Загрузка...
Эскизный проект районной электрической сети напряжением от 35 до 220 кВ
московский
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
КУРСОВОЙ
ПРОЕКТ
Эскизный
проект районной электрической сети напряжением от 35 до 220кВ.
(пояснительная
записка)
Выполнил: Петухов Константин Геннадьевич
Москва — 2012
Содержание
Введение
. Составление баланса активной и реактивной мощностей
. Разработка вариантов схем соединений сети
. Выбор трансформаторов на подстанциях
. Расчёт потерь электроэнергии в элементах сети
. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении
. Сравнение вариантов по расчётным затратам
. Расчет основных режимов электрической сети
. Расчет основных режимов электрической сети
. Выбор средств регулирования напряжения
. Определение технико-экономических показателей сети
Заключение
Список использованной литературы
исходные данные для курсового проекта
по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети»
Номер варианта
Время использования масксимума Тмакс, ч
Масштаб 1 см — 1 км
Мощности подстанций (станций) и координаты их
относительного расположения на ситуационном плане
Станция 1 (под -станция 1)
Подстанции
2
3
4
5
6
7
Рмакс, cosφ МВт
X , Y мм
Рмакс, cosφ МВт
X , Y мм
Рмакс, cosφ МВт
X , Y мм
Рмакс, cosφ МВт
X , Y мм
Рмакс, cosφ МВт
X , Y мм
Рмакс, cosφ МВт
X , Y мм
X , Y мм
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
1
5500
20
-75 0,85
45 200
13 0,75
50 150
22 0,80
70 130
40 0,90
80 170
30 0,85
135 170
25 0,85
80 200
135 175
2
4500
30
-200 0,90
35 150
120 0,90
30 100
100 0,84
35 70
80 0,88
100 150
90 0,92
70 120
0,40 0,80
100 70
150 115
3
3500
20
60 0,85
50 200
20 0,83
35 240
12 0,86
90 220
10 0,88
145 200
18 0,92
33 175
22 0,90
90 150
140 122
4
3000
10
-33 0,85
55 120
5 0,85
90 185
8 0,86
130 160
7 0,82
170 170
8 0,80
155 120
9 0,92
40 85
125 80
5
4000
5
50 0,85
65 55
35 0,88
40 70
41 0,90
53 82
30 0,94
42 97
22 0,81
90 70
24 0,86
94 62
80 105
6
4400
5
— 50 0,87
70 60
30 0,86
45 70
40 0,92
50 82
34 0,88
40 95
20 0,83
60 105
32 0,84
80 80
80 100
7
3500
5
-100 0,88
50 95
22 0,82
65 95
16 0,86
70 115
20 0,93
50 120
33 0,90
60 135
24 0,85
85 105
90 135
8
6000
20
50 0,90
110 160
28 0,95
170 125
40 0,85
60 65
24 0,84
140 125
17 0,86
75 125
36 0,88
140 175
100 80
9
7000
30
-500 0,90
40 90
100 0,94
40 120
50 0,88
70 130
35 0,86
90 130
66 0,94
80 115
42 0,90
80 150
30 160
10
6500
40
-100 0,90
40 170
150 0,88
70 150
120 0,84
70 130
200 0,90
45 130
100 0,80
60 100
80 0,86
110 160
110 110
11
5300
40
-800 0,92
60 80
350 0,85
40 80
200 0,80
120 84
105 0,90
40 110
240 0,94
85 105
125 0,90
55 130
80 130
12
2500
40
25 0,80
55 140
10 0,88
35 120
13 0,80
77 125
6 0,90
115 125
8 0,85
90 70
9 0,75
60 90
105 90
13
3200
5
40 0,85
60 100
13 0,80
40 85
17 0,90
85 0,75
9 0,75
60 80
15 0,80
55 55
20 0,90
85 70
95 50
14
4800
5
-120 0,88
50 80
55 0,85
30 90
96 0,92
50 110
66 0,92
75 85
107 0,85
100 85
83 0,90
85 110
110 140
15
2500
10
5 0,85
105 90
7 0,78
130 120
4 0,76
70 110
5 0,80
35 75
3 0,81
75 60
6 0,77
100 35
35 45
16
4300
40
-500 0,82
45 90
160 0,80
80 80
150 0,85
100 80
27 0,85
75 70
18 0,80
95 70
14 0,75
110 70
125 100
17
5500
40
-800 0,85
45 80
240 0,90
85 80
33 0,85
80 70
41 0,88
80 60
37 0,90
90 70
24 0,85
100 70
133 90
18
4200
40
75 0,88
80 65
55 0,92
60 85
88 0,94
92 95
90 0,92
100 75
80 0,85
70 35
113 0,85
105 30
Введение
электрическая сеть является сложным и дорогим устройством, существенно
влияющим на технико-экономические показатели систем электроснабжения
потребителей и энергосистем в целом. поэтому каждому инженеру независимо от
конкретной области его деятельности приходится учитывать характеристики
электрических цепей при решении различных вопросов.
Курсовой проект является основой для приобретения навыков по расчету и
проектированию электрических сетей.
главная задача курсового проекта состоит в разработке технически и
экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для
электроснабжения района от подстанции энергосистемы, выбор конструктивного
исполнения ВЛ, определение поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети
и расчет величин, общих для проекта в целом.
Область, включающая электрифицируемый район — Приморский край.
Край относится к ОЭС Востока. Район по гололеду — 4 , по ветру — 2.
необходимо определить капиталовложения на сооружение линий, подстанций.
Расчет выполняется на основе укрупнённых показателей стоимости (УПС).
. Составление баланса активной и реактивной мощностей
Балансовые расчёты, то есть выявление дефицита ( избытка) мощности,
позволяют установить возможные направления передачи электроэнергии, оказывающие
влияние на формирование схемы проектируемой ЭС и выбор параметров её элементов.
На начальной стадии проектирования необходимо проверить возможность
работы ЭС с допустимыми (нормированными) показателями качества электроэнергии
при всех нормальных эксплуатационных режимах.
Для этого составлен баланс активной и реактивной мощностей. В рассматриваемом
проекте баланс мощностей составлен только для режима наибольших активных и
реактивных нагрузок, принимая допущения, что потребление наибольших нагрузок у
всех потребителей ЭС происходит одновременно.
Электростанции (источники) должны покрывать суммарную нагрузку
энергосистемы — РнΣ,
Определим суммарную нагрузку по формуле ([1] 1.1):
РнΣ = РпΣ +ΔРтΣ+ΔРлΣ+РрезΣ;
РнΣ = 37+2,96+4,0 =44МВт,
где РпΣ — сумма активных нагрузок всех потребителей,
ΔРтΣ+ΔРлΣ — потери активной мощности в сети
(ориентировочно 6-8% от РпΣ),
РрезΣ — необходимый резерв мощностей (приближенно 10% от
суммарной мощности соответствующей нагрузки),
Небаланс по активной мощности в ЭС:
Рнб = Рг — РнΣ;
Рнб = 33-44 = -11 МВт.
ЭС является дефицитной, недостающие 11 МВт должна генерировать балансирующая
электростанция.
Составление баланса реактивной мощности:
Также следует предварительно оценить возможность электростанцииобеспечить
потребность электрической сети в реактивной мощности. Для этого возможна
установка на подстанциях дополнительных компенсирующих устройств — батарей
статических конденсаторов, синхронных компенсаторов и т.п., мощность которых
определяется из баланса реактивной мощности для режима максимальных нагрузок.
Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств.Уравнение
баланса реактивной мощности имеет вид:
Qист+Qку ≥ QпΣ+ ∆QтΣ+Qрез([4], 3,1) , где
Qист —
реактивная мощность ИП;
Qку —
суммарная мощность дополнительно устанавливаемых КУ (которую находят из условий
баланса);
Qc —
зарядная мощность всех линий проектируемой сети,
∆Qл Σ — потери реактивной мощности в линии.
