Проектирование электрической сети
Определение потока мощности от электростанции. Выбор компенсирующих устройств. Структурные схемы подстанций. Выбор мощности трансформаторов подстанций. Расчет режима летних и зимних максимальных нагрузок сети. Оптимизация режимов работы сети.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 07.07.2013 |
| Размер файла | 972,3 K |
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.
Потери реактивной мощности в опыте короткого замыкания, кВАр,
(2.39)
Полученное значение мощности сравнивается с мощностью нагрузки подстанции в данном режиме и, если , то с целью уменьшения потерь мощности можно исключить один из работающих трансформаторов. При в работе остаются оба трансформатора.
Решение об отключении части трансформаторов зависит и от схемы подстанции, а именно, наличия коммутационной аппаратуры для производства таких переключений. Отключение трансформатора нецелесообразно, если это приведет к уменьшению надежности электроснабжения или увеличению потерь активной мощности в линиях электропередачи.
В данном курсовом проекте через подстанцию 1 идет снабжение большого числа потребителей разных категорий, следовательно, отключение трансформатора приведет к уменьшению надежности электроснабжения. Также не отключается трансформатор на подстанции 4, так как он всего один.
Проверяется необходимость отключения трансформаторов на подстанциях 2,3,5.
Таблица 2.12 - Определение возможности отключения одного трансформатора
|
Параметры |
Номер п/ст |
|||
|
2 |
3 |
5 |
||
|
, кВт |
19 |
27 |
11,5 |
|
|
, кВАр |
112 |
175 |
50,4 |
|
|
кВт |
85 |
120 |
44 |
|
|
, % |
10,5 |
10,5 |
10,5 |
|
|
, МВАр |
1,68 |
2,63 |
0,66 |
|
|
МВА |
||||
|
, МВА |
8,64 |
13,18 |
3,73 |
Так как на всех трех подстанциях , то отключение одного из трансформаторов нецелесообразно.
Потокораспределение и напряжения в узлах, рассчитанные в программе ROOR, представлены в таблицах 2.13 и 2.14.
Таблица 2.13 - Результаты расчета потоков мощностей в ветвях схемы замещения в программе ROOR
|
Номер ветви |
Номера узлов |
Ток ветви, А |
Мощность начала ветви, МВА |
Мощность конца ветви, МВА |
Потери мощности, МВА |
||||||
|
Начало |
Конец |
Модуль |
Угол, 0 |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активные |
Реактивные |
||
|
1 |
2 |
1 |
1367,261 |
178,282 |
-276,450 |
-49,829 |
-277,140 |
-72,823 |
0,690 |
22,994 |
|
|
2 |
2 |
3 |
583,380 |
11,883 |
119,647 |
-10,309 |
114,205 |
-20,963 |
5,442 |
16,959 |
|
|
3 |
2 |
4 |
64,162 |
-6,299 |
12,745 |
2,143 |
12,656 |
4,478 |
0,089 |
0,093 |
|
|
4 |
4 |
5 |
65,321 |
-10,363 |
12,616 |
4,238 |
12,600 |
3,880 |
0,016 |
0,358 |
|
|
5 |
2 |
6 |
132,617 |
1,763 |
27,058 |
1,325 |
26,736 |
4,452 |
0,322 |
0,563 |
|
|
6 |
6 |
7 |
74,385 |
-8,353 |
14,504 |
4,088 |
14,491 |
3,640 |
0,012 |
0,448 |
|
|
7 |
7 |
8 |
58,084 |
-6,361 |
11,408 |
2,447 |
11,400 |
2,280 |
0,008 |
0,167 |
|
|
8 |
7 |
9 |
16,461 |
-15,395 |
3,084 |
1,193 |
3,083 |
1,193 |
0,001 |
0 |
|
|
9 |
9 |
10 |
49,168 |
-15,395 |
3,083 |
1,193 |
3,020 |
1,104 |
0,063 |
0,089 |
|
|
10 |
10 |
11 |
48,717 |
-14,444 |
3,010 |
1,044 |
3,000 |
0,940 |
0,010 |
0,104 |
|
|
11 |
6 |
12 |
26,780 |
4,696 |
5,419 |
-0,251 |
5,393 |
0,728 |
0,026 |
0,028 |
|
|
12 |
12 |
13 |
18,677 |
-9,488 |
3,608 |
1,075 |
3,600 |
0,960 |
0,008 |
0,115 |
|
|
13 |
12 |
14 |
8,957 |
-5,009 |
1,765 |
-0,447 |
1,760 |
1,194 |
0,005 |
0,005 |
|
|
14 |
14 |
15 |
43,392 |
-8,216 |
8,412 |
2,285 |
8,400 |
2,040 |
0,012 |
0,245 |
|
|
15 |
6 |
14 |
33,490 |
1,079 |
6,743 |
0,116 |
6,692 |
1,310 |
0,051 |
0,054 |
|
|
Суммарные потери мощности, МВА |
6,755 |
42,221 |
|||||||||
|
Суммарная генерация ЛЭП, МВА |
16,325 |
Таблица 2.14 - Результаты расчета напряжений в узлах схемы замещения в программе ROOR
|
Номер узла |
Напряжение, кВ |
Генерация, МВА |
Потребление, МВА |
||||
|
Модуль |
Угол, 0 |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
||
|
1 |
10,500 |
13,005 |
277,140 |
72,823 |
0 |
0 |
|
|
2 |
118,617 |
8,500 |
0 |
0 |
117,000 |
56,670 |
|
|
3 |
115,500 |
0 |
0 |
20,963 |
114,205 |
0 |
|
|
4 |
117,633 |
8,204 |
0 |
0 |
0,040 |
0,240 |
|
|
5 |
10,639 |
6,753 |
0 |
0 |
12,600 |
3,880 |
|
|
6 |
116,960 |
7,387 |
0 |
0 |
0,070 |
0,500 |
|
|
7 |
115,971 |
5,746 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
8 |
11,054 |
4,949 |
0 |
0 |
11,400 |
2,280 |
|
|
9 |
38,818 |
5,749 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
10 |
37,756 |
4,685 |
0 |
0 |
0,010 |
0,060 |
|
|
11 |
11,710 |
2,954 |
0 |
0 |
3,000 |
0,940 |
|
|
12 |
116,366 |
7,106 |
0 |
0 |
0,020 |
0,100 |
|
|
13 |
6,610 |
5,443 |
0 |
0 |
3,600 |
0,960 |
|
|
14 |
115,985 |
6,980 |
0 |
0 |
0,040 |
0,220 |
|
|
15 |
11,001 |
5,435 |
0 |
0 |
8,400 |
2,040 |
Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 8,15,11, которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1,2,4 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального напряжения. Это означает, что в режиме зимнего минимума необходимо произвести регулирование напряжения. В период зимнего минимума желаемое напряжения на низшей ступени должно составлять 1,02 ч1,03 от номинального. Результаты регулирования напряжения приведены в таблице 2.14.
