Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

По дисциплине: «Электропитающие сети и электрические системы»

на тему: «Выбор схем питающих и распределительных сетей»

Содержание

Введение

Исходные данные к курсовому проекту

1. Выбор ориентировочных значений номинального напряжения электрической сети

2. Выбор вариантов конфигурации электрической сети

3. Выбор трансформаторов для подстанций

3.1 Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанций

4. Определение технико-экономических показателей электрической сети

4.1 Радиальная сеть напряжением 110 кВ

4.2 Радиальная сеть напряжением 220 кВ

4.3 Радиально-магистральная сеть с напряжением 110 кВ

4.4 Радиально-магистральная сеть с напряжением 220 кВ

4.5 Кольцевая сеть напряжением 110 кВ

4.6 Кольцевая сеть напряжением 220 кВ

5. Таблица технико-экономические показатели вариантов сети

6. Уточненный расчет магистральной сети напряжением 220 кВ

6.1 Выбор и распределение в сети источников реактивной мощности

6.2 Расчет установившегося режима сети

6.3 Определение регулировочных ответвлений устройств регулирования напряжения под нагрузкой трансформаторов понизительных подстанций

6.4 Выбор коммутационных аппаратов электрической сети

6.5 Технико-экономические показатели принятого варианта сети

Вывод по работе

Список использованной литературы

Введение

Главными задачами проектирования и эксплуатации современных электропитающих систем и электрических сетей являются: правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения потребителей и качества электроэнергии на зажимах электроприемников, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов. Выполнение этих задач осуществляется входящими в состав электропитающих систем источниками активной и реактивной мощности, воздушными и кабельными линиями электропередачи, различными токопроводами, трансформаторными и преобразовательными подстанциями, распределительными устройствами, техническими средствами регулирования напряжения. Построение схем электрической сети предприятия в основном определяется мощностью и взаимным расположением потребителей, их требованиями к бесперебойности электроснабжения, числом, мощностью, напряжением и расположением источников питания, принятым номинальным напряжением, значением токов короткого замыкания. Предприятия могут получать электроэнергию от высоковольтной сети энергосистемы через одну или несколько понизительных подстанций, от своей или районной электростанции на генераторном напряжении, от электростанции и высоковольтной сети энергосистемы одновременно.

В пояснительной записке рассмотрены различные варианты схем электрических сетей для различных номинальных напряжений. Выбран наиболее экономичный вариант.

Исходные данные к курсовому проекту

1) Электроснабжение района осуществляется электрической станцией, расположенной в пункте А. На электрической станции предполагается установить не менее двух генераторов.

2) Во всех пунктах (кроме второго и четвёртого) имеются потребители первой, второй и третьей категории по надежности, причем потребители третьей категории составляют 10% от общей нагрузки. Во втором и четвёртом пункте потребителей первой категории нет, а потребители третьей категории составляют 20% от общей нагрузки.

3) В режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах станции выше номинального на 5%.

4) Связь с энергосистемой осуществляется через сборные шины электрической станции.

5) Стоимость потерь электроэнергии (С) составляет 80 копеек на 1 кВт*ч. Коэффициент инфляции составляет 30.

6) Вторичное напряжение на всех подстанциях принято 10 кВ.

7) На понизительных подстанциях должно быть установлено встречное регулирование напряжения.

8) Электрическая сеть проектируется для третьего района климатических условий, и по ветру, и по гололеду.

9) Через пункт 1 осуществляется транзит активной мощности по линиям электропередачи высокого напряжения.

10) Содержание курсового проекта включает вопрос для глубокой и детальной разработки: выбор силовых трансформаторов на понизительных подстанциях.

11) Взаимное расположение электрических станций и пунктов приведено ниже:



Рис. 1

Таблица 1 Исходных данных

Пункт	1*	2	3	4	5
P, МВт	45	35	65	55	45
cos ?	0,6	0,73	0,81	0,79	0,65

где P- активная мощность наибольшей расчетной нагрузки.

Кроме того, известны следующие данные:

1) Время использования максимальной нагрузки ;

2) Активная мощность транзита , и cos ?=0,8;

3) Масштаб: 1 сантиметр равен 20 километров.

1. Выбор ориентировочных значений номинального напряжения электрической сети

Выбор схемы электрической сети производится одновременно с выбором номинального напряжения. Основным критерием для выбора номинального напряжения сети того или иного назначения является рассмотрение вариантов построения схемы для различных напряжений, определением минимальных расчетных приведенных затрат. Если экономические показатели сравниваемых вариантов близки друг к другу и обеспечивают соблюдение необходимых условий надежности электроснабжения, то выбирают вариант с более высоким напряжением. Это создает условия, благоприятствующие дальнейшему развитию сети.

Наивыгоднейшее напряжение U_рац может быть определено по формуле, предложенной Г. И. Илларионовым (для шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ):

,

где - длина линии, км;

- мощность, передаваемая по линии, МВт;

,

,

км

 МВт

кВ

Исходя из полученного значения напряжения, далее будут рассмотрены варианты выполнения электрических сетей на напряжения 110 и 220 кВ.

Для ЛЭП между станцией и пунктами равно:

кВ

Для всей линии сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1

ЛЭП Название сети	А1 Uэк, кВ	А2 Uэк, кВ	А3 Uэк, кВ	А4 Uэк, кВ	А5 Uэк, кВ	24 Uэк, кВ
Радиальная	140,01	110,82	144,72	139,97	121,22	-
Радиально - магистральная	140,01	162,70	144,72	-	121,22	134,29

2. Выбор конфигурации сети

Составляя топологические схемы, рекомендуется обращаться к типичным конфигурациям. Это - разомкнутые нерезервированные радиальные и магистральные сети, разомкнутые резервированные и замкнутые сети.

Радиальная нерезервированная сеть является наиболее простой и дешевой, но характеризуется низкой надежностью. Она используется в начале электрификации района, но в последующем преобразуется в резервированную замкнутую или разомкнутую сеть.

Радиальная резервированная сеть выполняется проложенными к каждой подстанции двумя линиями, как правило, размещенными на общих опорах. Она не вызывает увеличения токов короткого замыкания в смежных участках сети, обеспечивает возможность присоединения подстанций по простейшим схемам (блок линия-трансформатор), может иметь равномерную загрузку обоих ЛЭП и минимум потерь электроэнергии.