Предположительно, все линии работают в режиме натуральной мощности, с
этим условием принимается: Qc = ∆Qл Σ
∆QтΣ — потери реактивной мощности в
трансформаторах, подстанции (принимается 10% от полной мощности нагрузок).
Определим суммарное потребление активной и реактивной мощности.
Для определения реактивной составляющей полной мощности воспользуемся
формулой:
Данные
о станции и подстанциях сведем в таблицу 1.1:
№ПС
Pmax, МВт
cos ф
tgф
Q’max, Мвар
1
-33
0,85
0,619
-19,5
2
5
0,85
0,619
3,1
3
8
0,86
0,593
4,74
4
7
0,82
0,698
4,89
5
8
0,80
0,75
6,0
6
9
0,85
0,619
5,57
Суммарное потребление реактивной мощности определим по формуле:
нΣ=QпΣ+ ∆Qт Σ+∆Qл Σ
+Qрез- Qс;
нΣ
= 24,3 + 2,43 + 2,67 = 29,4 Мвар
Активной РнΣ=44 МВт; Реактивной QнΣ=29,4Мвар;
Величина располагаемой реактивной мощности ИП определяется по формуле:
ист= Ристtgфист = (РнΣ + ∆ РнΣ)
tgфист ([], 3,2) , где
Рист — активная мощность ИП,
∆ РнΣ — суммарные потери активной мощности,
где принято, что равно ∆ РнΣ 4% от РнΣ
ист = 1,04РΣ tgфист
фист = 0,426 (сosфист = 0,92)ист = 1,04*44*0,426 = 19,5Мвар
Определение мощностей компенсирующих устройств:
ку ≥ QнΣ — Qист;
ку ≥ 29,4 — 19,5≥ 9,9 Мвар, система является дефицитной по
реактивной мощности, необходимо размещение компенсирующих устройств.
Оцененная суммарная мощность КУ распределяет по потребительским
подстанциям проектируемого района в соответствии со средним по условию баланса
коэффициентом мощности подстанций -tgфδ
фδ=(QпΣ — Qку) / РпΣ
фδ
= ( 24,3 — 9,9)/ 37 = 0,389.
Мощность компенсирующих устройств каждой подстанции, отвечающая балансу
реактивной мощности ЭС будет рассчитана по формуле:
куi=Рпi(tgфi- tgфδ);
ку2 = 5*(0,619-0,389)=1,15ку3 = 8*(0,593-0,389)=1,63ку4 =
7*(0,698-0,389)=2,16ку5 = 8*(0,75-0,389)=2,89ку6 = 9*(0,619-0,389)=2,07
На основании потребной мощности компенсирующих устройств для каждой из
подстанций производится выбор числа и мощности серийно выпускаемых
промышленностью комплектных конденсаторных установок Qку (ККУ) или синхронных
компенсаторов (СК), возьмем единичные номинальные мощности ККУ 400 кВар.ку2
=0,4 * 3 = 1,2ку3=0,4 * 4 = 1,6ку4=0,4*6 = 2,4ку5=0,4 *8 = 3,2ку6=0,4 *6 = 2,4
после выбора для каждого пункта потребления номинальных мощностей КУ
(Qку) определяем максимальные реактивные (Qmax) и полные (Smax) мощности
нагрузок подстанций
после выбора для каждого пункта потребления номинальных мощностей КУ
(Qку*) определяем максимальные реактивные (Qmax) и полные (Smax) мощности
нагрузок подстанций
j = Q’max j — Qкуj
= 3,1-1,2 = 1,9= 4,74-1,6 = 3,14= 4,89-2,4 = 2,73= 6-2,89 = 3,11=
5,57-2,07 = 3,5
Полная мощность рассчитывается по формуле:
Smax =
2
= 
= 5,35ВА
Smax3 = 
= 8,16ВА
Smax4 = 
= 7,4ВА
Smax5 = 
= 8,62ВА
Smax6 = 
= 9,31 ВА.
полученные
данные сведём в таблицу:
Таблица
1.2
номер п/ст
Pmax
Q’max
Qку
Qmax
Smax
МВт
Мвар
Мвар
Мвар
МВ А
1
33
19,5
18
1,5
33,88
2
5
3,1
1,2
1,9
5,35
3
8
4,74
1,6
3,14
8,16
4
7
4,89
2,4
2,73
7,4
5
8
6
3,2
3,11
8,62
6
9
5,57
2,4
3,5
9,31
. Разработка вариантов схем соединений сети
исходными данными этой задачи являются величины максимальных (расчетных)
нагрузок потребителей по категориям надежности электроснабжения, а также
взаимное расположение понижающих п/ст и источника питания.
Разработку отдельного варианта схемы сети выполняем по следующему плану:
. Намечаем конфигурацию сети;
. Определяем приближенное потокораспределение в сети для
максимального режима;
. Для каждой ветви схемы намечаем одно-два номинальных напряжения;
. Для всех участков сети выбираем сечение проводов;
. Производим выбор трансформаторов и схем соединения п/станций;
. Используя УПС определяем сумму расчетных стоимостей ЛЭП,
трансформаторов РУ 35-220 кВ.
Выбор конфигурации сети.
Конфигурация схемы сети является не только условием надежности
электроснабжения, но и взаимным расположением понижающих п/ст. между собой и
источником питания, а также соотношением нагрузок узлов потребления.
С учетом всех факторов для дальнейшего сравнения выбираем два варианта
схемы: 1, 2 .
Схема 1:
= L12+ L23+ L34+ L45+ L57+ L76+ L16
=74+46+41+53+50+86=39=389 км
Схема 2:
= L12+ L24+ L43+ L45+ L57+ L76+ L16
=74+82+41+53+50+86+39 =425 км
Схема 3:
= L12+ L23+ L34+ L45+ L57+ 2*L16+ L15
=74+46+41+53+50+78+100 =478 км
Схема 4:
= L13+ L32+ L34+ L17+ L75+ L76
=85+46+41+53+81+50+86+39=442 км
Схема 5:
= L15+ L54+ L42+ L43+L16+
L57+ L76
=100+53+82+41+39+50+86=451 км
Определим потокораспределение для этих вариантов схемы из условия
постоянства напряжений во всех узлах сети, т.е. без учёта потерь мощности, по
первому закону Кирхгофа для мощностей:
ΣSkj* Lkj/nkj=0
Схема:1
16 = 9,31+ j 3,41 (МВА);= 29,02+ j 8,52 (МВ А);= 15,05+ j 4,75 (МВ А),=
5,35+ j 2,26 (МВ А),= 7,65+ j 2,91(МВ А).
От балансирующей станции примем:= S67= 5 МВ А,
Схема:2
= 9,31+ j 3,41 (МВ А);= 29,02+ j 8,52 (МВ А);= 23,67+ j 8,72 (МВ А);=
8,62+ j 3,11 (МВ А);= 6,43 + j 2,42 (МВ А).
От балансирующей станции примем:= S67= 5 МВ А,
Схема:3
= 9,31+ j 3,41 (МВ А);= 29,02+ j 8,52 (МВ А);= 23,67+ j 8,72 (МВ А);=
8,62+ j 3,11 (МВ А);= 6,43 + j 2,42 (МВ А);= 8,89+ j 3,67 (МВ А).
