Учебная работа. Проектирование районной электрической системы

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Проектирование районной электрической системы

КУРСОВАЯ
РАБОТА

Проектирование
районной электрической системы


Задание №72 на курсовой проект по
проектированию районной электрической системы

Студент Катречко Николай Викторович
группы ЭМ 08-01

Спроектировать районную электрическую сеть с исходными
данными, приведёнными в таблице 1.

Таблица 1 — исходные данные к курсовому проекту
/1, с. 116/


варианта

Tmax,
ч

Масштаб,
1см — 1 км

Подстанции

Баланс
(5)

1

2

3

4

                        ,

МВт,

мм,

МВт,

мм,

МВт,

мм,

МВт,

мм,

мм

72

4800

25

рисунок 1 — Взаимное расположение станции и
подстанций

(1 см = 25 км)


Введение

В области энергетики продолжается увеличение
производства электроэнергии, создание объединенных и единых энергосистем и их
развитие, рост числа и мощностей электрических станций, а также дальнейшее
развитие автоматизированных систем управления и повышения их эффективности.

Наращивание генерирующих мощностей ЕЭС россии и
совершенствование их структуры будут обеспечиваться строительством крупных
атомных электростанций в европейской части страны, мощных тепловых
электростанций на органическом топливе и крупных гидроэлектростанций в
восточных районах страны.

Развитие электрических сетей идёт по пути
дальнейшего повышения напряжения. Для сетей 500 кВ и ниже характерен переход от
экстенсивного развития, имевшего место ранее, к интенсивному развитию,
характеризующемуся повышением надёжности электроснабжения, улучшением
использования существующих сетей, снижением расхода электроэнергии на её
транспорт, унификацией и дальнейшей индустриализацией строительства новых
сетевых объектов.

Эти качественные изменения существенно
отразились на теории проектирования электроэнергетических систем. задачами
такого проектирования являются комплексный подход к выбору и оптимизации схем
электрических сетей и технико-экономическое обоснование решений, определяющих
состав, структуру, внешние и внутренние связи, динамику развития, параметры и
надёжность работы системы в целом и её отдельных элементов. Также задачей
проектирования энергосистем является разработка с учётом новейших достижений
науки и техники и технико-экономическое обоснование решений, определяющих
формирование энергетических объединений и развитие электрических станций,
электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при котором
обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителей электрической и
тепловой энергией в необходимых размерах и требуемого качества с наименьшими
затратами.

Схемы развития районных сетей разрабатываются
для сетей энергосистемы в целом или по отдельным сетевым районам, а также для
промышленных узлов. задачами при проектировании являются:

— разработка и обоснование предложений по
развитию сети;

— выбор конфигурации и параметров сети,
определение очерёдности строительства сетевых объектов;

— выбор типа, параметров и места размещения
компенсирующих устройств, а также способов регулирования напряжения;

— оценка необходимых капитальных вложений

такая организация проектирования энергосистем и
электрических сетей обеспечивает возможность корректировки ранее намеченных
планов их развития на основе уточнённой исходной информации.


1. Общая часть

На начальной стадии проектирования необходимо
проверить возможности работы ЭС с допустимыми (нормированными) показателями
качества электроэнергии во всех нормальных эксплуатационных режимах. С этой
целью составляются балансы активной и реактивной мощностей. В данном курсовом
проекте баланс мощностей составляется только для режима наибольших активных и
реактивных нагрузок, принимая допущение, что потребление наибольших нагрузок у
всех потребителей ЭС происходит одновременно.


2. Проектная часть

.1 Расчёт баланса мощности в ЭС.
Определение мощности компенсирующих устройств и уточнение расчётных нагрузок ЭС

.1.1 Баланс активной мощности/1,
с. 10-11/

Источники питания должны покрывать суммарную
нагрузку ЭС PнΣ,
включающую активные нагрузки всех потребителей PпΣ,
потери активной мощности в линиях ΔPлΣ
и трансформаторах ΔPтΣ.
С учётом резервной мощности Pрез
имеем

где потери активной мощности в сети
PлΣ + ΔPтΣ)
принимаются ориентировочно равным 6-8% суммарной активной мощности нагрузки
потребителей.

Небаланс по активной мощности в ЭС

покрывается балансирующей станцией.

Суммарная активная мощность,
потребляемая нагрузками, МВт,

Где P1,P2, P3 и P4 —
потребление активной мощности подстанциями 1, 2, 3 и 4 соответственно.

Суммарные потери активной мощности
на линиях и трансформаторах, МВт,

Суммарная нагрузка, МВт,

Небаланс по активной мощности в ЭС,
МВт,

где Pг — активная
мощность, генерируемая электрической станцией системы.

Ввиду того, что небаланс меньше
нуля, то недоотпущеная в ЭС мощность генерируется балансирующей станцией.

.1.2 Баланс реактивной мощности/1, с.
11-13/

Реактивная нагрузка ЭС

Определим реактивные мощности каждой
подстанции, ,

где Q­1,Q2, Q3, Q4 —
потребление реактивной мощности подстанциями 1,2,3 4 соответственно;

Суммарная реактивная мощность,
потребляемая нагрузками, Мвар,

Полная мощность, потребляемая
нагрузками, МВ·А,

Суммарные потери реактивной мощности
в трансформаторах, Мвар,

Величина активной мощности,
поступающая от станций, МВт,

 

Величина реактивной мощности,
поступающая от станций, Мвар,

при cosφист
= 0,95

Определим мощность компенсирующих
устройств (КУ), обеспечивающих баланс реактивной мощности ЭС, Мвар,

Ввиду того, что Qку> 0, то
ЭС является дефицитной по реактивной мощности. необходимо разместить КУ.
Оценённую суммарную мощность КУ распределим по потребительским подстанциям
проектируемого района в соответствии со средним по условию баланса
коэффициентом мощности подстанций. Найдём мощность КУ каждой подстанции,
отвечающую балансу реактивной мощности ЭС, Мвар:

Определим общие (расчётные) мощности
каждой подстанции с учётом влияния КУ, МВ·А:

Мощность, выдаваемая балансирующим
узлом, МВ·А,

2.2 Составление вариантов схем
соединения электрических сетей
/1, с. 13-15/

Число вариантов схемы зависит от
числа узлов. Чем больше узлов, тем больше вариантов схем их соединения. Эти
варианты могут различаться по ряду параметров: протяженности, потерям,
технико-экономическим затратам на сооружение, надежности. Для каждой схемы
соединения сети должно выполняться требование надежности питания потребителей,
то есть потребитель должен получать ЭЭ не менее чем по двум линиям. Без
дополнительных расчетов можно выделить несколько конкурентно способных
вариантов электрических сетей. Варианты показаны на рисунке 2.

Для каждого варианта сети находим её
суммарную длину, которая равна сумме длин отдельных участков (линий). При
рассмотрении двухцепных линий, смонтированных на одной опоре для вычисления их
суммарной длины, эквивалентной по стоимости одноцепным линиям, необходимо
геометрическое расстояние умножить на 1,6 для учёта уменьшения стоимости
двухцепной линии по сравнению с двумя одноцепными.

Рассчитаем суммарные длины ЛЭП для
каждого из вариантов:

1) lΣ=
456 км 2) lΣ
= 340 км

3) lΣ
= 428км 4) lΣ
= 488 км

) lΣ
= 459 км 6) lΣ
= 388 км

) lΣ
= 460 км 8) lΣ
= 449 км

(1)                                                              (2)

(3)                                                                  
(4)

 (5)                                                    (6)

 

(7)                                                     
(8)

Рис. 2 -Варианты схемы соединения электрической
сети (1см=25км)

Из приведённых вариантов схем соединения
электрической сети, для дальнейшего расчёта оставим варианты 2), 3) и 6), так
как они более надёжны. В вариантах 2) и 6) суммарная длина ЛЭП наименьшая. Эти
варианты имеют замкнутый тип схем электрических сетей.

Они обладают повышенной надёжностью, но за это
приходится платить дополнительными затратами на сооружение дополнительного
участка трассы.

Вариант 3) магистрально-радиального типа, он
обеспечивает кратчайшее расстояние от узлов выработки электроэнергии до узлов
её потребления, что сопровождается с наименьшими потерями при передаче.

2.3 Расчёт приближённого
потокораспределения
/1, с. 15-19/

На этом этапе проектирования при оценке
потокораспределения примем допущения:

Не учитываются потери мощности в
трансформаторах, а также ёмкостные мощности линий, примыкающих к узлам.

Балансирующая станция (узел 5) позволяет
выдавать любую мощность, потребляемую ЭС.

Потокораспределение в ЭС определяется из условия
постоянства напряжений во всех узлах сети.

Замкнутые сети предполагаются однородными, что
позволяет определить потокораспределение активных и реактивных мощностей
независимо друг от друга по «приведенным длинам».

.3.1 Схема 1
(рисунок 2, вариант «2»)

Данный вариант представляет собой кольцевую
схему сети. Потоки определяются по формуле моментов мощностей.

Мощность, балансирующего узла, МВ·А,

после размыкания кольцевой сети в
узле 5, получим расчётную схему сети с потокораспределением (рисунок 3).

Рисунок 3 — Расчётная схема с потоками мощности

Поток мощности, протекающий по линии б-1,
МВA,

Поток мощности, протекающий по линии
б-3, МВA,

После преобразования схемы, для
определения потоков воспользуемся законом Кирхгофа. Поток активной мощности,
протекающий по линии 1-2, МВA,

Поток активной мощности, протекающий
по линии 2-4, МВA,

.

Поток активной мощности, протекающий по линии
4-3, МВA,

Нанесём найденные потоки на схему,
изображенной на рисунке 4.

рисунок 4 — Схема сети с потоками
мощности на линиях

2.3.2 Схема 2 (рисунок 2,
вариант «3»)

Данный вариант представляет собой
магистральную схему сети. Для расчетов воспользуемся законом Кирхгофа.

рисунок 5 — Расчётная схема сети с
потоками мощности


2.3.3 Схема 3
(рисунок 2, вариант «6»)

Данный вариант представляет собой смешанную
схему сети. Потоки по кольцу определяются по формуле моментов мощностей.

Потоки мощностей по остальным ветвям найдем,
используя первый закон Кирхгофа

Нанесём найденные мощности на схему сети,
изображённую на рисунке 6.

рисунок 6 — Схема сети с потоками мощности на
линиях

Вывод: Рассчитав потокораспределение во всех
трех схемах, мы видим, что в первой схеме («кольцо») имеется один
слабозагруженый участок (2-4). И в третьей схеме ( смешанной) имеется
слабозагруженый участок ( также 2-4). Эти участки по отношению к остальным
имеют сравнимую длину и эта слабая загрузка линии является недостатком данных
схем.

2.4 Выбор номинального напряжения
/1, с. 19-22/

Выбор номинального напряжения сети зависит от
передаваемой мощности и расстояния, на которое передается электроэнергии.

Если длины линий не превышают 250 км, а
предельные мощности по ним не превышают 60 км, то для определения номинального
напряжения будем использовать эмпирическую формулу С. Н. Никогосова,

где P — активная
мощность, передаваемая по линиям, МВт;

n — число
цепей;

l — длина
линии, км.

Найденные напряжения округлим до
ближайшего номинального значения.

