Учебная работа. Районная электрическая сеть

(Пока оценок нет)

Загрузка...

Районная электрическая сеть

Министерство образования и науки РФ

ФГБОУ ВПО "Марийский государственный университет "

Электроэнергетический факультет

Кафедра электроснабжения и технической диагностики

Курсовой проект

по дисциплине "Электроэнергетические системы и сети"

на тему: Районная электрическая сеть

Йошкар-Ола 2015

Содержание

Введение

1. расположение пунктов питания и потребления электрической энергии

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

.1 Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности

.2 Баланс реактивной мощности

3. Выбор номинального напряжения, схемы основных параметров линий и подстанций

.1 Выбор вариантов схем соединения источника питания и пунктов потребления между собой

.1.1 Потокораспределение для варианта схемы I

.1.2 Потокораспределение для варианта схемы II

.1.3 Потокораспределение для варианта схемы III

.2 Выбор номинального напряжения

.2.1 Выбор номинального напряжения для варианта I

.2.2 Выбор номинального напряжения для варианта II

.2.3 Выбор номинального напряжения для варианта III

.3 Выбор сечений проводов

.3.1 Выбор сечений проводов для варианта I

.3.2 Выбор сечений проводов для варианта II

.3.3 Выбор сечений проводов для варианта III

.4 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах

.4.1 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта I

.4.2 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта II

.4.3 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта III

4. Выбор числа и мощности трансформаторов

5. Выбор главных схем электрических соединений подстанций

6. Технико-экономический выбор

.1 Технико-экономический расчет второго варианта

.2 Технико-экономический расчет третьего варианта

7. Расчет параметров основных режимов сети

.1 Составление схемы замещения районной сети

.2 электрический расчет

8. Регулирование напряжения в сети

Заключение

Литература

список сокращений

Введение

Электрическая сеть — это совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторного оборудования подстанций, их распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

Электрическая сеть должна проектироваться и эксплуатироваться таким образом, чтобы была обеспечена ее работоспособность во всех возможных режимах работы: нормальном и послеаварийном.

В курсовом проекте разрабатывается электрическая сеть с номинальными напряжениями 35-220 кВ как составная часть электрической системы. Рассматриваемая электрическая сеть содержит шесть пунктов электроснабжения, питание которых осуществляется от ТЭЦ-4. необходимо разработать наиболее экономичную и надежную схему питания районных потребителей.

исходными данными для проектирования является графическое расположение пунктов питания и ТЭЦ-4, характеристики потребителей, характеристика местности.

Для определения наиболее экономически и технически целесообразной схемы питания необходимо рассмотреть несколько вариантов схем и на основе технико-экономического сравнения этих вариантов принять наилучшую схему сети. Для выбранной схемы сети необходимо провести расчет основных электрических параметров (падение напряжения в линиях и в трансформаторах, напряжение в конечных пунктах, распределение потока мощности по линиям и т.д.).

1. расположение пунктов питания и потребления электрической энергии

рисунок 1 — Расположение пунктов питания потребления электрической энергии

При определении длины линий учитываем, что длина трассы из-за непрямолинейности и неровностей рельефа местности на 10% больше расстояния по прямой между рассматриваемыми пунктами.

Таблица 1 — Длина линий

ЛинияТ63623251514Т4Т3Т1Т2Т5Длина, км4467,149,523,13325,36636,352,84450,6

Определим с учетом коэффициентов мощности реактивную и полную нагрузку каждого пункта потребления по формулам:

(1.1)

(1.2)

Занесем полученные данные в таблицу 2.

Таблица 2 — Исходные данные пунктов питания электрической энергии.

Пункты потребления123456Активная мощность Рi, МВт101525304036Реактивная мощность Qi, МВАр6,988,516,1522,523,7319,43Полная мощность Si, МВА012,217,2429,7637,546,5140,91cosц0,820,870,840,80,860,88sinц0,570,490,540,60,510,47tgц0,70,570,650,750,590,54

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

.1 Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности

задачами расчетов и анализа получаемых результатов в данном разделе проекта являются:

оценка суммарного потребления реактивной мощности в проектируемой электрической сети;
анализ выполнения условия баланса реактивной мощности в проектируемой сети;
определение суммарной мощности компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети;
определение мощности компенсирующих устройств и их размещение в узлах электрической сети.

Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:

, (2.1)

где Рi.нб — наибольшая активная нагрузка подстанции i, i = 1,2,…n;0(p) = 0,95…0,96 — коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанции;

= 0,05 — суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанции.

МВт.