Таблица 2.15. - Результаты расчетов в программе «ROOR» регулирования напряжения в сети
|
№ ТП |
Тип трансформатора |
Режим максимальных зимних нагрузок |
|||
|
Номер ступени, n |
До регулирования, кВ |
После регулирования, кВ |
|||
|
1 |
ТДТН-25000/110 (±9Ч1,78) |
4 |
11,054 |
10,318 |
|
|
2 |
ТДН-16000/110 (±9Ч1,78) |
4 |
11,001 |
10,270 |
|
|
3 |
ТРДН-25000/110 (±9Ч1,78) |
2 |
10,639 |
10,274 |
|
|
4 |
ТМН-6300/35 (±6Ч1,5) |
4 |
11,710 |
10,242 |
|
|
5 |
ТМН-6300/110 (±9Ч1,78) |
4 |
6,610 |
6,17 |
Таким образом, оценивая результаты регулирования напряжения в режиме зимнего минимума, можно сказать, что требуемое качество электроэнергии на шинах низшего напряжения после регулирования будет обеспечено.
2.3 Расчет режима максимальных летних нагрузок
Реактивная мощность для данного режима определяется аналогично максимальному зимнему режиму определяется по заданному значению коэффициента мощности.
Мощность компенсирующих устройств,
(2.40)
Предельное значение реактивной мощности равно,
(2.41)
где - предельный коэффициент реактивной мощности,
Таблица 2.16 - Определение реактивной мощности
|
Параметр |
Подстанция |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
||
|
, МВт |
10,45 |
7,7 |
11,55 |
2,75 |
3,3 |
|
|
0,593 |
0,567 |
0,54 |
0,484 |
0,512 |
||
|
, МВАр |
6,2 |
4,4 |
6,2 |
1,3 |
1,7 |
|
|
0,4 |
0,4 |
0,4 |
0,4 |
0,4 |
||
|
, МВАр |
2,5 |
1,8 |
2,5 |
0,5 |
0,7 |
|
|
МВАр |
3,7 |
2,6 |
3,3 |
0,8 |
1 |
|
|
МВАр |
4,5 |
2,7 |
2,9 |
0,9 |
0,9 |
|
|
, МВА |
10,45+j1,7 |
7,7+j1,7 |
11,55+j3,3 |
2,75+j0,4 |
3,3+j0,8 |
Потокораспределение и напряжения в узлах, рассчитанные в программе ROOR, представлены в таблицах 2.17 и 2.18.
Таблица 2.17 - Результаты расчета потоков мощностей в ветвях схемы замещения в программе ROOR
|
Номер ветви |
Номера узлов |
Ток ветви, А |
Мощность начала ветви, МВА |
Мощность конца ветви, МВА |
Потери мощности, МВА |
||||||
|
Начало |
Конец |
Модуль |
Угол, 0 |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активные |
Реактивные |
||
|
1 |
2 |
1 |
1364,046 |
179,031 |
-276,453 |
-47,240 |
-277,140 |
-70,125 |
0,687 |
22,886 |
|
|
2 |
2 |
3 |
599,256 |
11,978 |
123,014 |
-10,226 |
117,272 |
-21,811 |
5,742 |
17,894 |
|
|
3 |
2 |
4 |
58,293 |
-4,312 |
11,677 |
1,478 |
11,603 |
3,835 |
0,073 |
0,077 |
|
|
4 |
4 |
5 |
59,334 |
-8,825 |
11,563 |
3,595 |
11,550 |
3,300 |
0,013 |
0,295 |
|
|
5 |
2 |
6 |
120,574 |
5,973 |
24,763 |
-0,683 |
24,496 |
2,557 |
0,266 |
0,466 |
|
|
6 |
6 |
7 |
66,784 |
-4,245 |
13,282 |
2,802 |
13,272 |
2,441 |
0,010 |
0,361 |
|
|
7 |
7 |
8 |
52,541 |
-3,785 |
10,456 |
1,837 |
10,450 |
1,700 |
0,006 |
0,137 |
|
|
8 |
7 |
9 |
14,251 |
-5,942 |
2,815 |
0,605 |
2,815 |
0,605 |
0,000 |
0 |
|
|
9 |
9 |
10 |
42,569 |
-5,942 |
2,815 |
0,605 |
2,767 |
0,538 |
0,047 |
0,066 |
|
|
10 |
10 |
11 |
42,256 |
-4,775 |
2,757 |
0,478 |
2,750 |
0,400 |
0,007 |
0,078 |
|
|
11 |
6 |
12 |
24,432 |
7,889 |
4,966 |
-0,528 |
4,944 |
0,463 |
0,022 |
0,023 |
|
|
12 |
12 |
13 |
16,926 |
-7,738 |
3,306 |
0,895 |
3,300 |
0,800 |
0,006 |
0,095 |
|
|
13 |
12 |
14 |
8,131 |
-3,145 |
1,618 |
-0,531 |
1,614 |
1,125 |
0,004 |
0,004 |
|
|
14 |
14 |
15 |
39,357 |
-6,571 |
7,710 |
1,901 |
7,700 |
1,700 |
0,010 |
0,201 |
|
|
15 |
6 |
14 |
30,469 |
3,810 |
6,179 |
-0,217 |
6,137 |
0,997 |
0,042 |
0,045 |
|
|
Суммарные потери мощности, МВА |
6,938 |
42,628 |
|||||||||
|
Суммарная генерация ЛЭП, МВА |
16,382 |
Таблица 2.18 - Результаты расчета напряжений в узлах схемы замещения в программе ROOR
|
Номер узла |
Напряжение, кВ |
Генерация, МВА |
Потребление, МВА |
||||
|
Модуль |
Угол, 0 |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
||
|
1 |
10,500 |
13,231 |
277,140 |
70,125 |