Магистральные резервированные и нерезервированные сети обладают такими же достоинствами и недостатками, что и соответствующие радиальные сети.

Простейшие замкнутые сети (кольцевые сети, линии с двухсторонним питанием) характеризуются высокой надежностью электроснабжения, максимальным охватом территории, уменьшением суммарной длины ЛЭП, минимальными потерями. Недостатками являются высокие уровни токов короткого замыкания, усложнение эксплуатации сети, трудности автоматизации и организации селективной работы релейной защиты.

Зная взаимное расположение электростанции А и пунктов нагрузок, примем три варианта конфигурации сети:



Рис. 2.1. Радиальная сеть

Рис. 2.2. Радиально-магистральная сеть

Рис. 2.3. Кольцевая сеть

3. Выбор трансформаторов для подстанций

Вопрос для детальной проработки

Выбор трансформаторов заключается в определении их количества, типа и номинальной мощности. Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанции потребителей и является, таким образом, технико-экономической задачей. При проектировании на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой для обеспечения встречного регулирования напряжения в питающихся от них электрических сетях (ТРДН, ТРДЦН и т.д.). Регулирование, при котором напряжение на шинах центра питания в период наибольших нагрузок повышается, а в период наименьших нагрузок понижается называется встречным регулированием напряжения. Оно компенсирует потери напряжения в различных режимах работы. В нормальном режиме работы на шинах электростанций и на шинах вторичного напряжения подстанций должно быть обеспечено встречное регулирование в пределах от 0 до ± 5% от номинального напряжения сети.

Мощность трансформаторов выбирается по нагрузочной способности и величине максимальной расчетной нагрузки потребителей, ожидаемой в конце пятого года эксплуатации подстанции. Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40%, мощность каждого из двух трансформаторов выбирается равной 0.65-0.7 максимальной нагрузки подстанции для обеспечения питания всех потребителей при аварийном выходе одного трансформатора.

Применение однотрансформаторных подстанций допускается:

Для питания неответственных потребителей, которые допускают перерыв в электроснабжении на время, достаточное для замены поврежденного трансформатора. Такое решение требует экономического обоснования с обязательной оценкой ожидаемого народнохозяйственного ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.

На начальном этапе сооружения (не менее 3 лет) двухтрансформаторной подстанции при постепенном росте нагрузки и наличии резервирования по сетям вторичного напряжения.

При дроблении подстанции для питания узла с большой сосредоточенной нагрузкой, когда возможно резервирование каждой из однотрансформаторных подстанций по сети низкого или среднего напряжения, которое может включаться вручную и автоматически, или при наличии централизованного «холодного резерва» (оборудование смонтировано, подключено, готово к работе).

Мощность однотрансформаторной подстанции определяется максимальной загрузкой трансформатора (до 100%), т. е.

Основанием для применения на подстанции более двух трансформаторов являются:

необходимость выделения ударной нагрузки промышленного потребителя.

целесообразность использования на подстанции двух средних напряжений.

недостаточная предельная мощность двух трансформаторов для покрытия нагрузки узла.

Устанавливаемая мощность n трансформаторов должна удовлетворять условию:

S_тнn > S,

где S_тн - номинальная мощность трансформатора;

S - максимальная получасовая мощность нагрузки подстанции.

Таким образом, для двухтрансформаторной подстанции при отсутствии резервирования по сети низкого напряжения, мощность каждого из них принимается такой, чтобы коэффициент загрузки в нормальном режиме был равен

Коэффициент загрузки трансформатора определяется предельно - допустимыми температурами обмоток: 140° С для трансформаторов на 110 кВ;

160° С для других трансформаторов и температурой масла в верхних слоях масляного бака 95° С.

Аварийная перегрузка вызывает повышенный износ витковой изоляции, что приводит к сокращению срока службы трансформаторов, и к увеличению давления в верхних слоях бака.

На понизительных подстанциях, как правило, устанавливают двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой НН.

Выбор трансформаторов осуществляется без учета транзита, поэтому активные мощности в пунктах будут равны:

Далее приведем расчет реактивных мощностей по следующим формулам:

Рассчитаем полную мощность в пунктах по следующим формулам:



На подстанциях данных пунктов принимаем к установке не менее двух понизительных трансформаторов для каждого номинального напряжения.

а) Расчетная мощность (желаемая) каждого трансформатора первого пункта:

МВА,

где S_нг - полная мощность нагрузки,

S_ном - номинальная мощность трансформатора,

n - количество параллельно работающих трансформаторов.

Принимаем 2 трансформатора ТРДЦН-63000/110, тогда коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

Трансформатор мощностью 63 МВА подходит к установке.

Однако в пункте есть потребители третьей категории, поэтому можно попробовать взять к установке два трансформатора марки ТРДН-40000/110.

Тогда коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме равен:

Но так как 1,875>1,4, то данный трансформатор брать нельзя.

Но если отключить 10% потребителей третьей категории, то получим:

(не удовлетворяет условию)

На напряжение 220 кВ принимаем два трансформатора ТРДЦН-63000/220.

б) Расчетная мощность (желаемая) каждого трансформатора второго пункта:

МВА,

где S_нг - полная мощность нагрузки,

S_ном - номинальная мощность трансформатора,

n - количество параллельно работающих трансформаторов.

Принимаем 2 трансформатора ТРДН-40000/110, тогда коэффициент загрузки в нормальном режиме:



Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

Трансформатор мощностью 40 МВА подходит к установке.

Однако в пункте есть потребители третьей категории, поэтому можно попробовать взять к установке два трансформатора марки ТРДН-25000/110.

Тогда коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме равен:

Но так как 1,918>1,4, то данный трансформатор брать нельзя.

Но если отключить 20% потребителей третьей категории, то получим:

(не удовлетворяет условию)

На напряжение 220 кВ принимаем два трансформатора ТРДН-40000/220.

в) Расчетная мощность (желаемая) каждого трансформатора третьего пункта:

МВА,

где S_нг - полная мощность нагрузки,

S_ном - номинальная мощность трансформатора,

n - количество параллельно работающих трансформаторов.

Принимаем 2 трансформатора ТРДЦН-63000/110, тогда коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

Трансформатор мощностью 63 МВА подходит к установке.

Однако в пункте есть потребители третьей категории, поэтому можно попробовать взять к установке два трансформатора марки ТРДН-40000/110.