соответствующая данной Рn.нб необходимая установленная мощность генераторов электростанций определяется следующим образом:

Рэс = Рn.нб + Рэс.сн + Рэс.рез, (2.2)

где Рэс.сн — электрическая нагрузка собственных нужд;

Рэс.рез — оперативный резерв мощности электростанции.

нагрузка собственных нужд зависит от типа электрической станции и может быть ориентировочно принята для ТЭЦ-4 равной 8%.

Оперативный резерв Рэс.рез обоснован экономическими сопоставлениями ущербов от вероятного недоотпуска электроэнергии при аварийном повреждении агрегатов на электростанции с дополнительными затратами на создание резерва мощности. ориентировочно резервная мощность электростанций составляет 10% от суммарной установленной мощности генераторов, но должна быть не менее номинальной наиболее крупного из генераторов, питающих рассматриваемых потребителей.

Тогда Рэс = 156 + 156∙0,08 + 156∙0,1 = 184,08 МВт.

.2 Баланс реактивной мощности

основным, но не единственным источником реактивной мощности в системе являются генераторы электростанции. Располагаемая реактивная мощность электростанций определяется согласно номинальному коэффициенту мощности установленных на станциях генераторов. кроме этого, в электрических сетях широко используются дополнительные источники реактивной мощности -компенсирующие устройства (КУ). основным типом КУ, устанавливаемых на подстанциях потребителей, являются конденсаторные батареи.

Уравнение баланса реактивной мощности в электрической сети имеет вид:

, (2.4)

где Qку — суммарная мощность компенсирующих устройств, необходимая по условию баланса;

DQл — потери в сопротивлениях линии;0 = 0,98-1 — коэффициент несовпадения максимумов нагрузок по времени суток;

, (2.5)

где DQт = 0,1 — относительная величина потерь мощности при каждой трансформации напряжения;

aтa — число трансформаций по мощности для a-групп из d-подстанций;

b — количество групп подстанций с разным числом трансформаций напряжения;

d — количество подстанций, имеющих одинаковое число трансформаций нагрузки;j — номинальная мощность j-й подстанции.

ГS = РГS×tgj

ГS — наибольшая реактивная мощность, потребляемая в сети

(cosj=0,8=˃ tgj=0,75);

Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

(2.6)

m — предварительное число трансформаций, для ТЭЦ-4 m = 2;

Так как мощность компенсирующих устройств, необходимая по уравнению баланса, оказалась отрицательной, то установка КУ в электрической сети не требуется.

3. Выбор номинального напряжения, схемы основных параметров линий и подстанций

.1 Выбор вариантов схем соединения источника питания и пунктов потребления между собой

Общие принципы экономически целесообразного формирования электрических сетей могут быть сформулированы следующим образом:

а) схема сети должна быть по возможности простой и передача электроэнергии потребителям должна осуществляться по возможно кратчайшему пути, что обеспечивает снижение стоимости сооружения линии и экономию потерь мощности и электроэнергии;

б) схемы электрических соединений понижающих подстанций также должны быть возможно простыми, что обеспечивает снижения их стоимости сооружения и эксплуатации, а также повышение надежности их работ;

в) следует стремиться осуществлять электрические сети с минимальным количеством трансформаций напряжения, что снижает необходимую установленную мощность трансформаторов и автотрансформаторов, а также потери мощности и электроэнергии;

г) комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать необходимое качество электроснабжения потребителей и выполнение технических ограничений электрооборудования линий и подстанций (по токам в различных режимах сети, по механической прочности и т.д.)

На основе изложенных принципов составим несколько вариантов схем соединения (рисунки 2 — 4).

Рисунок 2 — Вариант I

Рисунок 3 — Вариант II

рисунок 4 — Вариант III

.1.1 Потокораспределение для варианта схемы I

·нормальный режим

МВА;

·Послеаварийный режим

рассмотрим отказ линии Т6 в кольце. Рассчитаем потокораспределение при такой аварии.

МВА;

Таблица 3 — Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта I

ЛинияnL, кмPн, MBтQн, МВАрPп.ав, MBтQп.ав, МВАрТ 614479,5547,52—36167,143,5528,093619,4323149,518,5511,946135,5825123,13,553,447644,081513336,4520,311667,8114125,344,4527,2812674,79Т 416676,4549,7815697,29

3.1.2 Потокораспределение для варианта схемы II

·нормальный режим

МВА;

·Послеаварийный режим

наиболее тяжелым будет отказ одной линии цепи Т1 или Т3. Вторая цепь при этом должна нести на всю нагрузку.

