Районная электрическая сеть

Современные энергетические системы состоят из множества связанных между собой элементов, которые оказывают взаимное влияние друг на друга. Поэтому проектирование всей системы достаточно сложная и трудоемкостная задача.

Задачей курсового проекта является разработка эскизного проекта районной электрической сети с номинальными напряжениями 35−220 кВ. Проектируется электроснабжение 4−6 населённых пунктов от одной или двух заданных электрических станций или крупной узловой подстанции 110−500 кВ. В заданных пунктах предполагаются коммунально-бытовые и промышленные потребители электроэнергии, а также сельскохозяйственные потребители в прилегающих районах. Питающая электрическая станция или подстанция входит в состав достаточно крупной электроэнергетической системы.

Если по заданию предполагается проектирование электрической сети в районе, где уже имеются линии и подстанции 35−220 кВ, то указываются номинальные параметры основного электрооборудования существующей сети и необходимые данные о нагрузках в пунктах потребления электроэнергии.

В проекте должны быть разработаны разделы :

Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощностях в проектируемой сети ;

Выбор схемы, номинального напряжения (или номинальных напряжений), параметров линий и трансформаторов сети ;

Расчёты основных режимов работы электрической сети;

Регулирование напряжения в сети ;

Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети .

Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние связи, динамику развития, параметры и надёжность работы системы в целом и её отдельных элементов.

Одним из важнейших показателей уровня электроэнергетики страны является развитие электрических сетей — линий электропередачи и подстанций (ПС). От электростанций мощностью в несколько миллионов киловатт каждая протянулись на тысячи и более километров к промышленным центрам линии электропередачи сверхвысокого напряжения.

1. Генерация и потребление активной и реактивной мощностей

1.1 Генерация и потребление активной мощности

Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для режима наибольших нагрузок и слагается из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В режиме наибольших нагрузок суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах проектируемой сети одного-двух номинальных напряжений в первом приближении могут быть приняты равными 3−5% от суммы заданных нагрузок.

Активная мощность генерации Pген, необходимая для питания проектируемой сети.

Где Рген — активная мощность генерации, поступающая от РЭС в проектируемую сеть;

Рнагрi — заданная нагрузка в i-ом пункте;

— суммарные потери мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В курсовом проекте предполагается, что установленная мощность генераторов питающей электрической системы достаточна для обеспечения потребностей проектируемого района в активной мощности. Поэтому здесь не рассматривается установка дополнительных генераторов электрических станций, сооружение новых электростанций и т. п.

Тогда

МВт;

МВт.

1.2 Потребление и генерация реактивной мощности

Приближённое рассмотрение потребления реактивной мощности, а также ориентировочный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети будем производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети. Так как компенсация реактивной мощности может существенно влиять на значения полных нагрузок подстанций, а следовательно, и на выбираемые номинальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети. В конечном итоге выбор мощности КУ и их размещение по подстанциям сети повлияют на оценку технических и экономических показателей вариантов схемы сети и, следовательно, могут повлиять на правильность выбора рационального номинального напряжения и схемы проектируемой сети.

При выполнении проекта условно принимаем совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок подстанций. Поэтому определение наибольших реактивных нагрузок отдельных пунктов производим по наибольшим активным нагрузкам и заданным значениям коэффициента мощности.

По условию задания коэффициент мощности всех нагрузок cos нагр=0,80.

Тогда sin нагр= 0,84 и tg нагр= 0,65.

Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле:

Qнагрi=Рнагрitg нагр.

Реактивные мощности нагрузок в узлах:

Qнагр1 =Pнагр1 tg нагр=390,65= 25,35 Мвар;

Qнагр2 =Pнагр2 tg нагр=300,65= 19,5 Мвар;

Qнагр3 =Pнагр3 tg нагр=260,65= 16,9 Мвар;

Qнагр4 =Pнагр4 tg нагр=280,65= 18,2 Мвар;

Qнагр5 =Pнагр5 tg нагр=170,75= 11,05 Мвар.

Суммарная реактивная мощность, потребляемая в узлах:

= Qнагр1+ Qнагр2+ Qнагр3+ Qнагр4+ Qнагр5=25,35+19,5+16,9+18,2+11,05 = =91Мвар.

Суммарная потребляемая реактивная мощность в сети, необходимая для электроснабжения района, слагается из реактивной нагрузки в заданных пунктах, потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах (автотрансформаторах) и зарядной мощности линии (со знаком «-»).

Qпотр=Qнагр i+QЛ+QТР-QС ,

Где QЛ — суммарные потери реактивной мощности в линиях;

QТР — суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах;

QС — суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий (зарядная мощность).

Зарядная мощность линии при предварительных расчётах может оцениваться для одноцепных линий 110 кВ в 3 Мвар, 220 кВ в 12 Мвар на 100 км. Для воздушных сетей 110 кВ в самом первом приближении допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях линий и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются, то есть:

QЛ=QС ;

Qпотр = Qнагр i +QТР Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах при каждой трансформации составляют примерно 8−12% от трансформируемой полной мощности нагрузки. Поэтому для оценки величины потерь реактивной мощности в трансформаторах необходимо представить возможное число трансформаций мощности нагрузки каждого из пунктов.

QТР = 0,1m,

где Sнагр i — полная мощность i-го потребителя;

m — число трансформаций.

Суммарная полная мощность потребителей сети составляет:

= 183МВА.

Примем m=1 с учётом того, что имеет место одна трансформация в сети на понижающих подстанциях. Тогда:

QТР = 0,1m=0,11 183=18,3 Мвар.

Общая потребляемая реактивная мощность

91 + 18,3 = 109,3 Мвар.

Реактивная мощность, поступающая от ИП определяется по активной мощности генерации, и по заданному коэффициенту мощности cosген:

cosген=0,84;

ген= 32,86;

tgген= 0.65;

1540,65= 100Мвар.

Так как Qген < (109,3 Мвар < 100 Мвар), то в сети необходимо устанавливать компенсирующие устройства. Основным типом КУ, устанавливаемых по условию обеспечения потребности в реактивной мощности, являются конденсаторы. Вместе с тем, на крупных узловых подстанциях 220 кВ по ряду условий может оказаться оправданной установка синхронных компенсаторов. При этом надо помнить, что установка синхронных компенсаторов мощностью менее 10 Мвар неэкономична.

