Министерство образования и науки РФ
ФГБОУ ВПО «Марийский государственный университет»
Электроэнергетический факультет
Кафедра электроснабжения
и технической диагностики
Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине
«Электроэнергетические системы и сети»
на тему:
«Районная электрическая сеть»
Вариант № 10
Выполнила: студент группы ЭЭ-41
Кондратьев С. А.
Руководитель проекта: канд. техн. наук, доц.
Карчин В. В.
Йошкар-Ола, 2015
СОДЕРЖАНИЕ
ЗАДАНИЕ №10……………………………………………………………………4
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ…………………………………………………….5
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..6
1 РАСПОЛОЖЕНИЕ ПУНКТОВ ПИТАНИЯ И ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ…………………………………………………..7
2 ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ……………………………….…………………..10
2.1 Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности………....10
2.2 Баланс реактивной мощности……………………………………………...11
2.3 Размещение компенсирующих устройств в электрической сети………..12
3 ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ, СХЕМЫ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ…………………………………..15
3.1 Выбор вариантов схем соединения источника питания и пунктов потребления между собой………………………………………………………15
3.1.1 Потокораспределение для варианта схемы 1………………….…….......17
3.1.2 Потокораспределение для варианта схемы 2……………….…………...18
3.1.3 Потокораспределение для варианта схемы 3………………….………...20
3.2 Выбор номинального напряжения…………………………………………22
3.2.1 Выбор номинального напряжения для варианта схемы I………..……..22
3.2.2 Выбор номинального напряжения для варианта схемы II…...….……..23
3.2.3 Выбор номинального напряжения для варианта схемы III……..……...23
3.3 Выбор сечения проводов…………………………………………………...24
3.3.1 Выбор сечения проводов для варианта схемы I………………………...24
3.3.2 Выбор сечения проводов для варианта схемы II………………………..27
3.3.3 Выбор сечения проводов для варианта схемы III……………................28
3.4 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и после аварийном режимах……………………………………………………....28
3.4.1 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта схемы I……........................................28
3.4.2 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта схемы II…………...............................32
3.4.3 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта схемы III…………………………….33
4 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ……………….34
5 ВЫБОР ГЛАВНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ…………………………………….……………………………36
6 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ВЫБОР…………………………………38
6.1 Технико-экономический расчёт I варианта……………………………….40
6.2 Технико-экономический расчёт II варианта………………………………44
6.3 Технико-экономический расчёт III варианта……………………………...46
7 РАСЧЁТ ПАРАМЕТРОВ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ……………....49
7.1 Составление схемы замещения районной сети……………………...........49
7.2 Электрический расчёт………………………………………………...........51
8 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ……………………………...59
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………….68
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………………………….69
ЗАДАНИЕ
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ
ВЛ – воздушная линия;
ВН – высшее напряжение;
ИП – источник питания;
КЛ – кабельная линия;
КУ – компенсирующее устройство;
ЛЭП – линия электропередачи;
НН – низшее напряжение;
ОРУ – открытое распределительное устройство;
ПУЭ – правила устройства электроустановок;
ПС – подстанция;
РУ – распределительное устройство;
РПН – регулирование напряжения под нагрузкой;
СН – среднее напряжение;
ТП – трансформаторная подстанция;
ТЭЦ – теплоэлектроцентраль.
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 определённой территории. Электрическая сеть, как элемент электроэнергетической системы, обеспечивает возможность выдачи мощности электростанций, её передачу на расстояние, преобразование параметров электроэнергии (напряжения, тока) на подстанциях и её распределение на некоторой территории вплоть до электроприёмников.
В курсовом проекте разрабатывается районная электрическая сеть напряжением 6, 10 кВ, как составная часть электрической системы. Рассматриваемая электрическая сеть содержит шесть пунктов электроснабжения, питание которых осуществляется от одной ТЭЦ-2. предназначенная для электроснабжения и содержащая шесть пунктов потребления. Электроснабжение этих пунктов осуществляется от одной крупной ТЭЦ-2. Необходимо разработать наиболее экономичную и надежную схему питания районных потребителей.
Исходными данными для проектирования является графическое расположение пунктов питания и ТЭЦ-2, 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
Таблица 1 – Сведения о потребителях электроэнергии по пунктам
|
Наименование данных |
Пункты |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
||
|
Наибольшая зимняя активная нагрузка, МВт |
12 |
14 |
16 |
26 |
30 |
32 |
|
|
Коэффициент мощности нагрузки |
0,88 |
0,86 |
0,90 |
0,80 |
0,85 |
0,82 |
|
|
Состав потребителей электроэнергии по категориям, % |
I |
20 |
10 |
5 |
10 |
15 |
15 |
|
II |
45 |
35 |
45 |
40 |
45 |
45 |
|
|
III |
35 |
55 |
50 |
50 |
40 |
40 |
|
|
Номинальное напряжение электрической сети, кВ |
10 |
6 |
10 |
10 |
10 |
6 |
|
Рисунок 1 – Расположение пунктов питания и потребления электрической энергии
При определении длины линий учитываем, что длина трассы из-за непрямолинейности и неровностей рельефа местности на 5% больше расстояния по прямой между рассматриваемыми пунктами [2;3].
Таблица 2 – Длина линий
|
Линия |
ТЭЦ-2-5 |
5-4 |
4-3 |
3-ТЭЦ-2 |
ТЭЦ-2-6 |
6-2 |
2-1 |
|
L (км) |
23,1 |
23,1 |
27,3 |
37,8 |
23,1 |
31,5 |
30,45 |
Определим с учетом коэффициентов мощности реактивную и полную нагрузку каждого пункта потребления по формулам и, полученные значения заносим в таблицу 3:
Таблица 3 – Исходные данные пунктов питания электрической энергии
|
Пункты потребления |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
Активная мощность Pi, МВт |
12 |
14 |
16 |
26 |
30 |
32 |
|
Реактивная мощность Qi, МВАр |
6,468 |
8,302 |
7,744 |
19,5 |
18,6 |
22,304 |
|
Полная мощность Si, МВА |
13,632 |
16,276 |
17,775 |
32,5 |
35,298 |
39,006 |
|
cosφi |
0,88 |
0,86 |
0,90 |
0,80 |
0,85 |
0,82 |
|
sinφi |
0,475 |
0,51 |
0,436 |
0,6 |
0,527 |
0,572 |
|
tgφi |
0,539 |
0,593 |
0,484 |
0,75 |
0,62 |
0,697 |
2 Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети
2.1 Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности
Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:
где 
– наибольшая активная нагрузка подстанции i, i = 1,2,...,n;
= 0,95...0,96 – коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанции;
= 0,05 – суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанции.
Соответствующая данной 
необходимая установленная мощность генераторов электростанций определяется следующим образом:
где Рэс.сн – электрическая нагрузка собственных нужд зависит от типа электрической станции и может быть ориентировочно принята для ТЭЦ – 10% (табл. на стр. 45 [4]), от установленной мощности генераторов электрической станции;
Рэс.рез – оперативный резерв мощности электростанции обоснованный 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 11% от суммарной установленной мощности генераторов, но не менее номинальной наиболее крупного из генераторов, питающих рассматриваемые потребители.
