42932

3--4

1

40.6

АС-120

11*51

22777

4--5

1

25.52

АС-120

11*51

14317

Итого:

185449

• Капиталовложения в ЛЭП составляют: Кл=185449 тыс.руб.

• Таблица 2.14 - Расчет капиталовложений в трансформаторы (150 кВ)

Мощность трансформатора, МВА	Стоимость одного трансформатора, тыс.руб	Количество трансформаторов	Итого
16	88*51	8	35904
Всего:	35904

• Капиталовложения в трансформаторы составят: Ктр=35904 тыс.руб.
• Стоимость ОРУ 150 кВ составляет:
• К_{ОРУ ВН} =14*1500=21000 тыс. руб.

Постоянная часть затрат на подстанции определяется по таблице 2.7 //. Постоянная часть затрат на подстанции с учетом коррекции цен:

К_пост = (3*250+2*200)*51 =199920 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети:

Кпс = 35904+21000+199920=256824 тыс. руб

По формуле (2.15):

K_доб.=1,1*(1*1,1*1,04*60*10^-3*2442.5+28*10^-3*1.235*10^-7)*51/1000=19402.1 тыс. руб.

Полные капиталовложения в сеть составят:

К=256824+19402.1+35904=312130.1 тыс. руб



Эксплуатационные расходы. По формуле (2.16):

тыс.руб.

Приведенные затраты. По формуле (2.17):

З₃ =0,15*185449+48736.1=95555.61 тыс.руб.

2.6 Выбор рационального варианта сети

Приведенные затраты для радиально-магистрального варианта составляют:

Для 110 кВ: З₁ =80686 тыс.руб.

Для 150 кВ: З₂ =58484 тыс.руб.

Приведенные затраты для смешанного варианта 150 кВ составляют:

Для 110 кВ: З₃ =87382.1 тыс.руб.

Для 150 кВ: З₄ =95555.61 тыс.руб.

Разница в приведенных затратах:

?З= З₂- З₄=95555.61 -58484 =37031.61 тыс.руб.,

что относительно варианта с наименьшими затратами в процентах составляет:

?З%==38.75 %

По анализу приведенных затрат для дальнейшего проектирования следует принять радиально-магистральный вариант на напряжение 150 кВ.



3. Электрический расчет выбранного варианта сети

3.1 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров

Схема замещения сети формируется из отдельных схем замещения элементов сети - линий и трансформаторов.

Для воздушных сетей 110 кВ и более линии электропередачи представляются П- образной схемой замещения, а трансформаторы Г-образной схемой.

Схема замещения радиально-магистрального варианта на напряжение 150 кВ приведена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Схема замещения радиально-магистрального варианта сети на напряжение 150 кВ



3.2 Расчет зарядных мощностей ЛЭП

Зарядные мощности линий (участка i-j) в нормальном режиме:

, (3.1)

где b_ij - емкостная проводимость участка сети, найденная в п. 1.6.1.5.

Для разомкнутых сетей зарядные мощности двухцепных ЛЭП в послеаварийном режиме уменьшаются вдвое, так как в качестве послеаварийного режима для таких сетей рассматривается режим отключения одной цепи на всех двухцепных участках. Для кольцевых участков в качестве послеаварийных режимов рассматриваются режима поочередного отключения головных участков. Поэтому в послеаварийных режимах зарядная мощность этих участков принимается равной нулю.

Q_Сij=150²*283.1/10⁶

Расчеты зарядных мощностей в нормальном и послеаварийном режимах для смешанного варианта сети сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Зарядные мощности в нормальном и послеаварийном режимах для радиально-магистрального варианта

Таким образом, суммарная зарядная мощность ЛЭП составляет Q_c =21,888



3.3 Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме

Определить расчетные нагрузки подстанций в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме для радиально-магистрального варианта сети и сформировать расчетную схему сети.