0 |
0 |
|
|
2 |
118,709 |
8,728 |
0 |
0 |
117,000 |
56,670 |
|
|
3 |
115,500 |
0 |
0 |
21,811 |
117,272 |
0 |
|
|
4 |
117,832 |
8,446 |
0 |
0 |
0,040 |
0,240 |
|
|
5 |
10,672 |
7,121 |
0 |
0 |
11,550 |
3,300 |
|
|
6 |
117,349 |
7,670 |
0 |
0 |
0,070 |
0,500 |
|
|
7 |
116,659 |
6,178 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
8 |
11,128 |
5,455 |
0 |
0 |
10,450 |
1,700 |
|
|
9 |
39,049 |
6,180 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
10 |
38,238 |
5,063 |
0 |
0 |
0,010 |
0,060 |
|
|
11 |
11,933 |
3,501 |
0 |
0 |
2,750 |
0,400 |
|
|
12 |
116,834 |
7,402 |
0 |
0 |
0,020 |
0,100 |
|
|
13 |
6,647 |
5,889 |
0 |
0 |
3,300 |
0,800 |
|
|
14 |
116,495 |
7,283 |
0 |
0 |
0,040 |
0,220 |
|
|
15 |
11,065 |
5,879 |
0 |
0 |
7,700 |
1,700 |
Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 8,15,11, которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1,2,4 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального напряжения. Это означает, что в режиме летнего максимума необходимо произвести регулирование напряжения. В период летнего максимума желаемое напряжения на низшей ступени должно составлять 1,02 ч1,03 от номинального. Результаты регулирования напряжения приведены в таблице 2.19.
Таблица 2.19. - Результаты расчетов в программе «ROOR» регулирования напряжения в сети
|
№ ТП |
Тип трансформатора |
Режим максимальных зимних нагрузок |
|||
|
Номер ступени, n |
До регулирования, кВ |
После регулирования, кВ |
|||
|
1 |
ТДТН-25000/110 (±9Ч1,78) |
5 |
11,128 |
10,218 |
|
|
2 |
ТДН-16000/110 (±9Ч1,78) |
4 |
11,065 |
10,329 |
|
|
3 |
ТРДН-25000/110 (±9Ч1,78) |
3 |
10,672 |
10,131 |
|
|
4 |
ТМН-6300/35 (±6Ч1,5) |
4 |
11,933 |
10,277 |
|
|
5 |
ТМН-6300/110 (±9Ч1,78) |
4 |
6,647 |
6,205 |
Таким образом, оценивая результаты регулирования напряжения в режиме летнего максимума, можно сказать, что требуемое качество электроэнергии на шинах низшего напряжения после регулирования будет обеспечено.
2.4 Расчет режима минимальных летних нагрузок
Рассчитываются мощности и количество компенсирующих устройств, которые нужно оставить в работе
Таблица 2.20 - Определение возможной генерации реактивной мощности
|
Параметры |
Номер п/ст |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
||
|
, МВт |
6,65 |
4,9 |
7,35 |
1,75 |
2,10 |
|
|
, МВАр |
3,955 |
2,765 |
3,955 |
0,84 |
1,085 |
|
|
, МВАр |
4,5 |
2,7 |
2,9 |
0,5 |
0,9 |
|
|
, МВАр |
-0,51 |
0,07 |
1,06 |
0,34 |
0,19 |
|
|
Условие 2.37 выполняется, для всех подстанций, кроме 1. Чтобы не было генерации реактивной мощности, следует на подстанции 1 отключить часть конденсаторных установок. Произведем отключение одной конденсаторной установки 2ЧУКЛ 57-10,5-2250УЗ тогда , , в этом случае условие выполняется. |
||||||
|
, МВА |
6,65+j1,56 |
4,9+j0,07 |
7,35+j1,06 |
1,75+j0,34 |
2,1+j0,19 |
Проверяется необходимость отключения трансформаторов на подстанциях 2,3,5.
Таблица 2.21 - Определение возможности отключения одного трансформатора
|
Параметры |
Номер п/ст |
|||
|
2 |
3 |
5 |
||
|
МВА |
8,42 |
12,99 |
3,71 |
|
|
, МВА |
4,9 |
7,43 |
4,45 |
Так как на в подстанциях 2 и 3 , то будет целесообразно отключить один трансформатор.
Отключение трансформаторов будет характеризоваться изменениями параметров ветвей 4-5 и 14-15 в схеме замещения.
Таблица 2.22 - Параметры трансформаторов на п/ст 2 и 3
|
№ п/ст |
Тип трансформатора |
Пределы регулирования |
, Ом |
, Ом |
, кВт |
, кВАр |
||
|
2 |
1хТДН-16000/110 |
115 |
±9Ч1,78 |
4,38 |
86,7 |
19 |
112 |
|
|
11 |
||||||||
|
3 |
1хТРДН-25000/110 |
115 |
±9Ч1,78 |
2,54 |
55,9 |
27 |
175 |
|
|
10,5 |
Потокораспределение и напряжения в узлах, рассчитанные в программе ROOR, представлены в таблицах 2.23 и 2.24.