В случае же больших мощностей,
передаваемых на расстояние до 1000 км, используется формула Залесского:

.4.1 Вариант сети 1

По экономическим соображениям
номинальное напряжение сети, построенной по схеме кольцо, необходимо принимать
одного класса. По этой причине нам необходимо определить номинальные напряжения
только самого загруженного участка и на основании полученной величины принять
номинальное напряжение всего кольца.

кВ,

В соответствии с полученным
значением примем номинальное напряжение кольца 220 кВ.

2.4.2 Вариант сети 2

Данный вариант представляет собой
радиальную схему сети, и поэтому номинальное напряжение нужно определять для
каждой линии этой сети,

кВ,

кВ,

 кВ,

кВ.

В соответствии с полученными
значениями номинальные напряжения линий принимаем равным:

 кВ,

 кВ,

 кВ,

 кВ.

2.4.3 Вариант сети 3

Данный вариант представляет собой
комбинированную схему сети. Рассчитаем номинальные напряжения на магистральных
участках сети, а также на самом загруженном кольцевом участке( все другие
участки кольца будут такого же напряжения):

 кВ,

 кВ,

 кВ.

В соответствии с полученными
значениями номинальные напряжения участков сети принимаем равными:

 кВ,

 кВ,

 кВ.

2.5 Определение сечений проводов
воздушных линий

Для определения сечений проводов
воздушных линий (ВЛ) воспользуемся методом экономических интервалов, который
основан на использование универсальных номограмм представленных в параграфе 7.2
/2, с. 291/. Так как номограммы представляют собой функциональную зависимость
следующего вида , то
необходимо определить токи максимальных нагрузок, а также , которое
определяется по формуле (2.16) /2, с. 291/,

где Eн —
нормативный коэффициент эффективности, равный 0,125;

pа —
коэффициент отчислений на амортизацию из таблицы 6.32 /2, с. 221/ и равный
0,025;

τ — время максимальных потерь,
определяемых по формуле

 ч,

cΔЭ — стоимость
потерь электроэнергии по рисунку 6.2 /2, с. 222/ равная 0,7·10-2руб/кВт·ч
при τ
= 3195,8
ч.

Тогда,

Определим токи нагрузки для каждого
варианта, используя следующее выражение,

.

где SijUн —
номинальное напряжение ветви, кВ; n — число
параллельных цепей.

Вариант 1 Токи по
ветвям схемы определим по вышеуказанному выражению в соответствии с рисунком 4:

А;

А;

А;

А;

А.

Используя номограммы, представленные
на рисунке 7.11 /2, с. 292/, примем сечение провода на всех участках кольца
АС-240.

Сведем результаты в таблицу.

Таблица
2 — таблица данных по выбраным сечениям проводов

Участок

длительно
допустимый ток, А

Марка
провода

5-1

610

АС
240

1-2

610

АС
240

2-4

610

АС
240

4-3

610

АС
240

3-5

610

АС
240

Вариант 2 Определим
токи по ветвям в соответствии с рисунком 5:

А;

А;

А;

А.

Для участков б-1, 1-3, 3-2 примем
сечение АС-240, для участка 2-4 АС-120. Сведем результаты в таблицу.

Таблица 3 — таблица данных по
выбраным сечениям проводов

Участок

длительно
допустимый ток, А

Марка
провода

5-1

610

АС
240

1-3

610

АС
240

3-2

610

АС
240

2-4

390

АС
120


Вариант 3 Определим
токи по ветвям в соответствии с рисунком 7:

А;

А;

А;

А;

А.

Для участка б-1, 3-2, 4-3 примем
сечение АС-120, для участка б-3 примем сечение АС-240, а для участков 2-4
примем сечение АС-70. Сведем результаты в таблицу.

Таблица 4 — таблица данных по выбраным сечениям
проводов

Участок

длительно
допустимый ток, А

Марка
провода

5-1

390

АС
120

5-3

610

АС
240

3-2

390

АС
120

2-4

265

АС
70

4-3

390

АС
120

.5.1 Определение послеаварийных
токов

Послеаварийные токи рассчитываются при обрыве
какого-либо питающего звена


2.5.1.1 Расчет
послеаварийных токов в кольцевой схеме

В данной схеме присутствуют два питающих участка
(5-1 и 5-3).

поочередно обрываем питающие участки и находим
значения токов при изменившимся потокораспределении.

При обрыве 5-1:

А;

А;

А;

А.

Сведем результаты расчетов в таблицу:

Таблица 5 — значения послеаварийных токов при
обрыве участка 5-1.

Участок

Аварийный
ток,
А

5-3

379,79

3-4

239,71

4-2

158,9

2-1

67,34

При обрыве 5-3:

А;

А;

А;

А.

Сведем результаты расчетов в таблицу:

Таблица 6 — значения послеаварийных токов при
обрыве участка 5-1.

Участок

Аварийный
ток,
А

5-1

379,79

1-2

312,43

2-4

221,1

4-3

140,59

.5.1.2 Расчет послеаварийных токов в
магистральной схеме

Послеаварийные токи в магистральной схеме равны
увеличеным в два раза токам нормального режима.

Сведем результаты расчетов в таблицу:

Таблица 7 — значения послеаварийных токов для
магистральной схемы.

Участок

Аварийный
ток,
А

5-1

379,77

1-3

312,43

3-2

172,37

2-4

161,61

2.5.1.3 Расчет послеаварийных токов
в смешанной схеме

Токи для магистральных участков будут равны
увеличенным в два раза токам нормального режима, а для участка «кольцо»
обрываем самый загруженый участок и определяем потокораспределение и
послеаварийные токи.

Сведем результаты
расчетов в таблицу:

Таблица — значения
послеаварийных токов для смешанной схемы.

Участок

Аварийный
ток,
А

5-1

134,68

5-3

312,43

3-4

344,73

4-2

183,11

На начальном этапе проектирования в качестве
критерия приемлемости намеченных вариантов по номинальным напряжениям ЭС могут
служить суммарные потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при
максимальных нагрузках. Суммарные потери в сети определяем как алгебраическую
сумму потерь напряжения на всех участках ЭС одного номинального напряжения от
балансирующей и генерирующей станций до самой удалённой подстанции.

где PijQijRij -активное
сопротивление линии, Ом;

Xij -реактивное
сопротивление линии, Ом;

Uном —
номинальное напряжение ветви, кВ;

Вариант 1 Кольцевая
схема. Рассмотрим нормальный режим. Определяем удельные активные и
реактивные сопротивления для выбранных сечений и определяем сопротивление
участков схем по следующим формулам :

Для провода марки
АС 240 и номинального напряжения 220 кВ имеем следующие значения:

 

Определим активное сопротивление
участков сети:

Определим реактивное сопротивление
участков сети:

Определим потери напряжения на
участках, %

Тогда суммарные потери напряжения до
самой удаленной точки сети в нормальном режиме составят, %,

Определим потери напряжения в
послеаварийном режиме. Рассчитываем потери для сети при обрыве участка 5-3, так
как этот режим более тяжелый для сети. Тогда потери будут определяться, %:

Тогда суммарные потери напряжения до
самой удаленной точки сети в нормальном режиме составят, %,

Сведем результаты расчета для всех
трех схем в итоговую таблицу.

Таблица 8 —
Сравнительные данные по трём вариантам сетей

Схема


участка

Uном,
кВ

Imax,
А

F,
мм2

Iдл.доп.,
А

Iп/ав.,
А

r0,
Ом/км

x0,
Ом/км

n,
кол.  цепей

ΔUΣнорм,
%

ΔUΣп/ав,
%

1

5-1

220

165,59

240/32

610

379,79

0,13

0,40

1

4,13

12,42

1-2

98,25

240/32

610

312,43

0,13

0,40

1

2-4

6,69

240/32

610

221,10

0,13

0,40

1

4-3

78,21

240/32

610

140,06

0,13

0,40

1

3-5

214,17

240/32

610

379,79

0,13

0,40

1

2

5-1

 220

189,89

240/32

610

379,79

0,13

0,40

2

7,95

10,1

1-3

156,22

240/32

610

312,43

0,13

0,40

2

3-2

86,19

240/32

610

172,57

0,13

0,40

2

2-4

110

80,81

120/19

390

161,61

0,27

0,41

2

3

5-1

110

67,34

120/19

390

134,68

0,27

0,41

2

11,53

13,53

5-3

220

156,22

240/32

610

312,43

0,13

0,40

2

3-2

 110

181,5

120/19

390

344,73

0,27

0,41

1

2-4

1,67

70/11

265

183,1

0,46

0,41

1

4-3

163,29

120/19

390

344,73

0,27

0,41

1

Для дальнейших расчётов необходимо оставить два
варианта. Анализируя данные таблицы, исключаем вариант 3, так как из всех трех
вариантов потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах у него
наибольшие. Это свидетельствует о том, что этот вариант ЭС будет экономически
нецелесообразным. Из двух вариантов (1 и 2) второй вариант имеет меньшие потери
в послеаварийном режиме, однако большие в нормальном по сравнению с первой
схемой.

.6 Выбор трансформаторов на
подстанциях
/1, с. 26-27/

Для обеспечения бесперебойности электроснабжения
потребителей на всех подстанциях устанавливают по два однотипных
трансформатора, условием выбора которых является,

где
SТ.НОМ
— номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

SМАКС
— установленная мощность подстанции для режима наибольших нагрузок, МВ·А;

После выбора трансформатора он проверяется по kз
— коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку трансформатора при отключении
одного из двух работающих.

Коэффициент загрузки трансформатора

,

где nтр
количество трансформаторов на подстанции.

Вариант 1

В данном случае сеть имеет один класс
напряжения, следовательно на каждой подстанции устанавливаем двухобмоточные
трансформаторы.

На подстанции 1: Так как

МВ·А,

то ввиду полученной мощности
выбираем трансформатор мощностью Sтр = 40 МВ·А.

Проверим загруженность
трансформаторов в нормальном (работают оба трансформатора) и послеаварийном (в
работе один трансформатор) режимах,

На
подстанции 2: Так как

МВ·А,

то ввиду полученной мощности
выбираем трансформатор мощностью Sтр = 40 МВ·А.

Проверим загруженность
трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах,

На подстанции 3: Так как

МВ·А,

то ввиду полученной мощности
выбираем трансформатор мощностью Sтр = 40 МВ·А.

Проверим загруженность
трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах,

На подстанции 4: Так как

МВ·А,

то ввиду полученной мощности
выбираем трансформатор мощностью Sтр = 40 МВ·А.

Проверим загруженность
трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах,

По полученным мощностям
трансформаторов выбираем трёхфазные двухобмоточные трансформаторы из таблицы П
2.9 [3, с. 780] и сведём в таблицу их основные параметры.

Таблица 9 — Параметры
трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях

Тип
трансформатора

Sном,
МВ·А

Пределы
регулирования, % ± n
ЧДk

Uном,
кВ

uк,
%

ΔPк,
кВт

ΔPх,
кВт

Iх,
%

 

ВН

НН

1.ТРДН-40000/220

40

±
8 Ч 1,5

230

11

12

170

50

0,9

2.
ТРДН-40000/220

40

±
8 Ч 1,5

230

11

12

170

50

0,9

3.
ТРДН-40000/220

40

±
8 Ч 1,5

230

11

12

170

50

0,9

4.
ТРДН-40000/220

40

±
8 Ч 1,5

230

11

12

170

50

0,9

Вариант 2

В данном случае сеть имеет два класса
напряжения, следовательно на подстанции 2 устанавливаем трехобмоточные
трансформаторы.