Нормальный режим максимальных нагрузок

Расчетная нагрузка первой подстанции

Sр1 = Pр1 + jQр1; (3.2)

Рр1=Р1 +ДPп+ ДPхх п1; (3.3)

Qр1= Q1+Qп1 +Qхх п1 -Qc1, (3.4)

Потери реактивной мощности в меди трансформаторов 1-ой подстанции;

Qп1 = , (3.5)

Qп1 =

Потери в стали (холостого хода) в трансформаторах первой подстанции

, (3.6)



Половина суммы зарядных мощностей линий соединенных с первой подстанцией

Qc1= (3.7)

Qc1=

Рр1=33 +0.2118+0.042=33.254 МВт;

Qр1= 13,68+4,386+0.256-3,185= 15,137 Мвар

Расчетные нагрузки для остальных узлов определяем аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Расчетные нагрузки (нормальный режим максимальных нагрузок)

В таблице 3.2 в строке "Всего" произведен расчет суммарных потерь соответственно активной и реактивной мощностей в трансформаторах.

В режиме минимальных нагрузок значения Р_i Q_i определяются в соответствии с суточными графиками нагрузок. Так для рассматриваемого примера значение мощности минимальной ступени в относительных единицах (рисунок 1.8) составляет 0,4. Поэтому в этом режиме



Р₁ = 33*0,3=9,9 МВт,

Q₁ = 13,68*0,3 = Мвар,

Расчеты по определению расчетных нагрузок в режиме минимальных нагрузок сведены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Расчетные нагрузки (нормальный режим минимальных нагрузок)

Расчетные нагрузки в послеаварийном режиме определяются для нагрузок максимального режима. Поэтому в этом режиме по сравнению с нормальным режимом максимальных нагрузок изменятся лишь величины Q_ci. Для их расчета используются данные графы 5 таблицы 3.1.

Расчеты по определению расчетных нагрузок в послеаварийном режиме сведены в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Расчетные нагрузки (послеаварийный режим)



3.4 Электрический расчет режима сети в режимах: максимальных нагрузок; минимальных нагрузок; послеаварийном

Рассчитать режим участка сети 0-1 для максимальных, минимальных нагрузок и в послеаварийном режимах. Напряжение на шинах РЭС при наибольших нагрузках и в послеаварийном режимах принять равным 1,1U_н, а в режиме минимальных нагрузок 1,05U_н.

Расчетная схема участка приведена на рисунке 3.2

Рисунок 3.2 - Расчетная схема участка сети

Режим максимальных нагрузок

1-й этап

Принимаем U₃ = U₄ =U₅ = 150 кВ

Мощность в конце участка 4-5

(3.8)



Потери мощности на участке 4-5

(3.9)

Мощность в начале участка 2-3

(3.10)

Мощность в конце участка 3-4

(3.11)

Потери мощности на участке 3-4

Мощность в начале участка 3-4



Мощность в конце участка 0-3

(3.12)

Потери мощности на участке 0-3

Мощность в начале участка 0-3

2-ой этап

Определим напряжение в узле 3

, (3.13)

Определим напряжение в узле 4



, (3.14)

Определим напряжение в узле 3

, (3.15)