Таблица 2.23 - Результаты расчета потоков мощностей в ветвях схемы замещения в программе ROOR
|
Номер ветви |
Номера узлов |
Ток ветви, А |
Мощность начала ветви, МВА |
Мощность конца ветви, МВА |
Потери мощности, МВА |
||||||
|
Начало |
Конец |
Модуль |
Угол, 0 |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активные |
Реактивные |
||
|
1 |
2 |
1 |
1359,472 |
-179,607 |
-276,458 |
-43,376 |
-277,140 |
-66,108 |
0,682 |
22,732 |
|
|
2 |
2 |
3 |
639,038 |
12,504 |
131,338 |
-10,578 |
124,808 |
-24,610 |
6,530 |
20,349 |
|
|
3 |
2 |
4 |
58,646 |
-5,115 |
11,691 |
1,778 |
11,617 |
4,140 |
0,074 |
0,078 |
|
|
4 |
4 |
5 |
59,798 |
-9,578 |
11,577 |
3,900 |
11,550 |
3,300 |
0,027 |
0,600 |
|
|
5 |
2 |
6 |
80,816 |
18,358 |
16,428 |
-4,495 |
16,309 |
-0,966 |
0,120 |
0,209 |
|
|
6 |
6 |
7 |
45,437 |
-2,313 |
9,140 |
1,751 |
9,135 |
1,583 |
0,005 |
0,167 |
|
|
7 |
7 |
8 |
36,455 |
-1,185 |
7,353 |
1,126 |
7,350 |
1,060 |
0,003 |
0,066 |
|
|
8 |
7 |
9 |
9,017 |
-6,879 |
1,782 |
0,458 |
1,782 |
0,458 |
0,000 |
0 |
|
|
9 |
9 |
10 |
26,934 |
-6,879 |
1,782 |
0,458 |
1,763 |
0,431 |
0,019 |
0,027 |
|
|
10 |
10 |
11 |
26,592 |
-5,091 |
1,753 |
0,371 |
1,750 |
0,340 |
0,003 |
0,031 |
|
|
11 |
6 |
12 |
16,345 |
27,656 |
3,163 |
-1,614 |
3,153 |
-0,592 |
0,010 |
0,010 |
|
|
12 |
12 |
13 |
10,342 |
2,190 |
2,102 |
0,225 |
2,100 |
0,190 |
0,002 |
0,035 |
|
|
13 |
12 |
14 |
5,052 |
12,025 |
1,031 |
-0,917 |
1,029 |
0,779 |
0,002 |
0,002 |
|
|
14 |
14 |
15 |
24,062 |
5,637 |
4,908 |
0,221 |
4,900 |
0,070 |
0,008 |
0,151 |
|
|
15 |
6 |
14 |
19,781 |
22,218 |
3,936 |
-1,602 |
3,919 |
-0,338 |
0,018 |
0,019 |
|
|
Суммарные потери мощности, МВА |
7,502 |
44,475 |
|||||||||
|
Суммарная генерация ЛЭП, МВА |
16,507 |
Таблица 2.24 - Результаты расчета напряжений в узлах схемы замещения в программе ROOR
|
Номер узла |
Напряжение, кВ |
Генерация, МВА |
Потребление, МВА |
||||
|
Модуль |
Угол, 0 |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
||
|
1 |
10,500 |
13,809 |
277,140 |
66,108 |
0 |
0 |
|
|
2 |
118,845 |
9,310 |
0 |
0 |
117,000 |
56,670 |
|
|
3 |
115,500 |
0 |
0 |
24,610 |
124,808 |
0 |
|
|
4 |
117,948 |
9,037 |
0 |
0 |
0,040 |
0,240 |
|
|
5 |
10,589 |
6,367 |
0 |
0 |
11,550 |
3,300 |
|
|
6 |
118,247 |
8,529 |
0 |
0 |
0,070 |
0,500 |
|
|
7 |
117,808 |
7,520 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
8 |
11,249 |
7,022 |
0 |
0 |
7,350 |
1,060 |
|
|
9 |
39,436 |
7,521 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
10 |
38,903 |
6,858 |
0 |
0 |
0,010 |
0,060 |
|
|
11 |
12,165 |
5,904 |
0 |
0 |
1,750 |
0,340 |
|
|
12 |
118,040 |
8,307 |
0 |
0 |
0,020 |
0,100 |
|
|
13 |
6,756 |
7,360 |
0 |
0 |
2,100 |
0,190 |
|
|
14 |
117,873 |
8,211 |
0 |
0 |
0,040 |
0,220 |
|
|
15 |
11,247 |
6,456 |
0 |
0 |
4,900 |
0,070 |
Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 8,11,13,15, которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1, 2, 4, 5 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального напряжения. Это означает, что в режиме летнего минимума необходимо произвести регулирование напряжения. В период летнего минимума желаемое напряжения на низшей ступени должно составлять 0,99 ч1,01 от номинального. Результаты регулирования напряжения приведены в таблице 2.25.
Таблица 2.25. - Результаты расчетов в программе «ROOR» регулирования напряжения в сети
|
№ ТП |
Тип трансформатора |
Режим максимальных зимних нагрузок |
|||
|
Номер ступени, n |
До регулирования, кВ |
После регулирования, кВ |
|||
|
1 |
ТДН-25000/110 (±9Ч1,78) |
6 |
11,249 |
10,163 |
|
|
2 |
ТДН-16000/110 (±9Ч1,78) |
7 |
11,247 |
10,001 |
|
|
3 |
ТРДН-25000/110 (±9Ч1,78) |
3 |
10,589 |
10,052 |
|
|
4 |
ТМН-6300/35 (±6Ч1,5) |
5 |
12,165 |
10,178 |
|
|
5 |
ТМН-6300/110 (±9Ч1,78) |
7 |
6,756 |
6,007 |
Таким образом, оценивая результаты регулирования напряжения в режиме летнего минимума, можно сказать, что требуемое качество электроэнергии на шинах низшего напряжения после регулирования будет обеспечено.