Суммарная реактивная мощность КУ равна:

— Qген=109,3−100=9,2 Мвар.

Размещение КУ по подстанциям электрической сети, как известно, влияет на экономичность режимов работы сети и на решение задач регулирования напряжения. В связи с этим могут быть даны следующие рекомендации по размещению КУ в сети и определению их мощностей, устанавливаемых на каждой подстанции.

В сети одного номинального напряжения целесообразна, в первую очередь, полная компенсация реактивных нагрузок наиболее электрически удалённых подстанций. При незначительной разнице электрической удалённости пунктов от источника питания допускается расстановка КУ по условию равенства коэффициентов мощности на подстанциях.

Распределим реактивные мощности в узлах по методу tg Б:

=0,6.

Определим мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции:

Qку1=Рнагр1•(tgнагрtgБ)=39(0,65−0,6)=1,95 Мвар;

Qку2=Рнагр2•(tgнагрtgБ)=30(0,65−0,6)=1,5 Мвар;

Qку3=Рнагр3•(tgнагрtgБ)=26(0,65−0,6)=1,3 Мвар;

Qку4=Рнагр4•(tgнагрtgБ)=28(0,65−0,6)=1,4 Мвар;

Qку5=Рнагр5•(tgнагрtgБ)=17(0,65−0,6)=085 Мвар.

Проверка вычисления реактивной мощности компенсирующих устройств:

Qку= Qку1+ Qку2+ Qку3+ Qку4+ Qку5=7 Мвар.

Реактивная мощность каждой подстанции после компенсации:

Q1=Qнагр1-Qку1=25,35 -1,95=23,4 Мвар;

Q2=Qнагр2-Qку2=19,5−1,5 =18 Мвар;

Q3=Qнагр3-Qку3=16,9−1,3=15,6 Мвар;

Q4=Qнагр4-Qку4=18,2−1,4 =16,8 Мвар;

Q5=Qнагр5-Qку5=11,05−0,8 =10,2 Мвар.

Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой из подстанций, набирается параллельным включением серийно выпускаемых комплектных установок, выбираемых по справочникам.

Определим полную мощность каждой подстанции:

45,5 МВА;

34,98 МВА;

30,32 МВА;

32,65 МВА;

19,82 МВА.

Суммарная полная мощность подстанций:

45,5+34,98+30,32+32,65+19,8=163,2 МВА.

Определим коэффициент мощности сos Б после установки КУ:

Б = arctg (tg Б)= arctg 0,6= 31; cos Б= 0,86.

2. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети

2.1 Выбор схемы сети по длине цепей и трасс

Возможные варианты схем представлены ниже.

Результаты вычислений длин цепей и трасс введем в таблицу 3.1.1.

Рисунок 2.1.1 — Вариант 1(Кольцевая схема) Рисунок 2.1.2 — Вариант 2(Радиальная схема) Рисунок 2.1.3 — Вариант 3(Смешенная схема) Рисунок 2.1.4 — Вариант 4

Рисунок 2.1.5 — Вариант 5

Так как по условию задания на проектирование во всех пунктах 1−5 имеются потребители I категории бесперебойности в электроснабжении, то во всех вариантах схем сети предусматриваем их надежное электроснабжение, т. е. радиальные варианты сети требуют — двухцепные линии; замкнутые варианты сети — одноцепные линии.

Варианты с одинаковой степенью надёжности приближенно сравниваем лишь по основным натуральным количественным показателям: по суммарной длине линий в одноцепном измерении (длина двухцепной линии удваивается) и по длине трасс линий. При определении длин надо учитывать, что длина из-за не прямолинейности и неровностей рельефа местности на 5−15% больше расстояния по прямой между рассматриваемыми пунктами. Составляем сводную таблицу суммарных длин цепей и трасс.

Таблица 2.1.1. Суммарные длины цепей и трасс

На первом этапе намеченные варианты с одинаковой степенью надёжности приближенно сравниваются лишь по основным натуральным количественным показателям: по суммарной длине цепей и по длине трасс.

Следует подчеркнуть, что такое сравнение, как правило, не должно исключать из дальнейшего рассмотрения все варианты какого-то одного принципиального типа, например, все варианты кольцевого или магистрального типа. Такие схемы сети обладают различными качествами и их сопоставление должно производиться по приведенным расчётным затратам.

Были отобраны на проверку следующие варианты: № 1, 2 и 3.

электрооборудование подстанция реактивный мощность

2.2 Проверка отобранных вариантов по допустимым потерям напряжения

На втором этапе каждый из отобранных вариантов проверяется по допустимым потерям напряжения в двух режимах работы сети — максимальном и послеаварийном.

При определении наибольших потерь напряжения в сети следует руководствоваться следующими положениями: суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности; среди послеаварийных режимов требуется выбирать такой, при котором потери напряжения увеличиваются на наибольшую величину.

Допустимые потери Uдоп принимаются равными 13−15% от Uном сети в максимальном режиме и 17−20% - в послеаварийном.

Мощности в узлах сети:

= (39+j23,4) МВА, Sн1= 45,5 МВА;

= (30+j18) МВА, Sн2= 34,98 МВА;

= (26+j15,6) МВА, Sн3= 30,32 МВА;

= (28+j16,8) МВА, Sн4= 32,65 МВА;

= (17+j10,2) МВА, Sн5= 19,82 МВА.

Проверка варианта 1

Режим максимальных нагрузок

1. Рассмотрим кольцо РЭС-1−3-2−5-4-РЭС':

Распределение мощности:

.

Проверка правильности нахождения полной мощности в узле 2:

.

Проверка показала правильность расчета распределения мощности.

Полные мощности, протекающие в линиях:

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА.

Ток в линии i-j:

Где Sij — полная мощность, протекающая в линии i-j;

Uном — номинальное напряжение линии i-j.

Определим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок, приняв Uном=220кВ:

А;

А;

А;

А;

А;

А.

Рассчитаем сечение провода воздушной линии, определяемое по закону экономической плотности тока jэк:

где Imax — максимальный рабочий ток, А;

n — количество параллельных цепей в линии i-j.