Таблица 4 — Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта II

ЛинияnL, кмPн, MBтQн, МВАрPп.ав, MBтQп.ав, МВАрТ 3236,37644,087644,0823249,5158,5158,536267,13619,433619,43Т 1252,88053,218053,2114225,33022,53022,5152334023,734023,73

3.1.3 Потокораспределение для варианта схемы III

·нормальный режим

МВА;

·Послеаварийный режим

рассмотрим отказ линий Т6 и Т5 в кольце. Рассчитаем потокораспределение при такой аварии.

МВА;

Таблица 5 — Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта III

ЛинияnL, кмPн, MBтQн, МВАрPп.ав, MBтQп.ав, МВАрТ614443,0924,56—36167,17,095,133619,4323149,517,9111,016135,58Т2145,132,9119,527644,08Т416635,0324,218053,2114125,35,031,715030,71151334,975,274023,73Т 5150,644,9729—

3.2 Выбор номинального напряжения

.2.1 Выбор номинального напряжения для варианта I

Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной передаваемой мощности Р и длине линии L по формуле Илларионова:

(3.1)

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков запишем результаты в таблицу 6.

Таблица 6 — Результаты расчетов напряжения

ЛинияТ63623251514Т4U,кВ152,87124,1883,0931,13109,27116,57157,57

Для этих линий выбираем Uном = 220 кВ, т.к. все линии в кольце должны быть одного напряжения, а так же с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

3.2.2 Выбор номинального напряжения для варианта II

Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной передаваемой мощности Р и длине линии L по формуле Илларионова (3.1).

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем результаты в таблицу 7.

Таблица 7 — Результаты расчетов напряжения

ЛинияТ32336Т11415U,кВ112,1153,9682,66117,8873,2484,47

Для этих линий также выбираем Uном = 110 кВ с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

.2.3 Выбор номинального напряжения для варианта III

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем результаты в таблицу 8.

Таблица 8 — Результаты расчетов напряжения

ЛинияТ63623Т2Т 41415Т5U,кВ120,0552,6881,74107,19112,554443,92123,58

Для этих линий выбираем Uном = 110 кВ, т.к. все линии в кольце должны быть одного напряжения, а так же с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

.3 Выбор сечений проводов

.3.1 Выбор сечений проводов для варианта I

Экономический выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи проводится по экономической плотности тока jэк. Порядок расчета при этом следующий.

Определяем токи на каждом участке сети:

, (3.2)

где Pj, Qj — активная и реактивная мощности j-й линии в режиме максимальных нагрузок, кВт, кВАр;- количество цепей линии электропередачи;ном — номинальное напряжение линии, кВ.

А;

В зависимости от материала проводника, района страны и времени использования наибольших нагрузок Тнб определяем jэк 1=1 А/мм2 [2].

выбираем стандартное сечение, ближайшее к экономическому, определенному по формуле:

. (3.3)

При выборе стандартного сечения следует учитывать, что по механической прочности и отсутствию общей короны, марки проводов линий электропередачи напряжением 110 кВ — АС-70-АС-240[3].

, принимаем FТ 6 = 240 мм2;

, принимаем F36 = 120 мм2;

Так как для замкнутых схем все участки сети выполняются проводами одного сечения, то примем сечение 240 мм2

Проверим выбранные сечения проводов на ток послеаварийного режима. Токи в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-4 при тяжелых авариях в сети равно

= 1,1∙Uн = 1,1*220 = 242 кВ.

Токи в ветвях системы в послеаварийном режиме:

А;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, заполним таблицу 9.

Таблица 9 — Данные по выбору проводов для варианта I

№nL, кмIн, АIп.ав,АIдоп,,АМаркаR0, ОмX0, ОмТ 6144243,18-610АС-240/320,1180,43536167,113697,6610АС-240/320,1180,43523149,557,968,48610АС-240/320,1180,43525123,112,97209,61610АС-240/320,1180,43515133109,48320,57610АС-240/320,1180,43514125,3141,36349,58610АС-240/320,1180,435Т 4166239,4438,63610АС-240/320,1180,435

3.3.2 Выбор сечений проводов для варианта II

Выбор сечений для варианта II проводим аналогично варианту I, результаты записываем в таблицу 10.

А;

, принимаем FТ 3 = 240 мм2,

, принимаем F23 = 70 мм2;

Токи в ветвях системы в послеаварийном режиме:

А;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, заполним таблицу 10.

Таблица 10 — Данные по выбору проводов для варианта II

№nL, кмIн, АI п.ав,АIдоп,,АМаркаR0, ОмX0, ОмТ 3236,3230,57419,21610АС-240/320,1180,40523249,545,2541,13265АС-70/110,4220,44436267,1107,3697,6330АС-95/160,3010,434Т 1252,8252,15458,46610АС-240/320,1180,40514225,398,4189,47330АС-95/160,3010,43415233122,06110,96390АС-120/190,2440,427

3.3.3 Выбор сечений проводов для варианта III

Выбор сечений для варианта III проводим аналогично варианту I, результаты записываем в таблицу 11.