На подстанции 1: Так как

МВ·А,

то ввиду полученной
мощности выбираем трансформатор мощностью Sтр
= 40 МВ·А.

Проверим загруженность трансформаторов в
нормальном (работают оба трансформатора) и послеаварийном (в работе один
трансформатор) режимах,

На подстанции 2: Так как

МВ·А,

то ввиду полученной мощности
выбираем трансформатор мощностью Sтр = 63 МВ·А.

Проверим загруженность
трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах,

На подстанции 3: Так как

МВ·А,

то ввиду полученной мощности
выбираем трансформатор мощностью Sтр = 40 МВ·А.

Проверим загруженность
трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах,

На подстанции 4: Так как

МВ·А,

то ввиду полученной мощности
выбираем трансформатор мощностью Sтр = 25 МВ·А.

Проверим загруженность
трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах,

По полученным мощностям
трансформаторов выбираем трёхфазные двухобмоточные трансформаторы из таблицы П
2.5, 2.9 [3, с. 774,780-782] и сведём в таблицу их основные параметры.

электрический мощность
нагрузка напряжение

Таблица 10 — параметры трансформаторов,
устанавливаемых на подстанциях

Тип
трансформатора

Sном,
МВ·А

Пределы
регулирования, % ± n
ЧДk

Uном,
кВ

uк,
%

ΔPк,
кВт

ΔPх,
кВт

Iх,
%

 

ВН

НН

1.ТРДН-40000/220

40

±
8 Ч 1,5

230

11

12

170

50

0,9

2.
АТДЦТН-63000/220/110

63

±
6 Ч 2

230
121

11

11

215

45

0,5

3.
ТРДН-40000/220

40

±
8 Ч 1,5

230

11

12

170

50

0,9

4.
ТРДН-25000/110

25

±
9 Ч 1,78

115

10,5

10,5

120

27

0,7

2.7 Расчёт потерь электроэнергии в
элементах сети
/1, с. 27-30/

Для экономического сравнения вариантов ЭС
необходима оценка суммарных годовых потерь электроэнергии в линиях. Расчёт
потерь в трансформаторах на подстанциях 1,3 не будем рассчитывать, так как во
обоих вариантах схем устанавливаемые на подстанциях трансформаторы одинаковые.
Потери ЭЭ в линиях будем оценивать методом времени максимальных потерь τ
по
следующей формуле,

,

где Sм — мощность,
передаваемая по линии, МВ·А;

ΔPкор —
среднегодовые потери мощности на корону, так их учитывают только для линий с
номинальным напряжением 220 кВ и более.

Вариант 1

Определим потери ЭЭ в линиях по
схеме, показанной на рисунке , МВт·ч,

 

откуда найдём суммарные потери ЭЭ в
линиях, МВт·ч,

Потери в двухобмоточных
трансформаторах найдем из следующей формулы, МВт·ч,

Вариант 2

Определим потери ЭЭ в линиях по
схеме, показанной на рисунке , МВт·ч,

 

откуда найдём суммарные потери ЭЭ в
линиях, МВт·ч,

Потери в трансформаторах найдем из
следующей формулы, МВт·ч,

Полученные потери ЭЭ для обоих
вариантов сведём в таблицы.

Таблица 11- потери ЭЭ для линий.

Схема

Участок

потери
ЭЭ в линии, МВт·ч

Суммарные
потери в линии, МВт·ч

1

5-1

2330,60

8189,57

1-2

1076,94

 

2-4

26,72

 

4-3

442,90

 

3-5

4312,41

 

2

5-1

6090,98

13737,85

1-3

5802,35

3-2

949,38

2-4

895,14

Таблица 12 — потери ЭЭ для трансформаторов.

Схема

Подстанция

потери
ЭЭ в трансформаторах, МВт·ч

Суммарные
потери в трансформаторах, МВт·ч

1

2

1082,67

2119,62

4

1036,95

 

2

2

1119,25

1883,14

4

763,89

.8 Определение ущерба от перерыва в
электроснабжении
/1,с.30-34/

Определение ущерба проводится для потребителей
второй категории, которое может осуществляться по резервированным и
нерезервированным схемам. возможные перерывы в электроснабжении приносят
народному хозяйству ущерб, который является оценочной характеристикой при
экономическом сравнении вариантов ЭС или участка сети с различной степенью
резервирования.

Дадим приближённую количественную оценку ущербу,
нанесённого из-за перерыва в электроснабжении удалённой подстанции. В данном
случае эта подстанция 4 второго варианта сети. Подстанция 4 является тупиковой,
поэтому снабжение её ЭЭ возможно по нерезервированной и по резервированной
схеме, то есть в первом случае на подстанции установлен один трансформатор и
она получает ЭЭ по одноцепной линии, а во втором случае — на подстанции имеется
два трансформатора и они «питаются» по двухцепной линии. Отразим это на рисунке
, где ввод резерва изображён штриховой линией.

рисунок 7 — Радиальная сеть

Рассмотрим нерезервированную радиальную сеть.

Вероятность перерыва в электроснабжении
потребителей равна сумме вероятностей аварийных простоев и плановых ремонтов
всех указанных элементов электропередачи,

,

Аварийная вероятность простоя элемента цепи
определяется по формуле,

,

Для определения вероятностей
аварийных простоев и плановых ремонтов, показатели надёжности для линии из
таблицы 12.4 /3, с. 546/, и для выключателя и трансформатора из таблицы 12.5
/3, с. 547/:

Таблица 13 — показатели надёжности
линии электропередач, выключателя и трансформатора

Элемент
сети

ωв,
отказ/год

Tв·10-3,
год/отказ

Линия

1,1

0,9

Трансформатор

0,01

60

Выключатель

0,2

1,2

Примечание. Параметр ωл
приведён на 100 км.

Определяем недоотпущенную энергию
для варианта 1, МВт·ч,

Определяем ущерб, причиненный
народному хозяйству от перерывов в электроснабжении для варианта 1, тыс. руб.,

где У0 — капитальные вложения в линию (опоры
стальные) для варианта 1, тыс. руб.,

капитальные вложения в подстанцию 1
(стоимость ячеек открытого распределительного устройства (ОРУ) с выключателями)
для варианта 1, тыс. руб.,

где КЯ — коэффициент, характеризующий
стоимость ячеек ОРУ с выключателями, тыс. руб., выбранный по /4, с. 36/; nЯ
— количество ячеек.

Отчисление на амортизацию, ремонт и обслуживание
для линии для варианта 1, тыс. руб.,

,

где — коэффициент, характеризующий
ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание линии выбранный по /4, с. 32/.

Отчисление на амортизацию, ремонт и
обслуживание для подстанции 1 для варианта 1, тыс. руб.,

,

где — коэффициент, характеризующий
ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание подстанции выбранный по /4, с.
32/.

Стоимость потерь электроэнергии в
линии для варианта, тыс. руб.,

,

где — удельные потери при передаче
мощности подстанции по одноцепной или двухцепной схеме определенные по кривым,
приведенным в /2, с. 273/; — стоимость 1 МВт·ч потерь
электроэнергии, тыс. руб./МВт·ч.

Суммарные Издержки для варианта 1,
тыс. руб.,

,

капитальные суммарные затраты для варианта 1,
тыс. руб.,

,

Приведенные затраты для варианта 1,
тыс. руб.,

,

где ЕН — нормативный
коэффициент эффективности капиталовложении в электроэнергетику (при нормативном
сроке окупаемости — 8 лет), 1/год, взятый по /2, с. 34/.

рассмотрим резервированную
радиальную сеть. Мощность будет передаваться по двум цепям. Также на подстанции
установлены два однотипных трансформатора. Тогда вероятность перерыва в
электроснабжении будем оценивать по следующей схеме, показанной на рисунке 15.

Рисунок 8 — Схема вероятностей
перерыва при резервированной сети

Для определения вероятностей
аварийных простоев и плановых ремонтов, показатели надёжности для линии из
таблицы 12.4 /3, с. 546/, и для выключателя и трансформатора из таблицы 12.5
/3, с. 547/:

вероятность перерыва в
электроснабжении потребителей равна сумме вероятностей аварийных простоев и
плановых ремонтов всех указанных элементов электропередачи,

Таблица 14 — Показатели надёжности
линии электропередач, выключателя и трансформатора

Элемент
сети

ωв,
отказ/год

Tв·10-3,
год/отказ

Линия

1,1

0,9

Трансформатор

0,01

60

Выключатель

0,2

1,2

Примечание. Параметр ωл
приведён на 100 км.

Определяем недоотпущенную энергию
для варианта 1, МВт·ч,

Определяем ущерб, причиненный
народному хозяйству от перерывов в электроснабжении для варианта 1, тыс. руб.,

где У0 — капитальные вложения в линию (опоры стальные)
для варианта 1, тыс. руб.,

капитальные вложения в подстанцию 1
(стоимость ячеек открытого распределительного устройства (ОРУ) с выключателями)
для варианта 1, тыс. руб.,

где КЯ — коэффициент,
характеризующий стоимость ячеек ОРУ с выключателями, тыс. руб., выбранный по
/4, с. 36/; nЯ —
количество ячеек.

Отчисление на амортизацию, ремонт и
обслуживание для линии для варианта 1, тыс. руб.,

,

где — коэффициент, характеризующий
ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание линии выбранный по /4, с. 32/.

Отчисление на амортизацию, ремонт и
обслуживание для подстанции 1 для варианта 1, тыс. руб.,

,

где — коэффициент, характеризующий
ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание подстанции выбранный по /4, с.
32/.

Стоимость потерь электроэнергии в
линии для варианта, тыс. руб.,

,

где — удельные потери при передаче
мощности подстанции по одноцепной или двухцепной схеме определенные по кривым,
приведенным в /5, с. 273/; — стоимость 1 МВт·ч потерь
электроэнергии, тыс. руб./МВт·ч.

Суммарные Издержки для варианта 1,
тыс. руб.,

,

капитальные суммарные затраты для
варианта 1, тыс. руб.,

,

Приведенные затраты для варианта 1,
тыс. руб.,

,

где ЕН — нормативный
коэффициент эффективности капиталовложении в электроэнергетику (при нормативном
сроке окупаемости — 8 лет), 1/год, взятый по /2, с. 34/.

Из сравнения экономических
показателей рассмотренных вариантов резервирования и без резервирования
подстанции 4 видно, что электроснабжение по схеме с резервированием более
экономично.


2.9 Сравнение вариантов 1 и 2 по
приведенным затратам
/1, с. 34-38/

наиболее экономичным из предварительно выбранных
вариантов ЭС является вариант с минимальными приведенными затратами:

.

рассмотрим вариант сети 1

Выражение для определения капитальных вложений в
ВЛ,

Для сравнения вариантов по приведенным затратам
необходимо для каждого варианта рассчитать капиталовложения в сооружение каждой
схемы.