Выбирается ближайшее к расчётному стандартное сечение провода Fстанд. Выбранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону и по максимально допустимой нагрузке в послеаварийном режиме. В случае нарушения ограничений сечения проводов увеличиваются. При выборе сечений проводов окончательно уточняется напряжение отдельных участков сети.

По заданию, продолжительность использования наибольшей нагрузки Тнб=5900 ч/год. Следовательно, jэк=1 А/мм2 табл. 4−5 стр. 232

Рассчитаем сечения проводов и выберем стандартное сечение с учетом того, что при Uном=220кВ минимальное допустимое сечение равно 240 мм2:

190 мм², выбираем провод АС-240/32;

105 мм², выбираем провод АС-240/32;

54 мм², выбираем провод АС-240/32;

224,9 мм², выбираем провод АС-240/32;

103,3 мм², выбираем провод АС-240/32;

103,75 мм², выбираем провод АС-240/32.

Послеаварийный режим Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме

.

Для проверки марки АС-240/32, выбранного для всех линий кольцевой сети, допустимый ток по нагреву равен 605 А (табл. П27. МУ РЭС 12.03.12). Наиболее тяжелый послеаварийный режим в кольцевой сети возникнет при отключении головных линий.

1. Рассмотрим отключение линии РЭС'-1

Определяем потоки мощности в линиях:

(39+j23,4) МВА; = 45,5 МВА;

(39+j23,4)+(26+j15,6)=(65+j39,1) МВА; = 75,8МВА;

(65+j39,1)+(30+j18)=(95+j57,1) МВА; =110,8 МВА;

(95+j57,7)+(17+j10,2) =(112+j67,3) МВА; =130,6 МВА;

(112+j67,3)+(28+j16,8)=(140+j84,1) МВА; =163,3МВА.

Определяем токи в линиях в послеаварийном режиме:

А;

А;

А;

А;

А.

Токи во всех линиях в данном послеаварийном режиме меньше =610А.

2. Рассмотрим отключение линии РЭС-4:

Определим потоки мощности в линиях:

(28+j16,8) МВА; = 32,65 МВА;

(28+j16,8)+(17+j10,2)=(45+j27) МВА; = 52,5 МВА;

(45+j27)+(30+j18)=(75+j45) МВА; =87,5 МВА;

(75+j45))+(26+j15,6) =(101+j60,6) МВА; =117,8 МВА;

(101+j60,6)+(39+j23,4)=(140+j84) МВА; =163 МВА.

Определяем токи в линиях в послеаварийном режиме:

А;

А;

А;

А;

А.

Токи во всех линиях в данном послеаварийном режиме меньше =610А.

Потери напряжения в максимальном режиме Для нахождения наибольшей потери напряжения суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения; в случае разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая Uнб сравнивается с Uдоп: в замкнутой сети или в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности.

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32 l=86 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,11 886=10,15 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43 586=37,4 Ом.

10,7кВ;

1,48 МВт.

Линия 1−3:

Провод АС-240/32 l=54 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=r0•l=0,11 854=6,372 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43 554=23,5 Ом.

3кВ.

0,2 МВт.

Линия 3−2:

Провод АС-240/32 l=86 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,11 886=10,15 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43 586=37,4 Ом.

1 кВ.

0,002 МВт.

Линия 2−5:

Провод АС-240/32, l=48 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

Сопротивления линии:

RЛ=• r0•l=0,11 848=5,6 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43 548=20,88 Ом.

1,42 кВ.

0,04 МВт.

Линия 5−4:

Провод АС-240/32, l=50 км, r0=0,118 Ом/км, r0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,11 850=9,4 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43 550=21,75 Ом.

3,5 кВ.

0,31 МВт.

Линия РЭС-4:

Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

Сопротивления линии:

RЛ=• r0•l=0,11 856=6,608 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43 556=24,36 Ом.

6 кВ.

0,72 МВт.

Найдем суммарные потери мощности на каждой ступени напряжения в максимальном режиме:

=10,7+3+1=14,7кВ,

%6,68%;

=1,42+3,5+6=10,92 кВ,

%4,96%;

Uнб220===6,68% < Uдоп=15%.

Потери напряжения в послеаварийном режиме В кольцевой сети послеаварийный режим обусловлен отключением одного из головных участков.

1. Рассмотрим отключение линии РЭС-4:

Линия РЭС-1:

Потери напряжения составят:

20,7 кВ;

Потери активной мощности в линии:

5,57 МВт.

Линия 1−3:

9,2 кВ;

1,82МВт.

Линия 3−2:

11 кВ;

1,6 МВт.

Линия 2−5:

3,6 кВ;

0,31 МВт.

Линия 5−4:

2,7 кВ;

0,2 МВт.

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

U2−4-5−3-1-РЭС=20,7+9,4+11,1+3,6+2,7 =47,75 кВ,

U2−4-5−3-1-РЭС'%21,45%;

Uнб220=U2−4-5−3-1-РЭС'%=21,45% > Uдоп=20%.

Выбираем провод марки АС-300/39

Линия РЭС-1:

Провод АС-300/39 l=86 км, r0=0,096 Ом/км, x0=0,429 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,9 686=8,25 Ом, ХЛ=•x0•l=0,42 986=36,9 Ом.

9,9кВ;

1,2 МВт.

Линия 1−3:

Провод АС-300/39 l=54 км, r0=0,096 Ом/км, x0=0,429 Ом/км.

RЛ=r0•l=0,9 654=5,2 Ом, ХЛ=•x0•l=0,42 954=23,2 Ом.

2,88кВ.

0,16 МВт.

Линия 3−2:

Провод АС-300/39 l=86 км, r0=0,096 Ом/км, x0=0,429 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,9 686=8,25 Ом, ХЛ=•x0•l=0,42 986=36,9 Ом.

1 кВ.

0,0011 МВт.

Линия 2−5:

Провод АС-300/39, l=48 км, r0=0,096 Ом/км, x0=0,429 Ом/км.

Сопротивления линии:

RЛ=• r0•l=0,9 648=4,6 Ом, ХЛ=•x0•l=0,42 948=20,6 Ом.

1,34 кВ.

0,04 МВт.