От балансирующей станции примем:= 5 МВ А,
Схема:4
= 14,87+ j 5,21 (МВ А);= 5,31+ j 2,12 (МВ А);= 9,56 + j 3,09 (МВ А);=
17,96+ j 6,92 (МВ А);= 8,62+ j 3,05 (МВ А);= 9,34+ j 3,87 (МВ А);
Схема:5
= 9,31+ j 3,41 (МВ А);= 29,42+ j 8,52 (МВ А)= 5,41+ j 2,33 (МВ А);= 8,42+
j 2,67 (МВ А);= 15,59+ j 3,52 (МВ А);
От балансирующей станции примем:= S67= 5 МВ А,
Выбор номинального напряжения и сечений проводов
Для ориентировочной оценки Uном
отдельного участка используем методику, разработанную институтом
«Энергосетьпроект», которая заключается в определении напряжения по графикам
зависимости активной мощности, передаваемой по линии, от длины этой линии.
Наивыгоднейшее напряжение может быть предварительно определено по формуле
С. Н. Никогросова:
= 16
где l — длина линии, км Р — передаваемая
мощность, МВт
Участок 1-6: U = 69,25 кВ,
Участок 1-2: U = 103,87 кВ,
Участок 2-3: U = 77,8 кВ,
Участок 3-4: U = 84,56 кВ,
Участок 4-5: U = 65,86 кВ,
Участок 5-7: U = 44,7 кВ
Участок 7-6: U = 72,86 кВ
Для схемы 2:
Участок 1-6: U = 69,25 кВ,
Участок 1-2: U = 103,87 кВ,
Участок 2-4: U = 92,85 кВ,
Участок 4-5: U = 84,56 кВ,
Участок 4-3: U = 65,86 кВ,
Участок 7-5: U = 44,7 кВ
Участок 6-7: U = 72,86 кВ
Для схемы 3:
Участок 1-6: U = 69,25 кВ,
Участок 1-2: U = 101,56 кВ,
Участок 2-3: U = 89,56 кВ,
Участок 4-3: U = 81,22 кВ,
Участок 4-5: U = 76,23 кВ,
Участок 7-5: U = 62,32 кВ,
Участок 1-5: U = 108,96 кВ
Для схемы 4:
Участок 1-3: U = 98,45 кВ,
Участок 3-2: U = 68,59 кВ,
Участок 3-4: U = 78,46 кВ,
Участок 7-6: U = 69,96 кВ,
Участок 5-7: U = 54,78 кВ,
Участок 1-7: U = 108,96 кВ.
Для схемы 5:
Участок 1-5: U = 108,96 кВ,
Участок 5-4: U = 84,56 кВ,
Участок 4-2: U = 92,85 кВ,
Участок 2-4: U = 92,85 кВ,
Участок 1-6: U = 69,25 кВ,
Участок 5-7: U = 44,7 кВ.
Участок 6-7: U = 72,86 кВ
По рис ([1] 4.4) значения напряжений лежат между 35-110 кВ, т.к. на
кольцевой схеме на всех участках должно быть одинаковое напряжение, поэтому на
всех остальных участках принимаем также напряжение 110 кВ.
Выбор сечений проводов по условиям экономичности.
При проектировании ВЛ 35-220 кВ выбор сечений проводов производится по
нормируемым показателям, в качестве которых используется нормированное значение
экономической плотности тока Jэк или токовых интервалов.
Кроме того, сечения выбранные из экономических соображений и округленные
до стандартного значения, должны быть проверены по длительно допустимому току
нагрева, условием коронирования и механической прочности проводов.
Проверка по допустимому нагреву:
ав ≤ Iдоп, ([1], 3.8), где
доп — величина длительно допустимого тока,ав — наибольший ток линии для
послеаварийного состояния.
Длительно допустимые токи проводов АС определяются по справочным данным в
зависимости от сечения (при t = 20 0С).
Аварийный ток определяется по формуле:
Экономическая
плотность тока для всех участков данной сети равна:эк=1,1 А/мм2.
Для
участка 1-6:
Imax = 12,72/
= 66,76
Fэк = Imax/J = 48,86/1,1 = 60,69мм 2.
Iав
= 12,72/(√3*110) = 66,76 А.
Условие
Iав ≤ Iдоп соблюдается, поэтому окончательно принимаем провод АС-120/19
Все
дальнейшие расчеты для всех схем и участков сети одинаковы и сведены в таблицы.
Табл.
2.1.
Участок
1-6
1-2
2-3
3-4
4-5
7-5
6-7
Smax МВ А
9,31+ j 3,41
29,02+ j 8,52
5,35+ j 2,26
15,05+ j 4,75
7,65 + j 2,91
5+j 1,22
5+ j 3,23
S, МВ А
9,31
29,02
5,35
15,05
7,65
0,51
0
Uэк, кВ
69,25
103,87
92,85
84,56
65,86
44,7
72,86
Unom
110
110
110
110
110
110
110
Imax, A
66,76
197,03
39,94
103,92
55,42
82,48
26,24
Fэкон, мм2
44,49
179,12
36,31
94,47
50,39
74,98
23,85
F, мм2
120/19
185/29
120/19
120/19
120/19
120,19
120/19
Iдоп, А
380
510
380
380
380
380
380
I ав, А
66,76
197,03
39,94
103,92
55,42
82,48
26,24
K0 тыс. руб/км
11,4
12,9
11,4
11,4
11,4
11,4
11,4
Kj ,тыс. руб
467,4
954,6
843,6
490,2
592,8
980,4
r0,Ом
0,249
0,162
0,249
0,249
0,249
0,294
0,249
∆ Р’max
83,3
77,05
102,16
167
28,67
35,76
9,73
для схемы 2
табл. 2.2.
1-6
1-2
2-3
4-5
4-3
7-5
6-7
Smax МВ А
9,31+ j 3,41
29,02+ j 8,52
23,67+j 8,72
15,05+ j 4,75
7,65 + j 2,91
5+j 1,22
5+ j 3,23
S, МВ А
9,31
29,02
23,7
15,05
7,65
0,51
0
Uэк, кВ
69,25
103,87
92,85
84,56
65,86
44,7
72,86
Unom
110
110
110
110
110
110 (35)
110
Imax, A
66,76
197,03
124,38
103,92
55,42
82,48
26,24
Fэкон, мм2
44,49
179,12
113,08
94,47
50,39
74,98
23,85
F, мм2
120/19
185/29
120/19
120/19
120/19
120/19 (95/16)
120/19
Iдоп, А
380
510
380
380
380
330
380
I ав, А
66,76
197,03
124,38
103,92
55,42
82,48
26,24
K0 тыс. руб/км
11,4
12,9
11,4
11,4
11,4
11,4 (10,6)
11,4
Kj ,тыс. руб
467,4
954,6
923,4
490,2
592,8
646,6
980,4
r0,Ом
0,249
0,162
0,249
0,249
0,249
0,249 (0,306)
0,249
∆ Р’max
83,3
77,05
43,45
167
28,67
26,67
9,73
Табл. 2.3.
Участок
1-6
1-2
2-3
3-4
4-5
5-7
1-5
Smax МВ А
9,31+ j 3,41
29,02+ j 8,52
23,67+ j 8,72
6,43 + j 2,42
8,62+ j 3,11
5+j 1,22
8,89+ j 3,67
S, МВ А
9,31
29,02
23,67
6,43
8,62
5
8,89
Uэк, кВ
69,25
101,56
89,56
81,22
76,23
62,32
108,96
Unom
110
110
110
110
110
110
110
Imax, A
66,76
197,03
39,94
158,58
89,46
82,48
156,26
Fэкон, мм2
44,49
179,12
36,31
146,47
58,25
78,92
139,85
F, мм2
120/19
185/29
120/19
150/24
120/19
120/19
150/24
Iдоп, А
380
510
380
380
380
380
380
I ав, А
66,76
197,03
39,94
158,58
89,46
82,48
156,26
K0 тыс. руб/км
11,4
12,9
11,4
12,2
11,4
11,4
12,2
Kj ,тыс. руб
934,8
954,6
843,6
500,2
592,8
695,4
1220
r0,Ом
0,249
0,162
0,249
0,198
0,249
0,294
0,198
∆ Р’max
83,3
77,05
102,16
167
24,68
35,76
123,25
Табл. 2.4.
