4*68,8=23,1 млн.р
=45,5 млн.р
выбирается из таблицы 2.2.1
млн.р
=45,5+27,244=72,744 млн.р
= 72,744 млн.р +203,26 млн.р=276,004 млн.рублей
=0,028*203,26=5,7 млн.р
=0,094*72,744=6,84 млн.р
=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.
=
= 2890,8
(4500 ч)
==(30,8 млн.р
=5,7+6,84+30,8=43,34 млн.р
У=
- максимальная нагрузка потребителей
- коэффициент вынужденного простоя
- степень ограничения потребителей
m- число последовательно включенных элементов в сети
=60* лет отказа
1* лет отказа
(из таблицы 2.4.1)
60*1*=0,00121
=45 МВт ( из исходных данных)
- из рисунка 2.2 и 2.3 =1,8 ()
У==2,49 млн.р
ючении
=0,2*276,004+55,2+2,49=101,03млн.р
2 СХЕМА
17,8 тыс/ км.*2*69*68,8=169 млн.р
=20 тыс/ км.*2*75*68,8=206,4 млн.р
24 тыс/ км.*2*36*68,8=118,9 млн.р
169+206,4 +118,9)*=494,3 млн.рублей
=23,1 млн.р
для 6 узла
7,4 млн.р
для 7 узла
23,1 млн.р
=45,5 млн.р
млн.р
=45,5+ =90,082 млн.р
= 90,082 млн.р +494,3 млн.р=584,382 млн.рублей
=13,84 млн.р
8,47 млн.р
=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.
= 2890,8
==(37,73 млн.р
=13,84 +6,84+37,73=58,41 млн.р
60*0,4*=0,0012
=45 МВт ( из исходных данных)
У=2,49 млн.р
=0,2*584,382 +58,41 +2,49=177,78млн.
3 СХЕМА
12,9 тыс/ км.*1*42*68,8=37,3 млн.р
=11,4 тыс/ км.*1*45*68,8=35,3 млн.р
=14 тыс/ км.*1*75*68,8=72,24 млн.р
14 тыс/ км.*1*36*68,8=34,7 млн.р
37,3 +35,3 +72,24 +34,7)*=179,54 млн.рублей
84*4*68,8=23,1 млн.р
для 6 узла
*2*68,8=7,4 млн.р
для 7 узла
109*4*68,8=23,1 млн.р
=45,5 млн.р
млн.р
=45,5+29,72=75,22 млн.р
= 75,22 млн.р +179,54 млн.р=254,76 млн.рублей
=0,028*179,54 =5,03 млн.р
=0,094*75,22 =7,07 млн.р
=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.
==(29,8 млн.р
=5,03+7,07+29,8=41,90 млн.р
У==2,49 млн.р
=0,2*254,76+41,9+2,49=95,3млн.р
4 СХЕМА
24 тыс/ км.*2*36*68,8=118,8 млн.р
=22 тыс/ км.*2*75*68,8=227 млн.р
=17,8 тыс/ км.*2*42*68,8=102,9 млн.р
118,8+227 +102,9)*=448,8 млн.рублей
84*4*68,8=23,1 млн.р
для 6 узла
54*2*68,8=7,4 млн.р
для 7 узла
109*4*68,8=23,1 млн.р
=45,5 млн.р
млн.р
=45,5+ =97,512 млн.р
= 97,512 млн.р +448,8 млн.р=546,312 млн.рублей
0,028*448,8 =12,56 млн.р
=0,094*97,512 =9,17 млн.р
=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.
==(54,31 млн.р
=12,56 +9,17+54,31=76,04 млн.р
У==2,49 млн.р
=0,2*546,312 +76,04 +2,49=187,79млн.р
5 СХЕМА
=17,8 тыс/ км.*2*36*68,8=88,174 млн.р
=20 тыс/ км.*2*45*68,8=123,84 млн.р
=22 тыс/ км.*2*42*68,8=127,1 млн.р
88,174 +123,84 +127,1)=339,1 млн.р
84*4*68,8=23,1 млн.р
для 6 узла
54*2*68,8=7,4 млн.р
для 7 узла
109*4*68,8=23,1 млн.р
=45,5 млн.р
млн.р
=45,5+ =95,036 млн.р
= 95,036 млн.р +339,1 млн.р=434,136 млн.рублей
0,028*339,1 =9,49 млн.р
0,094*95,036 =8,93 млн.р
=0,027*4+0,014*2+0,050*2=0,236 МВт.
