49207

Проектирование электрической сети

Курсовая

Энергетика

Данный курсовой проект содержит 3 графика, 5 рисунков, 13 таблиц. В проекте будет выбрана схема распределения электроэнергии от РЭС до пяти подстанций. Эта схема выбирается по экономическому расчету, который содержит: расчет наиболее экономичного строительства, расчет передачи энергии как от РЭС, так и от подстанций к друг другу. Из четырех вариантов схем, будет выбрана одна – наиболее экономичная.

Русский

2013-12-23

888.18 KB

2 чел.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное  агентство по образованию

Орский гуманитарно-технологический институт (филиал)

ГОУ ВПО «Оренбургский государственный университет»

Механико-технологический факультет

Кафедра электроснабжения и энергообеспечения

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Электропитающие системы и электрические сети»

Проектирование электрической сети

Пояснительная записка

ОГТИ 140211.5.4.09.31. ПЗ

Руководитель

___________

Синицина Г. Н.

«_____»  _______________2009

Исполнитель

студент гр. ЭС - 31

___________

Бекмурзинов    Е.Ж.

«____»   _______________ 2009

2009

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

3

Разраб.

Бекмурзинов Е

Провер.

Синицина Г.Н.

Т. Контр.

Н. Контр.

Утверд.

Лит.

Листов

 

Масса

Масштаб

ОГТИ 140211.5.4.09.31. ПЗ

АННОТАЦИЯ

Данный курсовой проект содержит 3 графика, 5 рисунков, 13 таблиц. В проекте будет выбрана схема распределения электроэнергии от РЭС до пяти подстанций. Эта схема выбирается по экономическому расчету, который содержит: расчет наиболее экономичного строительства, расчет передачи энергии как от РЭС, так и от подстанций к друг другу. Из четырех вариантов схем, будет выбрана одна – наиболее экономичная. Для которой будет выполнен, электрический расчет основных режимов работы сети.    

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

4

ОГТИ 140211.5.4.09.31. ПЗ

Содержание:

 

Введение 5

1. Предварительный (приближенный) расчет электрической сети. 6

1.1. Расчет баланса активной и реактивной мощности в электрической сети. 6

1.1.1. Расчет баланса активной  мощности электрической сети. 6

1.1.2. Расчет баланса реактивной мощности электрической сети. 7

1.2. Выбор номинального напряжения схем вариантов электрической сети. 9

1.2.1. Выбор конструкции электрической сети. 9

1.2.2. Составление схем вариантов проектируемой сети. 9

1.2.2. Расчет ориентировочного напряжения схем вариантов электрической сети. 10

1.3 Расчет сечений проводов ЛЭП электрической сети. 15

1.3.1 Проверка проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелом аварийном режиме. 19

1.3.2 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и аварийном режимах 24

2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на потребительских подстанциях 28

3.  Технико-экономическое обоснование вариантов схемы электроснабжения 33

4. Электрические расчеты основных режимов работы выбранного            варианта сети. 41

5. Проверочный баланс активной и реактивной мощности в сети 47

6. Вывод 48

Список используемой литературы 49

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

5

ОГТИ 140211.5.4.09.31. ПЗ

Введение

Электроэнергетическая система представляет собой совокупность электрических станций, электрических и тепловых сетей и узлов потребления, объединенных процессом производства, передачи и распределения электроэнергии и связанных общим оперативным и хозяйственным управлением.

РЭС представляет собой производственное объединение нескольких разнородных энергетических предприятий по эксплуатации электрических сетей, ремонтных баз, заводов энергетического профиля, проектно-конструкторских организаций, подстанций. Часть электрической системы, состоящую из генераторов, распределительных устройств электростанций, электрической сети (линии электропередач и подстанции) и приемников электроэнергии называют электроэнергетической системой.

Главным потребителем электроэнергии является промышленность. За последние 10 лет в структуре энергобмена страны более чем в два раза увеличилась доля электроэнергии, потребляемой на потенциально-бытовые нужды.

Структура и характеристика потребителей определяют условия построения схемы их электроснабжения, а в ряде случаев могут предъявляться специфические требования и существенно влиять на режимы работы системы в целом. Так для особо ответственных потребителей может появиться необходимость сооружения небольших электростанций для обеспечения надежности электроснабжения.      

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

6

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

1. Предварительный (приближенный) расчет электрической сети.

По заданным Pmax  и cosφ  определяем Qmax  и Smax по формулам:

        (1)

        (2)

Полученные значения подставляем в таблицу №1

Таблица 1

Исходные данные к проекту

№ п/ст

Р, МВт

Q, Мвар

S, МВА

cosφ

tgφ

1

27

13,77

30,33

0,89

0,51

2

31

14,88

34,44

0,9

0,48

3

25

14,25

28,74

0,87

0,57

4

20

9,6

22,22

0,9

0,48

5

34

14,62

36,96

0,92

0,43

137

67,12

152,69

1.1. Расчет баланса активной и реактивной мощности в электрической сети.