Уточняем потери мощности

Потери мощности на участке 4-5

Мощность в начале участка 4-5

Мощность в конце участка 3-4

Потери мощности на участке 3-4



Мощность в конце участка 0-3

Потери мощности на участке 0-3

Режим минимальных нагрузок

1-й этап

Принимаем U₃ = U₄ =U₅ = 150 кВ

Мощность в конце участка 4-5

Потери мощности на участке 4-5

Мощность в начале участка 4-5



Мощность в конце участка 3-4

Потери мощности на участке 3-4

Мощность в начале участка 3-4

Мощность в конце участка 0-3

Потери мощности на участке 0-3

Мощность в начале участка 0-1

2-ой этап

Определим напряжение в узле 1



Определим напряжение в узле 2

Определим напряжение в узле 3

Уточняем потери мощности

Потери мощности на участке 4-5

Мощность в начале участка 4-5

Мощность в конце участка 3-4

Потери мощности на участке 3-4



Мощность в конце участка 0-3

Потери мощности на участке 0-3

Послеаварийный режим

1-й этап

Принимаем U₂ = U₁ =U_н = 150 кВ

Мощность в конце участка 4-5

Потери мощности на участке 4-5

Мощность в начале участка 4-5



Мощность в конце участка 3-4

Потери мощности на участке 3-4

Мощность в начале участка 3-4

Мощность в конце участка 0-3

Потери мощности на участке 0-3

Мощность в начале участка 0-1



2-ой этап

Определим напряжение в узле 1

Определим напряжение в узле 2

Определим напряжение в узле 3

Уточняем потери мощности

Мощность в конце участка 4-5

Потери мощности на участке 4-5

Мощность в начале участка 4-5



Мощность в конце участка 3-4

Потери мощности на участке 3-4

Мощность в начале участка 3-4

Мощность в конце участка 0-3

Потери мощности на участке 0-3

Мощность в начале участка 0-3



Участок 0-1

Режим максимальных нагрузок

1-й этап

Принимаем U₁ = 150 кВ

Мощность в конце участка 0-1

Потери мощности на участке 0-1

Мощность в начале участка 0-1

2-ой этап

Определим напряжение в узле 1

Уточняем потери мощности на участке 0-1



Режим минимальных нагрузок

1-й этап

Принимаем U₁ = 150 кВ

Мощность в конце участка 0-1

Потери мощности на участке 0-1

Мощность в начале участка 0-1

2-ой этап

Определим напряжение в узле 1

Уточняем потери мощности на участке 0-1



Послеаварийный режим нагрузок

1-й этап

Принимаем U₁ = 150 кВ

Мощность в конце участка 0-1

Потери мощности на участке 0-1

Мощность в начале участка 0-1

2-ой этап

Определим напряжение в узле 1

Уточняем потери мощности на участке 0-1



Расчет для остальных участков радиально-магистрального варианта сети выполняем аналогично. Результаты расчетов сводим в таблицы 3.4 и 3.5.

Таблица 3.4 - Расчетные величины напряжений на стороне ВН подстанций

Таблица 3.5 - Расчетные потери мощности в ЛЭП

Таким образом, суммарные потери активной и реактивной мощности в сети в режиме максимальных нагрузок составляют: ДP=1 МВт; ДQ=1,74 Мвар.

3.5 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

Определить напряжение на шинах низшего напряжения подстанций приведенное к стороне ВН и выбрать регулировочные ответвления трансформаторов с РПН на всех подстанции в режимах максимальных и минимальных нагрузках и наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций в режиме максимальных нагрузок

Активное и индуктивное сопротивления продольной ветви схемы замещения первой подстанции:

, (3.14)

(3.15)

Мощность в начале продольной ветви схемы замещения первой подстанции

, (3.16)

, (3.17)

Значения и определены в примере 3.3, таблица 3.2.

Продольная составляющая падения напряжения в продольной ветви схемы замещения первой подстанции

(3.18)



Напряжение на шинах низшего напряжения первой подстанции приведенное к стороне ВН

(3.19)

3.6 Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

Принимаем в качестве желаемых напряжений на стороне НН подстанций:

Желаемое регулировочное ответвление трансформатора на первой подстанции в режиме максимальных нагрузок

, (3.20)

Величину ступени регулирования для трансформаторов класса 110 кВ принимаем по таблице 1.24 напряжения: =1,78.

Принимаем в качестве действительного регулировочного ответвления трансформаторов на первой подстанции в режиме максимальных нагрузок ближайшее меньшее целое число со знаком по отношении к .



=1

Для трансформаторов класса 150 кВ значение действительного ответвления должно лежать в диапазоне

, (3.21)

Условие 3.38 выполняется.

Действительное напряжение на стороне НН первой подстанции в режиме максимальных нагрузок

(3.22)

Аналогично выполняем расчеты для всех подстанций в режиме максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийном режиме. Результаты расчетов сводим в таблицы 3.6, 3.7 и 3.8.