Определим полные капиталовложения в линии, для
первого и второго варианта энергосистемы соответственно, тыс. руб,

 ,

где    К’0, —
стоимость сооружения 1 км воздушной линии; lΣ— суммарная
длина линий.

Определим полные капиталовложения в
подстанции, тыс. руб,

Ежегодные издержки на амортизацию
для ЛЭП, для первого и второго варианта энергосистемы соответственно, тыс. руб,

,

ежегодные издержки на амортизацию
для подстанций, для первого и второго варианта энергосистемы соответственно,
тыс. руб,

,

затраты на возмещение потерь
электроэнергии, для первого и второго варианта энергосистемы соответственно,
тыс. руб,

где    ΔА’, ΔА» — суммарные
потери электроэнергии, соответственно зависящие и независящие от нагрузки
(смотреть пункт 8); β’
β’
— стоимость
1 кВт·ч потерь, определяемый по /2, с. 37/ для показателей Т’ = τ и Т»
= 8760 ч.

Рассмотрим вариант сети 2

Определим полные капиталовложения в линии, для
первого и второго варианта энергосистемы соответственно, тыс. руб,

 ,

где    К’0, — стоимость
сооружения 1 км воздушной линии

Определим полные капиталовложения в подстанции,
тыс. руб,

ежегодные издержки на амортизацию для
ЛЭП, для первого и второго варианта энергосистемы соответственно, тыс. руб,

,

ежегодные издержки на амортизацию
для подстанций, для первого и второго варианта энергосистемы соответственно,
тыс. руб,

затраты на возмещение потерь
электроэнергии, для первого и второго варианта энергосистемы соответственно,
тыс. руб,

где    ΔА’А» — суммарные
потери электроэнергии, соответственно зависящие и независящие от нагрузки
(смотреть пункт 8); β’, β» — стоимость
1 кВт·ч потерь, определяемый по /2, с. 37/ для показателей Т’ = τ и Т»
= 8760 ч.

Полученные результаты расчётов обоих
вариантов сведём в следующую таблицу.

Таблица 15 — Сравнение вариантов 1 и
2 по приведенным затратам, тыс. руб.

Вариант
схемы

капитальные
затраты

Ежегодные
издержки

З

Кл

Кя

Кт

Кпост

Ил

Ипс

ИA

ИΣ

1

9452

474

676

720

264,66

128,68

67,33

460,70

1833,70

КΣ
= 10962

2

6903

920

552

1500

193,28

261,53

95,69

550,51

1785,11

КΣ
= 9875

Так как эта величина оказалась меньше 5%, то
предпочтение отдаём варианту 2 с меньшими приведенными затратами. Этот вариант
удобнее тем, что в нем соединены сети с разным номинальным напряжением, а так
как трансформаторы имеют низкие коэфиценты загрузки, то эта схема имеет хороший
потенциал для развития нашей сети. Составляем принципиальные однолинейные схемы
электрических соединений ЭС для двух вариантов.

Рисунок 9 -Принципиальная схема электрических
соединений сети

(1 вариант)

Рисунок — 10 принципиальная схема электрических
соединений сети

(2 вариант)


3. Расчёт установившихся режимов
электрической системы и выбор устройств регулирования напряжения
/1,
с. 40-65/

Целью расчёта установившихся режимов
(электрического расчёта) ЭС является определение параметров активной и
реактивной мощностей по ветвям ЭС, потерь активной и реактивной мощностей в
каждом элементе и по ЭС в целом, модулей и фаз напряжений в узлах ЭС в основных
нормальных и послеаварийном режимах. Эти данные используются для установления
приемлемости режимов по техническим и экономическим условиям, решения вопросов
о регулировании напряжения с целью обеспечения заданных (или допустимых)
уровней напряжения на шинах подстанций и выяснения возможностей дальнейшего
повышения экономичности работы ЭС.

3.1 Составление схемы замещения

Расчёту установившихся режимов ЭС предшествует
составление ее расчётной схемы замещения. Эта схема получается в результате
объединения схем замещения отдельных элементов ЭС в соответствии с
принципиальной схемой электрических соединений.

Так, воздушные линии в расчётах представляются
П-образной схемой замещения, в которой продольные элементы соответствуют
сопротивлению проводов и окружающей среды.

где r0, x0 — активное
и индуктивное погонные сопротивления проводов;

g0, b0 — активная
и индуктивная погонные проводимости проводов ВЛ;

n
количество параллельных цепей в линии.

Двухобмоточные трансформаторы в
расчётах установившихся режимов представляют Г-образной схемой замещения
(однолучевой). При параллельном включении nт однотипных
трансформаторов параметры Г-образной схемы определяют по следующим формулам

,

.

где ΔPк — потери
короткого замыкания трансформатора, кВт;

ΔPх — потери
холостого хода трансформатора, кВт;

uк —
напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

iх — ток
холостого хода трансформатора, %;

nт —
количество параллельно включенных трансыорматоров.

Используя данные таблицы 3 из пункта
2.6.1, определим сопротивления линий, Ом,

,

,

,

.

Для определения активной
проводимости ВЛ используем данные таблицы П 1.12 /3, с. 681/, См,

Для определения ёмкостной
проводимости ВЛ используем данные таблицы П 1.12 /3, с. 681/, См,

Тогда проводимости для линий, См

Определим параметры
схемы замещения трансформаторов, используя данные таблицы 4 пункта 2.7, Ом

Проводимости трансформаторов, Ом

Используя рассчитанные параметры
системы, составим её схему замещения, как показано на рисунке 18.

рисунок 11 — Эквивалентная схема замещения ЭС

Для удобства расчёта введём емкостные
проводимости линий в качестве зарядной мощности, которая изменяется в каждом
приближении расчёта режима, а проводимости трансформаторов — потерями холостого
хода, которые также изменяются на каждом шаге расчёта режима. Получим расчётную
схему замещения, которая изображена на рисунке 19.

рисунок 12 — Расчётная схема замещения

Далее, в процессе расчёта, в такой схеме все
мощности, подтекающие и вытекающие к узлу, сводятся в одну, называемую
расчётной мощностью узла, и в дальнейшем все операции производятся именно с
расчётными мощностями.

3.2 Расчёт потокораспределения и
напряжения

В балансирующем узле в режиме максимальных
нагрузок по условиям встречного регулирования должно поддерживаться напряжение
1,05·Uном,
то есть зададим в балансирующем узле напряжение, равное 230 кВ. За начальное
приближение в расчёте примем U(0)
= Uном
= 220 кВ, тогда определим зарядные мощности ВЛ, Мвар, потери на корону, МВт и
потери холостого хода в трансформаторах, МВ·А, по выражениям,

Тогда получим зарядные мощности
линий для начала итераций, Мвар,

потери на корону в линиях, МВт,

И потери холостого хода
трансформаторов для начала итераций, МВ·А,

Приняв приведённое напряжение в
узлах нагрузки равное U(0) = 220 кВ,
рассчитаем нагрузочные потери в трансформаторах, МВ·А,

Приступим к расчёту первой итерации.

Итерация 1

Определим расчётные мощности узлов, суммируя все
нагрузочные мощности, подтекающих и вытекающих к узлу, МВ·А,

тогда потери мощности в линии 6-4
составят, МВ·А,

Мощность в линии
6-4, МВ·А

Определим потери мощности на участке
9-6, МВ·А,

Найдём мощность в начале участка
9-6, МВ·А,

Определим потери мощности на участке
2-9, МВ·А,

Найдём мощность в начале участка
2-9, МВ·А,

Определим потери мощности на участке
3-2, МВ·А,

Найдём мощность в начале участка 3-2, МВ·А,

Определим мощность в конце участка
1-3, МВ·А,

Определим потери мощности на участке
1-3, МВ·А,

Найдём мощность в начале участка
1-3, МВ·А,

Определим мощность в конце участка
5-1, МВ·А,

Определим потери мощности на участке
5-1, МВ·А,

Найдём мощность в
начале участка 5-2, МВ·А,

По известному напряжению в
балансирующем узле определим напряжения в других узлах схемы, кВ, по выражению,

,

которое определяет падение
напряжение на участке ij, кВ

Так как далее идет переход на
среднюю ступень автотрансформатора, то в начале линии 6-4 напряжение, кВ:

Определим приведённые напряжения к
первичной обмотке трансформаторов в узлах 7, 8, 10, 11. При этом пользуемся
мощностями, вытекающими непосредственно в трансформаторы, МВ·А,

С учётом этого определим напряжения
в узлах, кВ,

критерием окончания расчёта является его
точность по отношению к значениям предыдущего приближения, при этом задаётся
параметр допустимой неточности, обычно принимается ε
= 0,50%. Точность расчёта оцениваем по выражению

,

где  —
напряжение в текущей итерации;

 — напряжение в
предыдущей итерации.

Итак, для наиболее удалённого от балансирующего
узла схемы имеем,

таким образом в виду того, что
погрешность превышает
допустимую величину(ε=0,50), то следует
рассчитать вторую итерацию. Результаты, полученные во второй итерации можно
считать за решение ручного расчёта инженерным методом.

.3 Сравнение результатов расчета
нормального режима

В качестве эталонного принимаем
значения параметров режима, полученные на ЭЦВМ в программном комплексе REGIM, которые
приведены в приложениях А и Б.

Сведём данные, полученные вручную и
с помощью ЭЦВМ, в таблицы и оценим точность инженерного расчёта установившегося
режима электрической сети.

Погрешность расчета определяется по
формуле

где x2
xэ —
И величины погрешностей должны
удовлетворять, ,.

Таблица 16 — Соотношение РУР вручную
и на ЭЦВМ для напряжений


узла

Ui(1),
кВ

Ui(2),
кВ

Ui(Э),
кВ

i|,
%

εср,
%

1

225,57e-­j2,045

225,8-2,07

226,5e­-j2,10

0,309

0,481

2

218,47e­-j0,72

218,64e­-j4,50

219,7e­-j5,23

0,480

3

220,12e­-j2,42

222,1e­-4,23

221,5e­-j4,53

0,271

4

105,35e­-j1,45

105,1e­-j9,96

104,2e­-j10,75

0,760

6

113,75j0,01

108,84e­-j7,04

107,2e­-j9,32

0,532

7

226,02e­-j2,21

225,01e­-j3,87

224,0e­-j4,33

0,451

8

214,22e­-j4,98

215,1e­-j9,57

215,6e­-j9,54

0,232

9

216,36e­-j1,959

215,32e­-j8,98

214,6e­-j9,32

0,335

10

212,1e­-j4,14

212,1e­-j9,78

210,1e­-j13,4

0,850

11

102,9e­-j4,39

102,20e­-j10,15

101,6e­-j15,25

0,590

Таблица 17 — Соотношение РУР вручную и на ЭЦВМ
для мощностей


ветви

Si(1),
МВ·А

Si(2),
МВ·А

Si(Э),
МВ·А

i|,
%

εср,
%

1-5

146,95

146,7

145,67

0,71

2,54

2-3

67,63

67,80

69,70

2,73

3-1

119,91

120,30

121,32

0,84

4-6

31,97

32,85

31,72

3,56

6-9

31,53

31,80

31,74

0,21

7-1

25,96

26,16

25,66

2,34

8-3

54,77

55,28

53,37

3,58

10-9

35,56

35,78

34,89

2,55

11-4

32,25

33,83

30,79

8,87

Таблица 18 — Соотношение РУР вручную и на ЭЦВМ
для потерь мощности


ветви

ΔSi(1),
МВ·А

ΔSi(2),
МВ·А

ΔSi(Э),
МВ·А

i|,
%

εср,
%

1-5

6,33

6,03

5,80

3,97

3,59

2-3

0,97

0,99

0,99

0,0

3-1

5,93

6,01

5,76

4,34

4-6

1,08

1,19

1,22

2,46

6-9

0,038

0,022

0,02

4,85

7-1

1,08

1,09

1,04

4,81

8-3

4,76

4,95

4,86

1,85

10-9

2,44

2,66

2,70

1,48

11-4

2,18

2,35

2,57

8,56

Исходя из табличных значений, приходим к выводу,
что ручной расчёт произведён с удовлетворительной точностью и может
использоваться для оценки параметров установившегося режима проектируемой
электрической сети.