Участок
1-3
3-2
3-4
1-7
7-5
6-7
Smax МВ А
14,87+ j 5,21
5,31+ j 2,12
9,56 + j 3,09
17,96+ j 6,92
8,62+ j 3,05
9,34+ j 3,87
S, МВ А
14,87
5,31
9,56
17,96
8,62
9,34
Uэк, кВ
98,45
68,59
78,46
108,96
54,78
69,96
Unom
110
110
110
110
110
110
Imax, A
123,54
41,56
88,65
152,42
82,69
76,42
Fэкон, мм2
141,12
42,12
90,11
142,54
76,46
69,56
F, мм2
150/24
120/19
120/19
150/24
120/19
120/19
Iдоп, А
510
380
380
380
380
380
I ав, А
123,54
41,56
88,65
152,42
82,69
76,42
K0 тыс. руб/км
12,2
11,4
11,4
12,2
11,4
11,4
Kj ,тыс. руб
1037
843,6
490,2
988,2
695,4
980,4
r0,Ом
0,198
0,249
0,249
0,198
0,294
0,249
∆ Р’max
77,05
104,02
46,65
86,42
38,78
47,55
Табл. 2.5.
Участок
1-6
1-5
5-4
4-2
4-3
7-5
Smax МВ А
9,31+ j 3,41
29,42+ j 8,52
15,59+ j 3,52
5,41+ j 2,33
7,65 + j 2,91
5+j 1,22
5+ j 3,23
S, МВ А
9,31
29,42
15,59
5,41
7,65
0,51
0
Uэк, кВ
69,25
108,96
84,56
92,85
65,86
44,7
72,86
Unom
110
110
110
110
110
110
110
Imax, A
66,76
197,79
103,92
44,22
55,42
82,48
26,24
Fэкон, мм2
44,49
179,43
94,47
42,82
50,39
74,98
23,85
F, мм2
120/19
185/29
120/19
120/19
120/19
120,19
120/19
Iдоп, А
380
510
380
380
380
380
380
I ав, А
66,76
197,79
103,92
44,22
55,42
82,48
26,24
K0 тыс. руб/км
11,4
12,9
11,4
11,4
11,4
11,4
11,4
Kj ,тыс. руб
467,4
954,6
490,2
843,6
592,8
695,4
980,4
r0,Ом
0,249
0,162
0,249
0,249
0,249
0,294
0,249
∆ Р’max
83,3
77,05
154,12
104,02
28,67
35,76
9,73
K0 —
стоимость воздушных линий 110 кВ ([8], П.24 )
Kj= K0
ln
∆
Р’max
.
Выбор трансформаторов на подстанциях
С цель обеспечения встречного регулирования напряжения на всех
подстанциях устанавливаются трансформаторы с РПН. Учитывая категорийность
потребителей целесообразно устанавливать по 2 трансформатора на каждой
подстанции. В этом случае их мощность должна быть :
ном ≈ (0.65 — 0.7) Sном, ([1], 3.10)
При этом необходимо чтобы:
ном≥Smax K12/Kав ([1], 3.11), где
К12 — удельный вес потребителей 1 и 2 категории, %
Кав — коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов. Кав = 1,4.
Схема 1
Для примера рассчитаем трансформаторы на ПС 1.:
Smax =
9,31 МВ А, K12 = 40%/100% = 0.4, Uном — 110/10 кВ,
Sном≥
(9,31*0,4) / 1,4 = 2,66 (МВ А)
Sном =
0,7Smax = 6,52 (МВ А)(каждого
трансформатора).
Принимаем два трансформатора ТДН 10000/110.
дальнейшие расчеты аналогичны для всех вариантов и результаты приведены в
таблицах:
Таблица 3.1
№ ПС
1
2
3
4
5
6
Smax,МВ А
-38,33
5,35
8,16
7,4
8,62
9,31
К12
0,4
0,5
0,6
0,4
0,35
0,4
Sном=0,7Smax
26,83
3,75
5,7
5,2
6,03
7,364
Sтр,МВА
10,95
4
6,3
6,3
6,3
10
Uном
110/10
110/10
110/10
110/10
110/10
110/10
Трансфор матор
2xТДН 31500/110
2х ТМ-4000/110
2х ТМТН 6300/110
2х ТМТН 6300/110
2х ТМТН 6300/110
2xТДН 10000/110
На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС №1:
ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) — мостик с выключателями в цепях
трансформаторов и линий;
ПС 110 кВ 2 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной
перемычкой;
ПС 110 кВ 3- мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;
ПС 110 кВ 4 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной
перемычкой;
ПС 110 кВ 5 — мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;
ПС 110 кВ 6 — две несекционированные системы шин с шиносоединительным
выключателем;
ОРУ 110 кВ 7 (балансирующей электростанции) — две несекционированные
системы шин с шиносоединительным выключателем;
Таблица 3.2.
№ ПС
1
2
3
4
5
6
Smax,МВ А
-38,33
5,35
8,16
7,4
8,62
9,31
К12
0,4
0,5
0,6
0,4
0,35
0,4
Sном=0,7Smax
26,83
3,75
5,7
5,2
6,03
7,364
Sтр,МВА
10,95
4
6,3
6,3
6,3
10
Uном
110/10
110/10
110/10
110/10
110/35/10
110/10
Трансфор матор
2xТДН 31500/110
2х ТМ-4000/110
1х ТМТН- 6300/110
2х ТМТН- 6300/110
2х ТДТН- 6300/110/35
2xТДН 10000/110
На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС №2:
ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) — мостик с выключателями в цепях
трансформаторов и линий;
ПС 110 кВ 2 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной
перемычкой;
ПС 110 кВ 3- блок трансформатор — выключатель;
ПС 110 кВ 4 — две несекционированные системы шин с шиносоединительным
выключателем;
ПС 110 кВ 5 — мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;
ПС 110 кВ 6- две несекционированные системы шин с шиносоединительным
выключателем;
ОРУ 110 кВ ПС 7 (балансирующей электростанции) — мостик с выключателями в
цепях трансформаторов и линий;
Таблица 3.3.
№ ПС
1
2
3
4
5
6
Smax,МВ А
-38,33
5,35
8,16
7,4
8,62
9,31
К12
0,4
0,5
0,6
0,4
0,35
0,4
Sном=0,7Smax
26,83
3,75
5,7
5,2
6,03
7,364
Sтр,МВА
10,95
4
6,3
6,3
6,3
10
Uном
110/10
110/10
110/10
110/10
110/10
110/10
Трансфор матор
2xТДН 31500/110
2х ТМ-4000/110
2х ТМТН 6300/110
2х ТМТН 6300/110
2х ТМТН 6300/110
2xТДН 10000/110
На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС №3:
ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) — две несекционированные системы шин с
шиносоединительным выключателем;
ПС 110 кВ 2 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной
перемычкой;
ПС 110 кВ 3- мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;
ПС 110 кВ 4 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной
перемычкой;
ПС 110 кВ 5 — две несекционированные системы шин с шиносоединительным
выключателем;
ПС 110 кВ 6 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной
перемычкой;
ОРУ 110 кВ ПС7 (балансирующей электростанции) — мостик с выключателями в
цепях трансформаторов и линий;
Таблица 3.4.