1.1.1. Расчет баланса активной  мощности электрической сети.

Расчет баланса активной мощности электрической сети рассчитываем по формуле:

Рсистнагр+ΔРсетисн,       (3)

где Рсист – активная мощность системы, требуемая для работы проектируемой сети;

 Рнагр – суммарная мощность потребителей;

 ΔРсети – суммарные потери активной мощности в элементах сети;

 Рсн – расход активной мощности на собственные нужды электростанции.

 Рнагр=Р1+Р2+Р3+Р4+Р5=137 МВт

 ΔРсети= ΔРлэп+ ΔРтр,      (4) 

где ΔРлэп – потери активной мощности в ЛЭП;

ΔРтр – потери активной мощности в трансформаторах.

Принемаем:

  МВт,     (5)

  МВт,

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

7

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

Тогда мощность требуемая от системы равна:

  МВт.

1.1.2. Расчет баланса реактивной мощности электрической сети.

Расчет баланса реактивной мощности электрической сети рассчитываем по формуле:

   Qист=QнагрQсети+Qсн,    (6)

где Qист –  реактивная мощность;

 Qнагр – суммарная реактивная мощность потребителей (из таблицы №1);

 ΔQсети – суммарные потери реактивной мощности в элементах сети;

 Qсн – расход реактивной мощности на собственные нужды электростанции.

 Qист=Qсист+Qку              (7)

или  Qсист+Qку=QнагрQсетиQсн;          (8)

где Qку – реактивная мощность компенсирующих устройств;

 Qсист – реактивная мощность системы, необходимая для работы всей проектируемой электрической сети, определяемая по формуле:

   

тогда   Мвар.

Из выражения (8) получаем:

 Qку=QнагрQсетиQсн – ΔQсист    (9)

Принимаем:

 ΔQсн=0,04∙Sнагр=0,04∙152,69=6,12Мвар,

где   Sнагр – суммарная нагрузка проектируемой сети (из таблицы №1).

   ΔQсетиQтр,

где   ΔQтр – потери реактивной мощности в трансформаторах.

Принимаем:

 ΔQтр=0,1∙Sнагр=0,1∙152,69=15,27 Мвар.

Полученные значения подставляем в формулу (9) и определяем мощность компенсирующих устройств:

 Qку=67,12+15,27+6,12-65,71=22,8 Мвар.

Распределим Qку по потребительским подстанциям из условия:

 cosφ1= cosφ2= cosφ3= cosφ4= cosφ5

Находим средневзвешенный tgφсети:

 tgφсети=(QнагрQку)/Pнагр=(67,12 – 22,8)/ 137=0,324

При этом потери мощности компенсирующего устройства каждой подстанции будет равна:

  Qкуii∙(tgφitgφсети),     (10)  

где  Рi, tgφi – активная мощность и тангенс угла φ каждой подстанции (из таблицы №1).

 Qку1=27∙(0,51 – 0,324)=5,02 Мвар

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

8

ОГТИ 140211.5.1.07.18. ПЗ

 Qку2=31∙(0,48 – 0,324)=4,84 Мвар

 Qку3=25∙(0,57 – 0,324)=6,15 Мвар

 Qку4=20∙(0,48 – 0,324)=3,12 Мвар

 Qку5=34∙(0,43 – 0,324)=3,61 Мвар

При этом реактивную мощность потребителей электроэнергии каждой подстанции определяем следующим образом:

  Qi=Qiз - Qкуi; tgφi=Qi/Pi ,     (11)    Q1=13,77 – 5,02=8,75 Мвар;      tgφ1=0, 324;     cosφ1=0,948;

 Q2=14,88 – 4,84=10,04 Мвар;          tgφ2=0, 324;     cosφ2=0,917;

 Q3=14,25 – 6,15=8,1 Мвар;      tgφ3=0, 324;     cosφ3=0,917;

 Q4=9,6 – 3,12=6,48 Мвар;      tgφ4=0, 324;     cosφ4=0,917;

 Q5=14,62 – 3,61=11,01 Мвар;   tgφ5=0, 324;     cosφ5=0,917;

Результаты расчетов баланса активной и реактивной мощности в электрической сети сводим в таблицу №2.

Таблица 2

Баланс активной и реактивной мощности

№  п/ст

Qз, Мвар

Qку, Мвар

Q, Мвар

P, МВт

S, МВА

1

13,77

5,02

8,75

27

30,33

2

14,88

4,84

10,04

31

34,44

3

14,25

6,15

8,1

25

28,74

4

9,6

3,12

6,48

20

22,22

5

14,62

3,61

11,01

34

36,96

67,12

22,74

44,38

137

116,034

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

9

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

1.2. Выбор номинального напряжения схем вариантов электрической сети.

1.2.1. Выбор конструкции электрической сети.

Для электроснабжения заданного района принимаем воздушные линии электропередач с унифицированными опорами. Провода голые, сталеалюминевые (марка АС).