==(47,334млн.р
=9,49 +8,93+47,334=65,75 млн.р
У==2,49 млн.р
=0,2*434,136+65,75 +2,49=155,06млн.р
В таблице 2.3.1 представлен сравнительный анализ экономических показателей вариантов сетей.
Таблица 2.3.1 «Сравнительный анализ экономических показателей вариантов сетей»
|
Показатель |
Вариант 1 |
Вариант 2 |
Вариант 3 |
Вариант 4 |
Вариант 5 |
|
|
Капитальные вложения в лини, млн.р |
203,26 |
494,3 |
179,54 |
448,8 |
339,1 |
|
|
Капитальные вложения в ПС, млн.р |
45,5 |
45,5 |
45,5 |
45,5 |
45,5 |
|
|
Издержки на амортизацию и обслуживания линий, млн.р |
5,7 |
13,84 |
5,03 |
12,56 |
9,49 |
|
|
Издержки на амортизацию и обслуживания ПС, млн.р |
6,84 |
6,84 |
7,07 |
9,17 |
8,93 |
|
|
Годовые издержки на потери, млн.р |
30,8 |
37,73 |
29,8 |
54,31 |
47,334 |
|
|
Приведенные затраты, млн.р |
101,03 |
177,78 |
95,3 |
187,79 |
155,06 |
|
|
Приведенные затраты, в % |
106 |
186,5 |
100 |
197 |
162,7 |
Сравнение приведенных затрат показывает, что 1 и 3 варианты (отличие всего составляет примерно 5%) экономически выгодны относительно других вариантов схем развития электрической сети.
ГЛАВА III АНАЛИЗ НОРМАЛЬНОГО И ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМОВ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
Анализ приведенных затрат, показал, что наиболее ближайшими по затратам являются варианты 1 и 3, поэтому дальнейшие расчеты проводим для вариантов №1 и №3.
3.1 Исследование установившихся режимов
1 вариант
Расчет установившегося режима выполняется с использованием программного комплекса RASTR. Параметры сети в установившемся режиме до регулирования приведены в таблицах 3.1.1
Таблица 3.1.1 «Параметры сети в установившемся режиме до регулирования»
|
Установившийся режим |
|||||
|
Ветви ЛЭП |
R, Ом |
Х, Ом |
В, мкСм |
||
|
1-2 |
4,32 |
14,58 |
101,1* |
||
|
1-2 |
4,32 |
14,58 |
101,1* |
||
|
2-5 |
4,32 |
14,58 |
101* |
||
|
5-7 |
18,67 |
32,025 |
199,5* |
||
|
7-6 |
5,4 |
18,225 |
126* |
||
|
6-1 |
8,28 |
27,945 |
194* |
||
|
Трансформаторы |
R, Ом |
Х, Ом |
|||
|
2-21 |
2,54 |
55,9 |
0,09 |
||
|
2-21 |
2,54 |
55,9 |
0,09 |
||
|
5-51 |
2,54 |
55,9 |
0,09 |
||
|
5-51 |
2,54 |
55,9 |
0,09 |
||
|
7-71 |
1,45 |
38,4 |
0,087 |
||
|
7-71 |
1,45 |
38,4 |
0,087 |
||
|
6-61 |
8 |
139 |
0,095 |
||
|
6-61 |
8 |
139 |
0,095 |
Таблица 3.1.2 « Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования»
|
№ узла |
U ном |
Pнагр.,МВт |
Qнагр.,МВт |
Uтреб..,кВ |
Uрасч.,кВ |
Откл-е % |
|
|
21 |
10,5 |
30 |
14,4 |
10,5 |
10,05 |
4,2 |
|
|
51 |
10,5 |
20 |
9,6 |
10,3 |
9,72 |
5,6 |
|
|
61 |
11 |
10 |
4,8 |
10 |
10,15 |
1,5 |
|
|
71 |
10,5 |
45 |
23,04 |
10 |
8,94 |
10,6 |
Определяем напряжение на шинах потребителей. Вычисляем отклонение напряжения в узлах. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов более 5% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов.
Выбор количества отпаек производится по формуле:
- цена деления отпайки ,
x- число отпаек на которое нужно установить РПН.
