Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Выбор электрических соединений РУ ПС и опор ЛЭП

Таблица Распределительные устройства подстанций

Вариант	№ ПС	Напряжение, кВ
		110	10
Радиальная схема	1	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	Одна одиночная секционированная выключателем система шин
	2	Одна рабочая система шин с подключением трансформаторов через развилку выключателей и секционным выключателем	Одна одиночная секционированная выключателем система шин
	3	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	Две одиночные секционированные выключателем системы шин
	4	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	Одна одиночная секционированная выключателем система шин
Кольцевая схема	1	Мостик с выключателем в цепи трансформатора и ремонтной перемычкой со стороны линии	Одна одиночная секционированная выключателем система шин
	2	Одна рабочая система шин с подключением трансформаторов через развилку выключателей и секционным выключателем	Одна одиночная секционированная выключателем система шин
	3	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	Две одиночные секционированные выключателем системы шин
	4	Мостик с выключателем в цепи трансформатора и ремонтной перемычкой со стороны линии	Одна одиночная секционированная выключателем система шин



Отличающиеся части радиальной и кольцевой сети

Выбор опор линий электропередач.

По [2] выбираем для линии с UH=110 кВ (для радиальной и кольцевой схемы) опоры стальные, двухцепные. Для радиальной схемы линии с UH=110 кВ - опоры железобетонные двухцепные.

В схеме с кольцевым участком, для линий, входящих в кольцо выбираем опоры железобетонные одноцепные.

Выбор варианта электрической сети на основе технико-экономических расчётов.

Для проведения технико-экономических расчетов будем использовать метод дисконтированных затрат. Дисконтированные затраты - это затраты на сооружение сети, приведенные к началу сооружения вариантов сети и начала инвестирования.

Для определения затрат одинаковые элементы разных схем не учитываются.

1) Определение капиталовложений.

=60 =1

Капиталовложения в линии электропередач для радиальной схемы:

Капиталовложения в линии электропередач для схемы с кольцевым участком:



Капиталовложения в подстанции для радиальной схемы:

Капиталовложения в подстанции для схемы с кольцевым участком:

2) Определение издержек.

а) Издержки на технический ремонт и обслуживание.

Для ЛЭП UH=110 кВ Kобор=0.07

Для ПС UH=110 кВ Kобор=0.53

Издержки на технический ремонт и обслуживание для радиальной схемы:

Издержки на технический ремонт и обслуживание схемы с кольцевым участком:

б) Издержки на потерю электроэнергии:

Издержки на возмещение потерь электроэнергии для радиальной схемы:

Время использования максимальной полной мощности на подстанции ПС 1:

Время максимальных потерь на ПС 1 составит:

Время использования максимальной полной мощности на подстанции ПС 4:

Время максимальных потерь на ПС 4 составит:

Потери активной мощности в линиях 2-3 и 3-4 соответственно равны:

Потери энергии в линии, ведущей к подстанции ПС 1



Потери энергии в линии, ведущей к подстанции ПС 4:

Суммарные потери:

Цена на электроэнергию приводиться в задании к курсовому проекту:

Издержки на возмещение потерь электроэнергии составят:

Суммарные издержки для радиальной сети будут равны:

Издержки на возмещение потерь электроэнергии схемы с кольцевым участком:

Время использования максимальной полной мощности в «кольце»



Время максимальных потерь в «кольце» составит:

Потери активной мощности линий, входящих в «кольцо»:

Потери энергии в кольцевом участке:

Издержки на возмещение потерь электроэнергии составят:

Суммарные издержки для схемы с кольцевым участком будут равны:

Дисконтированные затраты определяются следующей формулой

провод линия электропередача нагрузка



Вариант	, т. руб	, т .руб	, т.руб	, МВт ч	, т.руб	, т.руб
Радиальная
Кольцевая			990,342

Разница получилась больше 5%, следовательно схемы не равноэкономичные. Для дальнейшего расчета выбираем кольцевую схему, так как она дешевле в строительстве и эксплуатации.



2. Расчет установившихся режимов на ПЭВМ и регулирование напряжения в сети

Расчеты установившихся режимов электрических сетей выполняем для определения:

-загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности;

-сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;

-уровня напряжений в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах;

-потерь мощности и энергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь.