Для электроснабжения потребителей первой категории применяем двухцепные ЛЭП, а для второй категории – одноцепные. В замкнутых системах сети все линии выполняются одноцепными.

1.2.2. Составление схем вариантов проектируемой сети.

По заданному расположению источника питания и потребителей электроэнергии составляем схемы вариантов электрической сети. Находим расстояние между районной электрической станцией (РЭС) и подстанциями, и между подстанциями.

Находим расстояния между РЭС и подстанциями в зависимости от предложенных вариантов.

Вариант 1

Расстояние между РЭС и всеми подстанциями:

L01=55 км,  

L02=10 км,

L03=50 км,                                                       

L04=20 км,

L05=76 км.

Вариант 2

Расстояние между РЭС и подстанциями 1, 5 и между подстанциями 1-2, 2-3, 3-4, 4-5:

L01=32 км,  

L12=30 км,

L23=65 км,

L34=45 км,

L45=35 км,

L05=34 км.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

10

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

Вариант 3

Расстояние между РЭС и подстанциями 1, 3, 5 и между подстанциями 1-2, 2-3, 3-4, 4-5:

L01=32 км,

L12=30 км,

L23=65 км,

L34=45 км,

L45=35 км,

L05=34 км,

L03=20 км.

Вариант 4

Расстояние между РЭС и всеми подстанциями и между подстанциями 1-5, 2-3:

L01=56 км,

L02=35 км,

L03=33 км,

L04=66 км,

L35=31 км,

L54=24 км,

L05=57 км,

1.2.2. Расчет ориентировочного напряжения схем вариантов электрической сети.

Для расчета ориентировочного напряжения схем вариантов электрической сети находим активную мощность в ЛЭП считая, что рассматриваемая электрическая сеть однородна. Выбор номинального напряжение для схемы каждого варианта производим по наибольшему значению ориентировного напряжения, при этом ограничиваемся двумя ближайшими стандартными значениями.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

11

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

Вариант 1

Находим активную мощность на всех участках ЛЭП:

Р011=55 МВт; Р022=10 МВт; Р033=50 МВт;

Р044=20 МВт; Р055=76 МВт.

Ориентировочное напряжения определяем по формуле (12):

        (12)  

       

Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной электрической сети, равным 110 кВ.

Вариант 2

Находим активную мощность на всех участках ЛЭП:

Составим уравнение для контура 0-4-5-3-0

P04L04+P45L45-P35L35-P03L03=0

Составим уравнение для контура 0-1-2-0

P01L01-P21L21-P02L02=0

P1=P01+P21=19; P01=19-P21;

P2=P02-P21=23; P02=23+P21;

P3=P03-P35=40; P03=40+P35;

P4=P04+P45=35; P04=35+P45;

P5=P35+P45=51; P35=51-P45;

19∙L01-P21∙L01-P21∙L21-23∙L02-P21∙L02=0

-P21∙(L01+L21+L02)+19∙L01-23∙L02=0

P01=19-2=17 МВт

P02=23+2=25 МВт

(35+P45)∙L04+P45∙L45-51∙L35+P45∙L35-40∙L03+P45∙L03-51∙L03=0

P45∙(L04+L45+L35+L03)+35∙L04-51∙L35-40∙L03-51∙L03=0

P35=51-14,77=36,23 МВт;

P03=40+36,23=76,23 МВт;

P04=35+14,77=49,77 МВт.

Проверка:

P01+P02+P03+P04=P1+P2+P3+P4+P5

17+25+76,23+49,77=19+23+40+35+51

168=168

Р01=17 МВт; Р02=25 МВт; Р03=76,23 МВт;  Р04=49,77 МВт;   

Р35=36,23 МВт;   Р45=14,77 МВт;   Р21=2 МВт.

Ориентировочное напряжения определяем по формуле (12):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

12

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

  

Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной электрической сети, равным 110 и 220 кВ.

Вариант 3

Находим активную мощность на всех участках ЛЭП:

Составим уравнение для контура 0-5-3-0

P05L05-P35L35-P03L03=0

P3=P03-P35;  P03=P3+P35;

P5=P05+P35-P54; P05=P5+P54-P35;

P5L05+P54L05-P35L05-P35L35-P3L03+P35L03=0

P35∙(L03-L05-L35)+P5L05+P54L05-P3L03=0

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

13

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

P03=40+44,13=84,13 МВт;

P05=51+35-44,13=41,87 МВт;

Проверка:

P03+P05=P3+P5+P4

84,13+41,87=40+51+35

126=126

Р02=42 МВт; Р03=84,13 МВт;   Р21=19 МВт;

Р05=41,87 МВт;   Р35=44,13 МВт;   Р45=35 МВт

Ориентировочное напряжения определяем по формуле (12):

  

Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной электрической сети, равным 110 и 220 кВ.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

Вариант 4

Находим активную мощность на всех участках ЛЭП:

Составляем уравнение для контура 0-5-3-0

P05L05-P35L35-P03L03=0

P3=P03-P35;  P03=P3+P35=40+P35;