А;

, принимаем FТ 6 = 240 мм2,;

, принимаем F36 = 70 мм2;

Токи в ветвях системы в послеаварийном режиме:

А;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, заполним таблицу 11. Для замкнутых схем все участки сети выполняются проводами одного сечения:

Таблица 11 — Данные по выбору проводов для варианта III

№nL, кмIн, АI п.ав,АIдоп,,АМаркаR0, ОмX0, ОмТ 6144260,31-610АС-240/320,1180,40536167,145,93195,2610АС-240/320,1180,40523149,5110,38336,95610АС-240/320,1180,405Т 2145,1200,81419,21610АС-240/320,1180,405Т 4166223,51458,46610АС-240/320,1180,40514125,327,9280610АС-240/320,1180,4051513338221,93610АС-240/320,1180,405Т 515,06280,85-610АС-240/320,1180,405

3.4 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах

.4.1 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта I

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до наиболее удаленного пункта сети одного номинального напряжения в нормальном режиме работы не должны превышать 15%, а при наиболее тяжелых аварийных отключениях линий 20%.

Потери напряжения для n-цепной линии определяется по формуле:

(3.4)

где Pj, Qj — активная и реактивная мощности линии кВт, кВАр;0j, x0j — активные и реактивные удельные сопротивления линии, Ом/км;- длина линии.

Нормальный режим (рассчитывается по потокораспределению в нормальном режиме работы сети — таблица 3).

кВ;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты в таблицу 12.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при нормальном режиме работы:

Аварийный режим.

Рассмотрим отказ линии Т6 в кольце. Потери напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-4 при тяжелых авариях в сети равно

= 1,10∙Uн = 1,1∙220 = 242 кВ.

кВ;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты в таблицу 12.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при аварийном режиме работы (отказ линии Т 6):

Таблица 12 — Результаты расчета потерь напряжения для варианта I

№nDUн, кВDUп.ав, кВТ616,01-3615,293,522311,664,642510,22,691511,975,891411,994,96Т 419,216,56

Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме — 20%. Следовательно сечения проводов воздушных линий выбраны верно.

.4.2 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта II

Потери напряжения для n-цепной линии определяется по формуле:

(3.4)

Нормальный режим (рассчитывается по потокораспределению в нормальном режиме работы сети — таблица 4).

кВ;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты в таблицу 13.

Аварийный режим.

Рассмотрим отказ одной из двух линий в цепи Т3 и Т1. Потери напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-4 при тяжелых авариях в сети равно

= 1,10∙Uн = 1,1∙110 = 121 кВ.

кВ;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты в таблицу 13.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при аварийном режиме работы:

Таблица 13 — Результаты расчета потерь напряжения варианта 2

№nДUнорм, кВДUп.ав,кВТ 324,438,052322,272,073625,885,34Т 127,4413,521422,161,961522,982,71

.4.3 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта III

Потери напряжения для n-цепной линии определяется по формуле:

(3.4)

Нормальный режим (рассчитывается по потокораспределению в нормальном режиме работы сети — таблица 5).

кВ;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты в таблицу 14.

Аварийный режим.

Рассмотрим отказ линий Т6 и Т5. потери напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-4 при тяжелых авариях в сети равно

= 1,10∙Uн = 1,1∙110 = 121 кВ.

кВ;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты в таблицу 14.

Таблица 14 — Результаты расчета потерь напряжения варианта 3

№nДUнорм, кВДUп.ав, кВТ 616,01-3611,786,722312,968,84Т 214,8310Т 418,3616,91410,33,831510,823,91Т 517,84-

Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме превышают 20%. потери напряжения больше указанных допустимых значений, такой вариант сети необходимо исключить из дальнейшего рассмотрения, обеспечение необходимого уровня напряжения у потребителей потребует чрезмерно больших затрат на установку устройств регулирования напряжения и данный вариант сети будет экономически нецелесообразным.

4. Выбор числа и мощности трансформаторов

электрический напряжение потребление трансформатор

При проектировании электрических сетей на подстанциях всех категорий рекомендуется применять не более двух трехфазных трансформаторов. При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях снижения суммарной установленной мощности. При выполнении курсового проекта конкретные суточные графики активных и реактивных нагрузок пунктов потребления не заданы и оценить допустимые систематические перегрузки в проекте не представляется возможным. поэтому при расчете номинальных мощностей трансформаторов следует исходить из следующих положений:

. На двухтрансформаторных подстанциях при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирают равной не более 0,7…0,8 суммарной нагрузки подстанции на расчетный период (в период максимальной нагрузки).