Узел 51:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН 25000/ 110 : ,=10,5 кВ
==2,047 %
==10,57
1/=1/10,57=0,094
Узел 71:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТД 40000/ 110 : ,=10,5 кВ
==3,025 %
==10,5875
1/=1/10,5875=0,094
Падение напряжения в узлах 21 и 61 не превышает 5%- выбор отпаек не требуется. Результаты расчетов нагрузки после регулирования на шинах потребителей занесены в таблицу 3.1.3.
Таблица 3.1.3 «Нагрузка узлов в установившемся режиме после регулирования»
|
№ узла |
U ном |
Pнагр.,МВт |
Qнагр.,МВт |
Uтреб..,кВ |
Uпосле переключения РПН.,кВ |
N отпайки |
|
|
21 |
10,5 |
30 |
14,4 |
10,5 |
10,05 |
0 |
|
|
51 |
10,5 |
20 |
9,6 |
10,3 |
10,14 |
-3 |
|
|
61 |
11 |
10 |
4,8 |
10 |
10,13 |
0 |
|
|
71 |
10,5 |
45 |
23,04 |
10 |
9,64 |
-5 |
Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 1.
3 вариант
Таблица 3.1.4 «Параметры сети в установившемся режиме до регулирования»
|
Установившийся режим |
|||||
|
Ветви ЛЭП |
R, Ом |
Х, Ом |
В, мкСм |
||
|
1-2 |
4,32 |
14,58 |
101,1* |
||
|
1-2 |
4,32 |
14,58 |
101,1* |
||
|
2-5 |
4,32 |
14,58 |
101,16* |
||
|
5-7 |
9 |
30,37 |
211* |
||
|
7-6 |
11,2 |
19,215 |
119,7* |
||
|
2-6 |
6,8 |
17,34 |
115,5* |
||
|
Трансформаторы |
R, Ом |
Х, Ом |
|||
|
2-21 |
2,54 |
55,9 |
0,09 |
||
|
2-21 |
2,54 |
55,9 |
0,09 |
||
|
5-51 |
2,54 |
55,9 |
0,09 |
||
|
5-51 |
2,54 |
55,9 |
0,09 |
||
|
7-71 |
1,45 |
38,4 |
0,087 |
||
|
7-71 |
1,45 |
38,4 |
0,087 |
||
|
6-61 |
8 |
139 |
0,095 |
||
|
6-61 |
8 |
139 |
0,095 |
Таблица 3.1.5 «Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования»
|
№ узла |
U ном |
Pнагр.,МВт |
Qнагр.,МВт |
Uтреб..,кВ |
Uрасч.,кВ |
Откл-е % |
|
|
21 |
10,5 |
30 |
14,4 |
10,5 |
9,82 |
6,4 |
|
|
51 |
10,5 |
20 |
9,6 |
10,3 |
9,41 |
8,6 |
|
|
61 |
11 |
10 |
4,8 |
10 |
9,89 |
1,1 |
|
|
71 |
10,5 |
45 |
23,04 |
10 |
8,63 |
13,7 |
Определяем напряжение на шинах потребителей. Вычисляем отклонение напряжения в узлах. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 5% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов. Выбор количества отпаек производится по формуле:
- цена деления отпайки ,
x- число отпаек на которое нужно установить РПН.
Узел 51:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН 25000/ 110 : ,=10,5 кВ
==2,047 %
==10,37
1/=1/10,37=0,096
Узел 71:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТД 40000/ 110 : ,=10,5 кВ
==3,025 %
==10,285
1/=1/10,285=0,0972
Узел 21:
Согласно каталожным данным номинальные напряжения трансформатора ТРДН 25000/ 110 : ,=10,5 кВ
==2,047 %
==10,367
1/=1/10,367=0,0964
Падение напряжения в узлах 61 не превышает 5%- выбор отпаек не требуется. Результаты расчетов нагрузки после регулирования на шинах потребителей занесены в таблицу 3.1.6.
Таблица 3.1.6 «Нагрузка узлов в установившемся режиме после регулирования»
|
№ узла |
U ном |
Pнагр.,МВт |
Qнагр.,МВт |
Uтреб..,кВ |
Uпосле переключения РПН.,кВ |
N отпайки |
|
|
21 |
10,5 |
30 |
14,4 |
10,5 |
10,52 |
-3 |
|
|
51 |
10,5 |
20 |
9,6 |
10,3 |
10,03 |
-4 |
|
|
61 |
11 |
10 |
4,8 |
10 |
9,88 |
0 |
|
|
71 |
10,5 |
45 |
23,04 |
10 |
9,61 |
-6 |
Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 2.