Таблица 3.6 - Выбор регулировочных ответвлений для режима максимальных нагрузок



Таблица 3.7 - Выбор регулировочных ответвлений для режима минимальных нагрузок

Таблица 3.8 - Выбор регулировочных ответвлений для послеаварийного режима

В послеаварийном режиме учитывалось отключение одного из двух трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях - 3,4 и 5, что приводит к увеличению сопротивлений в схемах замещения подстанций..



4. Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети

Целью данного раздела является уточнение баланса активной и реактивной мощности в сети с учетом уточненных значений потерь активной и реактивной мощности найденных в разделе 3.

Баланс составляем для расчета максимальных нагрузок.

Баланс активной мощности.

Р_г=Р_потр=Р_нагр+Р_сн+Р_сети, (4.1)

Р_сети= ДP_Ул + ДP_Ут (4.2)

где ДP_Ул =1МВт -суммарные потери в линиях (таблица 3.5);

ДP_Ут=0,641 МВт - суммарные потери в трансформаторах (таблица 3.2).

Р_сети=1 +0,641 =1,641 МВт

Р_г=Р_потр=96+2.88+1,641 =100,521 МВт

Баланс реактивных нагрузок.

Q_г= Q_потр= Q_нагр+Q_сн+Q_р+Q_сети-Q_ку (4.3)

Q_сети= ДQ_Ул + ДQ_Ут -Q_c (4.4)

где ДQ_Ул =1,74 Мвар -суммарные потери в линиях (таблица 3.5);

ДQ_Ут=10,81 Мвар - суммарные потери в трансформаторах (таблица 3.2);

Q_c = 21,89 Мвар - суммарная зарядная мощность ЛЭП (таблица 3.1)



Q_сети=1,74+10,81-21,89=-9,34 Мвар

Q_потр= Q_нагр+Q_сн+Q_сети-Q_ку=70,63+4,768-9,34 - 30,83=35,228 Мвар

Располагаемая реактивная мощность генераторов энергосистемы

Q_г=Р_г*tg_сист=100,521 *0,54= 54,281 Мвар;

Реактивная мощность небаланса

Q_неб= Q_потр - Q_г =35,228 -54,281 = -19,053 Мвар.

Таким образом, предварительно выбранное значение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств оказалось больше чем требуется, на величину 19,053 Мвар. Можно уменьшить мощность компенсирующих устройств или повысить коэффициент мощности энергосистемы до величины



Заключение

В данной работе была спроецирована районная электрическая сеть для электроснабжения предприятий тяжелого машиностроения, расположенных в г.Воронеже. Опираясь на климатические, географические и технико-экономические условия, был выбран радиально- магистральный вариант сети с номинальным напряжением 150 кВ. Был произведен электрический расчет данного варианта, который показал, что все получившиеся технические характеристики согласуются с нормами и ГОСТами.



Список использованных источников

1. Неклепаев, Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы-4-е издание / Б.Н. Неклепаев, Н.П. Крючков. -4-е издание. - М.: Энергоатомиздат, 1989.-608с.

2. Правила устройства электроустановок. 7-е изд. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2005.-512 с.

3. Идельчик, В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.-М.: Энергоатомиздат, 1989.-522с.

4. Справочник про проектированию электрических сетей и электрооборудования. / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.-М.: Энергоатомиздат, 1991.-464с.

5. Ополева, Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: Учеб. пособие. - М.: ФОРУМ-ИНФРА-М, 2006. -480 с.

6. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750кВ. СО 153-34.20.122-2006. Открытое акционерное общество "Федеральная сетевая компания единой энергетической системы" Стандарт организации 2006.-60с.

7. СТП 101-00. Общие требования и правила оформления выпускных квалификационных работ, курсовых проектов (работ), отчетов по РГР, по УИРС, по производственной практике и рефератов. - Взамен СТП 2069022.101-88, СТП 2069022.102-93, СТП 2069022.103-92, СТП 2069022.105-95, СТП 2069022.108-93; Введен 25.12.2000г. - Оренбург: ОГУ, 2000. - 62 с

Размещено на Allbest.ru