2.2 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:
где 
– наибольшая реактивная мощность, потребляемая в сети;
Qку – суммарная мощность компенсирующих устройств, необходимая по условию баланса;
DQл – потери в сопротивлениях линии;
k0 = 0,98…1 – коэффициент несовпадения максимумов нагрузок по времени суток;
где DQ*т = 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;
Sj – номинальная мощность j-й подстанции.
Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:
где 
– коэффициент мощности, задано 
;
m – предварительное число трансформаций, m = 2;
Требуется источник реактивной мощности.
2.3 Размещение компенсирующих устройств в электрической сети
Конденсаторные батареи суммарной мощностью QkS должны быть распределены между подстанциями проектируемой сети таким образом, чтобы потери активной мощности в сети были минимальными.
Размещение компенсирующих устройств по подстанциям электрической сети влияют на экономичность сети, а также на решение задач регулирования напряжения.
где i; nк - номера подстанций, на которых предусматривается установка КУ.
Тогда мощность конденсаторной батареи в каждом из рассматриваемых узлов определяется в соответствии с выражением:
По [1] выбираем компенсаторы реактивной мощности:
Ø для K1 – КРМ 10,5 кВ – 1,8 МВАр;
Ø для К1 – КРМ 10,5 кВ – 3 МВАр;
Ø для K3 – КРМ 10,5 кВ – 1,5 МВАр;
Ø для K4 – КРМ 10,5 кВ – 4,500
2 = 9 МВАр;
Ø для K5 – КРМ 10,5 кВ – 3,150
МВАр;
Ø для K6 – КРМ 10,5 кВ – 4,950
МВАр.
Тогда действительные нагрузки подстанций с учетом мощности установленных компенсирующих устройств:
где Si, Pi, Qi – полная, активная и реактивная мощность i-ой подстанции соответственно.
3 ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ, СХЕМЫ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
3.1 Выбор вариантов схем соединения источника питания и пунктов потребления между собой
Рассмотрим несколько вариантов развития распределительной сети:
Рисунок 2 – Вариант № 1
Рисунок 3 – Вариант № 2 
Рисунок 4 – Вариант № 3
3.1.1 Потокораспределение для варианта схемы I
· Нормальный режим:
· Послеаварийный режим:
1. Тяжелым будет отказ одной цепи линии А-6. Вторая цепь при этом должна нести всю нагрузку потребителей.
2. Рассмотрим отказ линии А-3 в кольце. Рассчитаем потоко-распределение при такой аварии.
Таблица 4 – Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта 1
|
Линия |
n |
L, км |
Pн, MBт |
Qн, МВАр |
Pп.ав, MBт |
Qп.ав, МВАр |
|
1-2 |
2 |
30,45 |
12 |
4,668 |
12 |
4,668 |
|
2-6 |
2 |
31,5 |
26 |
9,97 |
26 |
9,97 |
|
6-А |
2 |
23,1 |
58 |
22,374 |
58 |
22,374 |
|
А-5 |
1 |
23,1 |
44,28 |
17,956 |
72 |
29,044 |
|
А-3 |
1 |
37,8 |
27,72 |
11,088 |
– |
– |
|
3-4 |
1 |
27,3 |
11,72 |
4,844 |
16 |
6,244 |
|
4-5 |
1 |
24,15 |
-14,28 |
-5,656 |
42 |
16,744 |
3.1.2 Потокораспределение для варианта схемы II
· Нормальный режим:
· Послеаварийный режим:
1. Рассмотрим отказ линии А-3 в кольце. Рассчитаем потоко-распределение при такой аварии.
2. Рассмотрим отказ линии А-1 в кольце. Рассчитаем потоко-распределение при такой аварии.
Таблица 5 – Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта 2
|
Линия |
n |
L, км |
Pн, MBт |
Qн, МВАр |
Pп.ав, MBт |
Qп.ав, МВАр |
|
А-6 |
1 |
23,1 |
39,649 |
15,3 |
58 |
22,374 |
|
А-1 |
1 |
52,5 |
18,351 |
7,074 |
– |
– |
|
6-2 |
1 |
31,5 |
7,649 |
2,896 |
26 |
9,97 |
|
2-1 |
1 |
30,45 |
-6,351 |
-2,406 |
12 |
4,668 |
|
А-5 |
1 |
23,1 |
44,28 |
17,956 |
72 |
29,044 |
|
А-3 |
1 |
37,8 |
27,72 |
11,088 |
– |
– |
|
3-4 |
1 |
27,3 |
11,72 |
4,844 |
16 |
6,244 |
|
4-5 |
1 |
24,15 |
14,28 |
5,656 |
42 |
16,744 |
3.1.3 Потокораспределение для варианта схемы III
· Нормальный режим:
· Послеаварийный режим:
1. Наиболее тяжелым будет отказ одной цепи линии А-6. Вторая цепь при этом должна нести всю нагрузку потребителей.
2. Рассмотрим отказ линии А-4 в кольце. Рассчитаем потоко-распределение при такой аварии.
3. Рассмотрим отказ линии 6-1 в кольце. Рассчитаем потоко-распределение при такой аварии.
Таблица 6 – Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта 3
|
Линия |
n |
L, км |
Pн, MBт |
Qн, МВАр |
Pп.ав, MBт |
Qп.ав, МВАр |
|
А-4 |
1 |
23,1 |
26,048 |
10,426 |
– |
– |
|
А-3 |
1 |
37,8 |
15,952 |
6,318 |
68,048 |
27,17 |
|
4-3 |
1 |
27,3 |
0,048 |
0,074 |
52,048 |
20,926 |
|
6-2 |
1 |
31,5 |
15,257 |
5,832 |
29,257 |
11,134 |
|
6-1 |
1 |
48,3 |
10,743 |
4,138 |
– |
– |
|
1-2 |
1 |
30,45 |
1,257 |
0,53 |
22,743 |
8,806 |
|
А-5 |
2 |
23,1 |
30 |
12,3 |
30 |
12,3 |
|
А-6 |
2 |
23,1 |
59,257 |
22,904 |
59,257 |
22,904 |
3.2 Выбор номинального напряжения
3.2.1 Выбор номинального напряжения для варианта I
Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной передаваемой мощность Р и длине линии L. При передаваемых мощностях свыше 60 МВт на расстояния до 1000 км для всей шкалы номинальных напряжений от 35 кВ до 1150 кВ удовлетворительные результаты даёт формула Г.А. Илларионова [2]:
Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем в таблицу 7.
Таблица 7 – Результаты расчетов напряжения
|
Участок |
1-2 |
2-6 |
6-А |
А-5 |
А-3 |
3-4 |
4-5 |
|
Ui, кВ |
66,703 |
94,479 |
124,275 |
113,152 |
98,33 |
65,706 |
71,469 |
Для этих линий выбираем Uном = 110 кВ 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 (3.1).
Проведя аналогичные расчеты предыдущему пункту, запишем результаты в таблицу 8.
Таблица 8 – Результаты расчетов напряжения
|
Участок |
А-6 |
А-1 |
6-2 |
2-1 |
А-5 |
А-3 |
3-4 |
4-5 |
|
Ui, кВ |
59,814 |
82,829 |
54,017 |
49,382 |
113,152 |
98,334 |
65,706 |
71,469 |
Для этих линий также выбираем Uном = 110 кВ с учетом возможности дальнейшего расширения сети.