Также можно сделать вывод о том, что заявленного
диапазона регулирования напряжение трансформаторов (таблица 4) достаточно для
обеспечения параметров качества электроэнергии в режиме наибольших нагрузок.

.3.1 Качественный анализ полученных
параметров режима

В качестве послеаварийного режима принимаем
наиболее тяжёлый режим работы электрической сети, который в существующих
условиях устанавливается при обрыве одной цепи наиболее нагруженной линии 5-1.
Файл исходных данных и таблица расчёта приведены в приложениях В и Г.

Найдем предельно передаваемые мощности самого
загруженного и незагруженного участков по формуле, МВ·А

Сравнив предельные величины с
величинами в нормальном режиме, мы видим, что мощности самого загруженного и
самого слабозагруженного участков меньше предельных, что говорит нам о том, что
сеть не перегружена и есть запас по пропускной способности линий.

Оценим по плотности тока проводов
загрузку ВЛ и правильность выбора сечения проводов. Плотность тока определим
как, А/мм2,

,

где Iij — ток,
протекающий по участку, А;

Fij — сечение
провода участка, мм2.

Токи используем из расчёта на ЭВМ.
Для режима ОЭС Сибири экономическая плотность тока jэк, А/мм2,
устанавливается на уровне 1,1 А/мм2 /1, с. 25/.

Таблица 19 — анализ параметров
режима

Участок

Iдл.доп,
А

Iнорм,
А

jнорм,
А/мм2

jэк,
А/мм2

Марка
провода

5-1

610

370

1,54

1,1

АС-240/32

1-3

610

310

1,29

1,1

АС-240/32

3-2

610

177

0,74

1,1

АС-240/32

2-4

390

173

1,44

1,1

АС-120/19

Из таблицы мы можем видеть, что плотность тока в
нормальном режиме превышает экономическую плотность тока на всех участках кроме
3-2.


3.3.2 Анализ токов нормального и
послеаварийного режимов

Сравним длительно допустимые токи для самого
зугруженного и слабозагруженного участков для нормального и послеаварийного
режимов. Результат сведем в таблицу.

Таблица 20 — анализ параметров режима

Участок

Iдл.доп,
А

Iнорм,
А

Iпа,
А

Марка
провода

5-1

610

370

380

АС-240/32

2-4

390

173

179

АС-120/19

Мы видим, что токи не превышают допустимые и
работа сети будет устойчивой.

3.4 Выбор устройств регулирования
напряжения
/1, с. 50-55/

необходимо обеспечить допустимые напряжения во
всех точках питающей и распределительной сети. При этом сверху эти напряжения
ограничены работой изоляции, а снизу устойчивой работой электроприёмников.

Проанализировав напряжения в нормальном режиме,
мы видим, что выполняется условие

Исходя из этого в режиме наибольших
нагрузок и в послеаварийном принимаем, кВ,

,

где Uнж — желаемое
напряжение на шинах нагрузки, кВ;

Uном —
номинальное напряжение на шинах нагрузки, кВ.

Определим в обоих режимах желаемое
напряжение ответвления трансформаторов с РПН, пользуясь формулой

где U1отв —
ответвление первичной обмотки трансформатора, кВ;

U2 —
приведённое к первичной обмотке напряжение вторичной обмотки трансформатора,
кВ;

U2ном —
номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора, кВ;

U2ж —желаемое
напряжение вторичной обмотки, кВ.

Номер ответвления

 ( четвертая отпайка)

 ( стандартное ответвление)

 (стандартное ответвление)

( — третья отпайка)

Тогда стандартное напряжение
ответвления, кВ,

Тогда фактическое напряжение на
шинах потребителя, кВ,

Сравним полученные значения с
желаемым напряжением, отклонение не должно превышать половины регулирования

Погрешности превышают допустимые на
значительную величину.

Аналогичный расчёт проводится и для
послеаварийного режима.

желаемое напряжение ответвления
трансформаторов с РПН, пользуясь формулой, кВ,

Номер ответвления

 ( четвертое ответвление)

 ( второе ответвление)

 (второе ответвление)

( — третье ответвление)

Тогда стандартное напряжение
ответвления, кВ,

Тогда фактическое напряжение на
шинах потребителя, кВ,

Сравним полученные
значения с желаемым напряжением, отклонение не должно превышать половины
регулирования

 

Значения погрешности превышают
допустимый уровень. Это связано с тем, что даже в послеаварийном режиме при
отключении одной цепи самой загруженной линии все напряжения остаются в
пределах допустимых и для них не требуется регулирования РПН.


4 Определение технико-экономических
показателей проектируемой сети
/1, с. 99-102/

Выполнив электрические расчёты оптимального
варианта ЭС, и выбрав необходимые средства управления напряжения и реактивной
мощности, необходимо определить основные и удельные технико-экономические
показатели сети:

.        Капитальные вложения на сооружение ВЛ, подстанций
и ЭС в целом;

.        ежегодные издержки на эксплуатацию ВЛ,
ПС и ЭС в целом;

.        потери активной мощности и
электроэнергии в проектируемой ЭС;

.        Удельные капиталовложения в ЭС;

.        Себестоимость передачи электроэнергии
по ЭС.

Эти показатели позволяют определить расходы
денежных средств на сооружение и эксплуатацию сети, их структуру, а также
оценить экономичность функционировать ЭС.

Для оценки экономической эффективности
капитальных вложений спроектированную систему электроснабжения района определим
некоторые удельные технико-экономические показатели, наиболее общими из которых
для энергетического строительства являются:

а) удельные капитальные вложения в
электропередачи, отнесённые к 1 кВт передаваемой мощности нагрузки ВЛ,
руб./кВт,

,

и к 1 кВт мощности нагрузки к 1 км длины ВЛ,
руб./кВт,

;

б) удельные
капитальные вложения в подстанции, отнесённые к 1 кВ·А установленной мощности
ПС,

.

При проектировании данной электрической системы
капиталовложения в линии и подстанции были рассчитаны на стадии сравнения по
приведённым затратам кольцевого варианта сети и радиально-магистрального
варианта.

капитальные вложения в ЛЭП в соответствии с
пунктом 2.10, тыс. руб.,

К капитальным вложениям в
подстанции, которые определены в пункте 2.10 и равным 2972 тыс. руб.,
необходимо добавить капитальные вложения в шунтирующие КБ. По условиям выбора
компенсирующих устройств, полученные мощности предполагают установку
конденсаторных батарей. Используя справочные данные /2, с. 279/ выбираем тип
батарей КСА-0 , 66-20 с установленной мощностью 5,3 Мвар, стоимостью 57 тыс.
руб. Дополним капитальные вложения подстанции стоимостью конденсаторных
установок, тыс. руб.,

Из расчета по две батареи на
подстанцию.

На данном этапе необходимо включить
в стоимость ЭС затраты на установку выключателей в балансирующем узле, тыс.
руб.,

так как в балансирующем узле установлено 3
воздушных выключателя, стоимость которых определена по таблице 6.111 /2, с.
273/.

Тогда полные капиталовложения в ЭС, тыс. руб.,

Определим ежегодные Издержки на
амортизацию, ремонт и обслуживание подстанций и воздушных линий, тыс. руб.,

,

.

Используя данные расчёта на ЭЦВМ
(см. приложение Б) определим суммарные потери электроэнергии в сети, МВт·ч,

где  —
суммарные потери на холостой ход, МВт,

 — суммарные нагрузочные
потери в линиях и обмотках трансформаторов, МВт,

Стоимость потерь ЭЭ,
тыс.руб.

Суммарные ежегодные
Издержки,

тыс.руб.

Определим приведённые затраты, тыс. руб.,

Рас

считаем технико-экономические
параметры схемы,

 

 

 руб./кВ·А.

 

Сравним полученные значения
технико-экономических параметров ЭС с типовыми /1, с. 101/.

Для класса напряжения 220 кВ
согласно графикам kуд1 находится в
пределах 13-21 руб./кВт. В нашем расчёте получено 19,6 руб./кВт.

Для среднего удельного показателя kуд2 имеем
существующих параметрах этот коэффициент равен 11,4 коп./кВт·км, однако
последний участок сети выполнен на напряжение 110 кВ, что и вносит уменьшение
стоимости.

Определим себестоимость передачи ЭЭ,
коп./кВт·ч·км,

Для класса напряжения 220 кВ
нормативным значением является изменить используя либо уменьшение затрат на строительство подстанций
(применить схемное решение, удешевляющее и упрощая схему подстанций), либо
увеличить время использования максимума нагрузки потребления, т. е. увеличить эффективность
использования ЭЭ, например, переводом предприятий на многосменный режим работы.


Список
использованной литературы

1
Герасименко, А.А. Проектирование районной электрической системы: Учебное
пособие / А.А. Герасименко, В.М. Таюрский. — Красноярск, КГТУ, 1982. — 120 с.

Пособие
к курсовому проектированию для электроэнергетических специальностей : Учебное
пособие / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; М.: Высшая школа, 1981. —
304 с.

Передача
и распределение электрической энергии: Учебное пособие/ А.А. Герасименко, В.Т.
Федин. — Красноярск: ИПЦ КГТУ; Минск: БНТУ, 2006. — 808 с.

Справочник
по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М.
Шапиро. М., Энергоатомиздат, 1985. — 352 с.

сто
4.2-07-2008 Система менеджмента качества. Общие требования к построению,
изложению и оформлению документов учебной деятельности.


ПРИЛОЖЕНИЕ А

Файл исходных данных для расчета в программном
комплексе REGIM
на ЭВЦМ в нормальном режиме при Uб
= 230 кВ.

/балансирующий узел

5 0.05 20/

/узлы на высшем напряжении

5 1 220 0 0 0 0 230 -500 500/

1 1 220.0/

2 1 220.0/

3 1 220.0/

4 1 110.0/

6 1 110.0/

9 1 220.0/

/узлы на низшем напряжении

7 1 220 25 5.77/

8 1 220 52 12.01/

10 1 220 34 7.85/

11 1 110 30 6.93/

/ветви линий

1 5 1 4.39 13.5 7.56 351/

1 1 3 6.18 19.0 10.64 494/

1 3 2 3.25 10.0 5.6 260/

1 6 4 7.43 11.28 0.0 297/

/ трансформаторов

1 1 7 2.8 79.35 2.1 14.87 1.0/

1 2 9 0.7 52.0 1.86 13.0 1.0/

1 3 8 2.8 79.35 2.1 14.87 1.0/

1 4 11 1.27 27.95 4.5 28.9 1.0/

1 9 6 0.7 0 0 0 0.50/

1 9 10 1.4 97.8 1.0/


ПРИЛОЖЕНИЕ
Б

Файл исходных данных для расчета в программном
комплексе REGIM
на ЭВЦМ в послеаварийном режиме при Uб
= 230 кВ.