. При отключении наиболее мощного трансформатора оставшийся в работе должен обеспечить питание потребителей I, II категорий во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки 40%.

Мощность трансформатора на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать с учетом коэффициента перегрузки 1,4, т.е. по условию

(4.1)

где nТ = 2 — число однотипных трансформаторов, устанавливаемых на подстанции.

Для расчетной сети примем наибольшие ближайшие мощности трансформаторов [3]. Данные занесем в таблицы 15.1 и 15.2.

Таблица 15.1 — Данные по трансформаторам для II варианта.

ПСТип трансформатораSТ.расч, МВАSТ.ном, МВАДРхх, кВтДРк, кВтUк, %Iх, %1ТРДН-25000/1108,71252212011,50,22ТРДН-25000/11012,32252212011,50,23ТРДН-25000/11021,23252212011,50,24ТРДН-32000/11026,79324515011,50,655ТРДН-40000/11033,22405017011,50,96ТРДН-32000/11029,2324515011,50,65

Таблица 15.2 — Данные по трансформаторам для III варианта.

ПСТип трансформатораSТ.расч, МВАSТ.ном, МВАДРхх, кВтДРк, кВтUк, %Iх, %1ТДН-10000/1108,7110146010,50,72ТДН-16000/11012,3216198510,50,73ТДН-25000/11021,23252712010,50,74ТДН-40000/11026,79403417010,50,555ТДН-40000/11033,22403417010,50,556ТДН-40000/11029,2403417010,50,55

5. Выбор главных схем электрических соединений подстанций

Схемы электрических соединений понижающих ПС 110…220/10 кВ на стороне ВН определяется назначением каждой из ПС и ее местоположением в составе сети. Это могут быть узловая, проходная, тупиковая или на ответвлениях от линии ПС. В соответствии с классификацией ПС подразделяются на подгруппы:

. ПС 110…330 кВ, осуществляемые по так называемым упрощенным схемам на стороне ВН с минимальным количеством или без выключателей, с одним или двумя трансформаторами, питающимися по одной или двум линиям ВН; на стороне СН (110 или 35 кВ) может быть до шести присоединений воздушных линий.

. ПС проходные 110…500 кВ с количеством трансформаторов или автотрансформаторов от двух до четырех, с количеством присоединяемых воздушных линий ВН — до четырех и на СН до десяти с количеством выключателей на ВН до девяти.

. Узловые ПС (общесистемного значения) 35…1150 кВ с количеством автотрансформаторов — до четырех, воздушных линий на ВН — до восьми и на СН — до десяти.

Для рассматриваемых вариантов выбираем главные схемы электрических соединений подстанций [4]:

А) для кольцевых сетей применяется схема "мостик" (рисунок 5);

Б) для тупиковых ПС в радиальных сетях применяем схему с двумя блочными соединениями воздушных линий и трансформаторов (рисунок 6);

В) для кольцевых и магистральных схем, если количество приходящих и отходящих линий 4 и более, применяем схему с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами шин (рисунок 7).

Рисунок 5 — Схема "мостик"

рисунок 6 — Схема с двумя блочными соединениями воздушных линий и трансформаторов

рисунок 7 — Схема с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами шин

Сведем результаты выбора главных схем для вариантов в таблицу 16.

Таблица 16 — Результаты выбора главных схем для вариантов сетей

ВариантПункты питания123456IIААААААIIIВБВБББ

6. Технико-экономический выбор

экономическая целесообразность схемы определяется минимальными дисконтированными затратами по формуле:

= Dэкв·Kсоор + Зпот, (6.1)

где Dэкв — эквивалентный дисконтированный множитель;соор — капиталовложения на сооружение объекта;

Зпот — затраты на потери электроэнергии.

, (6.2)

где арен — коэффициент отчислений на реновацию;

а — общие нормы отчислений от капиталовложений;

Е = 0,1 — норматив дисконтирования;

Тэ- время эксплуатации объекта до окончания расчетного периода;

Тэ = Тр — Тс = 10 — 2 = 8 лет

эр — расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода.

(6.3)

(6.4)

где — Издержки на возмещение потерь электроэнергии;

ДW — потери электроэнергии в объекте;

ДW = (ДРтр + ДРл)∙ф

— время максимальных потерь;

С — стоимость 1 кВт, руб./кВт·ч.