3.2.3 Выбор номинального напряжения для варианта III
Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной передаваемой мощности Р и длине линии L по формуле (3.1).
Проведя аналогичные расчеты предыдущему пункту, запишем результаты в таблицу 9.
Таблица 9 – Результаты расчетов напряжения
|
Участок |
А-4 |
А-3 |
4-3 |
6-2 |
6-1 |
1-2 |
А-5 |
А-6 |
|
Ui, кВ |
92,205 |
76,7 |
4,38 |
74,591 |
64,141 |
22,33 |
97,6 |
125,16 |
Для этих линий также выбираем Uном = 110 кВ с учетом возможности дальнейшего расширения сети.
3.3 Выбор сечений проводов
3.3.1 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;
n – количество цепей линии электропередачи;
Uном – номинальное напряжение линии, кВ.
В зависимости от материала проводника (неизолированные сталеалюминевые провода), района страны (Европейская часть РФ) и времени использования наибольших нагрузок 
по таблице П 1.6 [2] определяем экономическую плотность тока:
.
Выбираем стандартное сечение, ближайшее к экономическому, определенному по формуле:
, (3.3)
где Imax – ток в j-ой линии, А.
При выборе стандартного сечения следует учитывать, что по механической прочности и отсутствию общей короны, марки проводов линий электропередачи напряжением 35 кВ должны укладываться в пределы АС-35 – АС-150, линий 110 кВ – АС-70 – АС-240, линий 150 кВ – АС-120 – АСО-400, линий 220 – АСО-500 (табл. 4.3 [4]).
Проверим выбранные сечения проводов на ток аварийного режима. Токи в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ПС при тяжелых авариях в сети равно 
кВ.
Ток в ветвях системы в аварийном режиме:
Сведем полученные результаты в таблицу 10.
При сравнении наибольшего тока с длительно допустимым током выполняется неравенство Iдоп ³ Iнб. Следовательно, сечения проводов выбраны верно.
Значение допустимой плотности тока определили по таблице П 9 [5].
Таблица 10 – Данные по выбору проводов для варианта I
|
№ |
n |
L, км |
Pн, MBт |
Qн, МВАр |
Iнорм, А |
Uн, кВ |
Pп.ав, MBт |
Qп.ав, МВАр |
Iп.ав, А |
Iдоп,,А |
Марка |
r0, Ом/км |
x0, Ом/км |
b0×10-6, См/км |
|
12 |
2 |
30,45 |
12 |
4,668 |
33,791 |
110 |
12 |
4,668 |
62,575 |
265 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
26 |
2 |
31,5 |
26 |
9,97 |
73,077 |
110 |
26 |
9,97 |
135,328 |
265 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
6А |
2 |
23,1 |
58 |
22,374 |
163,143 |
110 |
58 |
22,374 |
302,177 |
450 |
АС-150/24 |
0,204 |
0,420 |
2,707 |
|
А5 |
1 |
23,1 |
44,28 |
17,956 |
250,791 |
110 |
72 |
29,044 |
377,306 |
605 |
АС-240/32 |
0,118 |
0,405 |
2,808 |
|
А3 |
1 |
37,8 |
27,72 |
1,088 |
156,7 |
110 |
- |
- |
- |
450 |
АС-150/24 |
0,204 |
0,420 |
2,707 |
|
34 |
1 |
27,3 |
11,72 |
4,844 |
66,561 |
110 |
16 |
6,244 |
83,469 |
265 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
45 |
1 |
24,15 |
14,28 |
5,656 |
80,616 |
110 |
42 |
16,744 |
219,736 |
265 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
3.3.2 Выбор сечений проводов для варианта II
Проведя расчеты как для первого варианта сведем результаты в таблицу 11.
Таблица 11 – Данные по выбору проводов для варианта II
|
№ |
n |
L, км |
Pн, MBт |
Qн, МВАр |
Iнорм, А |
Uн, кВ |
Pп.ав, MBт |
Qп.ав, МВАр |
Iп.ав, А |
Iдоп,,А |
Марка |
r0, Ом/км |
x0, Ом/км |
b0×10-6, См/км |
|
А6 |
1 |
23,1 |
39,649 |
15,3 |
223,06 |
110 |
58 |
22,374 |
302,117 |
510 |
АС-185/29 |
0,159 |
0,413 |
2,747 |
|
А1 |
1 |
52,5 |
18,351 |
7,074 |
103,226 |
110 |
- |
- |
- |
330 |
АС-95/16 |
0,301 |
0,434 |
2,611 |
|
62 |
1 |
31,5 |
7,649 |
2,896 |
42,928 |
110 |
26 |
9,97 |
135,328 |
265 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
21 |
1 |
30,45 |
6,351 |
2,406 |
35,646 |
110 |
12 |
4,668 |
62,575 |
265 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
А5 |
1 |
23,1 |
44,28 |
17,956 |
250,791 |
110 |
72 |
29,044 |
377,306 |
605 |
АС-240/32 |
0,118 |
0,405 |
2,808 |
|
А3 |
1 |
37,8 |
27,72 |
11,088 |
156,7 |
110 |
- |
- |
- |
450 |
АС-150/24 |
0,204 |
0,420 |
2,707 |
|
34 |
1 |
27,3 |
11,72 |
4,844 |
66,561 |
110 |
16 |
6,244 |
83,469 |
265 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
45 |
1 |
24,15 |
14,28 |
5,656 |
80,616 |
110 |
42 |
16,744 |
219,736 |
265 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
3.3.3 Выбор сечений проводов для варианта III
Проведя расчеты как для первого варианта сведем результаты в таблицу 12.
Таблица 12 – Данные по выбору проводов для варианта III
|
№ |
n |
L, км |
Pн, MBт |
Qн, МВАр |
Iнорм, А |
Uн, кВ |
Pп.ав, MBт |
Qп.ав, МВАр |
Iп.ав, А |
Iдоп,,А |
Марка |
r0, Ом/км |
x0, Ом/км |
b0×10-6, См/км |
|
А4 |
1 |
23,1 |
26,048 |
10,426 |
147,261 |
110 |
- |
- |
- |
450 |
АС-120/19 |
0,244 |
0,427 |
2,658 |
|
А3 |
1 |
37,8 |
15,952 |
6,318 |
90,054 |
110 |
68,048 |
27,17 |
356,089 |
450 |
АС-120/19 |
0,244 |
0,427 |
2,658 |
|
43 |
1 |
27,3 |
0,048 |
0,074 |
0,463 |
110 |
52,048 |
20,926 |
272,624 |
330 |
АС-95/16 |
0,301 |
0,434 |
2,611 |
|
62 |
1 |
31,5 |
15,257 |
5,832 |
85,729 |
110 |
29,257 |
11,134 |
152,133 |
265 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
61 |
1 |
48,3 |
10,743 |
4,138 |
60,424 |
110 |
- |
- |
- |
265 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
12 |
1 |
30,45 |
1,257 |
0,53 |
7,16 |
110 |
22,743 |
8,806 |
118,524 |
265 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
А5 |
2 |
23,1 |
30 |
12,3 |
85,09 |
110 |
30 |
12,3 |
157,574 |
265 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
А6 |
2 |
23,1 |
59,257 |
22,904 |
166,721 |
110 |
59,257 |
22,904 |
308,743 |
450 |
АС-150/24 |
0,204 |
0,420 |
2,707 |
3.4 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах
3.4.1 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%.