Тогда коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме равен:

Но так как 2,01>1,4, то данный трансформатор брать нельзя.

Но если отключить 10% потребителей третьей категории, то получим:

(не удовлетворяет условию)

На напряжение 220 кВ принимаем два трансформатора ТРДЦН-63000/220.

г) Расчетная мощность (желаемая) каждого трансформатора четвертого пункта:

МВА,

где S_нг - полная мощность нагрузки,

S_ном - номинальная мощность трансформатора,

n - количество параллельно работающих трансформаторов.

Принимаем 2 трансформатора ТРДЦН-63000/110, тогда коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

Трансформатор мощностью 63 МВА подходит к установке.

Однако в пункте есть потребители третьей категории, поэтому можно попробовать взять к установке два трансформатора марки ТРДН-40000/110.

Тогда коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме равен:

Но так как 1,78>1,4, то данный трансформатор брать нельзя.

Но если отключить 20% потребителей третьей категории, то получим:

(не удовлетворяет условию)

На напряжение 220 кВ принимаем два трансформатора ТРДЦН-63000/220.

д) Расчетная мощность (желаемая) каждого трансформатора пятого пункта:

 МВА,

где S_нг - полная мощность нагрузки,

S_ном - номинальная мощность трансформатора,

n - количество параллельно работающих трансформаторов.

Принимаем 2 трансформатора ТРДЦН-63000/110, тогда коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

Трансформатор мощностью 63 МВА подходит к установке.

Однако в пункте есть потребители третьей категории, поэтому можно попробовать взять к установке два трансформатора марки ТРДН-40000/110.

Тогда коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме равен:

Но так как 1,73>1,4, то данный трансформатор брать нельзя.

Но если отключить 10% потребителей третьей категории, то получим:

(не удовлетворяет условию)

На напряжение 220 кВ принимаем два трансформатора ТРДЦН-63000/220.

Таблица 3.1 Технические данные трансформаторов

Тип трансформатора	SТН, МВА	Пределы регулирования	UВН, кВ	UНН, кВ	uk, %	?Ркз, кВт	?Рхх, кВт	Iхх, %	?Qхх кВар
ТРДН-40000/110	40	±9?1.78%	115	10.5	10.5	172	36	0.65	260
ТРДН-40000/220	40	-	230	11	12	170	50	0.9	360
ТРДЦН-63000/110	63	±9?1.78%	115	10.5	10.5	260	59	0.6	410
ТРДЦН-63000/220	63	±8?1.5%	230	11	12	300	82	0.8	504

3.1 Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанций

На понизительных подстанциях, как правило, с целью снижения токов короткого замыкания принимается раздельная работа трансформаторов. С учётом этого потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах определяются по формулам:

кВт,

кВАр,

где n - число работающих раздельно трансформаторов подстанций одинаковой мощности с одинаковой нагрузкой;

- потери активной мощности в трансформаторе при холостом ходе, кВт;

- потери активной мощности в трансформаторе при коротком замыкании, кВт;

- мощность нагрузки одного трансформатора, кВА;

- номинальная мощность трансформатора, кВА;

- потери реактивной мощности при холостом ходе трансформатора, кВАр;

Потери мощности в трансформаторах 1 пункта при напряжении U=110 кВ:

Потери мощности в других пунктах рассчитываются аналогично и сведены таблицу 3.1.1.

Таблица 3.1.1 Потери мощности в трансформаторах

№ пункта	110 кВ	220 кВ
	, МВт	, МВАр	, МВт	, МВАр
1	118+184,24=302,24	5,508	164+212,59=376,59	6,365
2	72+123,58=195,58	3,538	100+122,15=222,15	4,169
3	118+210,92=328,92	6,186	164+243,37=407,37	7,141
4	118+158,76=276,76	4,859	164+183,18=347,18	5,624
5	118+156,99=274,99	4,814	164+181,14=345,14	5,573

Приведение нагрузки к шинам высокого напряжения подстанции (табл. 3.1.2) выполним по формуле:

Расчеты сведены в таблицу 3.1.2.

Таблица 3.1.2 Приведенные нагрузки подстанции

№ пункта	110 кВ	220 кВ
	, МВА	, МВА	, МВА	, МВА
1	45,302+j65,508	79,647	45,377+j66,365	80,395
2	35,196+j36,306	50,566	35,222+j36,937	51,039
3	65,329+j53,245	84,279	65,407+j54,2	84,945
4	55,277+j47,544	72,911	55,347+j48,309	73,465
5	45,275+j57,425	73,126	45,345+j58,184	73,767
транзит	30+j22,5	37,5	30+j22,5	37,5

Таблица 3.1.3 Нагрузка одного трансформатора ПС

№ пункта	110 кВ	220 кВ
	, МВА	, МВА	, МВА	, МВА
1	22,651+j32,754	39,823	22,689+j33,183	40,198
1 с учетом транзита мощности через РУ ВН подстанции	37,651+j44,004	57,913	37,689+j44,433	58,265
2	17,598+j18,153	25,283	17,611+j18,469	25,520
3	32,665+j26,623	42,14	32,704+j27,1	42,473
4	27,639+j23,772	36,456	27,674+j24,155	36,733
5	22,638+j28,713	36,563	22,673+j29,092	36,884

4. Определение технико-экономических показателей электрической сети

4.1 Радиальная сеть напряжением 110 кВ

Произведем расчет для линии А-1-5. Расчет производится для одной цепи.

Мощность, приведенная к высокому напряжению трансформатора с учетом транзита:

, МВА

Ток, протекающий от электростанции к пункту нагрузки по двум линиям:

Для пункта 1:

Расчетное экономически целесообразное сечение провода определяют по формуле:

мм²

где - экономическая плотность тока, А/мм²

А/мм², т. к. ч

 мм²

Для линии с номинальным напряжением 110 кВ минимальное значение сечения провода по короне 70 мм² и максимальное сечение 240 мм² .

Принимаем на участке двухцепную линию А-1 на железобетонных опорах с проводами АС-240/32.

По условию нагрева максимальным током послеаварийного режима, должно выполняться условие:

Допустимый длительный ток провода марки АС-240/32 равен 605 А:

608 > 605 А, т.е. данное сечение провода не удовлетворяет условию нагрева.