№ ПС
1
2
3
4
5
6
Smax,МВ А
-38,33
5,35
8,16
7,4
8,62
9,31
К12
0,4
0,5
0,6
0,4
0,35
0,4
Sном=0,7Smax
26,83
3,75
5,7
5,2
6,03
7,364
Sтр,МВА
10,95
4
6,3
6,3
6,3
10
Uном
110/10
110/10
110/10
110/10
110/10
110/10
Трансфор матор
2xТДН 31500/110
2х ТМ-4000/110
2х ТМТН 6300/110
2х ТМТН 6300/110
1х ТМТН 6300/110
1xТДН 10000/110
На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС №4:
ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) — мостик с выключателями в цепях
трансформаторов и линий;
ПС 110 кВ 2 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной
перемычкой;
ПС 110 кВ 3 — две несекционированные системы шин с шиносоединительным
выключателем;
ПС 110 кВ 4 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной
перемычкой;
ПС 110 кВ 6 — блок выключатель — трансформатор;
ОРУ 110 кВ ПС 7 (балансирующей электростанции) — две несекционированные
системы шин с шиносоединительным выключателем;
Таблица 3.5.
№ ПС
1
2
3
4
5
6
Smax,МВ А
-38,33
5,35
8,16
7,4
8,62
9,31
К12
0,4
0,5
0,6
0,4
0,35
0,4
Sном=0,7Smax
26,83
3,75
5,7
5,2
6,03
7,364
Sтр,МВА
10,95
4
6,3
6,3
6,3
10
Uном
110/10
110/10
110/10
110/10
110/10
110/10
Трансфор матор
2xТДН 31500/110
2 х ТМ-4000/110
2х ТМТН 6300/110
2х ТМТН 6300/110
1х ТМТН 6300/110
1xТДН 10000/110
На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС №5:
ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) — две несекционированные системы шин с
шиносоединительным выключателем;
ПС 110 кВ 2 — блок выключатель — трансформатор с ремонтной перемычкой;
ПС 110 кВ 3- два блока выключатель — трансформатор с ремонтной
перемычкой;
ПС 110 кВ 4 — две несекционированные системы шин с шиносоединительным
выключателем;
ПС 110 кВ 5 — две несекционированные системы шин с шиносоединительным
выключателем;
ПС 110 кВ 6 — два блока выключатель — трансформатор с ремонтной
перемычкой;
ОРУ 110 кВ ПС7 (балансирующей электростанции) — мостик с выключателями в
цепях трансформаторов и линий;
. Расчёт потерь электроэнергии в элементах сети
Для экономического сравнения вариантов ЭС необходима оценка суммарных
годовых потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах, компенсирующих
устройствах и других элементах, входящих в состав сети
Расчёт произведём методом времени максимальных потерь, который позволяет
определить нагрузочные потери в элементах сети по предварительно найденному
потокораспределению при максимальных нагрузках и времени максимальных потерь τ
по выражению:
Где 
— потери активной мощности, МВт, соответствующие
максимальной нагрузке Sм.
Значения 
— ч/год определяют по графикам или по эмпирической формуле:
τ = (0,124+ 
8760.
Для воздушных линий электропередач:
рассмотрим на примере ПС 1:
= 0,08*8760+38,33*1574,84=53977,64
В двухобмоточных трансформаторах:
∆Эт = nт*∆Рx*8760+
*
=
2*95*8760*195/2*38330/31500*1575=31101
В трёхобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах:
∆Эт = nт*∆Рx*8760+
*
+
*
+
*
,
Где в,н,с соответственно обмотки высокого, среднего и низкого напряжений.
Потери в батареях конденсаторов:
∆Эδ=∆PQt = 0,04*6000= 240 МВт
дальнейшие расчётные данные представим в виде таблицы:
Для схемы №1
Таблица. 4.1.
ВЛ 110
1-6
1-2
2-3
3-4
4-5
7-5
6-7
∆Эw
9923
53978
21175
24325
12749
4322
4915
ПС №
1
2
3
4
5
6
∆Эт
3110
8446
12651
12651
12651
22765
Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 211287 МВт.
Для схемы №2
Таблица 4.2.
ВЛ 110
1-6
1-2
2-3
4-5
4-3
7-5
6-7
∆Эw
9923
53978
29175
24325
12749
4322
4915
ПС №
1
2
3
5
4
6
∆Эт
3810
8446
12651
12651
12651
30765
Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 227052 МВт.
Для схемы №3
Таблица 4.3.
ВЛ 110
1-6
1-2
2-3
4-3
4-5
7-5
1-5
∆Эw
12843
53978
29175
12749
24325
4322
4915
ПС №
6
2
3
4
5
7
1
∆Эт
227655
8446
12651
12651
12651
30765
3110
Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 218121 МВт.
Для схемы №4
Таблица 4.4.
ВЛ 110
1-3
3-2
3-4
1-7
7-5
6-7
∆Эw
14234
55468
29175
54653
25364
4915
ПС №
1
2
3
4
5
6
∆Эт
3110
8446
12651
12651
12651
30765
Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 234359 МВт.
Для схемы №5
Таблица 4.5.
ВЛ 110
1-6
1-5
5-4
4-3
4-2
7-5
6-7
∆Эw
9923
68537
24325
29175
28723
25364
4915
ПС №
1
5
4
3
2
6
∆Эт
3110
8446
12651
12651
12651
30765
Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 248438 МВт.
. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении
Для одноцепной линии перерывы в электроснабжении потребителей 2 категории
возникают при аварийном и плановом отключениях любого из последовательно
включенных элементов электропередачи. поэтому вероятность перерыва в
электроснабжении потребителей равна сумме вероятностей аварийных простоев и
плановых ремонтов всех указанных элементов электропередачи.
р = рв+ рw + pт,
где рв = (рав + рпл)- для выключателя; рwав=(рпл+рw) —
для линии; рт = (рав+рпл) — для трансформатора.
вероятность аварийного состояния какого — либо элемента схемы:
Рав=ωв*tав/8760,
где ωв — среднее количество отказов (параметр потока отказов)
данного элемента в год;ав — средняя длительность аварийного ремонта, лет/отказ.
Для линии Рав=ωв/100*L*t/8760,
Где ωв — удельная повреждаемость линии на 100 км, отказ/год;
L-
длина линии, км.
Вероятность планового ремонта рпл= mрем*tрем/8760
Где mрем — число плановых ремонтов в году,рем — средняя длительность
планового ремонта,час.
Недоотпуск электроэнергии по причине прекращения электроснабжения в
результате аварийного простоя и планового ремонта рассчитывается по формуле:
Энд = рРмакс*Тмакс.
Где р — вероятность перерыва электроснабжения.
Причинённый ущерб определим по формуле:
У=у0*Энд;
Где у0 — средний удельный ущерб, равный 0,6-0,8 тыс. руб/МВтч.Расчётные
данные по ЛЭП и ПС сведём в таблицу:
Для схемы 1:
Таблица 5.1.
ПС
Р*
Энд
У
Кл
Кп
Ил
Ипс
Иэ
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
3,08
4058
3246
2900
4750
90
180
140
220
18,2
36,4
102
102
2
1,97
807
645,6
2000
3600
70
140
95
170
10,2
20,4
74
70
3
176
645
516
1800
3400
65
130
81
133
6,11
12,22
68
60
4
1,88
720
576
2200
4000
72
144
120
200
8,8
17,6
72
69
5
1,95
690
552
2100
4000
72
144
110
200
8,9
17,8
68
6
1,84
520,4
416,32
1600
2800
65
130
81
133
6,11
12,22
68
64
Продолжение таблицы 5.1.
ПС
И1
И2
З1
З2
1
260,2
358,4
3891,2
4220,65
2
179,2
260,4
1244,95
1373,5
3
155,11
205,22
904,24
1164,47
4
200,8
286,6
1069,8
1380,6
5
189,9
285,8
1013,4
1355,8
6
192,7
201,8
817,15
983,57
Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=8940,74 тыс.руб.
Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10478,59 тыс. руб.
выбираем вариант с одноцепными ВЛ.
Для схемы 2 расчётные данные сведём в таблицу:
Таблица 5.2.