3. Анализ результатов расчета режимов спроектированной сети
Важным моментом курсового проекта является анализ результатов расчета параметров режимов электрической сети.
Анализ параметров режима электрической сети выполняется в следующем порядке:
1.Сопоставление результатов расчета режима максимальных зимних нагрузок, выполненных в ручную и на компьютере.
Одной из причин расхождения в значениях потоков мощности является то, что при расчете вручную производится только одна итерация методом последовательных приближений, а расчет по ROOR производится в несколько итераций, до тех пор пока разница между смежными итерациями не будет меньше заданной точности расчета. В итоге получается, что перетоки мощности (потери мощности, зарядная мощность линий) в ручном расчете определяются по номинальному напряжению. В программе же расчет ведется по действительным значениям, близким к реальным.
2. Выявление узлов с наименьшим напряжением во всех рассчитанных режимах электрической сети.
Таблица 3.1 - Напряжения в узлах сети во всех режимов после регулирования
|
Номер узла |
Напряжение, кВ |
||||
|
Зимний режим |
Летний режим |
||||
|
max |
min |
max |
min |
||
|
1 |
10,833 |
10,500 |
10,500 |
10,500 |
|
|
2 |
121,110 |
118,617 |
118,709 |
118,845 |
|
|
3 |
115,500 |
115,500 |
115,500 |
115,500 |
|
|
4 |
119,303 |
117,633 |
117,832 |
117,948 |
|
|
5 |
10,680 |
10,274 |
10,218 |
10,052 |
|
|
6 |
117,358 |
116,960 |
117,349 |
118,247 |
|
|
7 |
114,734 |
115,971 |
116,659 |
117,808 |
|
|
8 |
10,865 |
10,318 |
10,218 |
10,163 |
|
|
9 |
38,400 |
38,818 |
39,049 |
39,436 |
|
|
10 |
36,404 |
37,756 |
38,238 |
38,903 |
|
|
11 |
10,792 |
11,242 |
10,277 |
10,165 |
|
|
12 |
116,129 |
116,366 |
116,834 |
118,040 |
|
|
13 |
6,512 |
6,17 |
6,205 |
6,007 |
|
|
14 |
115,390 |
115,985 |
116,495 |
117,873 |
|
|
15 |
10,809 |
10,270 |
10,329 |
10,001 |
Узлом сети 110 кВ с наименьшим напряжением во всех режимах является узел 14. Данное обстоятельство позволяет сделать вывод о том, что узлел 14 электрически наиболее удаленными точками сети 110 кВ.
3. Выявление ветвей с наибольшими потерями активной мощности, и определение этих потерь в процентах от суммарной величины потерь активной мощности в сети.
Приведем результаты для режима максимальных зимних нагрузок (после оптимизации) и для других рассчитанных режимов (таблица 3.2).
Таблица 3.2 - Потери активной мощности во всех режимах
|
№ ветви |
, МВт |
||||||||
|
Зимний режим |
Летний режим |
Зимний режим |
Летний режим |
||||||
|
max(опт) |
min |
max |
min |
max |
min |
max |
min |
||
|
1 |
0,711 |
0,690 |
0,687 |
0,682 |
12,24 |
10,21 |
9,90 |
9,09 |
|
|
2 |
3,189 |
5,442 |
5,742 |
6,530 |
54,91 |
80,56 |
82,76 |
87,04 |
|
|
3 |
0,260 |
0,089 |
0,073 |
0,074 |
4,48 |
1,32 |
1,05 |
0,99 |
|
|
4 |
0,047 |
0,016 |
0,013 |
0,027 |
0,81 |
0,24 |
0,19 |
0,36 |
|
|
5 |
0,989 |
0,322 |
0,266 |
0,120 |
17,03 |
4,77 |
3,83 |
1,60 |
|
|
6 |
0,039 |
0,012 |
0,010 |
0,005 |
0,67 |
0,18 |
0,14 |
0,07 |
|
|
7 |
0,024 |
0,008 |
0,006 |
0,003 |
0,41 |
0,12 |
0,09 |
0,04 |
|
|
8 |
0,002 |
0,001 |
0,000 |
0,000 |
0,03 |
0,01 |
0,00 |
0,00 |
|
|
9 |
0,202 |
0,063 |
0,047 |
0,019 |
3,48 |
0,93 |
0,68 |
0,25 |
|
|
10 |
0,032 |
0,010 |
0,007 |
0,003 |
0,55 |
0,15 |
0,10 |
0,04 |
|
|
11 |
0,079 |
0,026 |
0,022 |
0,010 |
1,36 |
0,38 |
0,32 |
0,13 |
|
|
12 |
0,023 |
0,008 |
0,006 |
0,002 |
0,40 |
0,12 |
0,09 |
0,03 |
|
|
13 |
0,015 |
0,005 |
0,004 |
0,002 |
0,26 |
0,07 |
0,06 |
0,03 |
|
|
14 |
0,038 |
0,012 |
0,010 |
0,008 |
0,65 |
0,18 |
0,14 |
0,11 |
|
|
14 |
0,156 |
0,051 |
0,042 |
0,018 |
2,69 |
0,75 |
0,61 |
0,24 |
|
|
, МВт |
5,808 |
6,755 |
6,938 |
7,502 |
На основании данных таблицы 3.2 можно сделать вывод о том, что потери активной мощности в большей степени наблюдаются в ветви 2 - линия от шин электростанции до подстанции А, питающая другой сетевой район, это объясняется большими потоками мощности по ветви 2. Также достаточно большие потери наблюдаются в ветви 5 - линии соединяющей шины электростанции и подстанции 1. Данное обстоятельство объясняется тем, что по этой линии протекает мощность нагрузки большей части сетевого района, и, не смотря на напряжение 110 кВ, приводит к большим потерям активной мощности.
Также по таблице наглядно видно, что оптимизация режима работы сети дает положительный результат, в части уменьшения потерь активной мощности.
4. Сравнение суммарных потерь реактивной мощности в сети и зарядных мощностей ЛЭП напряжением 110 кВ.