Режимы максимальных и минимальных нагрузок используем для выявления наибольших значений расчетных длительных потоков мощности.

Для выявления максимальных значений нерегулярных потоков мощности рассматриваем послеаварийные режимы.

Согласно ГОСТ 13109-97 в процессе эксплуатации необходимо обеспечивать качество электрической энергии, т.е. поддерживать напряжение на шинах всех электроприемников в допустимых пределах. Выполнение этого условия будем обеспечивать с помощью устройств регулирования напряжения.

В соответствии с требованиями ПУЭ 2, на вторичных шинах подстанций 10 кВ, от которых питаются распределительные сети, должны быть обеспечены уровни напряжения U2 :

- в режиме максимальных нагрузок: (10,5 кВ);

- в режиме минимальных нагрузок: (10 кВ),



где - номинальное напряжение сети, питающейся от вторичных шин подстанций (= 10,0 кВ).

При проведении моделирования установившихся режимов электрической сети района нагрузок рассчитываются режимы максимальных, минимальных нагрузок, а также послеаварийные режимы:

-отключение одной цепи линии А-2;

- отключение одного автотрансформатора на ПС-2;

-отключение линии 1-2

-отключение линии 1-4

Определение необходимой мощности КУ производим графическим способом. В программе «Энергия» рассчитываем режимы максимальной и минимальной нагрузок без КУ и регулирования напряжения. Целью расчета является определение tgц на шинах подстанции «А» и сравнение его с допустимым значением.

Режим максимальных нагрузок: tgцА = 0,325 < tgцЭК = 0,35;

Режим минимальных нагрузок: tgцА = 0,186 < tgцЭК = 0,21;

Регулирование напряжения должно осуществляться за счет изменения величины коэффициентов трансформации трансформаторов подстанций Кт.

Для обеспечения требуемых уровней напряжения на шинах 10 кВ ПС с автотрансформаторами выбираем линейный регулировочный трансформатор (ЛР). Номинальная (проходная) мощность его выбирается по пропускной способности обмотки НН автотрансформатора или по нагрузке этой обмотки.

Выбор линейного регулятора:

Применяем ЛТМН-40000 с диапазоном регулирования равным 15 %, что делает его весьма эффективным техническим средством регулирования напряжения. ЛР обеспечивает лишь продольное регулирование напряжения.

2.2 Выбор типа, места установки и мощности КУ

Рис. График для определения мощности КУ по заданному tgФа в максимальном режиме нагрузки



Рис. График для определения мощности КУ по заданному tgФа в минимальном режиме нагрузок

Режим максимальных нагрузок: tgцА = 0,325 < tgцЭК = 0,35;

Режим минимальных нагрузок: tgцА = 0,186 < tgцЭК = 0,21;

Таким образом, из графиков видим, что при максимальных нагрузках необходимо скомпенсировать 2.45 Мвар реактивной мощности; при минимальных нагрузках - скомпенсировать 1.286 Мвар.

Ввиду малого значения регулирования реактивной мощности, поставим 2хШБК 10-1,2 на ПС 1, а регулирование напряжения производим с помощью линейного регулятора и РПН трансформаторов



3. Определение технико-экономических показателей электрической сети

Определим капиталовложения во всю сеть.

Капитальные вложения в ЛЭП без коэффициента удорожания сведены в таблицу

Таблица Капитальные вложения в ЛЭП

Участок	Линия	Uном, кВ	Район по гололеду	Марка провода	Кол-во цепей	Тип опор	Длина линии, км	Стоимость, тыс.руб
								1 км	всего
А-2 1-2 2-4 1-4 1-3	WA-2 W1-2 W2-4 W1-4 W1-3	220 110 110 110 110	2 2 2 2 2	АС 240/32 АС 120/19 АС 70/11 АС 120/19 АС 150/24	2 1 1 1 2	с ж/б ж/б ж/б ж/б	45 35 25 35 35	88 34 34 34 57	3960 1190 850 1190 1995
Всего:	9185

Стоимость сооружения 1 км воздушной линии выбирается по [1], табл. 7.5.