ПС
р
Энд
У
Кл
Кп
Ил
Ипс
Иэ
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
3,08
4058
3246
2900
4750
90
180
140
220
18,2
36,4
102
102
2
1,97
920
745,8
2400
4200
80
160
97
180
16,4
24,4
78
72
3
176
645
516
1800
3400
65
130
81
133
6,11
12,22
68
60
4
1,88
790
620
2300
4200
74
148
122
200
9,2
18,4
74
70
5
1,95
690
552
2200
3600
72
144
110
140
8,9
17,8
70
62
6
1,84
520,4
416,32
1600
2800
65
130
81
133
6,11
12,22
68
64
Продолжение таблицы 5.2.
ПС
И1
И2
З1
З2
1
260,2
358,4
3891,2
4220,65
2
191,4
276,4
1247,2
1567,2
3
155,11
205,22
904,24
1164,47
4
205,2
288,4
1121,95
1451,9
5
189,9
219,8
1025,9
1239,8
6
192,7
201,8
817,15
983,57
Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=9007,64 тыс.руб.
Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10598,68 тыс. руб.
выбираем вариант с одноцепными ВЛ.
Для схемы 3 расчётные данные сведём в таблицу:
Таблица 5.3.
ПС
р
Энд
У
Кл
Кп
Ил
Ипс
Иэ
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
3,08
4058
3246
2900
4750
90
180
140
220
18,2
36,4
102
102
2
1,97
910
724,6
2400
4200
80
160
97
180
16,4
24,4
78
72
3
176
654
509
1800
3400
65
130
81
133
6,11
12,22
68
60
4
1,88
782
628
2300
4200
74
148
122
200
9,2
18,4
74
70
5
1,95
678
548
2200
3600
72
144
110
140
8,9
17,8
70
62
6
1,84
536
402
1600
2800
65
130
81
133
6,11
12,22
68
64
мощность подстанция напряжение сеть
Продолжение таблицы 5.3.
ПС
И1
И2
З1
З2
1
260,2
358,4
3891,2
4220,65
2
184,2
268,8
1221,4
1542,6
3
144,78
198,28
890,98
1176,48
4
202,8
280,2
1120,12
1448,4
5
187,0
212,4
1024,6
1232,0
6
188,2
198,4
810,12
980,12
Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=8990,24 тыс.руб.
Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10627,59 тыс. руб.
выбираем вариант с одноцепными ВЛ.
Для схемы 4 расчётные данные сведём в таблицу:
Таблица 5.4.
ПС
Р*
Энд
У
Кл
Ил
Ипс
Иэ
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
3,08
4056
3248
2880
4740
90
180
140
220
18,0
36,2
102
102
2
1,97
910
667,3
2000
3600
70
140
95
170
10,2
20,4
74
70
3
176
668
538
1800
3400
65
130
81
133
6,11
12,22
68
60
4
1,88
742
568
2200
4000
72
144
120
200
8,8
17,6
72
69
5
1,95
692
555
2100
4000
72
144
110
200
8,9
17,8
70
68
6
1,84
526,8
418,36
1600
2800
65
130
81
133
6,11
12,22
68
64
Продолжение таблицы 5.4.
ПС
И1
И2
З1
З2
1
264,4
360,4
3898,3
4226,72
2
181,65
262,37
1244,92
1379,22
3
160,0
209,57
912,86
1168,86
4
208,44
290,55
1071,85
1389,65
5
198,24
287,5
1018,88
1366,11
6
198,0
212,22
819,98
988,87
Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=9089,68 тыс.руб.
Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10688,41 тыс. руб.
выбираем вариант с одноцепными ВЛ.
Для схемы 2 расчётные данные сведём в таблицу:
Для схемы 5 расчётные данные сведём в таблицу:
Таблица 5.4.
ПС
Р*
Энд
У
Кл
Кп
Ил
Ипс
Иэ
1
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
3,08
4060
3254
2880
4740
90
180
140
220
18,0
36,2
102
102
2
1,97
920
673,4
2000
3600
70
140
95
170
10,2
20,4
74
70
3
176
670
541
1800
3400
65
130
81
133
6,11
12,22
68
60
4
1,88
742
570
2200
4000
72
144
120
200
8,8
17,6
72
69
5
1,95
694
558
2100
4000
72
144
110
200
8,9
17,8
70
68
6
1,84
528
419,84
1600
2800
65
130
81
133
6,11
12,22
68
64
Продолжение таблицы 5.4.
ПС
И1
И2
З1
З2
1
268,2
362,6
3899,6
4228,86
2
186,86
268,36
1246,85
1381,26
3
162,45
211,58
914,44
1169,22
4
210,44
292,11
1072,42
1389,96
5
199,87
289,8
1020,01
1368,19
6
198,98
214,28
829,07
989,95
Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=9098,72 тыс.руб.
Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10786,76 тыс. руб.
выбираем вариант с одноцепными ВЛ.
Для схемы 2 расчётные данные сведём в таблицу:
. сравнение вариантов по расчётным затратам
Из предварительно выбранных электрических схем наиболее экономичен
вариант с минимальными расчётными (дисконтированными) затратами.
При сооружении энергетической системы за срок более 1 года
капиталовложения распределяются по годам строительства. кроме того,
сопоставляемые варианты могут различаться сроками ввода в эксплуатацию
отдельных очередей. В таких случаях, до выхода энергетической системы в
нормальную эксплуатацию значения ежегодных издержек изменяются во времени.
Тогда, с учётом фактора времени Тс, затраты необходимо привести к одному году
строительства по формуле:
Где 
— приращение ежегодных издержек.
Капитальные затраты определяет смета, которая является основным
экономическим документом строительства. Сметные расчёты определяют абсолютную
величину и структуру необходимых материальных и трудовых затрат. Однако для
выявления самого экономичного варианта, приведенные затраты можно посчитать по
укрупнённым показателям стоимости: одного трансформатора, одной ячейки Ру,
одного километра ВЛ, что в значительной степени сокращает расчеты.
После сравнение вариантов схем можно сделать вывод, что затраты на
строительство сети по схеме 4 выгоднее, но ущерб от перерыва в электроснабжении
будет максимален, так как схемы мощных подстанций не имеют резервирования.
Строительство по схеме №2 имеет наибольшие затраты, но она является самой
надёжной, кроме того, узловая ПС 5 имеет схему резервирования по сети 35 кВ.
Схема с оптимальными затратами на строительство и обслуживание — является схема
№1.
. Расчет
основных режимов электрической сети
К основным режимам работы электрической сети относят режимы максимальных
и минимальных нагрузок, а также один из наиболее тяжелых послеаварийных
режимов.
Задача расчета режима максимальных нагрузок состоит в определении узловых
напряжений, потоков мощности в ветвях схемы, суммарных потерь мощности и
энергии. Величины потерь мощности и энергии используются для расчета ТЭП сети.
Расчет послеаварийного режима и режима минимальных нагрузок сводится к
определению узловых напряжений. исходными данными являются схема замещения
сети, расчетные нагрузки подстанций и напряжение на шинах ИП. На всех участках
должно быть одинаковое напряжение и сечение, поэтому принимаем, что на всей
протяженности линий соединяющих подстанции, используется провод марки АС-120/19
с параметрами:
r0 =
0,249 Ом/км.
х0 = 0,427 Ом/км,
q0 =
3,2 МВар/км,
Составление
схемы замещения сети.
параметры схемы замещения определяются выражениями:
= ro*l / n —
активное сопротивление участка ЛЭП; ([2], 5.1)
— уд. Активное сопротивление,
l —
длина участка,
n —
число цепей.
Х = xo*l / n, —
индуктивное сопротивление линии
хо — погонное индуктивное сопротивление,
= U²p*bo*l*n = qo*n*l — зарядная мощность ЛЭП.
= 0,0266 мк См/км- удельная емкостная проводимость,
Uр —
рабочее напряжение сети.