3.2 Исследование аварийных и послеаварийных режимов
1 вариант
При аварийном режиме отключение линии 2-5 привело к расхождению режима т.е к недопустимому падению напряжения , поэтому требуется установка дополнительной цепи в линию 1-6. При установки второй цепи на участок 1-6 падение напряжение в установившемся режиме показано в таблице 3.2.1
Таблица 3.2.1 « Напряжение в узлах в установившемся режиме»
|
Узел |
21 |
51 |
71 |
61 |
|
|
Требуемое напряжение, кВ |
10,5 |
10,3 |
10 |
10 |
|
|
Напряжение в узле, кВ |
10,09 |
10,26 |
9,95 |
10,51 |
Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 3.
При отключении линии 2-5 напряжения будут соответствовать значениям, приведенным в таблице 3.2.2.
Таблица 3.2.2 « Напряжение в узлах у аварийном режиме»
|
Узел |
21 |
51 |
71 |
61 |
|
|
Требуемое напряжение, кВ |
10,5 |
10,3 |
10 |
10 |
|
|
Напряжение в узле, кВ |
10,22 |
8,25 |
8,96 |
10,04 |
|
|
Отклонение в % |
2,6 |
21,5 |
9,95 |
0,4 |
Схема электрической сети из программы RASTR, в аварийном режиме приведена в приложении 4.
Вычисляем отклонение напряжения в узлах в аварийном режиме. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов или устанавливаем в узлы БСК, для выравнивание напряжений при авариях на линиях, если отклонение напряжения более 17% от Uтреб.
Выбор мощности БСК проводится для узла 5 с использованием программного комплекса RASTR. Минимальная мощность приведенная к номинальному напряжению батареи вычисляется по формуле:
Емкостная проводимость на землю:
Узел 51:
После установки одной БСК типа (узел 51) типа КС2-1,05-125 с номинальным напряжением 10 кВ и номинальной мощностью проведен расчет, для послеаварийного режима (данные приведены в таблице 3.2.3).
Таблица 3.2.3 «Напряжение в узлах в послеаварийном при отключении линии 2-5»
|
Узел |
21 |
51 |
71 |
61 |
|
|
Требуемое напряжение, кВ |
10,5 |
10,3 |
10 |
10 |
|
|
Напряжение в узле, кВ |
10,22 |
9,04 |
9,25 |
10,17 |
|
|
Отклонение в % |
2,6 |
12,2 |
7,5 |
1,7 |
Схема электрической сети из программы RASTR, в послеаварийном режиме приведена в приложении 5.
Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов. Регулирование проводим в узле 51:
==2,047 %
==9,97
1/=1/10,37=0,1003
Значение напряжений в узлах в послеаварийном режиме приведено в таблице 3.2.4.
Таблица 3.2.4 «Напряжение в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5, с РПН»
|
Узел |
21 |
51 |
71 |
61 |
|
|
Требуемое напряжение, кВ |
10,5 |
10,3 |
10 |
10 |
|
|
Напряжение в узле, кВ |
10,22 |
10,10 |
9,32 |
10,20 |
|
|
Отклонение в % |
2,6 |
1,9 |
6,8 |
2 |
Отклонение напряжения не превышает допустимых пределов - более 10% от Uтреб. В установившемся режиме, после ликвидации аварии требуется отключение БСК т.к. в 5 узле напряжение превышает 5% от требуемого =14,2%.
Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 6.
Таблица 3.2.5 « Напряжение в узлах в становившемся режиме»
|
Узел |
21 |
51 |
71 |
61 |
|
|
Требуемое напряжение, кВ |
10,5 |
10,3 |
10 |
10 |
|
|
Напряжение в узле, кВ |
10,14 |
11,77 |
10,04 |
10,45 |
|
|
Отклонение в % |
3,4 |
14,2 |
0,4 |
4,5 |
3 вариант
При аварийном режиме отключение линии 2-5 привело к расхождению режима т.е к недопустимому падению напряжения , поэтому требуется установка дополнительной цепи в линию 2-5. При установки второй цепи на участок 2-5 падение напряжение в установившемся режиме показано в таблице 3.2.6. Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 7.