.1 Технико-экономический расчет второго варианта

Расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода по формуле (6.3):

Эквивалентный дисконтированный множитель для ЛЭП по формуле (6.2):

Эквивалентный дисконтированный множитель для ПС по формуле (6.2):

затраты на потери электроэнергии определяются по формуле:

(6.5)

ч.

потери в линиях определяем по формуле:

, (6.6)

МВА.

аналогично:

МВА.

ДРЛ = 0,92+0,44+0,06+0,001+0,14+0,18+1,34=3,079 МВт.

потери в трансформаторах определяем по формулам:

. (6.7)

. (6.8)

кВт.

кВАр.

Проведя аналогичные расчеты для остальных пунктов, запишем их результаты в таблицу 17.

Таблица 17 — потери мощности в трансформаторах

№ пункта питанияАктивные DP, кВтРеактивные DQ, кВАр151,28274,52255,56448,83387,381139,434142,551705,215105,862306,636152,541950,27

ДPТ =51,28+55,56+87,38+142,55+105,86+152,54=598,18 кВт.

Общие активные потери линий и трансформаторов:

ДРS = ДРТ + ДРЛ. (6.9)

ДРS = 3079+598,18=3677,18 кВт.

затраты на потери электроэнергии по формуле (6.5):

тыс. руб.

капитальные затраты на сооружение линий определяются по формуле:

(6.10)

где Слi — стоимость 1 км линии [5], тыс.руб./км;i — длина линии, км;- число линий.

тыс. руб.

капитальные затраты на сооружение подстанций соответственно [5].

тыс. руб.

Общие минимальные дисконтированные затраты по формуле:

(6.12)

З1 = 0,71∙344960+ 0,98∙744000 + 613,06 = 974655 тыс. руб.

.2 Технико-экономический расчет третьего варианта

потери в линиях по формуле (6.6):

МВА.

аналогично:

МВА.

ДРЛ = 1,37+0,26+1,4+2,38+0,44+0,72=6,559 МВт.

потери в трансформаторах определяем по формулам:

. (6.7)

. (6.8)

кВт.

кВАр.

Проведя аналогичные расчеты для остальных пунктов, запишем их результаты в таблицу 18.

Таблица 18 — потери мощности в трансформаторах

№ пункта питанияАктивные DP, кВтРеактивные DQ, кВАр150,76538,36263,18721,65397,381299,044106,121381,695126,641888,666113,361560,68

ДPТ = 50,76+63,18+97,38+106,12+126,64+113,36=557,44кВт.

Общие активные потери линий и трансформаторов по формуле (6.9):

ДРS = 557,44+6559=7116,44 кВт.

затраты на потери электроэнергии по формуле (6.5):

тыс. руб.

капитальные затраты на сооружение линий по формуле (6.10):

капитальные затраты на сооружение подстанций соответственно [5].

тыс. руб.

Общие минимальные дисконтированные затраты по формуле (6.12):

З2 = 0,71∙396000 + 0,98∙414000 + 1186,45 = 640808 тыс. руб.

Таблица 19 — капитальные затраты на сооружение и эксплуатацию вариантов сети

Вариант сетиIIIIIКапитальные затраты, тыс.руб.974655640808

Выбираем третий вариант сети (рисунок 5).

Удельная себестоимость передачи полезно отпущенной потребителям электроэнергии в спроектированной сети определяется по формуле:

, (6.13)

где ИS — суммарные ежегодные издержки по эксплуатации спроектированной сети, определяются по формуле:

. (6.14)

7. Расчет параметров основных режимов сети

Задачей данного раздела курсового проекта является определение потоков мощности по линиям выбранного варианта электрической сети и напряжений на шинах подстанций в основных расчетных нормальных и послеаварийных режимах работы с учетом потерь мощности и напряжения в элементах сети.

.1 Составление схемы замещения районной сети

Схема замещения районной сети объединяет замещения трансформаторов подстанций, линий электропередачи, компенсирующих устройств, генераторов в соответствии с коммутационной схемой системы.

В целях упрощения расчетов проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого хода трансформаторов:

, (7.1)

а емкостные проводимости линии — зарядной мощностью Qc:

(7.2)

Схема замещения данной энергосистемы приведена на рисунке 8.

рисунок 8 — Схема замещения энергосистемы

Все параметры схемы замещения вычисляются в именованных единицах по удельным параметрам r0, х 0, b0 для ВЛ и паспортным данным Uк, DPк, Iк и DPх — для трансформаторов по следующим формулам:

(7.3)

где n — число цепей в линии.

Для двух параллельно работающих трансформаторов данные возьмем из таблицы 18 и занесем в таблицу 21.