Представим необходимые данные в таблице 3.3.
Таблица 3.3 - Потери реактивной мощности во всех режимах
|
№ ветви |
, МВАр |
||||||||
|
Зимний режим |
Летний режим |
Зимний режим |
Летний режим |
||||||
|
max(опт) |
min |
max |
min |
max |
min |
max |
min |
||
|
1 |
22,994 |
22,994 |
22,886 |
22,732 |
54,46 |
54,46 |
53,69 |
51,11 |
|
|
2 |
16,959 |
16,959 |
17,894 |
20,349 |
40,17 |
40,17 |
41,98 |
45,75 |
|
|
3 |
0,093 |
0,093 |
0,077 |
0,078 |
0,22 |
0,22 |
0,18 |
0,18 |
|
|
4 |
0,358 |
0,358 |
0,295 |
0,600 |
0,85 |
0,85 |
0,69 |
1,35 |
|
|
5 |
0,563 |
0,563 |
0,466 |
0,209 |
1,33 |
1,33 |
1,09 |
0,47 |
|
|
6 |
0,448 |
0,448 |
0,361 |
0,167 |
1,06 |
1,06 |
0,85 |
0,38 |
|
|
7 |
0,167 |
0,167 |
0,137 |
0,066 |
0,40 |
0,40 |
0,32 |
0,15 |
|
|
8 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
|
|
9 |
0,089 |
0,089 |
0,066 |
0,027 |
0,21 |
0,21 |
0,15 |
0,06 |
|
|
10 |
0,104 |
0,104 |
0,078 |
0,031 |
0,25 |
0,25 |
0,18 |
0,07 |
|
|
11 |
0,028 |
0,028 |
0,023 |
0,010 |
0,07 |
0,07 |
0,05 |
0,02 |
|
|
12 |
0,115 |
0,115 |
0,095 |
0,035 |
0,27 |
0,27 |
0,22 |
0,08 |
|
|
13 |
0,005 |
0,005 |
0,004 |
0,002 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,00 |
|
|
14 |
0,245 |
0,245 |
0,201 |
0,151 |
0,58 |
0,58 |
0,47 |
0,34 |
|
|
14 |
0,054 |
0,054 |
0,045 |
0,019 |
0,13 |
0,13 |
0,11 |
0,04 |
|
|
, МВАр |
42,221 |
42,221 |
42,628 |
44,475 |
|||||
|
Суммарная генерация ЛЭП, МВАр |
16,325 |
16,325 |
16,382 |
16,507 |
На основании данных таблицы 3.3 можно сделать вывод о том, что потери реактивной мощности в ветвях трансформатора выше, чем в линиях. Это обусловлено генерацией реактивной мощности в линиях, то есть зарядная мощность линий покрывает часть потерь реактивной мощности сетевого района.
Таблица 3.4 - Реактивная мощность, генерируемая линиями сетевого района
|
Линия |
2-3 |
2-4 |
2-6 |
6-12 |
12-14 |
14-6 |
Итого: |
|
|
Зарядная мощность, МВАр |
6,31 |
2,12 |
3,2 |
0,9 |
1,48 |
1,12 |
15,13 |
5. Оценка коэффициентов загрузки силовых трансформаторов сетевого района
Степень загрузки силовых трансформаторов и автотрансформаторов является показателем для оценки эффективности использования установленной мощности в сетевом районе. Коэффициент загрузки определяется по формуле:
, (3.1)
где SНГ - мощность, протекающая через наиболее загруженную обмотку трансформатора;
k - количество параллельно работающих трансформаторов или автотрансформаторов;
Sном.Т. - номинальная мощность трансформатора или автотрансформатора.
Таблица 3.5 - Коэффициенты загрузки трансформаторов подстанций.
|
Режим |
Номер подстанции |
Количество и тип трансформаторов |
Мощность, протекающая через трансформатор (МВА) |
Коэффициент загрузки |
|
|
Зимний максимум |
1 |
2ЧТДН-25000/110 |
26,81 |
0,54 |
|
|
2 |
2ЧТДН-16000/110 |
15,25 |
0,48 |
||
|
3 |
2ЧТРДН-25000/110 |
23,07 |
0,46 |
||
|
4 |
1ЧТМН-6300/35 |
5,51 |
0,87 |
||
|
5 |
2ЧТМН-6300/110 |
6,54 |
0,52 |
||
|
Зимний минимум |
1 |
2ЧТДН-25000/110 |
15,07 |
0,30 |
|
|
2 |
2ЧТДН-16000/110 |
8,72 |
0,27 |
||
|
3 |
2ЧТРДН-25000/110 |
12,9 |
0,26 |
||
|
4 |
1ЧТМН-6300/35 |
3,19 |
0,51 |
||
|
5 |
2ЧТМН-6300/110 |
3,76 |
0,30 |
||
|
Летний максимум |
1 |
2ЧТДН-25000/110 |
13,57 |
0,27 |
|
|
2 |
2ЧТДН-16000/110 |
7,94 |
0,25 |
||
|
3 |
2ЧТРДН-25000/110 |
12,11 |
0,24 |
||
|
4 |
1ЧТМН-6300/35 |
2,8 |
0,44 |
||
|
5 |
2ЧТМН-6300/110 |
3,43 |
0,27 |
||
|
Летний минимум |
1 |
2ЧТДН-25000/110 |
9,31 |
0,19 |
|
|
2 |
1ЧТДН-16000/110 |
4,91 |
0,31 |
||
|
3 |
1ЧТРДН-25000/110 |
12,22 |
0,49 |
||
|
4 |
1ЧТМН-6300/35 |
1,79 |
0,28 |
||
|
5 |
2ЧТМН-6300/110 |
2,11 |
0,17 |
Анализируя коэффициенты загрузки трансформаторов сетевого района можно сделать вывод об эффективном использовании большей части силового оборудования в режиме максимальных зимних нагрузок. Несколько ниже рекомендуемого значения коэффициенты загрузки в остальных режимах, так как снижается потребляемая мощность нагрузки. В летний минимум удалось немного увеличить эффективность работы трансформаторов на подстанциях 2 и 3, за счет отключения одного параллельно работающего трансформатора.