P5=P05+P35-P54; P05=P5+P54-P35=51+P54-P35;

Составляем уравнение для контура 0-4-5-0

P04L04-P54L54-P05L05=0

P5=P05+P35-P54; P05=P5+P54-P35=51+P54-P35;

P4=P04+P54;  P04=P4-P54=35-P54;

51∙L05+P54∙L05-P35∙L05-P35∙L35-40∙L03-P35∙L03=0

P54∙L05-P35∙(L05+L35+L03)+51∙L05-40∙L03=0

35∙L04-P54∙L54-51∙L05-P54∙L05+P35∙L05=0

2310-(P35∙2,123-27,842)∙24-2907-P35∙121+P35∙57=0

71,208-P35∙(50,952-57+121)=0

P03=40+0,62=40,62 МВт;

P05=51-26,526-0,62 МВт;

P04=35+26,526=61,526 МВт;

Проверка:

P03+P05+P04=P3+P5+P4

40,62+23,854+61,526=40+51+35

126=126

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

15

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

Р01=19 МВт; Р02=23 МВт; Р03=40,62 МВт;   Р04=61,526 МВт;

Р05=23,854 МВт;   Р35=0,62 МВт;   Р45=26,526 МВт.

Ориентировочное напряжения определяем по формуле (12):

  

Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной электрической сети, равным 110 и 220 кВ.

1.3 Расчет сечений проводов ЛЭП электрической сети.

Сечение   проводов  ЛЭП  рассчитываем  по   методу  экономической плотности тока:

              (13)

где  Ii - ток, текущий по проводу в режиме максимальной нагрузки, А;

n - число цепей ЛЭП;

Рi - активная мощность, передаваемая по ЛЭП в максимальном режиме, кВт;                                                                                                                                                                                                                                                                                                              

Uн - номинальное напряжение сети, кВ;

cosφ - коэффициент мощности нагрузки в ЛЭП, cosφ = 0,934 для всех ЛЭП схем вариантов сети;

jэк – экономическая плотность тока, А/мм .

Для выбора jэк строим годовой график нагрузки по продолжительности. Суточный график нагрузки для автомобильной промышленности берем из  /3/.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

16

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

Высчитываем годовой расход электроэнергии Ar  автомобильной промышленности по формуле:

        (14)

где  Pi – ступень суточного графика в о.е.;

Ti – длительность ступени суточного графика нагрузки, ч.

Находим время использования максимальной нагрузки Tm по формуле:

      (15)

где  Pm – максимальное значение мощности нагрузки суточного графика в относительных единицах, Pm=0,95.

          

Для предприятий, расположенных в Европейской части России, при

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

17

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

выполнении ЛЭП из прелюдов марки АС и со значением максимальной нагрузки Тm= 6539 ч jэк=1 А/мм2.

Исходя из суточного графика нагрузки, строим годовой график нагрузки. Построение графика начинаем с максимального значения мощности взятого из суточного графика. Длительность этой нагрузки за гол находим следующим образом:

 

где       - общая длительность рассматриваемой нагрузки за сутки.

365 - количество дней в году.

Полученное значение откладываем на графике

Рассчитываем сечение проводов для всех вариантов проектируемой электрической сети по формуле (13).  Результаты расчетов и выбора проводов ЛЭП заносим в таблицу 3.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

18

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

Расчет остальных сечений производим аналогично.