Капитальные вложения в ПС без коэффициента удорожания сведены в таблицу

Таблица Капитальные вложения в ПС

Наименование и тип элементов ПС	Единица измерения	Количество	Стоимость, тыс .руб
			единицы	всего
ПС A 1. Ячейка ОРУ РУВН	шт.	2	600	1200
ПС 2 1. Ячейка ОРУ РУВН 2. Ячейка ОРУ РУСН 3. Ячейка ЗРУ РУНН 4. Трансформатор АТДЦТН-125000/220/110 5. Регулировочный трансформатор ЛТДН-40000/10 6. Постоянная часть затрат - 220 - 110	шт. шт. шт. шт. шт.	4 8 3 2 2	600 290 4.6 621 150 880 490	2400 2320 13.8 1242 300 880 490
ПС 1 1. РУВН 2 Ячейка ЗРУ РУНН 3. Трансформатор ТДН-16000/110 4. ШКБ - 10/1,2 5. Постоянная часть затрат	шт. шт. шт. шт -	1 3 2 2 -	235 4.6 172 15 360	235 13,8 344 30 360
ПС 4 1. РУВН 2 Ячейка ЗРУ РУНН 3. Трансформатор ТДН-16000/110 4. Постоянная часть затрат	шт. шт. шт. -	1 3 2 -	235 4.6 172 360	235 13,8 344 360
ПС 3 1. Ячейка ОРУ РУВН 2. Ячейка ЗРУ РУНН 3. Трансформатор ТРДН-25000/110 4. Постоянная часть затрат	шт. шт. шт. -	1 6 2 -	198+580 4.6 222 360	198 27,6 444 360
Всего: 12391

(тыс.руб.);

(тыс.руб.);

(тыс.руб.).

Рассчитаем издержки на возмещение потерь активной энергии

;

;

;



;

;

ч

Расчет стоимости потерь электроэнергии в сети за год

(МВт*ч/год);

(МВт*ч/год);

(МВт*ч/год);

(МВт*ч/год).

(тыс.руб.).

Расчет издержек на текущий ремонт и обслуживание сети

Ежегодные издержки на технический ремонт и обслуживание электрической сети:

.

,

Суммарные издержки:

(тыс. руб.);

Расчет коэффициента полезного действия (КПД), себестоимость передачи и распределения электроэнергии.

;

где - сумма активных мощностей нагрузок,

- суммарные потери в линиях и трансформаторах.

Средневзвешенный КПД:

.

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии:

(коп./кВт*ч).



4. Механический расчет проводов ВЛ электропередачи

Механический расчет проводов ВЛ проводится с целью обеспечения в них нормативных запасов прочности и определение величин стрел провеса при работе линии в различных климатических условиях

4.1 Определение удельных механических нагрузок от действия массы провода (троса)

Для АС-70/11 масса 1 км провода: G0=276 кг/км

г1=G0·10-3/F,

г1=276·10-3/68= 0.0041 даН/м·мм2,

F=276 мм2 - фактическое сечение провода

От действия гололеда:



г2=(0.9·р·b·(d+b)·10-3)/F

г2=(0.9· р·15·(11.4+15)·10-3)/276=0.0089 даН/м·мм2,

где b=10 мм - нормативная толщина стенки гололеда, [2, табл. 2.5.3],

d=11.4 мм - диаметр провода

От действия массы провода и гололеда:

г3=г1+г2,

г3=0.0041+0.0089=0.013 даН/м·мм2.

От действия ветра на провод, свободный от гололеда:

г4=б·Cx·q·d·10-3/F,

г4=0.725·1.1·50·11.4·10-3/276= 0.0067 даН/м·мм2,

где q=50 даН/м·мм2 - нормативный скоростной напор ветра в рассматриваемом режиме, [2, табл. 2.5.1],

б=0725 - коэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра по длине пролета ВЛ,

Cx=1.1 - коэффициент лобового сопротивления, или аэродинамический коэффициент, условия обтекания провода воздушным потоком.

От действия ветра:

г5=б·Cx·0.25·q·(d+2·b)·10-3/F,

г5=0.725·1.2·0.25·50·(11.4+2·10)·10-3/276= 0.005 даН/м·мм2.

Результирующая. Действующая на провод, свободный от гололеда:

г6=?г21+г24,

г6=? (0.0041)2+(0.0067)2=0.0078 даН/м·мм2.

Результирующая, действующая на провод, покрытый гололедом:

г7=?г23+г25,

г7=?(0.013)2+(0.005)2=0.014 даН/м·мм2.