Линия 5−4:

Провод АС-300/39, l=50 км, r0=0,096 Ом/км, r0=0,429 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,9 650=4,8 Ом, ХЛ=•x0•l=0,42 950=21,45 Ом.

2 кВ.

0,15 МВт.

Линия РЭС-4:

Провод АС-300/39, l=56 км, r0=0,096 Ом/км, x0=0,429 Ом/км.

Сопротивления линии:

RЛ=• r0•l=0,9 656=5,4 Ом, ХЛ=•x0•l=0,42 956=24 Ом.

5,6 кВ.

0,6 МВт.

Найдем суммарные потери мощности на каждой ступени напряжения в максимальном режиме:

=9,9+2,88+1=13,78кВ,

%6,26%;

=1,34+2+5,6=8,94 кВ,

%4%;

Uнб220===6,2% < Uдоп=15%.

Потери напряжения в послеаварийном режиме В кольцевой сети послеаварийный режим обусловлен отключением одного из головных участков.

1. Рассмотрим отключение линии РЭС-4:

Линия РЭС-1:

Потери напряжения составят:

19,3 кВ;

Потери активной мощности в линии:

4,53 МВт.

Линия 1−3:

8,96 кВ;

2,25МВт.

Линия 3−2:

10,36 кВ;

1,3 МВт.

Линия 2−5:

3,46 кВ;

0,26 МВт.

Линия 5−4:

2,24 кВ;

0,26 МВт.

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

U2−4-5−3-1-РЭС=19,3+8,96+10,36+3,46+2,24 =44,32 кВ,

U2−4-5−3-1-РЭС'%20%;

Uнб220=U2−4-5−3-1-РЭС'%=20% > Uдоп=20%.

2. Отключение линии РЭС-1:

Линия РЭС-4:

12,6 кВ.

2,97 МВт.

Линия 4−5:

9 кВ.

1,69МВт.

Линия 2−5:

7,3 кВ.

1,1 МВт.

Линия 3−2:

9 кВ.

0,97 МВт.

Линия 1−3:

3,4 кВ.

0,22МВт.

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

U РЭС-1−4-5−3-2=12,6+9+7,3+9+3,4 =41,3 кВ,

U РЭС-1−4-5−3-2%18,7%;

Uнб220=U РЭС-1−4-5−3-2%=18,7% < Uдоп=20%.

Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.

Таблица 2.2.1. Результаты расчетов для варианта 1.

=6,2%

=20%

=2,161 МВт.

Проверка варианта 2

Режим максимальных нагрузок Распределение мощности:

;

;

Полные мощности, протекающие в линиях:

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА.

Находим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок:

162 А;

202 А;

187 А;

293 А;

233,9 А.

Сечения проводов для максимального режима:

81 мм², выбираем провод АС-70/11;

101,3 мм², выбираем провод АС-240/32;

93,5 мм², выбираем провод АС-95/16;

146 мм², выбираем провод АС-150/24;

111,95 мм², выбираем провод АС-240/32.

Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме.

Послеаварийный режим Отключение одной цепи на каждой линии:

162 А; провод АС-70/11; Iдоп=265 А

202 А; провод АС-240/32; Iдоп=610 А

187 А; провод АС-95/16; Iдоп=320 А

293 А; провод АС-150/24; Iдоп=450 А

233,9 А. провод АС-240/32; Iдоп=610 А Токи во всех линиях в данном послеаварийном режиме меньше .

Потери напряжения в максимальном режиме При определении наибольших потерь напряжения? в разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая? сравнивается с ?=15%.

Линия 1−3:

Провод АС-70/11, l=54 км, r0=0,422Ом/км, x0=0,444 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,42 254=11,4 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,444•54=12 Ом.

4, 4 кВ;

0.86 МВт.

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32, l=86 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,11 886=5 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,43 586=18,7 Ом.

4,8кВ;

0,6 МВт.

Линия 2−5:

Провод АС-95/16, l=48 км, r0=0,301 Ом/км, x0=0,434 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,30 148=7,224 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,43 448=10,4 Ом.

3,6 кВ;

0,73 МВт.

Линия 5−4:

Провод АС-150/24, l=50 км, r0=0,204 Ом/км, x0=0,42 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,20 450=5,1 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,4250=10,5Ом.

4,87 кВ;

1,3 МВт.

Линия РЭС-4:

Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,11 856=3,304 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,435 66=12,18 Ом.

3,6 кВ;

0,5 МВт.

Определим суммарные потери напряжения в максимальном режиме:

=4,4+4,8=9,2,

%8,3%;

=3,6+4,87+3,6=12,07кВ,

%10,9%;

Uнб110 ==8,3% < Uдоп=15%.

Uнб110 ==10,9%< Uдоп=15%.

Потери напряжения в послеаварийном режиме В разветвлённой сети с двухцепными линиями послеаварийный режим обусловлен обрывом одной цепи в линии с наибольшим значением потерь напряжения.

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32, l=86 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,11 886=10,15 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43 586=37,41 Ом.

9,73 кВ;

Линия РЭС-4:

Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,11 856=6,6 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43 556=24,36 Ом.

7,2 кВ.

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

=9,73+4,4=14,13 кВ,

%12,8%;

=3,6+7,2+7,2=18 кВ,

%16,36%;

Uнб110=%=16,36% < Uдоп=20%.

Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.

Таблица 2.2.2. Результаты расчетов для варианта 2.

=10,9%

=16,36%

=4 МВт.

Проверка варианта 3

Мощности в узлах сети:

= (39+j23,4) МВА, Sн1= 45,5 МВА;

= (30+j18) МВА, Sн2= 34,98 МВА;

= (26+j15,6) МВА, Sн3= 30,32 МВА;

= (28+j16,8) МВА, Sн4= 32,65 МВА;

= (17+j10,2) МВА, Sн5= 19,82 МВА.

Режим максимальных нагрузок Распределение мощности:

Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=220 кВ.

Находим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок:

81 А;

202 А;

Сечения проводов для послеаварийного режима:

40,5 мм², выбираем провод АС-240/32;

101 мм², выбираем провод АС-240/32;

Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме.

Потери напряжения в максимальном режиме При определении наибольших потерь напряжения? в разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая? сравнивается с ?=15%.