Таблица 3.2.6 « Напряжение в узлах в установившемся режиме»
|
Узел |
21 |
51 |
71 |
61 |
|
|
Требуемое напряжение, кВ |
10,5 |
10,3 |
10 |
10 |
|
|
Напряжение в узле, кВ |
10,54 |
10,27 |
9,78 |
9,98 |
При отключении линии 2-5 напряжения будут соответствовать значениям, приведенным в таблице 3.2.7
Таблица 3.2.7 « Напряжение в узлах в аварийном режиме при отключении линии 2-5»
|
Узел |
21 |
51 |
71 |
61 |
|
|
Требуемое напряжение, кВ |
10,5 |
10,3 |
10 |
10 |
|
|
Напряжение в узле, кВ |
10,53 |
10,04 |
9,63 |
9,90 |
|
|
Откл-е в % |
0,2 |
2,5 |
3,7 |
1 |
Схема электрической сети из программы RASTR, в аварийном режиме приведена в приложении 8.
Напряжения не превышают 10 % в аварийном режиме и 5 % , в установившемся ,от требуемого напряжения в узле. При отключении линии 2-6 напряжения будут соответствовать значениям, приведенным в таблице 3.2.8.
Таблица 3.2.8 « Напряжение в узлах у аварийном режиме при отключении линии 2-6»
|
Узел |
21 |
51 |
71 |
61 |
|
|
Требуемое напряжение, кВ |
10,5 |
10,3 |
10 |
10 |
|
|
Напряжение в узле, кВ |
10,43 |
9,89 |
8,44 |
8,05 |
|
|
Отклонение в % |
0,6 |
3,9 |
15,6 |
19,5 |
Вычисляем отклонение напряжения в узлах в аварийном режиме. Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов или устанавливаем в узлы БСК, для выравнивание напряжений при авариях на линиях, если отклонение напряжения более 20% от Uтреб.
Выбор мощности БСК проводится для узла 6 с использованием программного комплекса RASTR. Минимальная мощность приведенная к номинальному напряжению батареи:
Емкостная проводимость на землю:
Узел 61:
После установки одной БСК типа (узел 51) типа КС2-1,05-125 с номинальным напряжением 10 кВ и номинальной мощностью проведен расчет, для послеаварийного режима (данные приведены в таблице 3.2.9).
Таблица 3.2.9 « Напряжение в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-6»
|
Узел |
21 |
51 |
71 |
61 |
|
|
Требуемое напряжение, кВ |
10,5 |
10,3 |
10 |
10 |
|
|
Напряжение в узле, кВ |
10,51 |
10,05 |
8,92 |
9,27 |
|
|
Отклонение в % |
0,01 |
2,4 |
10,8 |
7,3 |
Если отклонение напряжения выше допустимых пределов - более 10% от Uтреб., выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов. Регулирование проводим в узле 71:
==2,047 %
==9,86
1/=1/10,37=0,1014
Значение напряжений в узлах в послеаварийном режиме приведено в таблице 3.2.10.
Таблица 3.2.10 « Напряжение в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-6»
|
Узел |
21 |
51 |
71 |
61 |
|
|
Требуемое напряжение, кВ |
10,5 |
10,3 |
10 |
10 |
|
|
Напряжение в узле, кВ |
10,49 |
10,02 |
9,27 |
9,21 |
|
|
Отклонение в % |
7,3 |
7,9 |
Отклонение напряжения не превышает допустимых пределов - более 10% от Uтреб. в аварийном режиме. В установившемся режиме, после ликвидации аварии требуется отключение БСК т.к. в 6 узле напряжение превышает 5% от требуемого = 8,7%. Схема электрической сети из программы RASTR, в послеаварийном режиме приведена в приложении 9.
Таблица 3.2.11 « Напряжение в узлах в установившемся режиме»
|
Узел |
21 |
51 |
71 |
61 |
|
|
Требуемое напряжение, кВ |
10,5 |
10,3 |
10 |
10 |
|
|
Напряжение в узле, кВ |
10,62 |
10,37 |
10,42 |
10,87 |
|
|
Отклонение в % |
1,14 |
0,7 |
4,2 |
8,7 |
Схема электрической сети из программы RASTR, в установившемся режиме приведена в приложении 10.
В двух вариантах, в процессе анализа потребовалась установка БСК, что привело к ликвидации завышения напряжения в аварийном режиме. Установка БСК приводит к качественной работе сети.