Наибольшие суммарные потери напряжения до наиболее удаленной точки линии – точки 1 (двухцепная разомкнутая линия) и точки 4 (кольцо А-5-4-3-А).
Потери напряжения для n-цепной линии определяется по формуле:
(3.4)
где Pj, Qj – активная и реактивная мощности линии кВт, кВАр;
r0j, x0j – активные и реактивные удельные сопротивления линии, Ом/км;
L – длина линии.
Нормальный режим (для двухцепной разомкнутой линии):
Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки (точки 1) при нормальном режиме работы (для двухцепной разомкнутой линии):
Нормальный режим (для кольца А-5-4-3-А):
Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки (точки 4) при нормальном режиме работы (для кольца А-5-4-3-А):
Аварийный режим (для двухцепной разомкнутой линии):
Рассмотрим отказ одной линии А-6, по которой происходит наибольшая передача мощности. Падения напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-2 при тяжелых авариях в сети равно U = 1,08
Uн = 1,089110 = 118,8 кВ.
Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки (точка 1) при аварийном режиме работы (для двухцепной разомкнутой линии):
Аварийный режим (для кольца А-5-4-3-А):
Рассмотрим отказ линии А-3. Падения напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-2 при тяжелых авариях в сети равно U = 1,08Uн = 1,089110 = 118,8 кВ.
Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки (точка 3) при аварийном режиме работы (для кольца А-5-4-3-А):
Аналогично проводим расчет для второго и третьего варианта схем. Результаты расчетов сводятся в таблицы 13, 14 и 15.
Таблица 13 – Результаты расчета потерь напряжения для варианта I
|
№ |
n |
L, км |
Pн, MBт |
Qн, МВАр |
ΔUнорм, кВ |
Uн, кВ |
Pп.ав, MBт |
Qп.ав, МВАр |
ΔUп.ав, кВ |
Марка |
r0, Ом/км |
x0, Ом/км |
b0×10-6, См/км |
|
12 |
2 |
30,45 |
12 |
4,668 |
3,95 |
110 |
12 |
4,668 |
1,85 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
26 |
2 |
31,5 |
26 |
9,97 |
2,2 |
110 |
26 |
9,97 |
2,04 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
6А |
2 |
23,1 |
58 |
22,374 |
2,22 |
110 |
58 |
22,374 |
4,12 |
АС-150/24 |
0,204 |
0,420 |
2,707 |
|
А5 |
1 |
23,1 |
44,28 |
17,956 |
2,6 |
110 |
72 |
29,044 |
3,939 |
АС-240/32 |
0,118 |
0,405 |
2,808 |
|
А3 |
1 |
37,8 |
27,72 |
1,088 |
2,1 |
110 |
- |
- |
- |
АС-150/24 |
0,204 |
0,420 |
2,707 |
|
34 |
1 |
27,3 |
11,72 |
4,844 |
1,76 |
110 |
16 |
6,244 |
2,18 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
45 |
1 |
24,15 |
14,28 |
5,656 |
1,87 |
110 |
42 |
16,744 |
5,11 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме – 20% . Следовательно, сечения проводов воздушных линий выбраны верно.
3.4.2 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта II
Таблица 14 – Результаты расчета потерь напряжения для варианта II
|
№ |
n |
L, км |
Pн, MBт |
Qн, МВАр |
ΔUнорм, кВ |
Uн, кВ |
Pп.ав, MBт |
Qп.ав, МВАр |
ΔUп.ав, кВ |
Марка |
r0, Ом/км |
x0, Ом/км |
b0×10-6, См/км |
|
А6 |
1 |
23,1 |
39,649 |
15,3 |
2,65 |
110 |
58 |
22,374 |
3,589 |
АС-185/29 |
0,159 |
0,413 |
2,747 |
|
А1 |
1 |
52,5 |
18,351 |
7,074 |
1,93 |
110 |
- |
- |
- |
АС-95/16 |
0,301 |
0,434 |
2,611 |
|
62 |
1 |
31,5 |
7,649 |
2,896 |
1,29 |
110 |
26 |
9,97 |
4,08 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
21 |
1 |
30,45 |
6,351 |
2,406 |
1,03 |
110 |
12 |
4,668 |
1,829 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
А5 |
1 |
23,1 |
44,28 |
17,956 |
3,27 |
110 |
72 |
29,044 |
4,91 |
АС-240/32 |
0,188 |
0,405 |
2,808 |
|
А3 |
1 |
37,8 |
27,72 |
11,088 |
3,89 |
110 |
- |
- |
- |
АС-150/24 |
0,204 |
0,420 |
2,707 |
|
34 |
1 |
27,3 |
11,72 |
4,844 |
1,76 |
110 |
16 |
6,244 |
2,18 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
45 |
1 |
24,15 |
14,28 |
5,656 |
1,87 |
110 |
42 |
16,744 |
5,11 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме – 20% . Следовательно, сечения проводов воздушных линий выбраны верно.
3.4.3 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта III
Таблица 15 – Результаты расчета потерь напряжения для варианта III
|
№ |
n |
L, км |
Pн, MBт |
Qн, МВАр |
ΔUнорм, кВ |
Uн, кВ |
Pп.ав, MBт |
Qп.ав, МВАр |
ΔUп.ав, кВ |
Марка |
r0, Ом/км |
x0, Ом/км |
b0×10-6, См/км |
|
А4 |
1 |
23,1 |
26,048 |
10,426 |
2,269 |
110 |
- |
- |
- |
АС-120/19 |
0,244 |
0,427 |
2,658 |
|
А3 |
1 |
37,8 |
15,952 |
6,318 |
2,26 |
110 |
68,048 |
27,17 |
8,97 |
АС-120/19 |
0,244 |
0,427 |
2,658 |
|
43 |
1 |
27,3 |
0,048 |
0,074 |
0,01 |
110 |
52,048 |
20,926 |
5,687 |
АС-95/16 |
0,301 |
0,434 |
2,611 |
|
62 |
1 |
31,5 |
15,257 |
5,832 |
2,58 |
110 |
29,257 |
11,134 |
4,58 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
61 |
1 |
48,3 |
10,743 |
4,138 |
2,79 |
110 |
- |
- |
- |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
12 |
1 |
30,45 |
1,257 |
0,53 |
0,211 |
110 |
22,743 |
8,806 |
3,46 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
А5 |
2 |
23,1 |
30 |
12,3 |
1,9 |
110 |
30 |
12,3 |
3,52 |
АС-70/11 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
|
А6 |
2 |
23,1 |
59,257 |
22,904 |
2,27 |
110 |
59,257 |
22,904 |
4,22 |
АС-150/24 |
0,204 |
0,420 |
2,707 |
Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме – 20% . Следовательно, сечения проводов воздушных линий выбраны верно.