Линия 1−3:

Провод АС-240/32, l=54 км, r0=0,118Ом/км, x0=0,435Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,11 854=3,2 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,435•54=11,74 Ом.

1,2 кВ;

0.06 МВт.

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32, l=86 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=•0,11 886=5 Ом, ХЛ=•x0•l=•0,43 586=18,7 Ом.

4,8кВ;

0,6 МВт Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

=1,2+4,8=6 кВ,

%2,7%;

Потери напряжения в послеаварийном режиме В разветвлённой сети с двухцепными линиями послеаварийный режим обусловлен обрывом одной цепи в линии с наибольшим значением потерь напряжения.

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32, l=86 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,11 886=10,15 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43 586=37,41 Ом.

9,73 кВ;

= 9,73+1,2=10,93

%4,4%;

Uнб110=%=4,4% < Uдоп=20%.

Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.

.

Проверка правильности нахождения полной мощности в узле 5:

Проверка показала правильность расчета распределения мощности.

Полные мощности, протекающие в линиях:

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

Ток в линии i-j:

Где Sij — полная мощность, протекающая в линии i-j;

Uном — номинальное напряжение линии i-j.

Определим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок, приняв Uном=220кВ:

А;

А;

А;

А;

Рассчитаем сечение провода воздушной линии, определяемое по закону экономической плотности тока jэк:

где Imax — максимальный рабочий ток, А;

n — количество параллельных цепей в линии i-j.

Выбирается ближайшее к расчётному стандартное сечение провода Fстанд. Выбранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону и по максимально допустимой нагрузке в послеаварийном режиме. В случае нарушения ограничений сечения проводов увеличиваются. При выборе сечений проводов окончательно уточняется напряжение отдельных участков сети.

По заданию, продолжительность использования наибольшей нагрузки Тнб=5900 ч/год. Следовательно, jэк=1 А/мм2 табл. 4−5 стр. 232

Рассчитаем сечения проводов и выберем стандартное сечение с учетом того, что при Uном=220кВ минимальное допустимое сечение равно 240 мм2:

102,2 мм², выбираем провод АС-240/32;

12 мм², выбираем провод АС-240/32;

49 мм², выбираем провод АС-240/32;

137,2 мм², выбираем провод АС-240/32;

Послеаварийный режим Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме Для проверки марки АС-240/32, выбранного для всех линий кольцевой сети, допустимый ток по нагреву равен 605 А (табл. П27. МУ РЭС 12.03.12). Наиболее тяжелый послеаварийный режим в кольцевой сети возникнет при отключении головных линий.

1. Рассмотрим отключение линии РЭС'-1

Определяем потоки мощности в линиях:

(30+j18) МВА; = 34,98 МВА;

(30+j18)+(17+j10,2)=(47+j28,2) МВА; = 54,8МВА;

(47+j28,2)+(28+j16,8)=(75+j45) МВА; =87,46 МВА;

Определяем токи в линиях в послеаварийном режиме:

А;

А;

А;

Токи во всех линиях в данном послеаварийном режиме меньше =610А.

2. Рассмотрим отключение линии РЭС-4

Определим потоки мощности в линиях:

(28+j16,8) МВА; = 32,65 МВА;

(28+j16,8)+(17+j10,2)=(45+j27) МВА; = 52,5 МВА;

(45+j27)+(30+j18)=(75+j45) МВА; =87,5 МВА;

Определяем токи в линиях в послеаварийном режиме:

А;

А;

А;

Токи во всех линиях в данном послеаварийном режиме меньше =610А.

Потери напряжения в максимальном режиме Для нахождения наибольшей потери напряжения суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения; в случае разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая Uнб сравнивается с Uдоп: в замкнутой сети или в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности.

Линия РЭС-2:

Провод АС-240/32 l=104 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,118 104=12,3 Ом, ХЛ=•x0•l=0,435 104=45,24 Ом.

6,35В;

0,4 МВт.

Линия 2−5:

Провод АС-240/32, l=48 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

Сопротивления линии:

RЛ=• r0•l=0,11 848=5,6 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43 548=20,88 Ом.

0,44 кВ.

0,234 МВт.

Линия 5−4:

Провод АС-240/32, l=50 км, r0=0,118 Ом/км, r0=0,435 Ом/км.

RЛ=•r0•l=0,11 850=9,4 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43 550=21,75 Ом.

1,4 кВ.

0,04МВт.

Линия РЭС-4:

Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.

Сопротивления линии:

RЛ=• r0•l=0,11 856=6,608 Ом, ХЛ=•x0•l=0,43 556=24,36 Ом.

4,24 кВ.

0,36 МВт.

Найдем суммарные потери мощности на каждой ступени напряжения в максимальном режиме:

=6,35+0,44=6,72 кВ,

%3%;

Uнб220==3% < Uдоп=15%.

=1,4+4,24=5,64 кВ,

%2,565%;

Uнб220==2,56% < Uдоп=15%

Потери напряжения в послеаварийном режиме В кольцевой сети послеаварийный режим обусловлен отключением одного из головных участков.

2. Рассмотрим отключение линии РЭС-4:

Линия РЭС-2:

Потери напряжения составят:

13,5 кВ;

Потери активной мощности в линии:

2 МВт.

Линия 2−5:

3,7 кВ;

0,32 МВт.

Линия 5−4:

2,4 кВ;

0,2 МВт.

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

Uрэс-2−5-4=13,5+3,7+2,4 =19,6 кВ,

U рэс-2−5-4%9%;

Uнб220=U рэс-2−5-4%=9% > Uдоп=20%.

3. Рассмотрим отключение линии РЭС-2:

Линия РЭС-4:

Потери напряжения составят:

7,2 кВ;

Потери активной мощности в линии:

1,04 МВт.

Линия 2−5:

2,47 кВ;

0,14 МВт.

Линия 5−4:

4,04 кВ;

0,36 МВт.

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

U рэс-2−5-4=7,2+4,04+2,47 =13,71 кВ,

U рэс-2−5-4%6,2%;

Uнб220=U рэс-2−5-4%=6,2% > Uдоп=20%.

Таблица 2.2.3. Результаты расчетов для варианта 3.

=9%

=6,2%

=1,46 МВт.