данные о параметрах участков сети занесем в таблицу:
Таблица 7.1
Участок
1-6
1-2
2-3
3-4
4-5
7-5
6-7
l, км
39
74
43
52
41
61
86
R, Ом
9,711
18,426
10,707
12,948
10,209
15,189
21,414
Х, Ом
16,653
31,598
18,361
22,204
17,507
26,047
36,722
Qс, Мвар
0,13
0,24
0,14
0,17
0,13
0,23
0,28
R = Rт/m, X = Xт/m, ∆Sхх = m (∆Pxx + j∆Qxx), где ([2], 5.2)
т, Xт — расчетные сопротивления каждого
трансформатора.
m —
число трансформаторов (по два на каждой подстанции).
параметры трансформаторов для всех подстанций сведем в таблице:
№ п/ст
1
2
3
4
5
6
Тип тр-ра.
2х ТДН 31500/110
2х ТМ 4000/110
2х ТМН 6300/110
2х ТМН 6300/110
2х ТМН 6300/110
2xТДН 10 000/110
Rт, Ом
4.26
16.5
14.7
14.7
14.7
7.95
Хт, Ом
82.3
240.8
220.4
220.4
220.4
139
∆Pх, МВт
0.038
0.019
0.023
0.023
0.023
0,028
∆Qх, Мвар
0.224
0.10
0.1008
0.1008
0.1008
0,14
∆Sхх, МВ А
0,076+j0,448
0,038+j0,019
0,046+j0,202
0,046+j0,202
0,046+j0,202
0,056+j0,28
R, Ом
2.19
8.29
7.35
7.35
7.35
3.975
Х, Ом
43.35
120.4
110.2
110.2
110.2
69.5
Расчетная нагрузка каждой подстанции определяется выражением:
= Pн + jQн + ∆P + j∆Q + ∆Рх + j ∆Qх — Σ jQc/2, где ([2], 5.4)
н + jQн — нагрузка подстанции,
∆P + j∆Q —
потери мощности в трансформаторах,
Σ jQc/2 — суммарная зарядная мощность линии, входящая в
узел.
∆S = ∆P + j∆Q = (Sн/Uном)2(R+jX).
Для примера рассчитаем нагрузку на подстанции 6:
∆S = ∆P + j∆Q = (Sн/Uном)2(R+jX)
Sp
=9,056+ j3,593МВ А
Данные об остальных подстанциях сведем в таблицу:
Таблица 7.3.
№ п/ст
1
2
3
4
5
6
Sн ,МВ А
33+j1,5
5+j1,9
8+j3,14
7+j2,73
8+j3,11
9+j3,5
∆S, МВ А
0,197+j3,902
0,377+j5,473
0,039+j0,583
0,03+j0,446
0,04+j0,548
0,028+j0,465
Sj’ ,МВ А
33,197+j5,402
5,377+j7,373
8,039+j3,723
7,03+j3,176
8,04+j3,658
9,028+j3,965
Sр, МВ А
33,394+j3,067
5,754+j5,958
8,078+j3,023
7,06+j3,091
8,08+j3,593
9,056+ j3,593
8. Расчет
основных режимов электрической сети
Значение мощности вычисляется по формуле:
н = SКн + ∆S = Pн + jQн +∆P + j∆Q, ([2], 5.5)
Где S н и SК — мощность соответственно в начале и конце участка.
∆S = (Sн/Uном)2(Rл+jXл) — потери в линии.
Продольную и поперечную составляющую падения напряжения в трансформаторах
определим по формулам:
∆U = (PR + QX) / U2 ; δU = (PX — QR) / U2 ; ([2], 5.6)
где U2 — напряжение в начале участка,
U’2 = 
напряжение
в конце участка. ([2], 5.7)
Расчет
мощностей.
Расчёт
мощностей сведем в таблицу:
Таблица
8.1.
Участок
1-6
1-2
2-3
3-4
4-5
7-5
6-7
Sнк,МВ А
9,31+ j 3,41
29,02+ j 8,52
23,67+j 8,72
15,05+ j 4,75
7,65 + j 2,91
5+j 1,22
5+j 3,23
Rл+jXл
9,711+ j16,653
18,426+j31,598
10,707+j18,361
12,948+j22,204
10,209+j17,507
15,189+j26,047
21,414+ j 36,722
∆S, МВ А
0.07+j0,119
1,284+j0,19
0,265+j0,458
0.035+j0.099
0.034+j0.086
0.026+j0.066
0.034+j1,022
Sн, МВ А
9,38+j3,53
30,27+j8,71
23,93+j9,18
15,09+j4.85
7,68+j3,0
5,03+j1,23
5,03+j4,25
Расчёт напряжений.
Определим напряжения. Для режима максимальных нагрузок напряжение в
начале головных участков ( в узле А), выше на 10% от Uном:
UA =
1.1 * 110 = 121 кВ.
Расчет напряжений сведём в таблицу:
Таблица 8.2.
Участок
1
2
3
4
5
6
U2, кВ
118.6
117.4
116.9
117.6
119.5
118.1
∆U, кВ
2.59
2.69
3.48
2.24
2.27
2.71
δU, кВ
5.75
5.44
7.29
5.45
4.49
5.45
U’2, кВ
116.26
114.73
113.55
115.39
117.21
115.76
Расчёт режима наименьших нагрузок.
Для режима наименьших нагрузок перетоки мощности остаются такие же как и
в режиме наибольших нагрузок.
Для режима минимальных нагрузок напряжение на шинах ИП на 5% выше
Uном,
т.е. UA = 1.05 Uн = 115,5 кВ.
Расчет продольной и поперечной составляющих произведем по формулам 5.6 и
5.7 и представим в таблице :
Таблица 8.3.
Участок
1
2
3
4
5
6
U2, кВ
113.2
111.8
111.3
112
113.9
112.9
∆U, кВ
2.71
2.83
3.66
2.34
2.38
2.65
δU, кВ
5.75
5.71
7.65
5.72
4.72
5.69
U’2, кВ
110.64
109.12
107.91
109.81
111.59
110.23
Расчёт послеаварийного режима.
наиболее опасная авария — это обрыв провода на головных участках сети.
a) Обрыв участка 1-2:
Расчет потерь мощности :
S12=65.372+j23.01223=55.311+j19.82534=40.23+j13.74745=20.118+j5.89316=9.039+j1.323
Для послеаварийного режима напряжение на шинах ИП UA = 121 кВ
При обрыве участка А-5 рассчитаем потери напряжения и сведем в таблицу:
Таблица 8.4.
Участок
1
2
3
4
5
6
U2, кВ
117
114.2
112.3
111.1
110.8
116
∆U, кВ
2.62
2.77
3.63
2.36
2.45
2.55
δU, кВ
5.83
5.58
7.59
5.76
4.85
5,47
U’2, кВ
114.53
111.60
108.81
108.89
108.46
113,68
9. Выбор средств регулирования напряжения
Необходимость регулирования напряжения обусловлена существованием
целесообразных пределов изменения напряжения в процессе эксплуатации
электрической системы при изменении нагрузок системы.
В качестве основных средств регулирования напряжения на понижающих
подстанциях применяются трансформаторы с РПН.
По результатам расчета режимов наибольших и наименьших нагрузок известны
уровни напряжений на шинах ВН подстанций.
Напряжение на низкой стороне подстанций:
2Н = U’2Н — ∆Uт ([2], 5.8)
потери напряжения в трансформаторе:
∆Uт = (PнRт + QнXт) / U’2Н
([2], 5.9)
Режим наибольших нагрузок.
∆Uт1 =2.312 кВ, U2Н = 118,688 кВ,
дальнейший расчет представим в виде таблицы:
Таблица 9.1.
№ п/ст.
1-6
1-2
2-3
3-4
4-5
7-5
∆Uт, кВ
2.31
1.34
0.52
0.66
1.86
1.62
1
2
3
4
5
6
U2н, кВ
118.69
117.35
116.82
117.52
119.38
118,28
Режим наименьших нагрузок.