4 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
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:
1. На двухтрансформаторных подстанциях при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирают равной не более 
суммарной нагрузки подстанции на расчетный период (в период максимальной нагрузки).
2. 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 из условия допустимой перегрузки в после аварийных режимах до 
на время максимальной общей суточной продолжительностью не более 6 часов в течении не более 5 суток, т.е. по условию:
, (4.1)
где 
– число однотипных трансформаторов, устанавливаемых на подстанции;
– наибольшая полная мощность в пунктах потребления.
,
,
,
,
,
,
Для расчётной сети примем наибольшие ближайшие мощности трансформаторов из каталога (табл. 6.11 [4]). Справочные данные выбранных трансформаторов заносим в таблицу 16.
Таблица 16 – Каталожные данные выбранных трёхфазных двухобмоточных трансформаторов
|
ПС |
Тип трансфор-матора |
SТ рас, МВА |
SТ ном, МВА |
DРх, кВт |
DРк, кВт |
uк, % |
ix, % |
RТ, Ом |
ХТ, Ом |
DQк, кВАр |
Пределы регулиро-вания |
|
1 |
ТДН-10000/110 |
8,018 |
10 |
14 |
60 |
10,5 |
0,7 |
7,95 |
139 |
70 |
9±´1,78 % |
|
2 |
ТДН-10000/110 |
9,574 |
10 |
14 |
60 |
10,5 |
0,7 |
7,95 |
139 |
70 |
9±´1,78 % |
|
3 |
ТДН-16000/110 |
10,455 |
16 |
19 |
85 |
10,5 |
0,7 |
4,38 |
86,7 |
112 |
9±´1,78 % |
|
4 |
ТРДН-25000/110 |
19,177 |
25 |
27 |
120 |
10,5 |
0,7 |
2,54 |
55,9 |
175 |
9±´1,78 % |
|
5 |
ТРДН-25000/110 |
20,763 |
25 |
27 |
120 |
10,5 |
0,7 |
2,54 |
55,9 |
175 |
9±´1,78 % |
|
6 |
ТРДН-25000/110 |
22,944 |
25 |
27 |
120 |
10,5 |
0,7 |
2,54 |
55,9 |
175 |
9±´1,78 % |
Для вариантов II и III выбор трансформаторов аналогичен выбору трансформаторов для варианта I.
5 ВЫБОР ГЛАВНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИЙ
Схемы электрических соединений, понижающих ПС 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.
Для рассматриваемых вариантов выбираем главные схемы электрических соединений подстанций [3]:
А) для проходных ПС напряжением 35 – 220 кВ, при редких коммутациях трансформаторов, применяют мостик с выключателями в цепях линии, и ремонтной перемычкой со стороны линии (рисунок 5).
Б) для тупиковых ПС, примем схему с двумя блочными соединениями
воздушных линий и трансформаторов (рисунок 6).
В) для узловых ПС, примем схему с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами (рисунок 7).
Рисунок 5 – Схема мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии
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 17.
Таблица 17 – Результаты выбора главных схем для вариантов сетей
|
Вариант |
Пункты питания |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
1 |
Б |
В |
А |
А |
А |
В |
|
2 |
А |
А |
А |
А |
А |
А |
|
3 |
А |
А |
А |
А |
Б |
В |
6 ТЕХНИКО-ЭКОНОМАЧЕСКИЙ ВЫБОР
Выбор наиболее экономичного варианта производится по методу срока окупаемости или по минимума расчётных производственных затрат.
Порядок расчёта:
1. Определяются капитальные затраты на сооружение линии;
2. Определяются капитальные затраты на сооружение подстанций:
3. Определяются капитальные затраты на ОРУ;
4. Рассчитывается стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах;
5. Определяются расчётные приведённые затраты для каждого из рассматриваемого варианта и производится их сравнение.
Технико-экономические показатели должны определятся лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, одинаковым числом и типом трансформаторов на подстанции и одинаковым размещением КУ не учитываются стоимости конденсаторных устройств, трансформаторов и стоимость потерь в них.
Капиталовложения на сооружение сети подсчитываются по укрупнённым показателям стоимости.
Стоимость линий допустимо определять по расчётной стоимости 1 км воздушной линии в зависимости от напряжения и сечения проводов с учётом материала и конструкции опор и в зависимости от района по гололёду.
Для определения капитальных вложений в строительство подстанций следует просуммировать стоимость распределительных устройств, силовых трансформаторов и постоянную часть затрат.
Ежегодные издержки на ремонт, обслуживание и амортизацию линий и оборудования подстанций определяются капитальными затратами на данный элемент системы и нормой отчислений.
Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными дисконтированными затратами по формуле:
, (6.1)
где 
– эквивалентный дисконтированный множитель;
– капиталовложения на сооружение объекта;
– затраты на потери электроэнергии.
, (6.2)
где 
– коэффициент отчислений на реновацию;
а – общие нормы отчислений от капиталовложений;
– норматив дисконтирования;
– время эксплуатации объекта до окончания расчётного периода;
– расчётный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчётного периода.
, (6.3)
, (6.4)
где
– издержки на возмещение потерь электроэнергии;
– потери электроэнергии в объекте;
– время максимальных потерь;
– продолжительность использования наибольшей нагрузки в году;
– стоимость 1 кВт, по заданию.
6.1 Технико-экономический расчёт I варианта
Расчётный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчётного периода:
, (6.5)
.
Эквивалентный дисконтный множитель:
. (6.6)
для ЛЭП:
.
для ПС:
.
Затраты на потерю электроэнергии:
. (6.7)
Время максимальных потерь:
.
Потери в линиях определяем по формуле:
. (6.8)
Исходные данные для расчёта по таблице 10.
Суммарные активные потери в линиях:
Потери в трансформаторах определяем по формулам:
,
(6.9)
.
Исходные данные для расчёта по таблице 16.
,
.
,
.
,
.
Результаты расчёта потерь мощности в трансформаторах сводим в таблицу18.
Таблица 18 – Потери мощности в трансформаторах
|
№ пункта питания |
Активные DР, кВт |
Реактивные DQ, кВАр |
|
1 |
47,286 |
477,514 |
|
2 |
47,286 |
477,514 |
|
3 |
56,147 |
582,664 |
|
4 |
89,305 |
1122 |
|
5 |
89,305 |
1122 |
|
6 |
89,305 |
1122 |
|
Итого: |
418,634 |
4903,692 |
Суммарные активные потери в трансформаторах:
.
Общие активные потери линий и трансформаторов:
, (6.10)
.
Затраты на потери электроэнергии:
, (6.11)
,
Капитальные затраты на сооружение линии определяются по формуле:
, (6.12)
где 
– стоимость 1 км линии;
– длина линии, км;
n – число линий.
При определении стоимости 1 км линии использовали «Укрупнённые стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 32-750 кВ (2013 г.)» (табл. 1. [6]). Опоры – железобетонные.
Для линии 1-2:
Аналогично проводим расчёты для других линий. Результаты сводим в таблицу 19.