2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов

На третьем этапе наиболее рациональные варианты схем и номинального напряжения сети подвергаются технико-экономическому сравнению по приведённым затратам. Каждый из этих вариантов разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов и т. п.

В данном курсовом проекте не производится выбор определённых типов выключателей 35−220 кВ. При оценке стоимости ячеек выключателей руководствовались следующими соображениями: обычно на подстанциях с малым числом выключателей (ТО и менее) не рекомендуется установка воздушных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается равным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей, комплектов отделитёлей и короткозамыкателей подстанции проектируемой сети определяется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.

Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надёжность электроснабжения, необходимую для потребителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трёх и более трансформаторов не рассматривается.

Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальных режимов работы и отключений одного из них.

Так как в данном проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номинальных мощностей производится приближённо в нормальных режимах работы нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номинальной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% выше номинальной.

Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций

где Smах — максимальная нагрузка подстанции.

При определении технико-экономических показателей стоимость электрооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии — на основании расчетов и задания на проект.

При сравнении вариантов по приведённым затратам в общем случае учитываются стоимости линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной потребителям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии и (или) трансформаторы.

Все указанные технико-экономические показатели определяются лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим допускается не учитывать заработную плату эксплутационного персонала, принимая её при-мерно одинаковой во всех вариантах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с одинаковым размещением КУ учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по условию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.

После определения приведённых затрат сравниваемых вариантов производится окончательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.

Вариант 1(кольцевая схема)

1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

.

;

;

;

;

.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

Таблица 2.3.1

Т — трансформатор напряжения трехфазный;

Р — с расщепленной обмоткой;

Д — принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;

Н — регулировка напряжения под нагрузкой.

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1: тыс. руб.;

п/ст 2: тыс. руб.;

п/ст 3: тыс. руб.;

п/ст 4: тыс. руб.;

п/ст 5: тыс. руб.

тыс. руб.

3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололедуII по условию задания на всех участках. Выбираем железобетонные опоры — двухи одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ:

Кл. = Кл. уд•lл., тыс. руб.

Линия РЭС-1: Uном=220 кВ, l=86 км, АС-300; железобетонные одноцепные опоры К=54•78=4212 тыс. руб./км:

КРЭС-1=4212•86=362 232 тыс. руб.

Линия 1−3: Uном=220 кВ, l=54 км, АС-300; железобетонные одноцепные опоры К=4212 тыс. руб./км:

К1−3=4212 •54=227 448 тыс. руб.

Линия 3−2: Uном=220 кВ, l=86 км, АС-300; железобетонные одноцепные опоры

К=4212 тыс. руб./км:

К3−2=4212 •86=362 232 тыс. руб

Линия 2−5: Uном=220 кВ, l=48 км, АС-300; железобетонные одноцепные опоры К=4212 тыс. руб./км:

К2−5=4212 •48=202 176 тыс. руб.

Линия 5−4: Uном=220 кВ, l=50 км, АС-300; железобетонные одноцепные опоры

К=4212 тыс. руб./км:

К5−4=4212•50=210 600 тыс. руб.

Линия 4-РЭС: Uном=220 кВ, l=56 км, АС-300; железобетонные одноцепные опоры

К=4212 тыс. руб./км:

К4-рэс=4212 •56=225 872 тыс. руб.

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:

тыс. руб.

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст. 1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-220 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с элегазовыми выключателями на отключаемый ток выше 30 кА, при Uном = 220 кВ — 600 тыс. руб. Общее количество выключателей составляет n = 17шт на 220 кВ.

тыс. руб.

5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для п/ст 1, 2,3,4,5:

тыс. руб.;

6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы варианта1.

тыс. руб.

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по табл. 14, где процент издержек для ВЛ-220 кВ на стальных опорах составляет 2,8% от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс. руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для Uном=220 кВ — 9,4%. Следовательно:

тыс. руб.;

тыс. руб.

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 1:

тыс. руб.

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

— суммарные потери активной мощности в сети варианта 1,

где — суммарные потери в линии;

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 1 варианта:

МВт.

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 1:

;

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

кВт.

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

110+65+48,8+56,63+20,87= 301,3кВт.

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 1 составляют:

в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта 1

2764+801,3 =3563,3 кВт.

Годовые потери электроэнергии в сети:

=2,764· 4453,3 = 12 313,4 МВт/ч.

=0,500· 8760+0,301,3·4453,3 = 5721,7 МВт/ч.

МВт/ч.

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 1:

тыс. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 1:

тыс. руб.

11) Определяем полные приведённые затраты варианта 1:

тыс. руб.

Вариант 2

1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

.

;

;

;

;

.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстан-циях.

Таблица 2.3.2

Т — трансформатор напряжения трехфазный

Р — расщепленная обмотка низшего напряжения

Д — принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла

Н — регулировка напряжения под нагрузкой

А — Автотрансформатор

Т — Трехфазный

ДЦ — с принудительной циркуляцией масла и воздуха;

Т — Трехобмоточный

Н — регулировка напряжения под нагрузкой

Т — трансформатор напряжения трехфазный

Д — принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла

Н — регулировка напряжения под нагрузкой

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1: тыс. руб.;

п/ст 2: тыс. руб.;

п/ст 3: тыс. руб.;

п/ст 4: тыс. руб.;

п/ст 5: тыс. руб.

тыс. руб.

3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололедуII по условию задания на всех участках. Выбираем железобетонные опорыдвухцепные согласно схеме, напряжения 110 кВ:

Кл. = Кл. уд•lл., тыс. руб.

Линия РЭС-1: Uном=220 кВ, l=86 км, АС-240; железобетонные двухцепные опоры К=88 тыс. руб./км:

КРЭС-1=88•86=7568 тыс. руб.

Линия 1−3: Uном=110 кВ, l=54 км, АС-120; железобетонные двухцепные опоры К=64 тыс. руб./км:

К1−4=64•54=3456 тыс. руб.

Линия РЭС-4:Uном=220кВ, l=56 км, АС-240; железобетонные двухцепные опоры

К=88 тыс. руб./км:

К3−5=88•56=4928 тыс. руб.

Линия 4−5: Uном=110 кВ, l=50 км, АС-150; железобетонные двухцепные опоры К=64 тыс. руб./км:

К2−3=64•50=3200 тыс. руб.