Определим исходный режим, т.е. наиболее тяжелый режим работы проводов ВЛ, при котором в металле возникнут наибольшие механические напряжения. В качестве исходного выберем один из следующих режимов: низшей температуры, среднегодовой температуры, наибольших механических нагрузок (при г7).

Исходный режим определяется путем сопоставления величины расчетного пролета ВЛ со значениями критических пролетов, определяемых для комбинированных проводов по выражениям:

?1к=2·уэ/г1·?[6·[в0·(уэ-ун)+б0·(хэ-хн)]/(1-(уэ/ун)2)],

?2к=2·унб/г1·?[6·[в0·(унб-ун)+б0·(хг-хн)]/((гнб/г1)2-(унб/ун)2)],

?3к=2·унб/г1·?[6·[в0·(унб-уэ)+б0·(хг-хэ)]/((гнб/г1)2-(унб/уэ)2)],

где б0=14,5 ·10-6 1/град, в0=1/Е0=1/13,4 ·103=74.6·10-6 м·мм2/даН - коэффициенты температурного расширения комбинированного провода, определяемые по [2, табл. 2.5.8], хн, хг, хэ - низшая температура, температура, соответствующая режиму гололеда или режиму наибольшей механической нагрузки (хг=-4°C) среднегодовая температура,

?1к=2·8.1/0.0041 ·v[6·[74.6·10-6·(8.1-12.2)+14.5·10-6·(5+26)]/(1-(8.1/12.2)2)]=121.9м,

?2к=2·12.2/0.0041 ·v[6·[74.6·10-6·(12.2-12.2)+14.5·10-6·(5+26)]/((0.014/0.0041)-(12.2/12.2)2)]=177.36 м,

?3к=2·12.2/0.0041 ·v[6·[74.6·10-6·(12.2-8.1)+14.5·10-6·(5+12)]/((0.014/0.0041)-(12.2/8.1)2)]=187.78 м.

При выполнении механического расчета принимается условно, что участок линии сооружается на идеально ровной поверхности земли и имеет равные по величине пролеты между смежными опорами. Величиной пролета необходимо задаться, исходя из диапазона пролетов, соответствующего конкретному типу унифицированной опоры [5, табл. 2.40], имея в виду, что ВЛ, в зависимости от сечения проводов, имеют наибольший допустимый пролет.

?д=250 м.

Получили, что исходным режимом является режим наибольшей механической нагрузки (хг, гнб, унб).

Определив исходный режим для расчета провода, получаем возможность рассчитать величину напряжения в любом ином режиме работы ВЛ с помощью основного уравнения состояния, которое имеет вид

уn-(?2·г2n·Е)/(24· у2n)=уm-(?2·г2m·Е)/(24· у2m)-б0·Е·(хn-хm),

где n и m - обозначения двух режимов провода или тросов.

Для правильного выбора высоты типовой опоры необходимо определить максимальную стрелу провеса провода, которая может возникнуть на ВЛ в одном из расчетных режимов работы. Напряжения в металлах проводов в этих режимах определяют путем решения основного уравнения состояния провода для двух режимов работы ВЛ:

уисх-(?2·г2исх·Е)/(24· у2исх)=ух нб-(?2·г21·Е)/(24· у2х нб)-б0·Е·(хисх-хх нб),

уисх-(?2·г2исх·Е)/(24· у2исх)=уг 3-(?2·г23·Е)/(24· у2г 3)-б0·Е·(хисх-хг),

где ух нб, уг 3 - напряжения в режимах наибольшей температуры и гололеда без ветра соответственно.

12.2-(2502·(0.0095)2·7.7·103)/(24·12.22)=ухнб-(2502·(3.443·10-3)2·7.7·103)/(24·ух нб),

12.2-(2502·(0.0095)2·7.7·103)/(24·12.22)=уг3-(2502·(0.00902)2·7.7·103)/(24·уг3).

Получили ух нб=4.65даН/мм2, уг3=11.9421 даН/мм2.

Найдем стрелы провеса в этих режимах, одна из которых будет наибольшей:

f у хнб=?2·г1·/(8·унб), fг3=?2·г3/(8·уг3),

f у хнб=2502·3.443·10-3/(8·4.652)=5.709 м,

fг3=2502·0.00902/(8·11.9421)=5.9 м.