С добавлением в обе схемы цепи в линию, увеличиваются затраты на строительство, на издержки по амортизации и обслуживанию, также увеличиваются затраты на потери мощности. Включение БСК в сеть в 1-ом и 3 -ем вариантах увеличивает затраты на установку , но уменьшает издержки на потери мощности, поэтому экономический расчет обеих схем будет пересчитан.
1 схема:
=14 тыс/ км.*2*69*68,8=132,92 млн.р
=14 тыс/ км.*1*45*68,8=43,6 млн.р
=11,4 тыс/ км.*1*75*68,8=58,8 млн.р
=14 тыс/ км.*1*36*68,8=34,7 млн.р
66,46+43,6+58,8 +34,7)*=269,72 млн.рублей
=30*1*68,8=2,064 млн.р
=45,5+27,244+2,064 =74,808 млн.р
= 74,808 млн.р +269,72 млн.р=344,528 млн.рублей
0,028*269,72=7,55 млн.р
0,094*74,808 =7,014 млн.р
==(33,56 млн.р
=7,55 +7,014+33,56=48,124 млн.р
=0,2*344,528 +48,124 +2,49=119,52млн.р
3 схема:
=12,9 тыс/ км.*1*42*68,8=37,3 млн.р
=11,4 тыс/ км.*1*45*68,8=35,3 млн.р
=14 тыс/ км.*1*75*68,8=72,24 млн.р
=14 тыс/ км.*2*36*68,8=69,4 млн.р
37,3 +35,3 +72,24 +69,4)*=214,24 млн.рублей
=45,5 млн.р
млн.р
=30*1*68,8=2,064 млн.р
=45,5+29,72+2,064=77,284 млн.р
= 77,284 млн.р +214,24 млн.р=291,524 млн.рублей
0,028*214,24 =5,99 млн.р
0,094*77,284 =7,265 млн.р
==(38,887 млн.р
=5,99+7,265+38,887 =47,142 млн.р
=0,2*291,524+47,142+2,49=107,94 млн.р
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Включение БСК в сеть в первом (1схема) и третий (3 схема) вариантах, а также добавление в линию второй цепи увеличивает затраты на установку, но уменьшает издержки на потери мощности. В целом первый и третий варианты в технико-экономическом плане являются равнозначными. За счет установки БСК в обе схемы , они являются устойчивыми к авариям по качеству электроснабжения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. С.С. Ананичева, А.Л. Мызин, С.Н. Шелюг :Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по курсу: Электроэнергетические системы и сети - федеральное агенство по образованию ГОУ ВПО «Уральский Государственный Технический университет».:Екатеринбург, 2005 год.
Приложение 1
«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант 1)»
Приложение 2
«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант2)»
Приложение 3
«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант1)»
Приложение 4
«Схема электрической сети в аварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (вариант1)»
Приложение 5
«Схема электрической сети в послеаварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в 5 узле) (вариант1)»
Приложение 6
«Схема электрической сети в установившемся режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в 5 узле) (вариант1)»
Приложение 7
«Схема электрической сети в установившемся режиме (вариант3)»
Приложение 8
«Схема электрической сети в аварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (вариант3)»
Приложение 9
«Схема электрической сети в послеаварийном режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в 5 узле) (вариант3)»
Приложение 10
«Схема электрической сети в установившемся режиме - обрыв цепи 2-5 (БСК в 5 узле) (вариант3)»
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Выбор рациональных вариантов схем электрической сети с обоснованием конфигурации сети, номинальных напряжений, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, электрической схемы сооружаемой электростанции, а также материала и сечений проводов линии.
курсовая работа [956,8 K], добавлен 14.05.2013Разработка 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 16.03.2012Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.
курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016Составление 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 24.11.2013Построение 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 29.03.2015Анализ различных вариантов развития сети. Выбор номинального напряжения сети, определение сечения линий электропередачи, выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет установившихся режимов сети для двух наиболее экономичных вариантов развития.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 20.08.2014Составление вариантов схемы электрической сети, выбор и обоснование наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор номинальных напряжений, трансформаторов на подстанциях. Баланс активной и реактивной мощностей.
курсовая работа [372,7 K], добавлен 17.12.2015Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.
курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015Разработка проекта электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ. Исследование пяти вариантов развития сети. Расчет напряжения, сечений ЛЭП, трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств для каждого варианта.
курсовая работа [2,4 M], добавлен 24.10.2012Выбор 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