Таблица 3

Результат расчетов и выбора проводов ЛЭП

Вариант электрической сети

Участок электрической сети

P, МВт

I, A

Fрасч, мм2

Fст, мм2

n

0-1

19

53,38

53,38

70

2

0-2

23

64,62

64,62

70

2

1 на 110 кВ

0-3

40

112,39

112,39

120

2

0-4

35

98,34

98,34

95

2

0-5

51

143,29

143,29

150

2

0-1

19

26,69

26,69

240

2

0-2

23

32,31

32,31

240

2

1 на 220 кВ

0-3

40

56,19

56,19

240

2

0-4

35

49,17

49,17

240

2

0-5

51

71,65

71,65

240

2

0-1

17

95,53

95,53

95

1

0-2

25

140,48

140,48

150

1

2 на 110 кВ

0-3

76,23

428,38

428,38

400

1

0-4

49,77

279,69

279,69

300

1

2-1

2

11,24

11,24

70

1

3-5

36,23

203,59

203,59

240

1

4-5

14,77

83

83

95

1

0-1

17

47,77

47,77

240

1

0-2

25

70,25

70,25

240

1

2 на 220 кВ

0-3

76,23

214,19

214,19

240

1

0-4

49,77

139,84

139,84

240

1

2-1

2

5,619

5,619

240

1

3-5

36,23

101,79

101,79

240

1

4-5

14,77

41,5

41,5

240

1

0-2

42

118

118

120

2

0-3

84,13

472,77

472,77

500

1

3 на 110 кВ

0-5

41,87

235,29

235,29

240

1

2-1

19

53,39

53,39

70

2

3-5

44,13

247,99

247,99

240

1

4-5

35

98,34

98,34

95

2

0-2

42

59

59

240

2

0-3

84,13

236,39

236,39

240

1

3 на 220 кВ

0-5

41,87

117,65

117,65

240

1

2-1

19

26,7

26,7

240

2

3-5

44,13

123,99

123,99

240

1

4-5

35

49,17

49,17

240

2

0-1

19

53,38

53,38

70

2

0-2

23

64,62

64,62

70

2

0-3

40,62

228,26

228,26

240

1

4 на 110 кВ

0-4

61,526

345,74

345,74

400

1

0-5

23,854

134,04

134,04

150

1

3-5

0,62

3,48

3,48

70

1

4-5

26,526

149,06

149,06

150

1

0-1

19

26,69

26,69

240

2

0-2

23

32,31

32,31

240

2

0-3

40,62

114,13

114,13

240

1

4 на 220 кВ

0-4

61,526

172,87

172,87

240

1

0-5

23,854

67,02

67,02

240

1

3-5

0,62

1,74

1,74

240

1

4-5

26,526

74,53

74,53

240

1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

19

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

При расчете варианта 2, 3 и 4 на Uном = 110 кВ получили Fрасч > 240 мм2 т.е. площадь сечения провода превышает стандартные значения. Следовательно вариант 2, 3 и 4 будем продолжать рассчитывать только на номинальное напряжение 220 кВ.

1.3.1 Проверка проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелом аварийном режиме.

Наиболее тяжелый аварийный режим для электрической сети наступает при обрыве ЛЭП головных участков и при обрыве одной цепи двух цепной линии, например для схем варианта:

- 1 отключение цепи на каждой радиальной ЛЭП

- 2 отключение участков 0-1, 0-2, 0-3, 0-4

- 3 отключение участков 0-3, 0-5; одной цепи 0-2

- 4 отключение участков 0-3, 0-4, 0-5; одной цепи 0-1, 0-2

Условия проверки: Iдоп ≥ Iав max,

где     Iдоп – допустимый ток, протекающий по проводу и не вызывающий нагрев, А;

   Iав max – максимальный ток аварийного режима, А;

В первом варианте Iав будет в два раза больше, чем в нормальном режиме, т.к. обрывается только одна из двух цепей.

Вариант 2

Отключение 0-1

P21=P1=19 МВт;

P02=P21+P2=19+23=42 МВт;

Р03=76,23 МВт;  Р04=49,77 МВт;   Р35=36,23 МВт;   Р45=14,77 МВт.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

20

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

Отключение 0-2

P21= -P2= -23 МВт;

P01=P1-P21=19+23=42 МВт;

Р03=76,23 МВт;  Р04=49,77 МВт;   Р35=36,23 МВт;   Р45=14,77 МВт.

Отключение 0-3

Р35=-Р3=-40 МВт;

Р45535=51+40=91 МВт;

Р04445=35+91=126 МВт;

Р01=17 МВт; Р02=25 МВт; Р21=2 МВт.

Отключение 0-4

Р45=-Р4=-35 МВт;

Р35545=51+35=86 МВт;

Р03335=40+86=126 МВт;

Р01=17 МВт; Р02=25 МВт; Р21=2 МВт.

Вариант 3

Отключение 0-3

P35= -P3= -40 МВт;

P54=P4=35 МВт;

P05=P54-P35=35+40=75 МВт;

Р02=42 МВт;    Р21=19 МВт.

Отключение 0-5

P35=P54+P5=35+51=86 МВт;

P03=P3+P35=40+86=126 МВт;

P54=35 МВт;       P02=42 МВт; Р21=19 МВт.

Вариант 4

Отключение 0-3

P35= -P3=-40 МВт;

P54=P4-P04=35-25,88=9,12 МВт;

P54=P35+P05-P5=-40+46.94-51=-44,06 МВт;

Отключение 0-4

P54=P4=35 МВт;

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

21

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

P35=P03-P3=53,12-40=13,12 МВт;

P35=P5-P05-P45=51-37,88-35=-21,88 МВт;

Отключение 0-5

P54=P4-P04=35-49,77=14,77 МВт;

Р35033=76,23-40=36,23 МВт;

Из найденных мощностей выбираем наибольшие и заносим в таблицу 4.