Таблица 19 – Капитальные затраты на сооружение линий (вариант I)
|
№ линии |
n |
L, км |
Марка провода |
Базисные показатели стоимости ВЛ, тыс. руб/км |
Цена, тыс. руб |
|
12 |
2 |
30,45 |
АС-70/11 |
1150 |
35017,45 |
|
26 |
2 |
31,5 |
АС-70/11 |
1150 |
36225 |
|
6А |
2 |
23,1 |
АС-150/24 |
1150 |
26565 |
|
А5 |
1 |
23,1 |
АС-240/32 |
890 |
20559 |
|
А3 |
1 |
37,8 |
АС-150/24 |
850 |
32130 |
|
34 |
1 |
27,3 |
АС-70/11 |
850 |
23205 |
|
45 |
1 |
24,15 |
АС-70/11 |
850 |
20527,5 |
|
Итого: |
194228,95 |
||||
Т.о. капитальные затраты на сооружение линии по варианту I:
.
Капитальные затраты на сооружения подстанций определяются по формуле:
, (6.13)
где 
– стоимость трансформатора и РУ, соответственно.
При определении стоимости трансформатора использовали «Укрупнённые стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 32-750 кВ (2013 г.)» (табл. 11. [6],). Капитальные вложения на сооружения подстанций приведены в таблице 20. В показатели стоимости ПС включены стоимость РУ, стационарные устройства для ревизии трансформаторов и затраты на внешние инженерные сети (дороги, водопровод и др.).
Таблица 20 – Капитальные затраты на сооружение подстанций (вариант I)
|
№ ПС |
Тип трансформатора |
Количество и мощность, шт´МВА |
Капиталовложения, тыс. руб. |
|
1 |
ТДН-10000/110 |
2´10 |
37680 |
|
2 |
ТДН-10000/110 |
2´10 |
37680 |
|
3 |
ТДН-16000/110 |
2´16 |
53400 |
|
4 |
ТРДН-25000/110 |
2´25 |
70500 |
|
5 |
ТРДН-25000/110 |
2´25 |
70500 |
|
6 |
ТРДН-25000/110 |
2´25 |
70500 |
|
Итого: |
340260 |
||
Т.о. капитальные затраты на сооружение ПС по варианту I:
.
Общие минимальные дисконтные затраты:
, (6.14)
6.2 Технико-экономический расчёт II варианта
Потери в линиях (исходные данные для расчёта по таблице 11) (6.8):
Суммарные активные потери в линиях:
Потери в трансформаторах те же, что и для варианта I (табл. 16):
Общие активные потери линий и трансформаторов (6.10):
,
Затраты на потери электроэнергии (6.11):
,
,
Капитальные затраты на сооружение линии сведены в таблицу 21.
Таблица 21 – Капитальные затраты на сооружение линий (вариант II)
|
№ линии |
n |
L, км |
Марка провода |
Базисные показатели стоимости ВЛ, тыс. руб/км |
Цена, тыс. руб |
|
А6 |
1 |
23,1 |
АС-185/29 |
890 |
20559 |
|
А1 |
1 |
52,5 |
АС-95/16 |
850 |
44625 |
|
62 |
1 |
31,5 |
АС-70/11 |
850 |
26775 |
|
21 |
1 |
30,45 |
АС-70/11 |
850 |
25882,5 |
|
А5 |
1 |
23,1 |
АС-240/32 |
890 |
20559 |
|
А3 |
1 |
37,8 |
АС-150/24 |
850 |
32130 |
|
34 |
1 |
11,72 |
АС-70/11 |
850 |
9962 |
|
45 |
1 |
14,28 |
АС-70/11 |
850 |
12138 |
|
Итого: |
192630,5 |
||||
Т.о. капитальные затраты на сооружение линии по варианту II:
.
Капитальные затраты на сооружения подстанций такие же как и для варианта I (табл. 20)
Общие минимальные дисконтные затраты:
, (6.14)
.
6.3 Технико-экономический расчёт III варианта
Потери в линиях (исходные данные для расчёта по таблице 12) (6.8):
Суммарные активные потери в линиях:
Потери в трансформаторах те же, что и для варианта I (табл. 17):
Общие активные потери линий и трансформаторов (6.10):
,
.
Затраты на потери электроэнергии (6.11):
,
,
Капитальные затраты на сооружение линии сведены в таблицу 22.
Таблица 22 – Капитальные затраты на сооружение линий (вариант III)
|
№ линии |
n |
L, км |
Марка провода |
Базисные показатели стоимости ВЛ, тыс. руб/км |
Цена, тыс. руб |
|
А4 |
1 |
23,21 |
АС-120/19 |
850 |
19728,5 |
|
А3 |
1 |
37,8 |
АС-120/19 |
850 |
32130 |
|
43 |
1 |
27,3 |
АС-95/16 |
850 |
23145,5 |
|
62 |
1 |
31,5 |
АС-70/11 |
850 |
26775 |
|
61 |
1 |
48,3 |
АС-70/11 |
850 |
41055 |
|
12 |
1 |
30,45 |
АС-70/11 |
850 |
25882,5 |
|
А5 |
2 |
23,1 |
АС-70/11 |
1150 |
26565 |
|
А6 |
2 |
23,1 |
АС-150/24 |
1150 |
26565 |
|
Итого: |
221846,5 |
||||
Т.о. капитальные затраты на сооружение линии по варианту III:
.
Капитальные затраты на сооружения подстанций такие же как и для варианта I (табл. 18)
Общие минимальные дисконтные затраты (6.14):
,
.
Капитальные затраты на сооружение и эксплуатацию вариантов сети сведены в таблицу 23.
Таблица 23 – Капитальные затраты на сооружение и эксплуатацию вариантов сети
|
Вариант сети |
I |
II |
III |
|
Общие потери DРå, кВт |
2196,634 |
2801,634 |
1238,634 |
|
Капитальные затраты З, млн. руб |
500,386 |
507,249 |
507,331 |
Выбираем вариант сети с меньшими капиталовложениями – № I (рис. 2).
Суммарные ежегодные издержки по эксплуатации спроектированной сети определяются по формуле:
. (6.15)
Удельная себестоимость передачи полезно отпущенной потребителям электроэнергии в спроектированной сети:
, (6.16)
.
7 РАСЧЁТ 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 расчётных нормальных и после аварийных режимах работы с учётом потерь мощности и напряжения в элементах сети.
7.1 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 расчётов проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого хода трансформаторов
, (7.1)
а емкостные проводимости линии – зарядной мощностью
. (7.2)
Схема замещения выбранной энергосистемы приведена на рисунке 8.
Все параметры схемы замещения вычисляются в именованных единицах по удельным параметрам 
для воздушных линий (табл. 10) и паспортным данным 
для трансформаторов (табл. 14) по формулам:
Для n воздушных линий:
(7.3)
где n – число цепей в линии.
Для 2 параллельно работающих трансформаторов:
, 
, (7.4)
. (7.5)
Рисунок 8 – Схема замещения энергосистемы
Значения, вычисленные по формулам (7.3), (7.4) и (7.5), занесем в таблицу 24 и таблицу 25 соответственно.