/балансирующий узел

5 0.05 20/

/узлы на высшем напряжении

5 1 220 0 0 0 0 230 -500 500/

1 1 220.0/

2 1 220.0/

3 1 220.0/

4 1 110.0/

6 1 110.0/

9 1 220.0/

/узлы на низшем напряжении

7 1 220 25 5.77/

8 1 220 52 12.01/

10 1 220 34 7.85/

11 1 110 30 6.93/

/ветви линий

1 5 1 8.78 27.0 3.78 175.5/

1 1 3 6.18 19.0 10.64 494/

1 3 2 3.25 10.0 5.6 260/

1 6 4 7.43 11.28 0.0 297/

/ трансформаторов

1 1 7 2.8 79.35 2.1 14.87 1.0/

1 2 9 0.7 52.0 1.86 13.0 1.0/

1 3 8 2.8 79.35 2.1 14.87 1.0/

1 4 11 1.27 27.95 4.5 28.9 1.0/

1 9 6 0.7 0 0 0 0.50/

1 9 10 1.4 97.8 1.0/

Учебная работа. Проектирование районной электрической системы

Учебная работа. Проектирование районной электрической сети

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Проектирование районной электрической сети

Содержание

Введение

Задание

. Выбор оптимальной схемы развития
районной электрической сети

.        Выбор номинальных
напряжений и оптимальной конструкции электрической сети

3. Расчет сечений проводов, мощности
компенсирующих устройств для 1 варианта электрической сети

4.       Выбор оборудования
подстанций для 1 варианта схемы электрической сети

5.       Расчет сечений проводов,
мощности компенсирующих устройств для 2 варианта электрической сети

.        Выбор оборудования
подстанций и станций для 2 — го варианта схемы

.        Расчет максимального режима
энергосистемы

7.1     Расчет ПС F

7.2     Расчет питающей линии FC

7.3     Расчет трансформаторной
подстанции С

.4       Определение
потокораспределения мощности

.5       Расчет потерь мощности и
напряжений в ВЛ

.6       Расчет ПС А

8. Баланс активных и реактивных
мощностей

8.1     Приходная часть

8.2     Расходная часть

Заключение

Список использованных источников

Введение

Энергетическая система состоит из электрических
станций, электрических сетей и потребителей электроэнергии, соединённых между
собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства,
распределения и потребления электрической энергии при общем управлении этим
режимом.

Любой проект электрической сети состоит из
следующих основных разделов:

) выбор наиболее рациональных вариантов схем
электрической сети и электроснабжения потребителей;

) сопоставление этих вариантов по различным
показателям;

) выбор в результате этого сопоставления и
технико-экономического расчета наиболее приемлемого варианта;

) расчет характерных режимов работы электрической
сети;

) решение вопросов связанных с регулированием
напряжения;

) определение технико-экономических показателей
электрической сети.

Следует учитывать, что к электрической сети
предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и
производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению
по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по
сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на строительство
сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на
эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и
эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных
затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети
производится по приведенным затратам.

Выбор наиболее приемлемого варианта,
удовлетворяющего технико- экономическим требованиям, — это один из основных
вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и
электрической сети.

При реальном проектировании сетей и линий
электропередачи рассматривается более обширный круг вопросов.

В частности сюда входят:

) изыскание трасс и линий электрической сети;

) разработка схемы сети;

) выбор номинальных напряжений;

) расчеты сечений проводов;

) определение числа и мощности силовых
трансформаторов на подстанциях, питающихся от проектируемой сети;

) электрический расчет сети в основных
нормальных и аварийных режимах;

) выбор способов регулирования напряжения, определение
места установки и мощности устройств для регулирования напряжения;

) расчет конструктивных параметров проводов,
опор и фундаментов воздушных линий;

) определение технико-экономических показателей
электрической сети;

) организация эксплуатации проектируемой работы.

В процессе реального проектирования решают также
и ряд других важных вопросов. К ним относятся разработка мероприятий по
снижению потерь мощности и энергии в сети, релейная защита, расчет заземляющих
устройств подстанций и опор линий, средств по грозозащите линий и подстанций.

При выборе схемы и параметров должно быть учтено
дальнейшее раз­витие системы и обеспечение высокого качества электроснабжения
потребителей в нормальном (максимальном и минимальном) и послеаварийном режимах
работы энергосистемы. В минимальном режиме нагрузки узлов снижаются и
соответственно снижается мощность станции А. В узлах нагрузки на долю
потребителей первой катего­рии приходится 15 — 30% нагрузки узла. Под АЧР может
быть подключено до 30- 40 % нагрузки.

В России нашли распространение две системы
напряжений в районных сетях: 10/35/110/220 кВ и 10/35/110/330 кВ. Исходя из них
должен осуществляться выбор номинальных напряжений линий и подстанций.

электрический сеть напряжение провод

Задание

РмахА = 80 МВт; cosφ
= 0,75; РмахВ
= 25 МВт; cosφ = 0,7;

РмахС = 130 МВт; cosφ
= 0,8;
РмахD
= 50 МВт; cosφ = 0,75;

РмахF
= 80 МВт; cosφ = 0,7; РЭСF
= 275 МВт; cosφ = 0,9.

Графики нагрузок:

А — 2; В — 5; С — 6; D
— 3; F — 4.

Длина ВЛ:

AB =20 км, AC
= 25 км, AD =46 км, BC
=40 км, CD =25 км, СF=140
км.

t0 воздуха
= +100.

1.     
Выбор оптимальной схемы развития районной
электрической сети

По сумме графиков нагрузки потребителей строим
график нагрузки системы в целом (рис. 3).

Расчет по часам:

-1:
14+20+104+45+33,6=216,6 МВт.

1-2:
14+20+104+45+17,6=200,6 МВт.

2-3:
14+20+104+45+17,6=200,6 МВт.

3-4:
14+20+104+45+17,6=200,6 МВт.

4-5:
14+20+104+50+17,6=205,6 МВт.

5-6:
14+25+130+50+31,76=250,76 МВт.

6-7:
14+25+130+50+36=255 МВт.

7-8:
8+25+130+50+36=249 МВт.

8-9:
8+25+130+50+36=249 МВт.

9-10:
8+25+130+50+34,4=247,4 МВт.

10-11:
8+25+130+45+20,8=228,8 МВт.

11-12:
8+25+117+45+20,8=215,8 МВт.

12-13:
8+25+117+45+20,8=215,8 МВт.

13-14:
62+25+117+45+20,8=269,8 МВт.

14-15:
62+25+117+50+34,4=288,4 МВт.

15-16:
80+22,3+117+50+48=317,3 МВт.

16-17:
80+23,75+126,5+50+67,2=347,45 МВт.

17-18:
80+23,75+126,5+50+80=360,25 МВт.

18-19:
80+23,75+126,5+50+80=360,25 МВт.

19-20:
80+21+124,5+50+80=355,5 МВт.

20-21:
80+23,75+104+45+67,2=319,95 МВт.

21-22:
14+23,75+104+45+64=250,75 МВт.

22-23:
14+23,75+104+45+64=250,75 МВт.

23-24:
14+23,75+104+45+34=220,75 МВт.

По графику нагрузки системы определим время
максимума нагрузки.

Мощности нагрузок в максимальном режиме
определяем по графикам нагрузок потребителей во время максимальной нагрузки
системы с 17 до 19 ч.

РМА = 80 МВт; РМВ = 23,75
МВт;

РМС = 126,5 МВт; РМD
= 50 МВт; РМF
= 80 МВт.

По каждому графику считаем продолжительность
наибольшей нагрузки Тм, в течение которой при наибольшей нагрузке
потребитель получает из сети такое же количество энергии, что и при работе по
действительному графику:

 

Рисунок
3. График нагрузки системы в целом

Pmax
= 360,25 МВт с 17 до 19 ч.

2.      Выбор
номинальных напряжений и оптимальной конструкции электрической сети

 

Рассмотрим два варианта схемы сети.

Проектируем сети одного напряжения и одного
сечения проводов, т.е. однородные. Одновременный выход из строя двух линий (в
том числе двух цепей на двухцепных опорах) исключается из рассмотрения, как
мало вероятный на практике.

Питающие ВЛ выполним двухцепными для надежности
связи. рассмотрим потокораспределение мощностей для двух вариантов схем сети.

Расчет номинальных напряжений.

Расчетная нагрузка линии FC:

РСF=РЭСF
— РF
= 275 — 80 = 195 (МВт)

Для ориентировки в выборе рабочего напряжения
воспользуемся эмпирической формулой:

где Р — активная
мощность, МВт;

L
— длина линии, км;

В качестве UнВЛ
берем величину номинального напряжения по шкале стандартных напряжений: UнFC=220
кВ.

Рассчитаем
напряжения воздушных линий:

Принимаем напряжение линий U=110 кВ.

Расчет номинальных напряжений:

UнFC=220 кВ.

Рассчитаем напряжения воздушных
линий:

Принимаем напряжение линий U=110 кВ.

3.     
Расчет сечений проводов и мощности
компенсирующих устройств для 1 варианта электрической сети

Решить вопрос о выборе сечения проводов можно
только в со­четании с выбором мощности компенсирующих устройств. ПУЭ рекомен­дуется
доводить коэффициент мощности до 0,92 ч 0,95, с этой целью необходимо по
заданным активным мощностям нагрузок и их коэффициентам мощности
определять мощность компенсирующих устройств, как

Qk
= Pн(tgφнорм
— tgφн),
где tgφнорм
= tg(arccosφнорм
); cosφнорм
= 0,92 ч 0,95, тогда

tgφнорм
= tg(arccosφнорм)
= tg(arcos 0,94) = 0,363.

tgφнА
= tg(arcсos
0,75) = 0,88.

tgφнВ
= tg(arcсos
0,7) = 1,02.

tgφнС
= tg(arcсos
0,8) = 0,75.

tgφнD
= tg(arcсos
0,75) = 0,88.

tgφнF
= tg(arcсos
0,7) = 1,02.

Определяем:

кВ
= 25(0,363 — 1,02) = — 16,425 МВАр.

выбираем синхронный компенсатор ПС В типа:
Компенсатор: КС15-11

QкС
= 130(0,363 — 0,75) = — 50.31 МВАр.

Компенсаторы: 2хКС — 25 — 10У3.

QкD
= 50(0,363 — 0,88) = — 25,85 МВАр.

Компенсатор: КС — 25 — 10У3.

Определяем реактивные мощности нагрузок с учетом
компенсации:


= Pн
tgφн
— Qку
.

QнГЭС
= 275·tg(arccos0,9)
=133,19 МВАр.

QнA
= 80 ·0,88 — 0 = 70,4 МВАр.

QнB
= 25 · 1,02 — 16,425 =9,075 МВАр.

QнC
= 130 · 0,75 — 50,31 =47,19 МВАр.