Линия 5−2: Uном=110 кВ, l=48 км, АС-95; железобетонные двухцепные опоры К=64 тыс. руб./км:

КРЭС-2=64•48=3072 тыс. руб.

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:

тыс. руб.

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст. 1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с элегазовыми выключателями, на отключаемый ток выше 30 кА, при Uном = 110 кВ — тыс. руб. Общее количество выключателей составляет n = 22 шт на 110 кВ.

тыс. руб.

5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для п/ст 1, 2,3,4,5:

тыс. руб.;

6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы

варианта 2:

тыс. руб.

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов элек-трической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по табл. 14, где процент издержек для ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах составляет 2,8% от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс. руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для Uном=110 кВ — 9,4%. Следовательно:

тыс. руб.;

тыс. руб.

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 2:

тыс. руб.

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

— суммарные потери активной мощности в сети варианта 2,

где — суммарные потери в линии;

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 2 варианта:

МВт = 4000 кВт.

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 2:

;

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

кВт.

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

56,5+117,2+88+28,8+65,2=355,7 кВт.

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 2 составляют:

кВт.

в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта:

0,681+4=4,681МВт.

Годовые потери электроэнергии в сети:

МВт/ч.

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 2:

тыс. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 2:

тыс. руб.

11) Определяем полные приведённые затраты варианта 2:

тыс. руб.

Вариант 3

1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

.

;

;

;

;

.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстан-циях.

Таблица 2.3.2.

Т — трансформатор напряжения трехфазный; Р — расщепленная обмотка низшего напряжения; Д — принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла; Н — регулировка напряжения под нагрузкой

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1: тыс. руб.;

п/ст 2: тыс. руб.;

п/ст 3: тыс. руб.;

п/ст 4: тыс. руб.;

п/ст 5: тыс. руб.

тыс. руб.

3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололедуII по условию задания на всех участках. Выбираем железобетонные опорыдвухцепные согласно схеме, напряжения 110 кВ:

Кл. = Кл. уд•lл., тыс. руб.

Линия РЭС-1: Uном=220 кВ, l=86 км, АС-240; железобетонные двухцепные опоры К=88 тыс. руб./км:

КРЭС-1=88•86=7568 тыс. руб.

Линия 1−3: Uном=220 кВ, l=54 км, АС-240; железобетонные двухцепные опоры К=64 тыс. руб./км:

К1−4=64•70=4480 тыс. руб.

Линия РЭС-4:Uном=220кВ, l=56 км, АС-240; железобетонные двухцепные опоры

К=88 тыс. руб./км:

К3−5=88•56=4928 тыс. руб.

Линия 4−5: Uном=220 кВ, l=50 км, АС-240; железобетонные двухцепные опоры К=88 тыс. руб./км:

К2−3=88•50=4400 тыс. руб.

Линия 5−2: Uном=220 кВ, l=48 км, АС-240; железобетонные двухцепные опоры К=88 тыс. руб./км:

КРЭС-2=88•48=4224 тыс. руб.

Линия 2-РЭС: Uном=220 кВ, l=104 км, АС-240; железобетонные двухцепные опоры К=88 тыс. руб./км:

КРЭС-2=88•104=9152 тыс. руб.

тыс. руб.

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст. 1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-220 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с элегазовыми выключателями, на отключаемый ток выше 30 кА, при Uном = 220 кВ — тыс. руб. Общее количество выключателей составляет n = 25 шт на 110 кВ.

тыс. руб.

5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для п/ст 1, 2,3,4,5:

тыс. руб.;

6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы

варианта 2:

тыс. руб.

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по табл. 14, где процент издержек для ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах составляет 2,8% от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс. руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для Uном=220 кВ — 9,4%. Следовательно:

тыс. руб.;

тыс. руб.

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 2:

тыс. руб.

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

— суммарные потери активной мощности в сети варианта 3,

где — суммарные потери в линии;

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 3 варианта:

МВт б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 2:

;

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

кВт.

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

110+65+48,8+56,63+20,87= 301,3кВт.

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 3 составляют:

кВт.

в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта:

1,46+4,4563=6,5018МВт.

Годовые потери электроэнергии в сети:

МВт/ч.

МВт/ч

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 3:

тыс. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 2:

тыс. руб.

11) Определяем полные приведённые затраты варианта 2:

тыс. руб.

Сводная таблица технико-экономического сравнения вариантов Таблица 2.3.3

Так как разница в приведённых затратах превышает 5%, то выбираем вариант 2, который является оптимальным для данного района.

2.4 Уточненный баланс реактивной мощности

Уточняется баланс реактивной мощности, при необходимости заново выбирается мощность КУ по подстанциям. В отличие от предварительного выбора КУ, здесь следует вычислить генерацию реактивной мощности линиями электропередачи и потери её в линиях, точнее рассчитать потери реактивной мощности в трансформаторах.

+QС+Qку=+QЛ+QТР.

Определим потери Р и Q в трансформаторах.

На подстанции 1 установлено два трансформатора .

Sном=63 МВА, UВН=230 кВ, UНН=11 кВ, Рхх=45 кВт, Рк=215кВт, uкВН-НН=35,7%,

Iх=0, 5%.

Рст1=Рхх •2=45•2=90 кВт, Qст1=630 квар;

Рм1=56,5 кВт,

Qм1==5865,7 квар.

Потери в трансформаторе составят:

=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=56,54+90+630+5865,7=(146,6+j6596) кВА.

На подстанции 2 установлено два трансформатора .

Sном=25 МВА, UВН=115 кВ, UНН=10,5 кВ, Рхх=27 кВт, Рк=120 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.

Рст2=Рхх •2=27•2=54 кВт, Qст2=350 квар;

Рм2=117,2 кВт,

Qм2==2569 квар.

=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=54+117,2+j350+j2569=(171,2+j2919) кВА.

На подстанции 3 установлено два трансформатора .

Sном=25 МВА, UВН=115 кВ, UНН=10,5 кВ, Рхх=27 кВт, Рк=120 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.

Рс32=Рхх •2=27•2=54 кВт, Qст3=350 квар;

Рм3=88 кВт,

Qм3==1930 квар.