Тогда увеличиваем число цепей до двух и принимаем провод марки 2xАС-150/24 с допустимым длительным током 405 А, т. е. 2*405=910 А, следовательно, 608 < 910 А, т.е. данное сечение провода удовлетворяет условию нагрева.

Проверка на механическую прочность провода в 3 климатическом районе: А:С = 6,0 - 6,25; А/С = 150/24 = 6,25

Результаты расчетов сведем в таблицу 4.1.1.

Таблица 4.1.1 Технические данные проводов для ЛЭП 110 кВ

№ линии	, А	Fр, мм		Iдоп, А	Марка провода	, Ом/км	, Ом/км	МВАр/км
А-1	304	304	150	405	2xАС-150/24	0,198	0,42	0,027
А-2	132,7	132,7	120	390	АС-120/19	0,249	0,427	0,036
A-3	221,2	221,2	240	605	АС-240/32	0,121	0,405	0,038
А-4	191,3	191,3	185	510	АС-185/29	0,162	0,413	0,037
А-5	191,9	191,9	185	510	АС-185/29	0,162	0,413	0,037

Уточненный расчет потокораспределения

Мощность в конце линии:

,

где - зарядная мощность линии, МВАр;

- количество цепей;

Потери мощности:

Мощность в начале линии:

Мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию:

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линии:

Расчет для линии А-1:

МВА,

 МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

Рис.4.1.1. Схема замещения линии А-1

Таблица 4.1.2 Результаты уточненного расчета потокораспределения в сети

	S'', MВА	S'', MВА	dS, МВА	S', MВА	SAA, MВА
A-1	37,65+j43,24	57,34	0,76+j1,61	38,41+j44,85	38,41+j44,1
A-2	17,6+j17,27	24,65	0,63+j1,07	18,22+j18,34	18,22+j17,45
A-3	32,67+j25,6	41,5	0,93+j3,11	33,6+j28,71	33,6+j27,68
A-4	27,64+j22,12	35,4	1,5+j3,83	29,14+j25,94	29,14+j24,29
A-5	22,64+j27,97	35,99	0,69+j1,77	23,33+j29,74	23,33+j29,01

Таким образом, зная мощности, вытекающие с шин ВН в линии, можно определить суммарную мощность, вытекающую с шин ВН:



Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт каждый с коэффициентом мощности . При этом:МВА.

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/110 с технико-экономическими характеристиками:

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

МВт

МВАр

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

МВА

МВА

Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы электростанции:

МВАр

Дефицит реактивной мощности в электрической сети:

МВАр

Технико-экономический расчет

1) Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:

где k₀- стоимость сооружения воздушных линий напряжением 110 кВ на железобетонных двухцепных опорах с подвеской одной цепи;

L₀- длина линии;

n- число двухцепных цепей;

Расчетная стоимость выбранных трансформаторов:

ТРДН-40000/110 - 109 тыс. руб.

ТРДЦН-63000/110 - 136 тыс. руб.

ТДЦ-125000/110 - 171 тыс. руб.

С учетом коэффициента инфляции К_Т = 1990•30 = 59700 тыс. руб.

Схема радиальной сети напряжением 110 кВ представлена на рис.4.1. Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:

стоимость схемы "блок ЛЭП-трансформатор" с выключателем - 36 тыс. руб.

стоимость ячейки ОРУ с масляными выключателями - 35 тыс. руб.

стоимость ячейки КРУ с выключателем для ЗРУ 10 кВ - 2.3 тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанции:



Суммарные капитальные вложения:

2) Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:

Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и электростанции:

Время наибольших потерь:

,

где b = 80 коп. - стоимость 1 кВт*ч потерянной электроэнергии;

?А - потери всей электроэнергии в сети за год.

Потери электроэнергии определены следующим образом:

,

где ?Р_ХХ - потери холостого хода в трансформаторах;

Т = 8760 ч - календарное время работы трансформатора;

?Р_Л - потери в ЛЭП;

?Р_НГ - нагрузочные потери трансформаторов;

? - время максимальных потерь.

ч

тыс. руб.,

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

3) Приведенные затраты:

4) Определение наибольшей потери напряжения.

Сопротивления определятся:

Наибольшая потеря напряжения равна:



5) Расход металла на провода ЛЭП:

Сталь

где 228, 248, 190,147- масса 1 кг/км стали;

3- трехфазная сеть;

4,2-число цепей;

Алюминий

4.2 Радиальная сеть напряжением 220 кВ

Произведем расчет для линии А-1-5. Расчет производится для одной цепи аналогично радиальной сети на 110 кВ.

Мощность, приведенная к высокому напряжению трансформатора с учетом транзита:

Ток, протекающий от электростанции к пункту нагрузки по двум линиям:

Для пункта 1:

Расчетное экономически целесообразное сечение провода определяют по формуле:

мм²

где - экономическая плотность тока, А/мм²

А/мм², т. к. ч

мм²

Для линии с номинальным напряжением 220 кВ минимальное значение сечения провода по короне 240 мм².

Принимаем на участке двухцепную линию А-1 на железобетонных опорах с проводами АС-240/32.

По условию нагрева максимальным током послеаварийного режима, должно выполняться условие:

Допустимый длительный ток провода марки АС-240/32 равен 605 А:

306 < 605 А, т.е. данное сечение провода удовлетворяет условию нагрева.

Проверка на механическую прочность провода в 3 климатическом районе: А:С = 6,0 - 6,25; А/С = 240/32 = 7,5

Результаты расчетов сведем в таблицу 4.2.1.

Таблица 4.2.1 Технические данные проводов для ЛЭП 220 кВ

№ линии	, А	Fр, мм2		Iдоп, А	Марка провода	, Ом/км	, Ом/км	МВАр/км
А-1	152,9	152,9	240	605	АС-240/32	0,121	0,435	0,139
А-2	67	67	240	605	АС-240/32	0,121	0,435	0,139
A-3	111,5	111,5	240	605	АС-240/32	0,121	0,435	0,139
А-4	96,4	96,4	240	605	АС-240/32	0,121	0,435	0,139
А-5	96,8	96,8	240	605	АС-240/32	0,121	0,435	0,139

Таблица 4.1.2 Результаты уточненного расчета потокораспределения в сети

	S'', MВА	S'', MВА	dS, МВА	S', MВА	SAA, MВА
A-1	37,69+j42,47	56,78	0,23+j0,82	37,92+j43,29	37,92+j41,32
A-2	17,61+j14,99	23,13	0,07+j0,24	17,68+j15,23	17,68+j11,76
A-3	32,71+j23,36	40,19	0,22+j0,78	32,92+j24,14	32,92+j20,4
A-4	27,67+j17,94	32,98	0,24+j0,87	27,92+j18,81	27,92+j12,6
A-5	22,67+j26,31	34,73	0,12+j0,44	22,79+j26,75	22,79+j23,97

Таким образом, зная мощности, вытекающие с шин ВН в линии, можно определить суммарную мощность, вытекающую с шин ВН:

Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт каждый с коэффициентом мощности . При этом:МВА.