Таблица 20 — Расчетные параметры воздушных линий

ЛинияАктивное сопротивление RЛ, ОмРеактивное сопротивление XЛ, ОмПроводимость bЛ, 10-6 CмЗарядная мощность QC/2, МВАрТ32,147,35203,861,232310,4410,99252,151,533610,1014,56350,42,12Т13,1210,69296,521,79143,815,49132,120,8154,037,05175,431,06

Таблица 21 — Расчетные параметры трансформаторов

№ пункта питанияСопротивленияПотери мощности в трансформатореактивное RТР, Омреактивное XTР, Омактивные DPТР, кВтреактивные QТР, кВАрполные DSТР, кВА17,9513950,76538,36540,7524,3886,763,18721,65724,4132,5455,997,381299,041302,6941,434,7106,121381,691385,7551,434,7126,641888,661892,961,434,7113,361560,681564,8

.2 электрический расчет

Электрический расчет предлагается проводится для случая, когда известна максимальная нагрузка на шинах НН трансформаторов. Расчет режимов выполняется методом последовательных приближений. По заданию, напряжение при наибольших нагрузках равно 1,15Uн, а при тяжелых авариях 1,1Uн. При таком условии находимо распределение мощностей в сети с учетом потерь мощности и зарядных мощностей, генерируемых линиями.

электрический расчет производим для двух режимов:

1)режим максимальных нагрузок;

2)послеаварийный режим.

При расчете этих режимов используются следующие формулы:

мощность в конце линии:

, (7.5)

мощность в начале линии:

, (7.7)

поток мощности в линии:

. (7.8)

Режим максимальных нагрузок.

Линия Т3.

Расчет для остальных линий аналогичен приведенному выше, сведем его результаты в таблицу 22.

Таблица 22 — электрический расчет для режима максимальной мощности

ЛинияМощность в конце линии , МВАПотери мощности

DSл, МВАМощность в начале линии

, МВАПоток мощности

Sл, МВАТ376,1+j44,151,04+j3,5677,13+j47,777,13+j46,472315,06+j7,420,18+j0,1915,24+j7,6215,24+j6,093636,11+j18,871,05+j1,5137,16+j20,3837,16+j18,26Т180,05+j51,961,77+j6,0981,82+j58,0481,82+j56,251430,11+j23,080,34+j0,4930,45+j23,5830,45+j22,781540,13+j24,560,56+j0,9740,68+j25,5440,68+j24,48

Послеаварийный режим.

Расчет послеаварийных режимов производится для максимальных нагрузок.

В дальнейшем будем рассматривать обрыв линий А1 и А6.

Значения, вычисленные по формулам (7.5); (7.6); (7.7); (7.8).

Линия Т3.

Расчет для остальных линий аналогичен приведенному выше, сведем его результаты в таблицу 23.

Таблица 23 — электрический расчет для послеаварийного режима

ЛинияМощность в конце линии , МВАПотери мощности

DSл, МВАМощность в начале линии

, МВАПоток мощности

Sл, МВАТ376,1+j44,152,26+j7,7778,36+j51,9278,36+j50,682315,06+j7,420,2+j0,2115,26+j7,6415,26+j6,113636,11+j18,871,15+j1,6537,26+j20,5237,26+j18,4Т180,05+j51,963,88+j13,3083,93+j65,2683,93+j63,471430,11+j23,080,37+j0,5430,48+j23,6230,48+j22,821540,13+j24,560,61+j1,0740,74+j25,6340,74+j24,57

На следующем этапе расчета определяются напряжения в узловых точках. исходными данными при этом служат: напряжение в точках сети, т.е. на шинах системной подстанции, и этапе.

Напряжения в узловых точках в режиме максимальных нагрузок.

Напряжение на источнике питания составляет UИП = 1,15Uном =126,5 кВ.

Напряжение в k-м узле находится по формуле:

(7.9)

кВ.

Аналогично:

кВ.

Напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме.

Рассматриваем обрыв линий Т 1и Т 3.

Напряжение на источнике питания составляет

ИП = 1,1Uном =121 кВ.

кВ.

Аналогично:

кВ.

8. Регулирование напряжения в сети

Одним из важнейших показателей качества электроэнергии служит отклонение напряжения. Установленные ГОСТом нормы на отклонение напряжения в определенной степени обеспечиваются средствами регулирования напряжения. наиболее эффективным методом регулирования напряжения является регулирование под нагрузкой (РПН). Они способны обеспечивать любой вид регулирования напряжения, включая и встречное регулирование.

Согласно ПУЭ, на шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться закон встречного регулирования напряжения от +5 (или более) до 0% при изменении нагрузки подстанций от наибольшей до наименьшей.

Обычно при наибольших нагрузках достаточны отклонения напряжения на этих шинах в пределах 5…6%.