6. Потери холостого хода.
Кроме нагрузочных потерь в рассматриваемой сети существуют потери холостого хода. Указанные потери моделируют процессы, происходящие в сердечниках силовых трансформаторов и автотрансформаторов сетевого района. Сводная информация о потерях холостого хода приведена в таблице 3.6.
Таблица 3.6 - Результаты расчета потерь мощности в стали трансформаторов
|
Номер подстанции |
Количество трансформаторов |
Потери в стали одного трансформатора |
Суммарные потери в стали трансформаторов подстанции |
|||
|
активная (МВт) |
реактивная(Мвар) |
активная (МВт) |
реактивная (Мвар) |
|||
|
Зимний максимум и минимум, летний максимум |
||||||
|
1 |
2 |
0,036 |
0,250 |
0,07 |
0,50 |
|
|
2 |
2 |
0,019 |
0,112 |
0,04 |
0,22 |
|
|
3 |
2 |
0,027 |
0,175 |
0,05 |
0,35 |
|
|
4 |
1 |
0,0092 |
0,0567 |
0,01 |
0,06 |
|
|
5 |
2 |
0,0115 |
0,0504 |
0,02 |
0,10 |
|
|
Итого: |
0,20 |
1,23 |
||||
|
Летний минимум |
||||||
|
1 |
2 |
0,036 |
0,25 |
0,07 |
0,50 |
|
|
2 |
1 |
0,019 |
0,112 |
0,02 |
0,11 |
|
|
3 |
1 |
0,027 |
0,175 |
0,03 |
0,18 |
|
|
4 |
1 |
0,0092 |
0,0567 |
0,01 |
0,06 |
|
|
5 |
2 |
0,0115 |
0,0504 |
0,02 |
0,10 |
|
|
Итого: |
0,15 |
0,94 |
7. Годовые потери электроэнергии в сети и их процентные содержание от переданной потребителям энергии.
Годовые потери электроэнергии определяются по графику нагрузок. Количество зимних и летних суток в году принято соответственно равным 200 и 165.
Годовые потери электроэнергии определяются суммированием потерь электроэнергии на каждой ступени графика
, (3.2)
где - суммарные потери в стали трансформатора в k-м режиме работы сети;
- суммарные нагрузочные потери в линиях и обмотках трасформатора в k-м режиме работы сети;
- продолжительность k-го режима.
Тогда потери электроэнергии за год равны, МВтч,
Переданная потребителям электроэнергия может быть определена также по графику нагрузки, МВтч,
(3.4)
Следовательно, в процентном выражении потери электроэнергии составляют, %:
8. Коэффициент полезного действия спроектированной сети.
Коэффициент полезного действия можно определить по формуле:
. (3.5)
Для рассматриваемой сети коэффициент полезного действия равен, %:
4. Основные технико-экономические показатели
В данном заключительном разделе проекта определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также некоторые удельные экономические показатели, характеризующие обоснованность решений, принятых в процессе проектирования сети:
1. капиталовложения на сооружение линий, подстанций и сети в целом;
2. ежегодные издержки на обслуживание, капитальный и текущий ремонт;
3. издержки на возмещение потерь электрической энергии в линиях и трансформаторах;
4. удельная себестоимость передачи электроэнергии по сети от шин источника питания до шин низшего напряжения понижающих подстанций 35-220 кВ. [1]
Суммарные капиталовложения на сооружение линий электропередачи
, (4.1)
где - укрупненный показатель стоимости 1 км воздушной линии на i-ом участке сети, тыс.руб./км; - протяженность i-ого участка, км; - количество одноцепных или двухцепных линий на участке сети; N -количество участков.
Таблица 4.1 - Капиталовложения на сооружение ЛЭП
|
Линия |
Количество цепей |
Марка провода |
Длина, км |
Стоимость одного км, тыс. руб. |
Стоимость линии, тыс. руб. |
|
|
1-2 |
1 |
АС-70 |
36 |
850 |
30600 |
|
|
1-5 |
1 |
АС-70 |
29 |
850 |
24650 |
|
|
2-5 |
1 |
АС-70 |
48 |
850 |
40800 |
|
|
1-4 |
1 |
АС-95 |
29 |
700 |
20300 |
|
|
В-1 |
1+1 |
АС-120 |
50 |
850 |
85000 |
|
|
В-3 |
1+1 |
АС-70 |
34 |
850 |
57800 |
|
|
Итого: |
259150 |
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание линий , тыс.руб:
.
Суммарные капиталовложения на сооружение подстанции
. (4.2)
где- стоимость силовых и регулировочных трансформаторов, -распределительных устройств, -компенсирующих устройств, постоянной составляющей затрат на сооружение подстанций.
(4.3)
где - укрупненный показатель стоимости, включающий (кроме стоимости самого трансформатора) затраты на монтаж, ошиновку, заземление, контрольные кабели, релейную защиту.
Таблица 4.2 - Капиталовложения на сооружение трансформаторов
|
№ ТП |
Количество и тип трансформаторов |
Стоимость одного трансформатора, тыс. руб. |
Стоимость трансформаторов, тыс. руб. |
|
|
1 |
2ЧТДН-25000/110 |
6375 |
12750 |
|
|
2 |
2ЧТДН-16000/110 |
4300 |
8600 |
|
|
3 |
2ЧТРДН-25000/110 |
5500 |
11000 |
|
|
4 |
1ЧТМН-6300/35 |
2375 |
2375 |
|
|
5 |
2ЧТМН-6300/110 |
3450 |
6900 |
|
|
Итого: |
41525 |
(4.4)
где - число ячеек с выключателями; - стоимость каждой ячейки.