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/220 с технико-экономическими характеристиками:

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

МВт

МВАр

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

МВА

МВА

Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы электростанции:

МВАр

Дефицит реактивной мощности в электрической сети:

МВАр

Технико-экономический расчет

1) Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:

Расчетная стоимость выбранных трансформаторов:

ТРДН-40000/220 - 169 тыс. руб.

ТРДЦН-63000/110 - 193 тыс. руб.

ТДЦ-125000/110 - 231 тыс. руб.

С учетом коэффициента инфляции К_Т = 2806•30 = 84180 тыс. руб.

Схема радиальной сети напряжением 220 кВ представлена на рис.4.2. Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:

Капитальные вложения в подстанции:

Суммарные капитальные вложения:

2) Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:

Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и электростанции:

Потери электроэнергии определены следующим образом:

тыс. руб.,

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

3) Приведенные затраты:

4) Определение наибольшей потери напряжения:

5) Расход металла на провода ЛЭП:

Сталь

Алюминий

4.3 Радиально-магистральная сеть с напряжением 110 кВ

Расчет производится для одной цепи. Произведем расчет для пунктов 2 и 4.

Мощность, приведенная к высокому напряжению трансформатора:



Ток, протекающий от электростанции к пункту 2 нагрузки по двум линиям:

А

А

Расчетное экономически целесообразное сечение провода определяют по формуле:

мм²,

где - экономическая плотность тока, А/мм²

А/мм², т.к. Тнб=5300 ч

По условию нагрева максимальным током послеаварийного режима, должно выполняться условие:

где - максимальный ток наиболее тяжелого послеаварийного режима,

- допустимый длительный ток провода;

Выбираем сечение провода 2xАС-150/24, т.к. значение проходит по допустимому току.

Расчет для других участков аналогичен. Значения мощностей, приведенных к высокому напряжению трансформатора:

Участок 2-4

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

Участок А-2

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

Остальной расчет такой же, как в радиальной сети на 110 кВ. Все данные сведены в таблицу 4.3.1.

Таблица 4.3.1 Технические данные проводов для ЛЭП 110 кВ

№ линии	, А	Fр, мм		Iдоп, А	Марка провода	, Ом/км	, Ом/км	МВАр/км
А-1	304	304	150	405	2xАС-150/24	0,198	0,42	0,027
А-2	323,7	323,7	150	405	2xАС-150/24	0,198	0,42	0,027
A-3	221,2	221,2	240	605	АС-240/32	0,121	0,405	0,038
2-4	191,3	191,3	185	510	АС-185/29	0,162	0,413	0,037
А-5	191,9	191,9	185	510	АС-185/29	0,162	0,413	0,037

Таблица 4.3.2 Результаты уточненного расчета потокораспределения в сети

	S'', MВА	S'', MВА	dS, МВА	S', MВА	SAA, MВА
A-1	37,65+j43,24	57,34	0,76+j1,61	38,41+j44,85	38,41+j44,1
A-2	46,1+j42,27	62,55	1,6+j3,4	47,7+j45,67	47,7+j44,32
A-3	32,67+j25,6	41,5	0.93+j3,11	33,59+j28,7	33,59+j27,68
2-4	27,64+j22,85	35,86	0,86+j2,2	28,5+j25,04	28,5+j24,12
A-5	22,64+j27,97	35,99	0,69+j1,77	23,33+j29,74	23,33+j29

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линии:

Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт каждый с коэффициентом мощности . При этом:МВА.

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/110 с технико-экономическими характеристиками:

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

МВт,

МВАр,

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

МВА,

МВА,

МВА.

Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы электростанции:

МВАр,

Дефицит реактивной мощности в электрической сети:

МВАр.

Технико-экономические показатели магистральной сети напряжением 110 кВ

Определим технико-экономические показатели варианта магистральной сети напряжением 110 кВ по укрупненным показателям стоимости ее элементов в соответствии с принципиальной схемой, изображенной на рис. 4.3.

1) Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:

Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:

Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:

Капитальные вложения в подстанции:

Суммарные капитальные вложения:

2) Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:

Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и электростанции:

Время наибольших потерь:

ч,

Потери электроэнергии в сети:

Стоимость потерь электроэнергии:

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

3) Приведенные затраты:

4) Определение наибольшей потери напряжения:

5) Расход металла на провода ЛЭП:

Сталь

Алюминий

4.4 Радиально-магистральная сеть с напряжением 220 кВ

Расчет производится для одной цепи аналогично радиально-магистральной сети на 110 кВ. Все расчеты сведены в таблицы.

Мощность, приведенная к высокому напряжению трансформатора:

Таблица 4.4.1 Технические данные проводов для ЛЭП 220 кВ

№ линии	, А	Fр, мм		Iдоп, А	Марка провода	, Ом/км	, Ом/км	МВАр/км
А-1	153	153	240	605	АС-240/32	0,121	0,435	0,139
А-2	163,2	163,2	240	605	АС-240/32	0,121	0,435	0,139
A-3	111,5	111,5	240	605	АС-240/32	0,121	0,435	0,139
А-4	96,4	96,4	240	605	АС-240/32	0,121	0,435	0,139
А-5	96,8	96,8	240	605	АС-240/32	0,121	0,435	0,139

Таблица 4.4.2 Результаты уточненного расчета потокораспределения в сети

	S'', MВА	S'', MВА	dS, МВА	S', MВА	SAA, MВА
A-1	37,7+j42,47	56,78	0,23+j0,82	37,92+j43,29	37,92+j41,32
A-2	45,43+j36,21	58,1	0,42+j1,52	45,86+j37,73	45,86+j34,25
A-3	32,71+j23,36	40,19	0,22+j0,78	32,92+j24,14	32,92+j20,4
2-4	27,67+j20,68	34,55	0,15+j0,54	27,82+j21,22	27,82+j17,74
A-5	22,67+j26,31	34,73	0,12+j0,44	22,8+j26,75	22,8+j23,97

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линии:

Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт каждый с коэффициентом мощности . При этом:МВА.