Режим максимальных нагрузок.

Для пункта 1.

Напряжение на шинах НН, приведенное к стороне ВН, определяется по формуле:

(8.1)

где Рн, Qн — активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;Т, ХТ — активное и реактивное сопротивления трансформаторов с учетом количества параллельно работающих трансформаторов, Ом.

Число рабочих ответвлений понижающих трансформаторов, а также линейных регулировочных трансформаторов:

(8.2)

где Uнн, Uвн — номинальные напряжения обмоток НН и ВН;н.жел — желаемое напряжение на шинах НН;

DUотв — степень регулирования напряжения в процентах.

Вычисленное c учетом максимального числа ответвлений, которое может колебаться от 8 до 10 для различных типов трансформаторов. Принимаем nотв = 3.

Действительное напряжение на шинах НН:

(8.3)

кВ.

Отклонение напряжения на шинах НН от номинального (Uном = 10,5кВ):

(8.4)

Расчеты для остальных пунктов сведем в таблицу 24.

Таблица 24 — Результаты расчетов ответвлений трансформаторов в режиме максимальных нагрузок

пункт питанияUн, кВnотв.желnотвUн, кВdU,%1115,172,935,990,172117,293,98460,033118,414,42410,570,74114,232,28210,550,485113,181,8825,990,216114,262,4326,040,74

Послеаварийный режим.

Для пункта 1:

кВ.

Расчеты для остальных пунктов сведем в таблицу 25.

Таблица 25 — Результаты расчетов ответвлений трансформаторов в послеаварийном режиме

пункт питанияUн, кВnотв.желnотвUн, кВdU,%194,33-7,79-86,030,432106,43-1,59-26,050,763102,66-3,64-410,570,69499,33-5,35-510,430,67598,2-5,81-66,020,386103,23-3,23-35,970,43

Заключение

В данном курсовом проекте был рассмотрен технический и экономический расчет электроснабжения районной электрической сети. Проведенные расчеты показали необходимость использования линии электропередач напряжением 220 кВ. В результате проектирования был разработан проект электрической сети, имеющей шесть подстанций, питающихся от ТЭЦ-4. Были рассмотрены три возможных варианта схем соединения пунктов питания и потребления между собой. Потери напряжения I варианта больше указанных допустимых значений, поэтому такой вариант сети исключили из дальнейшего рассмотрения, обеспечение необходимого уровня напряжения у потребителей потребует чрезмерно больших затрат и данный вариант сети будет экономически нецелесообразным.

На основании проведенного технико-экономического сравнения вариантов был выбран наиболее дешевый II вариант. применяются провода марки АС на железобетонных опорах.

Подстанции выполнены двухтрансформаторными для обеспечения необходимой надежности электроснабжения потребителей, а также для бесперебойного транзита мощности в проходных и узловых подстанциях. Выбраны двухобмоточные трансформаторы марок ТДН мощностью от 10 до 40 МВА. Для выбранной схемы сети определены потери напряжения, которые не превышают 9,37 % от номинального в режиме передачи максимальной мощности и 13,42% при аварии в сети.

Для обеспечения необходимого уровня напряжения у конечных потребителей применяется встречное регулирование напряжения.

Стоимость сооружения и эксплуатации спроектированной сети составила 640808 тыс. руб. Удельная себестоимость передачи электроэнергии в такой сети составила 0,08 .

Литература

.Проектирование электрической сети: Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине "Электроэнергетические системы и сети" / Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т.; Сост. Т.Ю. Волкова, Т.А. Ишмеев. — Уфа, 2005. — 42 с.

2.Правила устройства электроустановок. Изд. 7-ое, перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 2003г. — 549 с.

3.Кабышев А.В., Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие / Том. политехн. ун-т. — Томск, 2005. — 168 с.

4.Трунина Е.Р. Районная электрическая сеть электроэнергетической системы/ Методические указания, Йошкар-Ола, 2000 г. — 55с.

5.Справочник по проектированию электрических сетей /под ред. Д.Л. Файбисовича. — 4-е изд., перераб. и доп. — М. :ЭНАС, 2012. — 376 с. : ил.

список сокращений

ИП — источник питания

ТЭЦ — теплоэлектроцентраль

КУ — компенсирующее устройство

ПС — подстанция

ВН — высшее напряжение

СН — среднее напряжение

ЛЭП — линия электропередачи

РУ — распределительное устройство

ВЛ — воздушная линия

НН — низшее напряжение

РПН — регулирование напряжения под нагрузкой

Учебная работа. Районная электрическая сеть

Учебная работа. Районная электрическая сеть

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...