Таблица 24 – Расчётные параметры воздушных линий
|
Линия |
L, км |
r0, Ом |
x0, Ом |
b0×106, См |
RЛ, Ом |
ХЛ, Ом |
bл×10-6, См |
Qс, МВАр |
|
12 |
30,45 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
6,424 |
6,756 |
155,112 |
1,876 |
|
26 |
31,5 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
6,646 |
6,993 |
160,461 |
1,941 |
|
6А |
23,1 |
0,204 |
0,420 |
2,707 |
2,356 |
4,851 |
125,063 |
1,513 |
|
А5 |
23,1 |
0,118 |
0,405 |
2,808 |
2,726 |
9,355 |
64,864 |
0,785 |
|
А3 |
37,8 |
0,204 |
0,420 |
2,707 |
7,711 |
15,876 |
102,324 |
1,238 |
|
34 |
27,3 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
11,520 |
12,121 |
69,533 |
0,841 |
|
45 |
24,15 |
0,422 |
0,444 |
2,547 |
10,191 |
10,722 |
61,510 |
0,744 |
Таблица 25 – Расчётные параметры трансформаторов
|
№ ПС |
DРк, кВт |
DQк, кВАр |
RТ, Ом |
ХТ, Ом |
DРТ, кВт |
DQТ, кВАр |
DSТ, кВА |
|
1 |
60 |
70 |
7,95 |
139 |
120 |
140 |
184,390 |
|
2 |
60 |
70 |
7,95 |
139 |
120 |
140 |
184,390 |
|
3 |
85 |
112 |
4,38 |
86,7 |
170 |
224 |
281,204 |
|
4 |
120 |
175 |
2,54 |
55,9 |
240 |
350 |
424,381 |
|
5 |
120 |
175 |
2,54 |
55,9 |
240 |
350 |
424,381 |
|
6 |
120 |
175 |
2,54 |
55,9 |
240 |
350 |
424,381 |
7.2 Электрический расчёт
Электрический расчёт предлагается проводить для случая, когда известна максимальная нагрузка на шинах НН. Расчёт режимов выполняется методом последовательных приближений. Принимается, по заданию, что напряжение при наибольших нагрузках равно 
, при наименьших нагрузках – 
, при тяжёлых авариях в сети – 
. При таком условии находим распределение мощностей в сети с учётом потерь мощности и зарядных мощностей, генерируемых линиями.
Электрический расчёт проводим для трёх режимов:
1) режим максимальных нагрузок;
2) режим минимальных нагрузок;
3) послеаварийный режим.
При расчёте всех трёх режимов используются следующие формулы:
Мощность в конце линии:
. (7.6)
Потери в линии:
. (7.7)
Мощность в начале линии:
. (7.8)
Поток мощности в линии:
. (7.9)
Исходные данные для расчёта по таблицам 4, 25, 24.
Режим максимальных нагрузок. (
)
Линия А-6 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
,
.
Линия 6-2 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
,
.
Линия 2-1 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
,
.
Линия А-5 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
,
.
Линия А-3 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
,
.
Линия 3–4 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
,
.
Линия 4–5 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
,
.
Результаты расчёта в режиме максимальной мощности сведены в таблице 26.
Таблица 26 – Электрический расчёт режима максимальной мощности
|
Линия |
|
|
|
|
|
12 |
12,12 + j2,932 |
0,027 + j0,092 |
12,147 + j3,024 |
12,147 + j1,148 |
|
26 |
26,12 + j8,169 |
0,073 + j0,47 |
26,193 + j6,698 |
26,193 + j4,757 |
|
6А |
58,24 + j20,848 |
0,317 + j1,322 |
58,556 + j22,17 |
58,556 + j20,294 |
|
А5 |
44,52 + j17,521 |
0,661 + j1,313 |
43,859 + j18,834 |
43,859 + j18,049 |
|
А3 |
27,646 + j10,074 |
0,244 + j0,993 |
28,134 + j11,067 |
28,134 + j9,829 |
|
34 |
11,96 + j4,353 |
0,011 + j0,178 |
11,971 + j4,531 |
11,973 + j3,69 |
|
45 |
14,52 + j5,262 |
0,015 + j0,232 |
14,535 + j5,494 |
14,535 + j4,75 |
, МВА
, МВА
, МВА
, МВАРежим минимальных нагрузок. (
).
Значения мощности в конце линии 
остаются без изменения.
Линия А-6 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
.
Линия 6-2 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
.
Линия 2-1 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
.
Линия А-5 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
.
Линия А-3 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
.
Линия 3–4 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
.
Линия 4–5 (7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
.
Результаты расчёта в режиме минимальной мощности сведены в таблице 27.
Таблица 27 – Электрический расчёт режима минимальной мощности
|
Линия |
|
|
|
|
|
12 |
12,12 + j2,932 |
0,031 + j0,104 |
12,151 + j3,036 |
12,151 + j1,16 |
|
26 |
26,12 + j8,169 |
0,083 + j0,535 |
26,203 + j8,704 |
26,203 + j6,763 |
|
6А |
58,24 + j20,848 |
0,361+ j1,504 |
58,601 + j22,352 |
58,601+ j20,476 |
|
А5 |
44,52 + j17,521 |
0,752 + j1,493 |
45,272 + j19,014 |
45,272 + j18,229 |
|
А3 |
27,646 + j10,074 |
0,278 + j1,13 |
28,168 + j11,204 |
28,168 + j9,966 |
|
34 |
11,96 + j4,353 |
0,013 + j0,203 |
11,973 + j4,556 |
11,173 + j3,715 |
|
45 |
14,52 + j5,262 |
0,017 + j0,264 |
14,537 + j 5,526 |
14,537 +j 4,782 |
Послеаварийный режим.
Расчёт послеаварийного режима производится для максимальных нагрузок ().
Будем рассматривать обрыв одной цепи линии А–6. При этом мощность будет проходить по второй линии. Для других участков цепи изменений не произойдёт.
Параметры линии А–6 будут следующими (7.3; 7.6; 7.7; 7.8; 7.9):
,
,
,
.
,
,
,
.
Результаты расчёта послеаварийного режима сведены в таблицу 28.
Таблица 28 – Электрический расчёт для послеаварийного режима
|
Линия |
|
|
|
|
|
12 |
12,12 + j2,932 |
0,031 + j0,104 |
12,151 + j3,036 |
12,151 + j1,16 |
|
26 |
26,12 + j8,169 |
0,083 + j0,535 |
26,203 + j8,704 |
26,203 + j6,763 |
|
6А |
58,24 + j21,964 |
0,366+ j1,327 |
57,846 + j24,051 |
57,846 + j23,291 |
|
А5 |
44,52 + j17,521 |
0,752 + j1,493 |
45,272 + j19,014 |
45,272 + j18,229 |
|
А3 |
27,646 + j10,074 |
0,278 + j1,13 |
27,924 + j11,204 |
27,924 + j9,966 |
|
34 |
11,96 + j4,353 |
0,013 + j0,203 |
11,973 + j4,556 |
11,973 + j3,715 |
|
45 |
14,52 + j5,262 |
0,017 + j0,264 |
14,537 + j 5,526 |
14,537 + j 4,782 |
На следующем этапе расчёта, во втором приближении, определяются напряжения в узловых точках. Исходными данными при этом служат: напряжения в точках сети, т.е. на шинах системной подстанции и значения мощностей в начале каждой схемы замещения, определённые на первом этапе.
Напряжения в узловых точках в режиме максимальных нагрузок.