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/220 с технико-экономическими характеристиками:

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

МВт,

МВАр,

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

МВА,

МВА,

МВА.

Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы электростанции:

МВАр,

Дефицит реактивной мощности в электрической сети:

МВАр.

Технико-экономические показатели

магистральной сети напряжением 110 кВ

Определим технико-экономические показатели варианта магистральной сети напряжением 110 кВ по укрупненным показателям стоимости ее элементов в соответствии с принципиальной схемой, изображенной на рис. 4.4.

1) Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:

Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:

Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:

Капитальные вложения в подстанции:



Суммарные капитальные вложения:

2) Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:

Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и электростанции:

Время наибольших потерь:

ч,

Потери электроэнергии в сети:

Стоимость потерь электроэнергии:

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

3) Приведенные затраты:



4) Определение наибольшей потери напряжения:

5) Расход металла на провода ЛЭП:

Сталь

Алюминий

4.5 Кольцевая сеть напряжением 110 кВ

Разомкнем замкнутую часть сети по источнику А и получим линию с двухсторонним питанием рис 4.5.1.

Рис. 4.5.1 Линия с двухстороннем питанием А`-1-5-А``

Мощность в пунктах составила:

Приближенное потокораспределение:

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

Ток, протекающий от электростанции к пункту нагрузки по двум линиям:

А

Расчетное экономически целесообразное сечение провода определяют по формуле:

мм²,

Результаты расчета токов на участках сети приведены в таблице 4.5.1

Таблица 4.5.1

Линия
Ток, А	588,77	20,24	402,82

Проверка кольцевой сети в аварийном режиме (обрыв линии А``-5):

Остальной расчет и выбор проводов сведен в таблицу 4.5.2.

Таблица 4.5.2 Технические данные проводов для ЛЭП 110 кВ

№ линии	, А	Fр, мм2		Iдоп, А	Марка провода	, Ом/км	, Ом/км	Мвар/км
А`-1	588,77	588,77	240	605	2xАС-240/32	0,121	0,405	0,038
А-2	324	324	150	450	2xАС-150/24	0,198	0,42	0,027
2-4	192	192	185	510	АС-185/29	0,162	0,413	0,037
A-3	221,8	221,8	240	605	АС-240/32	0,121	0,405	0,038
А``-5	403	403	185	510	АС-185/29	0,162	0,413	0,037
1-5	20,24	20,24	70	265	АС-70/11	0,428	0.432	0,034

Уточненный расчет потокораспределения

Линия 1-5

Мощность в конце линии:

Потери мощности:

Мощность в начале линии:

Мощность, вытекающая из пункта 5 в линию 1-5:

Линия А``-5

Мощность в конце линии:

Потери мощности:

Мощность в начале линии:



Мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию А``-5:

Линия А`-1

Мощность в конце линии:

Потери мощности:

Мощность в начале линии:

Мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линию А`-1:

Далее ведется расчет, так же как и для сети радиально-магистральной. Результаты сведены в таблицу 4.5.3.

Таблица 4.5.3 Потоки мощности

	S'', MВА	S'', MВА	?S, МВА	S', MВА	S, MВА
А`-1	78,61+j89,461	119,1	2,01+j6,71	80,61+j96,17	80,61+j95,64
A-2	46,1+42,27	62,54	1,6+j3,4	47,7+j45,67	47,7+j44,32
2-4	27,64+j22,85	35,86	0,86+j2,2	28,5+j25,04	28,5+j24,12
A-3	32,67+j25,6	41,5	0,93+j3,11	33,59+j28,71	33,59+j27,68
A``-5	48,59+j56,76	74,72	1,5+j3,81	50,08+j60,58	50,08+j59,84
1-5	3,3+j1,03	3,457	0,01+j0,01	3,31+j1,04	3,31+j0,08

Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 60 МВт каждый с коэффициентом мощности . При этом:МВА.

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/110 с технико-экономическими характеристиками:

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

МВт,

МВАр.

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

МВА,

МВА,

МВА.

Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы электростанции:

МВАр

Дефицит реактивной мощности в электрической сети:

МВАр

Технико-экономические показатели кольцевой сети напряжением 110 кВ

Определим технико-экономические показатели варианта кольцевой сети напряжением 110 кВ по укрупненным показателям стоимости ее элементов в соответствии с принципиальной схемой, изображенной на рис. 4.5.

1) Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:

Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:

Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:

Капитальные вложения в подстанции:



Суммарные капитальные вложения:

2) Ежегодные издержки на эксплуатацию линий электропередачи:

Ежегодные издержки на эксплуатацию электрооборудования подстанций и электростанции:

Время наибольших потерь:

ч,

Потери электроэнергии в сети:

Стоимость потерь электроэнергии:

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

3) Приведенные затраты:



4) Определение наибольшей потери напряжения:

5) Расход металла на провода ЛЭП:

Сталь

Алюминий

4.6 Кольцевая сеть напряжением 220 кВ

Вследствие большой недогруженности линии 1-5 при напряжении 110 кВ ( МВА), рассматривать кольцевую линию на напряжение 220 кВ нерационально.

5. Технико-экономические показатели вариантов сети

Технико-экономические показатели вариантов сетей приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Технико-экономические характеристики	Сеть
	Радиальная	Магистральная	Кольцевая
	Uном= 220 кВ	Uном= 110 кВ	Uном= 220 кВ	Uном= 110 кВ	Uном= 220 кВ	Uном= 110 кВ
Капитальные вложения, тыс. руб.	404739,5	257533,5	377291	272664	-	323614
Годовые издержки на эксплуатацию, тыс. руб.	66808,9	77982,4	65343,3	82286,6	-	90373,5
Приведенные затраты, тыс. руб.	115377,6	108886,4	110618	115006	-	129207
Потери напряжения, %	1,64	10,9	3,26	11,82	-	11,82
Сумма потерь активной мощности, кВт	4756,32	11917,7	5335,4	12609,2	-	13170,1
Дефицит реактивной мощности, Мвар	40,498	106,75	61,896	112,086	-	114,62
Расход алюминия, т	1056,3	841,8	897	871,7	-	1113,2
Расход стали, т	389,2	365,8	330,5	381,7	-	387,3

Из анализа технико-экономических показателей рассмотренных вариантов сети следует, что радиально-магистральная сеть Uном=220 кВ имеет наиболее рациональные экономические и технические показатели. Поэтому выбираем для дальнейшей детальной проработки и последующей реализации радиально-магистральную сеть Uном=220кВ.