=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=54+88+j350+ j 1930 =(142+j2280)кВА.

На подстанции 4 установлено два трансформатора .

Sном=63 МВА, UВН=230 кВ, UНН=11 кВ, Рхх=45 кВт, Рк=215кВт, uкВН-НН=35,7%, Iх=0, 5%.

Рст4=Рхх •2=45•2=90 кВт, Qст4=630 квар;

Рм4=28,2 кВт,

Qм4==3020 квар.

=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=90+28,2+j630+ j 3020,4 =(118+j3650,4кВА.

На подстанции 5 установлено два трансформатора ТДН-16 000/110.

Sном=16 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ, Рхх=19 кВт, Рк=85 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.

Рст5=38 кВт, Qст5=224 квар;

Рм5=65,2 кВт, Qм5==1289 квар.

=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=38+65,2+j224+j1289=(103,2+j1513) кВА.

Определим потери Р и Q в линиях.

Линия РЭС-1:

Провод АС-240, l=86 км, RЛ=5Ом, ХЛ=18,7 Ом, РРЭС-1= = =0,6 МВт;

QЛ РЭС-1===2,21 Мвар;

Линия 1−3:

Провод АС-70/11, l=54 км, RЛ=11,4 Ом, ХЛ=12 Ом, b0=2,54 710−6 См/км.

РЛ1−3==0,86 МВт;

QЛ1−3==0,9 Мвар;

QС 1−3=b0ln=11 022,54710−6542=3,32 Мвар.

Линия 2−5:

Провод АС-95/16, l=48 км, RЛ=7,224 Ом, ХЛ=10,4 Ом, b0=2,61 110−6 См/км.

РЛ2−5==1,69 МВт;

QЛ2−5===1,05 Мвар;

QС 2−5=b0ln=11 022,61110−6482=3,04 Мвар.

Линия 5−4:

Провод АС-150/24, l=50 км, RЛ=5,1 Ом, ХЛ=10,5 Ом, b0=2,70 710−6 См/км, Р5−4==1,3 МВт;

Qл5−4===2,6 Мвар;

QС 5−4=b0ln=11 022,70710−6502=3,27 Мвар.

Линия 4-РЭС:

Провод АС-70/11, l=56 км, RЛ=3,3 Ом, ХЛ=12,18 Ом, Р4-РЭС==0,5 МВт.

QЛ 4-РЭС===2 Мвар;

Суммарные потери в линиях и трансформаторах:

РТР==146,6+171,2+142+118,2+103,2=681,2 кВт=0,68 МВт;

РЛ=РРЭС-1+РРЭС-4+Р1−3+Р2−5+Р4−5 =0,6+0,86+0,73+1,3+0,5 =4 МВт;

QТР==6596+2919+2280+3650,4+1513=16,958 Мвар;

QЛ=QЛРЭС-1+QЛРЭС-4+QЛ1−3+QЛ2−5+QЛ4−5=1,05+2,6+2+2,22+0,9=8,77 Мвар;

QС=QС1−3+QС2−5+QС4−5=3,32+3,04+3,27=9,63 Мвар.

Рген=+РТР+РЛ=140+0,68+4=144,68 МВт;

Qген=Ргенtg ген=144,680,65=94 Мвар;

=91Мвар;

Qку=+QЛ+QТР-Qген-QС=91+8,77+16,958−94−9,63=1,31 Мвар;

=0,55.

Определим мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции:

Qку1=Рнагр1•(tg?нагрtg??Б)= 39(0,65 — 0,55)= 3,9 Мвар;

Qку2=Рнагр2•(tg?нагрtg??Б)= 30(0,65 — 0,55)= 3 Мвар;

Qку3=Рнагр3•(tg?нагрtg??Б)= 26(0,65 — 0,55)= 2,6 Мвар;

Qку4=Рнагр4•(tg?нагрtg??Б)= 28(0,65 — 0,55)= 2,8 Мвар;

Qку5=Рнагр5•(tg?нагрtg??Б)= 17(0,65 — 0,55)= 1,7 Мвар.

Проверка вычисления реактивной мощности компенсирующих устройств:

Qку= Qку1+ Qку2+ Qку3+ Qку4+ Qку5= 14 Мвар.

Реактивная мощность каждой подстанции после расстановки КУ:

Q1=Qнагр1 — Qку1= 25,35−3,9=21,46 Мвар;

Q2=Qнагр2 — Qку2= 19,5−3 =16,5 Мвар;

Q3=Qнагр3 — Qку3= 16,9−2,6 =14,3 Мвар;

Q4=Qнагр4 — Qку4= 18,2−2,8=15,4 Мвар;

Q5=Qнагр5 — Qку5= 11,5−1,7=9,8 Мвар.

Мощности каждой подстанции:

= (39+j21,46) МВА, Sн1= 44,5 МВА,

= (30+j16,5) МВА, Sн2= 34,2 МВА,

= (26+j14,3) МВА, Sн3= 29,67 МВА,

= (28+j15,4) МВА, Sн4= 31,95 МВА,

= (17+j9,8) МВА, Sн5= 19,6 МВА.

Определим суммарную полную мощность подстанций:

МВА.

Определим коэффициент мощности cos Б после установки КУ:

Б = arctg (tg Б)= arctg 0,55= 28,8; cos Б= 0,87

3. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров

Задачей выполнения данного раздела проекта является определение действительного потокораспределения и напряжений на шинах подстанций в основном нормальном режиме работы сети и при отключениях линий и трансформаторов.

Для четкого представления учитываемых параметров линий и трансформаторов и последовательности расчетов составляется схема замещения всей сети, на которой указываются значения параметров сети и режима. Параметры режима наносятся на схему замещения после расчета режима.

Схема замещения сети представлена на рисунке 6.

Расчеты потокораспределения в сети выполняются по комплексным сопротивлениям сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях линий и трансформаторов и генерации реактивной мощности в линиях.

При нагрузках, заданных на шинах вторичного напряжения подстанций, и напряжении, известном на шинах источника питания сети, расчет производится итеративно: потери мощности и потокораспределение — по номинальному напряжению сети, а потери напряжения и уровни напряжения — по потокораспределению с учетом потерь мощности и по заданному для данного режима напряжению на шинах источника питания сети.