Таблица 4

Результаты расчетов проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелый аварийный режим

Вариант электрической сети

Участок электрической сети

Pав, МВт

Fст, мм2

I доп, А

Iав, A

Fприн, мм2

 

0-1

19

70

265

106,78

70

 

0-2

23

70

265

129,25

70

1 на 110 кВ

0-3

40

120

390

224,78

120

 

0-4

35

95

330

196,68

95

 

0-5

51

150

450

286,6

150

 

0-1

42

240

605

118,01

240

 

0-2

42

240

605

118,01

240

2 на 220 кВ

0-3

126

240

605

354,03

240

 

0-4

126

240

605

354,03

240

 

2-1

23

240

605

64,63

240

 

3-5

86

240

605

241,64

240

 

4-5

91

240

605

255,69

240

 

0-2

42

240

605

118,01

240

 

0-3

126

240

605

354,03

240

3 на 220 кВ

0-5

75

240

605

210,73

240

 

2-1

19

240

605

26,69

240

 

3-5

86

240

605

241,64

240

 

4-5

35

240

605

49,17

240

 

0-1

19

240

605

53,39

240

 

0-2

23

240

605

64,63

240

 

0-3

76,23

240

605

214,19

240

4 на 220 кВ

0-4

49,77

240

605

139,84

240

 

0-5

46,94

240

605

131,89

240

 

3-5

40

240

605

112,39

240

 

4-5

44,06

240

605

123,8

240

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

22

ОГТИ 140211.5.1.06.20. ПЗ

По результатам расчетов составляем таблицу характеристики проводов ЛЭП (таблица 5)

 ; ; ,

где R0, x0 – активное и индуктивное сопротивление провода на 1км ЛЭП;

 b0 – емкостная проводимость 1 км  ЛЭП;

 n – число цепей ЛЭП.


Таблица 5

Характеристика проводов ЛЭП

Вариант электрической сети

Участок электрической сети

Марка провода

R0, Ом/км

X0, Ом/км

b0·10-6, См/км

l, км

n

R, Ом

X, Ом

B·10-6, См

 

0-1

АС - 70

0,428

0,444

2,55

56

2

11,98

12,43

2,856

 

0-2

АС - 70

0,428

0,444

2,55

35

2

7,49

7,77

1,785

1 на 110 кВ

0-3

АС - 120

0,427

0,427

2,66

33

2

7,05

7,05

1,756

 

0-4

АС - 95

0,306

0,434

2,61

66

2

10,10

14,32

3,445

 

0-5

АС - 150

0,198

0,42

2,7

57

2

5,64

11,97

3,078

 

0-1

АС - 240

0,12

0,405

2,81

56

1

6,72

22,68

1,574

 

0-2

АС - 240

0,12

0,405

2,81

35

1

4,20

14,18

0,98

2 на 220 кВ

0-3

АС - 240

0,12

0,405

2,81

33

1

3,96

13,37

0,927

 

0-4

АС - 240

0,12

0,405

2,81

66

1

7,92

26,73

1,855

 

2-1

АС - 240

0,12

0,405

2,81

37

1

4,44

14,99

1,039

 

3-5

АС - 240

0,12

0,405

2,81

31

1

3,72

12,56

0,871

 

4-5

АС - 240

0,12

0,405

2,81

24

1

2,88

9,72

0,674

 

0-2

АС - 240

0,12

0,405

2,81

35

2

2,10

7,09

1,967

 

0-3

АС - 240

0,12

0,405

2,81

33

1

3,96

13,37

0,927

3 на 220 кВ

0-5

АС - 240

0,12

0,405

2,81

57

1

6,84

23,09

1,601

 

2-1

АС - 240

0,12

0,405

2,81

37

2

2,22

7,49

2,079

 

3-5

АС - 240

0,12

0,405

2,81

31

1

3,72

12,56

0,871

 

4-5

АС - 240

0,12

0,405

2,81

24

2

1,44

4,86

1,348

 

0-1

АС - 240

0,12

0,405

2,81

56

2

3,36

11,34

3,147

 

0-2

АС - 240

0,12

0,405

2,81

35

2

2,10

7,09

1,967

 

0-3

АС - 240

0,12

0,405

2,81

33

1

3,96

13,37

9,273

4 на 220 кВ

0-4

АС - 240

0,12

0,405

2,81

66

1

7,92

26,73

1,854

 

0-5

АС - 240

0,12

0,405

2,81

57

1

6,84

23,09

1,602

 

3-5

АС - 240

0,12

0,405

2,81

31

1

3,72

12,56

0,871

 

4-5

АС - 240

0,12

0,405

2,81

24

1

2,88

9,72

0,674


1.3.2 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и аварийном режимах

Допустимая потеря напряжения в электрической сети всегда должна быть наибольшей потери напряжения или равна ей, т.е. должно выполняться следующее условие: ΔUдоп ≥ ΔU

Произведем проверку электрической сети по потере напряжения до наиболее удаленной от РЭС подстанции в нормальном и аварийном режимах.

Проверку выполняем, учитывая только продольную составляющую вектора падения напряжения:

      (16)

где  Рi , Qi - активная и реактивная мощности, текущие соответственно по активному (Ri) и реактивному (Xi) сопротивлениям;

ΔUдоп - допустимая величина падения напряжения (ΔUдоп.н.р. = (15÷20%)·UH; ΔUдоп.ав.р. = (20÷25%)·UH)

ΔUi - потеря напряжения на i-ом участке.

Схема первого варианта проектируемой сети выполнена на Uном  = 110кВ. Для нее  ΔUдоп.н.р. = (15÷20%)·110 = 16,5 ÷ 22 кВ, ΔUдоп.ав.р. = (20÷25%)·110 = 22 ÷ 27,5 кВ.