6. Уточненный расчет магистральной сети напряжением 220 кВ

6.1 Выбор и распределение в сети источников реактивной мощности

В предварительном расчете этого варианта сети по балансу мощностей определена величина дефицита реактивной мощности О_деф=61,896 МВАр. Принимаем суммарную мощность компенсирующих устройств в электрической сети равной дефициту реактивной мощности, т.е.:

Q_к = Q_к2 + Q_к3 + Q_к4 + Q_к1 + Q_к5 = 61,896 МВАр,

где Q_кi - неизвестные мощности компенсирующих устройств, которые требуется установить на понизительных подстанциях.

Выполним распределение компенсирующих устройств в сети методом неопределенных множителей Лагранжа. Условием экономической целесообразности размещения компенсирующих устройств в радиальной сети является:

При определении потерь электроэнергии принималось одно значение ? = 4864 ч. Тогда условие экономической целесообразности размещения компенсирующих устройств может быть записано в следующем виде:

С учетом возможности представления двухобмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения при одинаковой загрузке расщепленных обмоток схемой замещения обычного трансформатора расчетная схема примет вид, показанный на рис. 6.1. Компенсирующие устройства подключаются к шинам вторичного напряжения понизительных подстанций пунктов.

Сопротивления линий:

Сопротивления трансформаторов:

Рис 6.1. Расчетная схема замещения сети

Приведем схему замещения к более простому виду, учитывая, что дальнейший расчет может вестись на одну из параллельных цепи, а другая цепь будет рассчитываться аналогично.



Рис.6.2. Упрощенная схема замещения сети

Рассчитаем эквивалентные сопротивления:

Реактивная мощность нагрузки в каждом пункте равна:

Составим уравнение для расчета Rэ24. где



Составим для этой схемы систему уравнений:

Решая эту систему уравнений, получаем: Q_к1 = 19,406 МВАр, Q _к3 = 18,534 МВАр, Qкэ24= 5,352 МВАр, Qк5 = 18,603 МВАр .

Составим систему двух уравнений, чтобы найти Q к2 и Q к4

Из это уравнения получили Q к2 =-12,088 МВАр и Q к4 =17,44 МВАр.

Так как Q к2 < 0, то снова решаем систему 2 принимая Q к2 равным 0.

Q _к4 =5,352 МВАр

Выбираем компенсирующие устройства для каждой секции подстанций:

в пункте 1 - конденсаторная установка УКЛ56-6,3(10,5)-1350УЗ мощностью 1350 кВАр - 4 шт.;

в пункте 3 - конденсаторная установка УКЛ56-6,3(10,5)-1350УЗ мощностью 1350 кВАр - 4 шт.;

в пункте 4 - конденсаторная установка УКЛ56-6,3(10,5)-1350УЗ мощностью 1350 кВАр - 1 шт.;

в пункте 5 - конденсаторная установка УКЛ56-6,3(10,5)-1350УЗ мощностью 1350 кВАр - 4 шт;

Выбранные конденсаторные установки полностью покрывают дефицит реактивной мощности:

С учетом компенсирующих устройств, мощности нагрузок на стороне 10 кВ подстанции составят:

МВА, МВА,

МВА, МВА,

МВА, МВА,

МВА, МВА,

МВА, МВА.

По нагрузкам на стороне 10 кВ подстанции примем к установке:

в пункте 1 - два трансформатора ТРДН-40000/220;

в пункте 2 - два трансформатора ТРДН-40000/220;

в пункте 3 - два трансформатора ТРДЦН -63000/220;

в пункте 4 - два трансформатора ТРДН -40000/220;

в пункте 5 - два трансформатора ТРДН-40000/220;

6.2 Расчет установившегося режима сети

Выполним расчет нормального установившегося режима сети. Расчетные потери мощности в трансформаторах подстанций и приведенные нагрузки подстанций показаны в табл. 6.2.1.

Таблица 6.2.1 Потери мощности в трансформаторах и приведенные нагрузки

№ пункта	220 кВ
	, МВт	, МВАр	, МВА	, МВА
1	0,1+0,186=0,418	5,969	45,29+j44,37	63,399
2	0,1+0,122=0,222	4,168	35,222+j36,936	51,038
3	0,164+0,184=0,348	5,649	65,35+j31,108	72,375
4	0,1+0,235=0,335	7,343	55,34+j44,628	71,089
5	0,1+0,159=0,259	5,2	45,26+j36,211	57,962

Таблица 6.2.2 Нагрузка на 1 трансформатор

№ пункта	, МВА	, МВА
1	22,643+j22,185	63,399
1 с транзитом	37,643+j33,435	50,347
2	17,611+j18,468	25,519
3	32,674+j15,554	36,187
4	27,668+j22,314	35,545
5	22,63+j18,106	28,982

Выбор проводов:



Ток, протекающий от электростанции к пункту 1:

.

Соответственно, сечение:

Принимаем на всех участках двухцепную линию на стальных опорах с проводами АС-240/32.

Остальные расчеты сведены в таблицу 6.2.3.

Таблица 6.2.3 Технические данные проводов для ЛЭП 220 кВ

№ линии	, А	Fр, мм2		Iдоп, А	Марка провода	, Ом/км	, Ом/км	Мвар/км
А-1	132,13	132,13	240	605	АС-240/32	0,121	0.435	0,139
A-2	159,9	159,9	240	605	АС-240/32	0,121	0.435	0,139
A-3	95	95	240	605	АС-240/32	0,121	0.435	0,139
2-4	93,3	93,3	240	605	АС-240/32	0,121	0.435	0,139
А-5	76,06	76,06	240	605	АС-240/32	0,121	0.435	0,139

Уточненный расчет потокораспределения всех пунктов сведем в табл. 6.2.4.