Потерю напряжения в режиме min
нагрузок можно найти, умножив полную потерю напряжения в режиме max нагрузок ∆U на коэффициент min нагрузок 0,55.
1Н = U’2 — ∆U1 * 0,55 = 113,2 кВ,
2Н = 111.8 кВ,
U3Н =
111.3 кВ,
U4Н =
112 кВ,
U5Н =
113.88 кВ.Н = 112.79 кВ.
1. Послеаварийный режим. Для подстанции 1:
∆Uт1 = (65.372*3.888+23.012*9.912 )/
121 = 3.99 кВ,
2Н = U’2 — ∆Uт1 = 117.014 кВ.
Данные об остальных ПС сведены в таблицу:
Таблица 9.2.
№ п/ст.
1
2
3
4
5
6
∆Uт, кВ
3,986
2,784
1,922
1,166
0,343
3,44
117,014
114,23
112,308
111,143
110,799
114,84
Номинальное напряжение на шинах НН подстанций Uн.ном. = 10 кВ. С учетом рекомендаций ПУЭ принимаем желаемое
напряжение на шинах НН:
Напряжение
ответвления:
=
U2Н (Uн.ном/ Uжел2н),
тогда
номер регулировочного ответвления равен:
, ([2],
5.12)
где
Uнт = 115 кВ —
номинальное напряжение высокой стороны трансформатора.
Uн.ном = 11 кВ —
номинальное напряжение низкой стороны трансформатора.
Ео
= 1,78% — вольтодобавка одного ответвления.
Регулирование
± 9 х 1,78%
Действительное
напряжения на стороне НН:
([2], 5.13)
Режим
наибольших нагрузок.
Рассмотрим
на примере ПС1:
Uр1= 116.257
(11/10,5) = 121.793 кВ
n =
(121.793-115/115*1.78) 100 ≈ +3,
Uотв1 =
115+(3*115*178)/100 = 121,141 кВ
Uд =
116,257*(11/121,141)=10,55
остальные
данные занесем в таблицу:
Таблица
9.3.
№ п/ст.
1
2
3
4
5
6
Uр, кВ
121,79
120,2
118,95
120,89
122,79
121,56
n
3
2
2
3
4
3
U отв, кВ
121,14
119,1
119,1
121,14
123,19
121,1
Uд., кВ
10,55
10,59
10,49
10,48
10,47
10,52
Режим наименьших нагрузок.
Расчёт режима наименьших нагрузок произведём аналогично расчету режима
наибольших нагрузок. Результаты расчета сведём в таблицы.
Таблица 9.4.
№ п/ст.
1
2
3
4
5
6
Uр, кВ
115,91
114,32
113,05
115,04
116,91
115,64
n
0
0
-1
0
1
0
U отв, кВ
115
115
112,95
115
117,05
115
Uд., кВ
10,58
10,44
10,51
10,5
10,49
10,55
Таблица 9.5.
№ п/ст.123456
Uр, кВ
119,98
116,92
113,996
114,08
113,62
119,25
n
2
1
-1
-1
-1
1
U отв, кВ
119,09
117,05
112,95
112,95
112,95
117,05
Uд., кВ
10,57
10,48
10,59
10,6
10,56
10,53
. Определение технико-экономических показателей сети
Основные технико-экономические показатели К основным
технико-экономическим показателям спроектированной электрической сети
относятся:
капитальные вложения К в строительство ВЛ (Квл) и подстанций (Кп/ст):
(определено
в п.3),
Кзру
= Кяч*Nяч= 253,35*2,3=582,71 тыс.руб.
Nяч = SΣ+3*5+Nку+Nрез=68,846+15+40+10=133,846
тыс.руб. Кяч = 2.3 тыс. руб.
Кку=ΣQку*Rку=12,8*10=128
тыс.руб
Rку=7…10
тыс.руб./МВар
тыс.руб.
К=
=2798,08+8940,74=11738,82 тыс.руб.
годовые
эксплуатационные затраты:
=
(2,8/100)*8940,74 + (9,4/100) * 2798,08 + 123,59 = 636,95 тыс.руб.
Себестоимость
передачи электроэнергии по сети:
Агод
— полезнопереданная электроэнергия за год.
Sэ/э = 636,95 /
99000 = 0,64 (коп./кВт ч)
Суммарные
максимальные потери активной мощности сети:
Коэффициент
полезного действия по передаче активной мощности:
где
Рип = 80 — мощность выработанная источником питания.
Коэффициент
полезного действия по передаче электрической энергии:
Заключение
При
расчете курсового проекта произведена разработка технически и экономически
целесообразного варианта электрической сети 110 (кВ) для снабжения подстанций
энергосистемы. Схема, выбранная в результате расчета и технико-экономического
сравнения вариантов, не требует трехобмоточных трансформаторов, так же выбрано
напряжение на всех подстанциях энергосистемы 110 (кВ). В курсовом проекте были
рассчитаны две основные схемы электроснабжения, из которых мы выбираем одну.
Главным критерием выбора схемы электроснабжения являются: экономичность и
надежность электроснабжения потребителей. В моей схеме применены двухобмоточные
трансформаторные подстанции, имеющие потребителей первой и второй категории.
Себестоимость передачи электрической энергии 0,64 (коп/ кВт•ч) КПД по передачи
активной мощности 98,1 % КПД по передачи электроэнергии 99,2%.
список
использованной литературы
1. Герасименко
А.А. Передача и распределение электрической энергии/ А.А. Герасименко,
В.Т.Федин.-2-е изд.-ростов н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты,
2008.-720с.
. Ершевич
В.В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ В.В. Ершевич,
И.Ь. Зейлигер; под ред. С.С. Рокотян, И.М. Шапиро.-М.: Энергоатомиздат,
1985.-352с.
. Неклепаев
Б.Н. электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для
курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов/ Б.Н. Неклепаев,
И.П. Крючков.-М.: Энергоатомиздат, 1989.-608с.
. электрические
системы. Электрические сети. Т.II/
под ред. В.А. Веникова.-М.: Высш.шк., 1971.-438с.
. Мельников
Н.А. электрические сети и системы/ Н.А. Мельников.-М.: Энергия, 1975.-463с.
. Солдаткина
Л.А. электрические сети и системы/ Л.А. Солдаткина.- М.: Энергия, 1978.-216 с.
. Маркович
И.М. Режимы энергетических систем./ И.М. Маркович.-М.: Энергия, 1969.-352с.
. Боровиков
В.А. электрические сети энергетических систем: учебник для техникумов/ В.А.
Боровиков.-Л.: Энергия, 1977.-392с.
. Блок
В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических
специальностей: учеб. пособие для студентов вузов/ В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б.
Паперно и др.-М.: Высш. шк., 1990.-384 с.
. Поспелов
Г.Е. электрические системы и сети. Проектирование/Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин. —
Минск: Вышэйшая школа, 1988 — 310 с.
. Шубенко
В.А. Учебное пособие по проектированию электрических систем/ В.А. — Шубенко. —
Томск, 1961. — 76с.
. Расчёты
и анализ режимов работы сетей/ под ред В.А. Веникова. — М.: Энергия, 1974.-333
с.
. Петренко
Л.И. электрические сети. Сборник задач/ Л.И. Петренко. — Киев: Вища школа,
1976. — 215 с.
. Шубенко
В.А. Примеры по курсу «Электрические сети и системы»/ В.А. Шубенко. —
Красноярск; КПИ. 1975. — 128 с.
. Арзамасцев
Д.А. Модели оптимизации и развития энергосистем/ Д.А. Арзамасцев, А.В. Липес,
А.Л. Мызин. — М.: Высш.шк., 1987. — 272с.