А вариант 2,3 и 4 на Uном  = 220кВ. Для них

ΔUдоп.н.р. = (15÷20%)·220 = 33 ÷ 44 кВ, ΔUдоп.ав.р. = (20÷25%)·220 = 44 ÷ 55 кВ.

Вариант 1

Запишем полную мощность каждой подстанции, используя значения таблицы 2:

S01 = 19 – j5,93 MBA;  S02 = 23 – j7,18 MBA;  S03 = 40 – j12,48 MBA;

S04 = 35 – j10,92 MBA;  S05 = 51 – j15,91 MBA.

Произведем проверку данного варианта схемы проектируемой сети в нормальном режиме по формуле (16):

Рассмотрим аварийный режим (обрыв одной из двух цепей ЛЭП). Так как сеть радиальная, то обрыв одной цепи приведет к увеличению падения напряжения в два раза.

 ΔU01ав = 2·ΔU01 = 2·2,74 = 5,48 кВ;

ΔU02ав = 2·ΔU02 = 2·2 = 4 кВ;

ΔU03ав = 2·ΔU03 = 2·3,36 = 6,72 кВ;

ΔU04ав = 2·ΔU04 = 2·4,64 = 9,28 кВ;

ΔU05ав = 2·ΔU05 = 2·4,35 = 8,7 кВ.

Аналогично произведем проверку сети по напряжению для последующих трех схем вариантов.

Вариант 2

S01=17 – j5,3 МВт; S02=25 – j7,8 МВт; S03=76,23 – j23,78 МВт;  

S04=49,77 – j15,53 МВт;   S35=36,23 – j11,3 МВт;   S45=14,77 – j4,6 МВт;   

S21=2 – j0,62 МВт.

Произведем проверку данного варианта схемы проектируемой сети в нормальном режиме по формуле (16):

Аварийный режим обрыв 0-1   Р21=23 МВт;  P02=42 МВт.

обрыв 0-2   Р21=23 МВт;  P01=42 МВт.

обрыв 0-3   Р04=126 МВт; Р45=91 МВт;  P35=86 МВт.

 обрыв 0-4   Р03=126 МВт; Р45=91 МВт;  P35=86 МВт.

Вариант 3

S02=42 – j13,1 МВт;  S21=19 – j5,93 МВт; S03=84,13 – j26,25 МВт;

S05=41,87 – j13 МВт;   S35=44,13 – j13,77 МВт;   S45=35 – j10,92 МВт.   

 Наиболее удаленными могут оказаться точки 1 и 4.

Нормальный режим:

Аварийный режим обрыв одной цепи 0-2-1

ΔU021ав = 2·ΔU021 = 2·1,22 = 2,44 кВ;

обрыв 0-5

Р03= 126 МВт; Р35=86 МВт;  Р54=35 МВт.

Вариант 4

S01=19 – j5,93 МВт;    S02=23 – j7,18 МВт;     S03=40,62 – j12,67 МВт;

S04=61,526 – j19,2 МВт;  S05=23,854 – j7,44 МВт;  

S35=0,62 – j0,19 МВт;    S45=26,526 – j8,28 МВт.

Наиболее удаленными могут оказаться точки 1,2 и 5.

Нормальный режим:

Аварийный режим обрыв одной цепи 0-1 и 0-2

ΔU01ав = 2·ΔU01 = 2·0,6 = 1,2 кВ;

ΔU02ав = 2·ΔU02 = 2·0,45 = 0,9 кВ.

обрыв 0-5, 0-3  Р04=49,77 МВт;   Р45=44,06 МВт.

обрыв 0-5, 0-4  Р35=40 МВт;   Р03=76,23 МВт.

Таким образом, все схемы вариантов проектируемой сети прошли проверку на потерю напряжения в нормальном и аварийном режимах. Следовательно, будем вести дальнейшие расчеты всех четырех схем.

2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на потребительских подстанциях

Выбор числа трансформаторов на подстанции произведем в соответствии с категориями электроприемников.

На всех подстанциях выберем два трансформатора.

Определяем среднеквадратическую мощность по суточному графику электрических нагрузок (см. рисунок 3).

Полученное значение наносим на график.

Среднеквадратическую мощность можно принять за ориентационную суммарную номинальную мощность трансформаторов подстанции. Тогда ориентировочная номинальная мощность каждого из трансформаторов будет равна:

Sopi = (Sni·Sск)/n,                                       (17)

где     Sni – максимальная мощность i-й подстанции, МВА;

Sск - среднеквадратичная мощность графика нагрузки, о. е;

n - число трансформаторов на i-й подстанции.

Значение Sop округляется до ближайшего большего значения по шкале стандартных номинальных мощностей силовых трансформаторов.