Таблица 6.2.4

	S'', MВА	S'', MВА	dS, МВА	S', MВА	S, MВА
A-1	37,64+j31,47	49,07	0,17+j0,61	37,82+j32,08	37,82+j30,12
А-2	45,42+j34,34	56,94	0,41+j1,46	45,83+j35,79	45,83+j32,32
A-3	32,68+j11,81	34,74	0,16+j0,59	32,84+j12,4	32,84+j8,65
2-4	27,67+j18,84	33,47	0,14+j0,51	27,81+j19,34	27,81+j15,87
A-5	22,63+j15,33	27,33	0,08+j0,27	22,71+j15,6	22,71+j12,82

Принимаем к установке на электростанции 4 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт каждый с коэффициентом мощности . При этом:МВА.

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 4 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/220 с технико-экономическими характеристиками:

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

МВт

МВАр

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

МВА

МВА

МВА

Реактивная мощность, которую могут выдать в сеть генераторы электростанции:

МВАр.

Дефицит реактивной мощности в электрической сети:

МВАр,

т.е. МВАр.

6.3 Определение регулировочных ответвлений устройств регулирования напряжения под нагрузкой трансформаторов понизительных подстанций

Определение регулировочных ответвлений необходимо для обеспечения желаемых значений напряжения на вторичных обмотках трансформаторов понизительных подстанций. В режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах источника питания , а желаемое напряжение на стороне низшего напряжения подстанций .

Расчетное значение напряжения ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора определяется по выражению:

Для трансформатора подстанции в пункте 1:



Пределы регулирования трансформатора:. Тогда,

Принимаем ближайшее стандартное ответвление с номером “-2” и напряжением 223,1 кВ. Тогда,

Аналогичные расчеты выполним для трансформаторов подстанций в остальных пунктах (таблица 6.3.1):

Таблица 6.3.1 Ответвления регулировочной обмотки трансформаторов

Подстанция	1	2	3	4	5
, кВ	2,164	4,243	1,804	2,22	1,44
, кВ	228,836	226,757	229,196	228,78	229,56
, кВ	15,94	13,36	7,39	16,156	13,069
, кВ	0,762	0,639	0,353	0,773	0,625
, кВ	223,126	223,755	232,405	222,8	226,83
Ответвление	-2	-2	+1	-2	-1
, кВ	223,1	223,1	233,45	223,1	226,55
, кВ	10,501	10,53	10,45	10,49	10,51

6.4 Выбор коммутационных аппаратов электрической сети

Выбор коммутационных аппаратов выполним по номинальным значениям напряжения и тока, используя справочную информацию. Следовательно, для каждого выключателя и разъединителя находим значение тока, по которому их нужно выбирать.

1)

2) Токи в линиях:

3) Токи на ВН понизительных трансформаторов подстанций:

4) Токи на НН понизительных трансформаторов подстанций:

5) Токи на НН между понизительными трансформаторами подстанций:

6) Токи компенсирующих устройств:

В соответствии с полученными токами принимаем выключатели следующих марок:

Таблица 6.4.1 Сводная таблица выключателей

Ток	Марка выключателя	количество
I1	У-220Б-1000-25У1	5
I`Аi	У-220Б-1000-25У1	22
Iсек.выкл.	У-220Б-1000-25У1	2
I`Ti	У-220Б-1000-25У1	4
I``Ti	ВМПЭ-10-3150-31,5У3	20
I```Ti	ВМПЭ-10-1600-20У3	10
Iк.у.	ВМПЭ-10-630-20У3	16

Принимаем на всех участках линий с U_ном = 220 кВ разъединители марки РНДЗ.1-220/1000У1 в количестве 64 шт.

6.5 Технико-экономические показатели принятого варианта сети

1) Капитальные вложения в воздушные линии электропередачи:

Капитальные вложения в трансформаторы подстанций и электростанции:

Капитальные вложения в коммутационное оборудование распределительных устройств высокого и низкого напряжений подстанций и РУ ВН электростанции:

Капитальные вложения в подстанции:



Капитальные вложения в компенсирующие устройства:

Суммарные капитальные вложения:

2) Ежегодные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание электрической сети:

Время наибольших потерь:

Потери в компенсирующих устройствах:

Потери электроэнергии в сети:

Стоимость потерь электроэнергии:

3) Приведенные затраты:

4) Себестоимость передачи электроэнергии:

Удельная расчетная стоимость передачи электроэнергии:

Сравним себестоимость и расчетную удельную стоимость передачи электроэнергии с апробированными величинами:

;

5) Определение наибольшей потери напряжения:

Сопротивления определятся:

Наибольшая потеря напряжения равна:

6) Расход металла на провода ЛЭП:

Алюминий

Сталь

.

электрический сеть радиальный трансформатор

Вывод по работе

В курсовой работе были определены и рассчитаны 3 различных конфигурации сети на 110 и на 220 кВ. Были получены и проанализированы технико-экономические показатели радиальной, радиально-магистральной и кольцевой сетей.

Основным критерием выбора конфигурации сети для детального рассмотрения были приведенные народно-хозяйственные затраты и дефицит реактивной мощности. При детальном рассмотрении большое внимание уделялось снижению приведенных народно-хозяйственных затрат, как основному критерию экономичности и выгодности выбранного варианта. Для этого дефицит реактивной мощности в сети был полностью замещен с помощью компенсирующих устройств, установленных на подстанциях.

В результате народно-хозяйственные затраты уменьшились Дефицит реактивной мощности полностью ликвидирован, что очень важно для дальнейшего расширения сети.

При сравнении себестоимости и расчетной удельной стоимости передачи электроэнергии с апробированными величинами:

,

выяснили, что электрическая сеть, для которой составлено техническое задание на проектирование, отвечает современным техническим и экономическим требованиям.

Список используемой литературы

1. Правила устройства электроустановок. С-Пб: Изд-во Деан, 2010. 926 с.

2. ГОСТ 13109-87. Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под. ред. С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 2005.352с.

4. Электрические системы. Т2. Электрические сети / Под. ред. В.А. Веникова. М.: Высш. шк.: 2008. 438 с.

5. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 2009. 455 с.

6. Справочник по проектированию линий электропередачи / Под. ред. М.А. Реута, С.С. Рокотяна. М.: Энергия, 2011. 298 с.

7. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат 2009. 607 с.

8. Боровиков В.А., Косарев В.К. Ходот Г.А. Электрические сети энергетических систем. Л.: Энергия, 2007. 391 с.

Размещено на Allbest.ru