Напряжение на источнике питания составляет:
.
Напряжение на k-ом узле находится по формуле:
. (7.10)
Исходные данные для расчёта по таблицам 24, 26.
,
,
,
,
,
.
Напряжения в узловых точках в режиме минимальных нагрузок.
Напряжение на источнике питания составляет:
.
Исходные данные для расчёта по таблицам 24, 27.
,
,
,
,
,
.
Напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме.
Напряжение на источнике питания составляет:
.
Исходные данные для расчёта по таблицам 24, 28.
,
,
,
,
,
.
8 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ
Одним из важнейших показателей качества электрической энергии служит отклонение напряжения. Установленные ГОСТом нормы на отклонение напряжения в определённой 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 [3]. Обычно при наибольших нагрузках достаточны отклонения напряжения на этих шинах в пределах 
.
Режим максимальных нагрузок.
Подстанция 6:
Напряжение на шинах НН, приведённое к стороне ВН, определяется по формуле:
, (8.1)
где 
– активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме (табл. 3);
– активное и реактивное сопротивления трансформаторов с учётом количества параллельно работающих трансформаторов (табл. 25).
.
Число рабочих ответвлений понижающих трансформаторов, а так же линейных регулировочных трансформаторов:
, (8.2)
где 
– номинальные напряжения обмоток низшего и высшего напряжения;
– желаемое напряжение на шинах НН;
– степень регулирования напряжения в %.
.
Вычисленное значение округляется до ближайшего целого числа с учётом максимального числа ответвлений, которое может колебаться от 8 до 10 для различных типов трансформаторов:
.
Действительное напряжение на шинах НН:
, (8.3)
,
Отклонение напряжения на шинах НН от номинального (
):
. (8.4)
Аналогично проводим расчёта для остальных подстанций.
Подстанция 2:
,
,
,
.
Подстанция 1:
,
,
.
Подстанция 5:
,
,
,
.
Подстанция 4:
,
,
,
.
Подстанция 3:
,
,
,
.
Результаты расчёта сводим в таблицу 29.
Таблица 29 – Результаты расчёта ответвлений трансформаторов в максимальном режиме
|
№ ПС |
nотв |
UН, кВ |
dU, % |
|
1 |
5 |
9,906 |
0,94 |
|
2 |
4 |
5,981 |
0,31 |
|
3 |
6 |
9,859 |
1,41 |
|
4 |
5 |
9,847 |
1,53 |
|
5 |
5 |
9,875 |
1,25 |
|
6 |
4 |
5,976 |
0,4 |
Режим минимальных нагрузок.
Подстанция 6:
,
,
,
.
Подстанция 2:
,
,
,
.
Подстанция 1:
,
,
.
Подстанция 5:
,
,
,
.
Подстанция 4:
,
,
,
.
Подстанция 3:
,
,
,
.
Результаты расчёта сводим в таблицу 30.
Таблица 30 – Результаты расчёта ответвлений трансформаторов в минимальном режиме
|
№ ПС |
nотв |
UН, кВ |
dU, % |
|
1 |
1 |
9,878 |
1,22 |
|
2 |
-1 |
6,068 |
1,13 |
|
3 |
2 |
9,84 |
1,6 |
|
4 |
0 |
9,983 |
0,17 |
|
5 |
1 |
9,843 |
1,57 |
|
6 |
-1 |
5,851 |
2,483 |
Послеаварийный режим.
Подстанция 6:
,
,
,
.
Подстанция 2:
,
,
,
.
Подстанция 1:
,
,
.
Подстанция 5:
,
,
,
.
Подстанция 4:
,
,
,
.
Подстанция 3:
,
,
,
.
Результаты расчёта сводим в таблицу 31
Таблица 31 – Результаты расчёта ответвлений трансформаторов в послеаварийном режиме
|
№ ПС |
nотв |
UН, кВ |
dU, % |
|
1 |
3 |
9,843 |
1,57 |
|
2 |
2 |
5,94 |
1 |
|
3 |
3 |
9,968 |
0,32 |
|
4 |
2 |
9,947 |
0,53 |
|
5 |
2 |
9,979 |
0,21 |
|
6 |
2 |
5,935 |
1,083 |
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате проектирования был разработан проект электрической сети, имеющей шесть подстанций, питающихся от одной крупной ТЭЦ-2. Были рассмотрены три возможных варианта схем соединения пунктов питания и потребления между собой. На основании проведенного технико-экономического сравнения вариантов был выбран наиболее надежный и с наименьшими потерями вариант сети, в котором пункты соединены между собой по радиальной схеме с применением двухцепных ВЛ.
Применяются провода марки АС на железобетонных опорах. Приведённые расчёты показали необходимость использования линии электропередачи напряжением 110 кВ.
Подстанции выполнены двухтрансформаторными для обеспечения необходимой надежности электроснабжения потребителей, а также для бесперебойного транзита мощности в проходных и узловых подстанциях. Выбраны двухобмоточные трансформаторы. Так же были проведены расчёты потерь напряжения и мощности в линиях, которые показали, что потери напряжения в линиях соответствуют предъявленным требованиям. Для обеспечения необходимого уровня напряжения у конечных потребителей применяется встречное регулирование напряжения с помощью РПН.
Экономический расчёт показал расход денежных средств, необходимый для сооружения и эксплуатации сети. Стоимость сооружения и эксплуатации спроектированной сети составила 500,386 млн. руб. Удельная себестоимость передачи электроэнергии в такой сети составила 7,35 руб/кВтч.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Установки конденсаторные типа УК. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. www.demzavod.ru.
2. Трунина Е.Р. Районная электрическая сеть электроэнергетической системы: методические указания. – Йошкар-Ола, 2000. – 55 с.
3. Правила устройства электроустановок. Издание 6-е, переработанное и доп., – М: Министерство энергетики РФ, 2002. – 507 с.
4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем /под ред. С.С Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энргоатомиздат, 1985. – 352 с.
5. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592с.: ил.
6. Укрупнённые стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 32-750 кВ(2013 г.).
www.fsk-ees.ru/about/.../Sbornik_IK_FSK_USP_35-750_part_01.pdf.
Похожие материалы
... проводиться тремя способами: по уровню - ведется путем сравнения реальных отклонений напряжения с допустимыми значениями; по месту в электрической сети - ведется в определенных точках сети, например в начале или конце линии, на районной подстанции; по длительности существования отклонения напряжения. Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках ...
... (5.2), где - ударный коэффициент, который составляет (табл.5.1). Расчёт ТКЗ выполняется для наиболее экономичного варианта развития электрической сети (вариантI рис.2.1) с установкой на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110. Схема замещения сети для расчёта ТКЗ приведена на рис. 5.1. Синхронные генераторы в схеме представлены сверхпереходными ЭДС и сопротивлением (для блоков 200МВт ...
... электрических соединений на всех напряжениях переменного постоянного тока для нормальных режимов. Такие схемы должны обеспечивать сочетание максимальной надежности и экономичности электроснабжения потребителей. Переключения в электрических схемах распредустройств подстанций, счетов и зборок должны производится по распоряжению или с ведома вышестоящего дежурного персонала (или старшего электрика ...
0 комментариев