Выбор опоры и проверка ее габаритов

Для участка линии от ПС1 до ПС4 выбираем железобетонную промежуточную одноцепную свободностоящую опору П 110-1.

Проверяем допустимый габарит приближения провода к земле:

Hг?hг+fмакс+лг,

где Hг=17,5 м - высота опоры до траверса, [5, табл.2.41],

hг=7 м - допустимый габарит приближения ВЛ к земле, [2, табл. 2.5.23],

лг=0.14·7=0.98 м - длина гирлянды, [5],

fмакс=fг3=5.9 м - максимальная стрела провеса,

17,5?7+5.9+0.98,

Неравенство выполняется.

Провода ВЛ будут работать в соответствии с выполненными проектными расчетами при условии, что в процессе строительства ВЛ и их подвески на опоры будут обеспечены необходимые значения монтажных стрел провеса fмонт.

Заключение

В результате выполнения курсового проекта в соответствии с заданием был разработан оптимальный вариант электрической сети района нагрузок.

Для сравнения из нескольких вариантов конфигурации сети на основании наименьшей стоимости, наибольшей надежности и удобства эксплуатации были выбраны два.

В ходе дальнейшей разработки вариантов и расчета их экономической эффективности методом дисконтированных затрат был выбран вариант схемы с кольцевым участком сети.

Проектируемая сеть относится к числу районных сетей напряжением 220 -110 кВ. Сеть питает четыре ПС, в составе потребителей которых имеются потребители I, II, III категорий по надежности электроснабжения.

Линии электропередач напряжением 110 кВ и 220 кВ выполнены на железобетонных и стальных опорах, в обоих случаях использованы сталеалюминевые провода.

Сечения проводов линий были приняты с учетом экономической плотности тока и ограничения потерь на корону и проверены по допустимому току в послеаварийном режиме работы. В проектируемой сети использованы провода марок: АС - 70/11; АС - 120/19; АС - 150/24; АС - 240/32.

Питание потребителей осуществляется через два трансформатора на каждой подстанции. Трансформаторы выбраны с учетом перегрузочной способности:

- на ПС-2 - АТДЦТН - 125000/220/110/10;

- на ПС-1,- ТДН - 16000/110/10;

- на ПС-3 ТРДН- 25000/110/10;

ПС-4 - ТДН- 16000/110/10;

На следующем этапе проектирования были рассчитаны установившиеся режимы: максимальный, минимальный и 4 послеаварийных режима. Произведено регулирование напряжения у потребителей с помощью РПН силовых трансформаторов и выровнен коэффициент реактивной мощности на ПС А с помощью ШБК у потребителей 10 кВ.

В результате технико-экономического расчета получили следующие показатели сети:

1. Суммарные капиталовложения в сеть: КСЕТИ = тыс.руб.

2. Суммарные издержки на эксплуатацию сети: ИОБЩ = тыс.руб./год;

3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

4. Максимальный коэффициент полезного действия сети =98,47%.

5. Средневзвешенный коэффициент полезного действия: =98,87%.

Проведенный технико-экономический расчет показал, что электрическая сеть района нагрузок отвечает требованиям экономичности, так как суммарные потери мощности и электроэнергии не превышают 5%.

На последнем этапе выполнен механический расчет опоры П 110-1 от ПС 1 до ПС 4.



Список использованных источников

1. Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией Д.Л. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005 - 320 с. ил.

2. Правило устройства электроустановок. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.

3. Бушуева О.А., Кулешов А.И. Электрическая сеть района нагрузок: Учебное пособие к курсовому проекту. - Иваново, 2006. - 72 с.

4. Выбор силовых трансформаторов подстанций энергосистем и промышленных предприятий с учетом допустимых нагрузок. Методические указания. Б.Я. Прахин. - Иваново; ИЭИ, 1999г.

5. Методические указания по курсовому проектированию электрических сетей. Б.Я. Прахин, О.И. Рыжов. - Иваново; ИЭИ, 1988г.

6. Методические указания по расчету установившихся режимов в курсовом проектировании электрических сетей. Бушуева О.А., Парфенычева Н.Н. - Иваново: ИГЭУ, 2004.

Размещено на Allbest.ru