Таблица 4.3 - Капиталовложения на сооружение распределительных устройств
|
п/ст |
ОРУ |
Количество |
Стоимость ячейки, тыс. руб. |
Стоимость РУ на п/ст, тыс. руб. |
|
|
1 |
110 кВ |
7 |
3450 |
26350 |
|
|
35 кВ |
3 |
200 |
|||
|
10 кВ |
10 |
160 |
|||
|
2 |
110 кВ |
3 |
3450 |
11630 |
|
|
10 кВ |
8 |
160 |
|||
|
3 |
110 кВ |
2 |
3450 |
8660 |
|
|
10 кВ |
11 |
160 |
|||
|
4 |
35 кВ |
1 |
200 |
840 |
|
|
10 кВ |
4 |
160 |
|||
|
5 |
110 кВ |
3 |
3450 |
11470 |
|
|
10 кВ |
7 |
160 |
|||
|
В |
110 кВ |
4 |
3450 |
13800 |
|
|
Итого: |
72750 |
Таблица 4.4 - Постоянная часть затрат на сооружение подстанции
|
п/ст |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Итого: |
|
|
ПЧЗ |
13500 |
10750 |
12250 |
5000 |
5000 |
52250 |
(4.5)
где - удельная стоимость; - мощность установленных компенсирующих устройств.
Таблица 4.5 - Стоимость компенсирующих устройств
|
Пункт |
Набранная ККУ |
Мощность КУ |
Стоимость КУ, тыс. руб. |
|
|
1 |
1УКЛ 57-10,5-2250У3 |
4,5 |
1350 |
|
|
2 |
1УКЛ 57-10,5-1350У3 |
2,7 |
810 |
|
|
3 |
1УКЛ 57-10,5-2250У3, 1УКЛ 57-10,5-112,5У3 |
2,9 |
870 |
|
|
4 |
1УКЛ 57-10,5-450У3 |
0,5 |
150 |
|
|
5 |
1УКЛ 57-10,5-450У3 |
0,9 |
270 |
|
|
Итого: |
3450 |
Суммарные капиталовложения на сооружение подстанции, тыс. руб.:
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание подстанции, тыс. руб.:
Капиталовложения в строительство всей сети в целом
(4.6)
Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание всей сети, тыс. руб.:
Годовые потери электроэнергии
, (4.7)
Подробный расчет в пункте 3.
Ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии, тыс. руб.:
Себестоимость передачи электроэнергии по сети:
(4.8)
руб/(кВтч).
Заключение
В курсовом проекте была разработана районная электрическая сеть напряжением 35ч110 кВ, предназначенная для электроснабжения района, содержащего 5 предприятий или населенных пунктов, часть потребителей которых относятся к первой категории, электрическую станцию В и крупную узловую подстанцию А.
В начале проектирования было предложено четыре варианта схем сети, из которых для дальнейшего рассмотрения было выбрано два. Путем технико-экономического сравнения по дисконтированным издержкам для последующего расчета был выбран один вариант схемы.
В ходе работы были рассмотрены вопросы выбора экономически целесообразной схемы районной сети, компенсации реактивной мощности, расчета основных режимов работы спроектированной сети, регулирования напряжения и т.д.
В результате технико-экономического расчета сети получилось, что стоимость сооружения данной сети и её эксплуатации составляет 429125 тыс. руб., а на ежегодное её обслуживание и ремонт - 10029 тыс. руб., потери электроэнергии за год составили 62041 кВтч, в результате чего ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии составили 124082 тыс. руб., себестоимость передачи электроэнергии по сети составила С=0,057 руб/(кВтч), следовательно, спроектированная сеть удовлетворяет экономическим требованиям. КПД спроектированной сети равен 97,43%.
Библиографический список
Выбор основных элементов электрической сети и анализ режимов ее работы [Текст]: учеб. пособие / Г.А. Черепанова, А.В. Вычегжанин.- Киров: изд. ВятГУ, 2012
Черепанова Г.А. Учебно-методическое пособие по курсовому проекту “Проектирование сетевого района” [Текст]: учеб. пособие / Г.А. Черепанова, А.В. Вычегжанин.- Киров: изд. ВятГУ, 2003.
Установившиеся режимы электрических сетей в примерах и задачах [Текст]: учеб. пособие / Г.А. Черепанова, А.В. Вычегжанин.- Киров: изд. ВятГТУ, 1999.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Выбор конфигурации электрической сети, определение потока мощности и выбор напряжения. Структурные схемы соединений подстанций, выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет параметров режимов работы электрической сети, технико-экономические показатели.
дипломная работа [3,4 M], добавлен 24.01.2016Выбор 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 25.01.2015Определение мощности потребителей на шинах электростанции, нагрузок потребителей понизительных подстанций. Выбор количества и типов трансформаторов подстанций. Нахождение распределения мощностей в сети. Расчет мощности с учетом сопротивления в линии.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 23.02.2015Оптимальная схема развития районной электрической сети. Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции сети. Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств. Выбор оборудования подстанций. Расчет максимального режима энергосистемы.
курсовая работа [202,3 K], добавлен 24.03.2012Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств электрической сети. Формирование вариантов схемы и номинального напряжения сети. Схемы электрических соединений подстанций. Расчет режима максимальных нагрузок.
курсовая работа [140,5 K], добавлен 22.12.2010Разработка 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 19.01.2016Схемы электрических соединений подстанций. Расчет баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей. Уточнение баланса мощности. Себестоимость передачи электроэнергии. Расчет электрических режимов.
курсовая работа [764,6 K], добавлен 08.10.2013Технология производства и режим электропотребления приемников. Расчет электрических нагрузок. Выбор числа, мощности и расположения цеховых трансформаторных подстанций и компенсирующих устройств. Выбор схемы и расчет низковольтной электрической сети.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 31.03.2018Составление 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 24.11.2013Характеристика потребителей электроэнергии. Расчет мощности компенсирующих устройств реактивной мощности, выбор распределительной сети. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет заземляющего устройства и спецификация электрооборудования.
курсовая работа [719,7 K], добавлен 15.12.2016