QнD
= 50 · 0,88 — 25,85 = 18,15 МВАр.

QнF
= 80 ·1,02 — 0 = 81,6 МВАр.

Для нагрузок, подключенных к шинам генераторного
напряжения электростанций, выбирать компенсирующие устройства не нужно, т.к.
необходимую реактивную мощность выдают генераторы электростанций.

Зная реактивные нагрузки потребителей,
определяем потокораспределение реактивных мощностей в сети аналогично
потокораспределению активных мощностей. Рассчитываем полные мощности, протекаю­щие
по каждой ВЛ.

,МВА.              

, А.

 

Определяем сечения проводов для ВЛ:

АВ -70 мм2; АD — 150 мм2;
АC — 185 мм2;
FC — 300 мм2.

По экономической плотности тока выбираем провода
ВЛ: Тм › 5000 ч, J
= 1 А/мм2 , с целью однородности для ВЛ 110 кВ: АС — 150/24, Iдоп
= 450 А. Для ВЛ СF напряжением
220 кВ выбираем провод 300/39, Iдоп
= 690 А.

Таблица 1.
параметры ВЛ на 100 км

Номинальное
сечение

Кол-во
проводов в фазе

Активное
сопротивление, Ом

Реактивное
сопротивление, Ом

В0·10-4,
См

150/24

1

20,4

42

2,707

300/39

2

4,8

0,429

2,645

4.      Выбор
оборудования подстанций для 1 варианта схемы электрической сети

На подстанциях всех категорий с нагрузкой РН
>
10 МВТ, предус­матривается, как правило, установка двух
трансформаторов (авто­трансформаторов). На подстанциях 35-150 кВ рекомендуется
приме­нять трехфазные трансформаторы, на подстанциях 220-330 кВ трех­фазные
автотрансформаторы. ПС F

Sн макс
= 114,27 МВА.

выбираем 3-х-фазный 3-х-обмоточный
автотрансформатор типа 2хАТДЦТН — 125000/220/110/10.5


Sном = 125 МВА

UВН = 220 кВ

UСН = 110 кВ

UНН = 10,5 кВ ±6х2% iхх=0,5 %

uk= 11% uk=45% uk=28%

RТВ
= 0,52 Ом               RТС
= 0,52 Ом               RТН
= 3,2 Ом

ХТВ = 49 Ом                  ХТС
=0 Ом                     ХТН =131 Ом

ΔРХ
= 65 кВт                                                      ΔРК = 305 кВт

При двухтрансформаторной схеме в аварийном
режиме (при отключении одного трансформатора) коэффициент загрузки остающегося
в работе трансформатора не должен превышать значения 1.35 ч1.45 от SТН
.т.е.

 — условие выполняется.

Трансформатор выбран правильно.

ПС С

Sн макс = 130,3 МВА

выбираем 3-х-фазный
3-х-обмоточный автотрансформатор типа 2хАТДЦТН — 125000/220/110/10.5

Sном
= 125 МВА

UВН
= 220 кВ

UСН
= 110 кВ

UНН
= 10,5 кВ ±6х2% iхх=0,5 %

uk=
11% uk=45% uk=28%

RТВ = 0,52 Ом               RТС = 0,52 Ом               RТН = 3,2 Ом

ХТВ = 49 Ом                  ХТС
=0 Ом                     ХТН =131 Ом

ΔРХ
= 65 кВт                                                      ΔРК
= 305 кВт

— условие выполняется.

Трансформатор выбран правильно.

ПС В

Sн макс = 55,9 МВА.

Тип трансформатора 2ЧТРДН —
40000/110.

Sном = 40 МВА.

UВН = 115 кВ                 UНН = 10,5 кВ
±9Ч1,78%.

RТ = 0,4 Ом                            ХТ
= 0,1 Ом.

ΔРХ = 36 кВт                 ΔРК
= 172 кВт.

— условие выполняется.

Трансформатор выбран правильно.

ПС D

Sн макс = 53,19
МВА.

Тип трансформатора 2ЧТРДН —
40000/110.

Sном = 40 МВА.

UВН = 115 кВ                 UНН = 10,5 кВ
±9Ч1,78%.

RТ = 0,4 Ом                 
ХТ = 0,01 Ом.

ΔРХ = 36 кВт                 ΔРК
= 172 кВт.

— условие выполняется.

Трансформатор выбран правильно.

ПС А

Sн макс = 106,56
МВА.

хТРДН — 80000/110

Sном = 80 МВА

UВН = 115 кВ                 UНН = 10,5 кВ
±9х1,78% uk=10,5% iхх=0,6%

RТ = 0,6 Ом                            ХТ
= 17,4 Ом

ΔРХ = 70кВт                  ΔРК
= 310 кВт

— условие выполняется.

Трансформатор выбран правильно.

При выборе мощности ГЭС и ТЭС и числа
генераторов необходимо учитывать потребление мощности на собственные нужды
станций (порядка 5- 10%) и резервные мощности (порядка 15% от суммарной
нагрузки системы, но не менее мощности наиболее крупного агрегата в данной
энергосистеме). Резервы мощности целесообразно располагать на ТЭС,
расположенной ближе к основным центрам электропотребления. Потреб­ная мощность
балансирующей станции А может быть определена сумми­рованием всех
нагрузок с вычитанием из этой суммы мощности Рэс F
генерируемой станцией F
в максимальном режиме системы:

РЭСА = 1,15 · 1,1 · [ (РА
+ РВ + РС + РD
+ РF)
· 1,05 — РЭСF
] = 1,15·1,1·[(80+25+130+50+80)·1,05 — 275] = 136,93 МВт.

выбираем 6 турбогенераторов типа ТВС — 32 — Т3,
Р = 25 МВт, Uном
= 10,5 кВ.

Номинальная мощность ТЭС:

РЭСА = nТГ
· РНТГ › РЭСА , где nТГ
— число турбогенераторов, РНТГ — активная мощность ТГ.

РЭСА = 8·25 = 150 МВт — условие
выполняется.

Номинальная мощность ГЭС
определяется аналогично с учетом мощности собственных нужд:

РЭСF
= nГГ
· РНГГ › РЭСF
·1,05 = 275·1,05 = 288,75 МВт.

выбираем 5 гидрогенераторов CВ
— 845/140 — 44Т, Р = 63 МВт Uном
= 10,5 кВ.

МВт › 288,75 МВт — условие выполнено.

5.      Расчет
сечений проводов и мощности компенсирующих устройств для 2 варианта
электрической сети

Мощность компенсирующих устройств аналогична
схеме 1.

Потокораспределение
показано выше.

Рассчитаем полные
мощности, протекающие по ВЛ:

,МВА                , А

 

Определяем сечения проводов для ВЛ:

АВ — 70 мм2; АD — 150 мм2;
АC — 185 мм2;
FC — 300 мм2.

По экономической плотности тока выбираем провода
ВЛ: Тм › 5000 ч, J
= 1 А/мм2 , с целью однородности для ВЛ 110 кВ: АС — 150/24, Iдоп
= 450 А. Для ВЛ СF напряжением
220 кВ выбираем провод 300/39, Iдоп
= 690 А.

Таблица 1.
параметры ВЛ на 100 км

Номинальное
сечение

Кол-во
проводов в фазе

Активное
сопротивление, Ом

Реактивное
сопротивление, Ом

В0·10-4,
См

150/24

1

20,4

42

2,707

300/39

2

4,8

0,429

2,645

6.      Выбор
оборудования подстанций и станций для 2 — го варианта схемы

Выбор оборудования подстанций и станций для
второго варианта схемы электрической сети аналогичен выбранному оборудованию
для схемы 1.

Для надёжности электроснабжения линия FC
выполняется двухцепной.

Стоимость постройки
линий определяется по формуле: КВЛ =Куд·LВЛ
.

Коэффициент, учитывающий стоимость 1 км
постройки ВЛ, для сталеалюмиевых одноцепных опор сечением 120/19 — 19,0
тыс.руб/км; 150/24 — 16,9 тыс.руб/км; для сталеалюминиевых двухцепных опор
сечением 300/39 — 48,2 тыс.руб/км.

Схема 1

КВЛ1 =20·19,0+46·19,0+25·19,0+140·48,2
=8477 тыс.руб.

Схема 2

КВЛ 2=20·19,0+46·19,0+40·19,0+140·48,2
=8762 тыс.руб.

Схема 1 более выгодна с точки зрения
экономичности и надежности. Для дальнейшего расчёта выбираем схему 1.

7.     
Расчет максимального режима энергосистемы

7.1
Расчет ПС
F

Расчет начинаем от электростанции F,
режим которой задан. Расчет участка FC начинается с расчета
трансформатора.

Определим мощность, протекающую по
трансформатору ПС F.

SFT
= SЭСF
— SFK = PTF
+ jQTF , где SFK
= 80+j81,6 МВА

мощность нагрузки с учетом компенсирующих
устройств.

SЭСF
= 275+j133,19 МВА —
мощность, выдаваемая ЭС F.

SFT
= 275+ j133,19 — 80 — j81,6
= 195+j51,59 МВА.

Вычислим сопротивления трансформаторов,
приведенные к стороне НН:

RТНН
= RТ/КН2;
ХТНН = ХТ/КН2, где КН —
номинальный коэффициент трансформации.

КН2 = (UВН
/ UНН)2
= (220/10,5)2 = 439.

RТНН
= 3,2/439 = 0,0073 Ом.

ХТНН = 131/439 = 0,298 Ом.

Мощность на высокой
стороне ПС F:

SFB
= SFT — ΔSFT
— n ΔSХХ

Задаемся:   UВЖ
= 220 кВ, UНЖ
= 10,5*1,05 = 11,025 кВ

ΔUТ
= (PTF* RТНН
+ QTF* ХТНН)/
UНЖ
= (195*0,0073+51,59*0,298)/11,025=1,52 кВ

известно, что Uв.от.п
= Uвн (1+(Е0
n)/100) ,

где UН
— номинальное напряжение трансформатора (высокой стороны),

Е0 —
ступень регулирования трансформатора в процентах,

n
— номер отпайки.

Решив уравнение
относительно n, получим:

n
= ((Uв.от.*100)/
(Uвн*Е0))
— 1, где

Uв.от
= UВЖ
UНН/(
UНЖ
+ ΔUТ)
= 220*10,5/(11,025+1,52) = 184,14 кВ

Отсюда: n
= (100/Е0) ((Uв.от./
UВН)
— 1), n =
(100/1,5)*((184,14/220) — 1) = -10,86=-11

Uв.от.д.
= UВН (1+(Е0
n)/100) =
220(1+1,5*(-11)/100) = 183,7 кВ

Uв.д.
= ( UНЖ
+ ΔUТ)
Uв.от.д/UНН
= (11,025+1,52) 184,14/11 = 210кВ

потери в
трансформаторе:

Iхх = 0,5; ∆
Pхх = 65 кВт

n ΔSХХ = 0,13+j1,25

n=2 —
количество трансформаторов.

SFВ = 195+j51,59 — 1,47
— j60,26 — 0,13
— j1,25 =193,4-j9,92МВА

7.2    Расчет
питающей линии
FC

Зарядная мощность в начале линии:

0,5Q”CFC
= 0,5·n·b0·l·
U2в.д.
F
= 0,5·2·2,64·10-6·140·2102 = 16,3 МВАр.

Расчетная мощность в начале линии:

S”FC
= SFВ
+ jQ”CFC/2
= 193,4-j9,92+j
16,3 = 193,4+j6,38 МВА.

потери в линии:

.

где RFC
= 0,098·140=13,72 Ом.

 XFC
= 0,429·140=60,06 Ом.

Мощность в конце линии FC:

S’FC
= S”FC — ΔSFC
= 193,4+j6,38 — 4,165 — j18,23= 189,235 -j11,85 МВА.

Напряжение в конце линии FC:

Зарядная мощность в конце линии:

0,5Q’FC = 0,5·n·b0·l·U2C =
0,5·2·2,64·10-6·140·207,12 = 15,85 МВАр.

Мощность на высокой стороне ПС С:

SСFC
= S’FC
— jQCFC/2 = 189,235
-j11,85+ j16,3
= 189,235+ j4,45 МВА.

7.3
Расчет трансформаторной подстанции С

Мощность на высокой стороне ПС С:

SCВ
= SCFC = 189,235+ j4,45
МВА.

потери в трансформаторе при прохождении через
него мощности SCB-H:

Мощность, протекающая через обмотку СН:

SCB-С
= SCВ
— SCH — ΔSТB-H
= 189,235 +j4,45 — 130 — j47,19
— 0,2 — j18,8 =

= 59,035 — j61,54
МВА.

потери в трансформаторе при прохождении через
него мощности SCB-C:

выбираем отпайки по напряжению на
стороне СН:

КТС = UВН/ UСН = 220/110 =
2; КТС2 = 4.

Сопротивление трансформатора, приведенное к
стороне СН:

RВСС
= (RB+RС)/
КТС2 = (1,04)/4 = 0,26 Ом.

ХBСС
= (ХB+ХС)/
КТС2 = (49)/4 = 12,25 Ом.

Задаемся UСЖ
= 110·1,05 = 115,5 кВ.

потери напряжения в обмотках ВН и СН
автотрансформатора при протекании мощности SBС-C:

Напряжение на отпайке со стороны ВН:

Номер отпайки: n = (100/2)
((195,6/220) — 1) = -5,54 = -6.

Уточняем: Uв.от.д. = UВН (1+(Е0
n)/100) =
220(1+(2·(-6))/100) = 193,6 кВ.

Напряжение на стороне СН:

Uс.д. =
(210·115,5/193,6) — 3,17 = 122,1 кВ.

Приведение к стороне НН:

КТ2 = (UВН/ UНН)2
=(220/10,5)2 = 439.

RВНН = (RB+RН)/ КТ2
= (0,52+0,52)/439 = 0,0023 Ом.

ХBНН = (ХB+ХН)/
КТ2 = (49)/439 = 0,111 Ом.

Задаемся UНЖ =
10,5*1,05=11,025кВ

потери напряжения в обмотках ВН и НН
при прохождении мощности SCB-Н:

Напряжение на стороне НН:

UНД =
(210·11,025/193,6) — 0,25 = 11 кВ.

Мощность на стороне НН:

SCС = SCВ-С — ΔSB-С — n ΔSХХ = 59,035 — j61,54 —
2·(0,13+1,25j) =58,73-j66,037 МВА.

потери в трансформаторах ПС В и D:

Мощность нагрузок с учетом потерь в
трансформаторах:

SВТ
= SB + ΔSВ
+ n ΔSХХ
= 25+j9,075+0,037+j0,92+2(0,065+j0,2)
=

= 25,167+j10,395
МВА.

SDТ
= SD + ΔSD
+ n ΔSХХ
= 50+j18,15+0,15+j3,71+2(0,065+j0,26)
=

= 50,28+j22,26
МВА.

7.4
Определение потокораспределения мощности в системе

Мощность на выходе ПС:

SD
= 50,28+j22,26.

SB
= 25,167+j10,395.

SC
= 58,73-j66,037.

.5      Расчет
потерь мощности и напряжений в ВЛ

Линия АC:

R = 0,198·25=4,95
Ом.

X = 0,42·25= 10,5
Ом.

потери мощности в ВЛ АC:

.

Потери напряжения в ВЛ АC:

Напряжение ПС А:

UА = 115 —
4,27 -j1,2 = 110,73
— j1,2(кВ).

Линия AD:

R =
0,198·46=9,1 Ом.

X = 0,42·46=
19,32 Ом.

потери мощности в ВЛ AD:

Потери напряжения в ВЛ AD:

Напряжение ПС D:

UD = 115 — 3,5
— j3,48= 111,5
— j3,48 (кВ).

Линия AB:

R =
0,198·20=3,96 Ом.

X = 0,42·20=
8,4 Ом.

потери мощности в ВЛ AB:

Потери напряжения в ВЛ AB:

Напряжение ПС В:

UВ = 115 —
0,76 — j0,75 =
114,24 — j0,75 (кВ).

Находим мощность на высокой и низкой
стороне ПС А:

SAВН
= SAD+SAB — SAC= 50+j18,15+25+j9,075- 58,73 +
j66,037 =

=16,27-j93,2 МВА.

7.6    Расчет
ПС А

Напряжение на высокой стороне ПС А:

UВД
= 115 кВ.

UНЖ
= 11,025 кВ.

потери напряжения в трансформаторе:

R = 0,6 Ом.

X = 17,4 Ом.

n
ΔSХХ
= 2 (0,070+j0,48) = 0,14+j0,96.

Напряжение на
отпайке со стороны ВН:

.

Номер отпайки: n =
(100/2)/((17,57/115) — 1) =-42,3 = -42.

Уточняем: Uв.от.д. = UВН (1+(Е0
n)/100) =
115(1+(-42·2)/100) = 18,4 кВ.

Напряжение на стороне НН:

Uн.д. =
(18,4·11,025/115) +57,7 = 57,87 кВ.

.

Мощность на стороне НН:

STH = SA+ΔSTA+n·ΔSXX =80+j70,4+0,25+j7,39+0,14+j0,96 =
80,39+j78,75 МВА.

Мощность, выдаваемая генераторами
ТЭС А:

S = STH
+ SAH = 80,39+j78,75 +80+j70,4 = 160,39+j149,15 МВА.

Расчет отпайки ПС В:

R = 0,4 Ом.

X = 0,1 Ом.

.

n
ΔSХХ
= 2 (0,036+j0,26) = 0,072+j0,52.

.

Номер отпайки: n =
(100/2)/((104,6/115) — 1) = -4,52 = -5.

Уточняем: Uв.от.д. = UВН (1+(Е0
n)/100) =
115(1+(-5·2)/100) = 103,5 кВ.

Напряжение на стороне НН:

Uн.д. = (104,6·11,025/115)
— 0,52 = 9,5 кВ.

Расчет отпайки ПС D:

R = 0,4 Ом.

X = 0,01 Ом.

n
ΔSХХ
= 2 (0,036+j0,26) = 0,072+j0,52.

Номер отпайки: n = (100/2)
((100,75/115) — 1) =-6,2 =-6.

Уточняем: Uв.от.д. = UВН (1+(Е0
n)/100) =
115(1+(-6·1,78)/100) = 102,72 кВ.

Напряжение на стороне НН:

Uн.д. = (115·11,025/102,72)
— 0,96 = 11,38 кВ.

8       
Баланс активных и реактивных мощностей

8.1    Приходная
часть

Таблица 3.
Приходная часть

Наименование
баланса

Активная
мощность, МВт

Реактивная
мощность, Мвар

1
2 3 4 5 6 7 8 9

Мощность
выдаваемая ГЭС F Мощность выдаваемая ГЭС А
Зарядная мощность ВЛ FC  Зарядная мощность ВЛ АВ 
Зарядная мощность ВЛ AD  Зарядная мощность ВЛ АC  Мощность
компенсирующих устройств QB  Мощность
компенсирующих устройств QС  Мощность
компенсирующих устройств QD

275
160,39

133,19 149,15 31,7 1,38 3,04
31,8 16,425 50,31 25,85

ИТОГО

435,39

442,8

Полная
мощность

603,2

8.2    Расходная
часть

Таблица 4.
Расходная часть

Наименование
баланса

Р,
МВт

Q, Мвар

1
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Мощность
в линии FC 
Мощность
в линии АC Мощность
в линии AB Мощность
в линии AD Мощность
нагрузок в трансформаторах ПС F  Мощность нагрузок в
трансформаторах ПС A  Мощность нагрузок в
трансформаторах ПС B  Мощность нагрузок в
трансформаторах ПС C  Мощность нагрузок в
трансформаторах ПС D  потери в трансформаторах
ПСF  Потери в
трансформаторах ПСA  потери в трансформаторах ПСB  Потери в
трансформаторах ПСC  потери в трансформаторах ПСD  Потери
холостого хода в трансформаторах ПС F  потери
холостого хода в трансформаторах ПС A потери
холостого хода в трансформаторах ПС B потери
холостого хода в трансформаторах ПС C потери
холостого хода в трансформаторах ПС D

4,165
1,46 0,76 0,97 80 80 25 130 50 1,47 0,25 0,037 0,2 0,15 0,13 0,14 0,13 0,13
0,13

18,23
3,1 0,75 2,06 81,6 70,4 9,075 47,19 18,15 60,26 7,39 0,92 18,8 3,71 1,25 0,96
0,4 1,25 0,4

ИТОГО

412,122

405,89

Полная
мощность

578,44

ΔS
= 603,2 — 578,44 = 24,76 МВА.

ΔS/S
= 24,76/603,2 = 0,041- баланс сошелся


Заключение

В представленной курсовой работе были проведены
следующие расчёты:

—       Выбор оптимальной схемы развития
районной электрической сети

—       Номинальных напряжений

—       Расчет сечений проводов и мощности
компенсирующих устройств жэдля 1 варианта электрической сети

—       Выбор оборудования подстанций для 1
варианта схемы электрической сети

—       Сечений проводов и мощности
компенсирующих устройств для 2 варианта электрической сети

—       Выбор оборудования подстанций и
станций для 2 — го варианта схемы.

—       максимального режима энергосистемы

—       ПС F

—       Питающей линии FC

—       Трансформаторной подстанции С

—       Определение потокораспределения
мощности

—       потерь мощности и напряжений в ВЛ

—       ПС А

—       Баланс активных и реактивных
мощностей

В итоге баланс приходной части отличается от
баланса расходной части на 3,3% ,из чего следует, что баланс сошелся.

Список
использованных источников

1.       электрические сети и
системы [Текст]: методические указания по выполнению курсовой работы/ Курск.
гос. техн. ун-т; сост.: О.М. Ларин, Д.В. Гурин. Курск, 2009.

2.       Б.Н.
Неклепаев, Н.П. Крючков электрическая часть электростанций и подстанций:
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергия,
1988 — 604 с.

3.       Правила
устройства электроустановок. С. Пб , 1999.

.        Идельчик
В.И. — «Электроэнергетические системы и сети», Москва, Энергоатомиздат, 1989 г.

.        Файбисович
Д.Л. — «Справочник по проектированию электрических сетей» 2-е издание,
переработанное и дополненное, Москва, ЭНАС, 2007г;

Учебная работа. Проектирование районной электрической сети