Sop1 = (17,632·0,74)/2 = 6,52 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 10 МВА каждый (2х10 МВА);

Sop2 = (21,344·0, 74)/2 = 7,9 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 10 МВА каждый (2х10 МВА);

Sop3 = (37,12·0, 74)/2 = 13,7 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 16 МВА каждый (2х16 МВА);

Sop4 = (32,48·0, 74)/2 = 12 МВА, следовательно принимаем два

трансформатора мощностью по 16 МВА каждый (2х16 МВА);

Sop5 = (47,328·0, 74)/2 = 17,5 МВА, следовательно принимаем два трансформатора мощностью по 25 МВА каждый (2х25 МВА);

На   график   (рис.   3)   наносим   значение   суммарных   номинальных мощностей трансформаторов каждой подстанции (в процентах от Sni).

       (18)   

Проверяем выбранные трансформаторы по допустимой систематической перегрузке.

Трансформаторы на подстанциях 1,2,4 и 5 не испытывают перегрузок в нормальном режиме работы так как SHTΣ > Sn, а на подстанции 3 перегрузка в течении 5 часов.

Определяем коэффициент начальной загрузки трансформатора.

;      (19)  

где j – все ступени графика кроме  зоны перегрузки.

Определяем коэффициент перегрузки трансформатора.

;      (20)  

где к – зона перегрузки.

Определяем допустимый коэффициент систематической перегрузки (максимальные перегрузки у трансформатора зимой).

По таблице 1.37 /4/ определяем среднюю годовую температуру для региона

tз=-13,4 0С; tл=20,7 0С.

По таблице 1.36 /4/ для зоны перегрузки h=5 ч. К1=0,785 определяем коэффициент допустимой перегрузки.

К2 доп(-20)=1,51; К2 доп(-10)=1,44.

Тогда средний коэффициент системы перегрузки найдется следующим образом.

   (21)

Полученное значение сравниваем со значением К2

К2 доп2

Видим что тепловой износ трансформатора меньше допустимого.

Проверим работу трансформаторов в аварийном режиме, при этом учтем, что на двух трансформаторных подстанциях в аварийном режиме работает один трансформатор, а другой отключен все двадцать четыре часа, т.е. hав = 24ч. Определим коэффициент аварийной перегрузки для каждой подстанции по формуле:

 ;

Определим коэффициент аварийной перегрузки при h = 24 ч по /4, 35/:

при t1 = -20°С   Кавдоп = 1,6; t2 = -10°C  Кавдоп = 1,5; тогда

 ;

где    tЗ - среднегодовая температура периода зимы для Оренбуржья равная 13,4°С.

Для   того   чтобы   трансформаторы   выдержали   нагрузку   в   аварийном режиме должно выполняться условие:

Кавi < Kавдоп

Все трансформаторы подстанций, кроме второй и третьей не испытывают перегрузки в аварийном режиме, так как Кав1,4,5 < Кавдоп

Потребители второй подстанции могут получить в аварийном режиме мощность;

1,534·SНТ2 = 1,534·10 = 15,34 MBA

Недоотпуск мощности составит:

SH2 - 1,534·SHТ2 = 21,3 – 15,34 = 5,96 MBA или 28%

Следовательно вторую подстанцию необходимо разгрузить в аварийном режиме на 5,96 МВА. Отключение всех потребителей третьей категории (30%) ситуацию спасает, то оставляем трансформатор.

Потребители третьей подстанции могут получить в аварийном режиме мощность;

1,534·SНТ3 = 1,534·16 = 24,544 MBA

Недоотпуск мощности составит:

SH3 - 1,534·SHТ3 = 37,12 – 24,544 = 12,6 MBA или 34%

Следовательно третью подстанцию необходимо разгрузить в аварийном режиме на 12,6 МВА. Отключение всех потребителей третьей категории (30%) ситуацию не спасает, по этому необходимо увеличить мощность трансформатора.


Для каждой подстанции, исходя из расчетных значений выбираем трансформатор /4, 156/ и заносим в таблицу 6 его технические данные.

Таблица 6

Технические данные выбранных трансформаторов для 1 варианта

п/ст

Sni, МВА

Число

Тип

SНТ, МВА

UHBH, кВ

UHНH, кВ

ΔРХХ, кВт

ΔРКЗ, кВт

UК, %

IХХ, %

1

17,632

2

ТРН

10

115

11

14

60

10,5

0,7

2

21,344

2

ТРН

10

115

11

14

60

10,5

0,7

3

37,12

2

ТРДН

25

115

10,5

27

120

10,5

0,7

4

32,48

2

ТДН

16

115

11

19

85

10,5

0,7

5

47,328

2

ТРДН

25

115

10,5

27

120

10,5

0,7

Технические данные выбранных трансформаторов для 2,3,4 варианта

№ п/ст

Sni, МВА

Число

Тип

SНТ, МВА

UHBH, кВ

UСНH, кВ

UHНH, кВ

ΔРХХ, кВт

ΔРКЗ, кВт

UКвн-сн, %

UКвн-нн, % 

UКсн-сн, %

IХХ, %

1

17,632

2

ТДТН

25

230

38,5

11

45

130

15

20

6,5

0,9

2

21,344

2

ТДТН

25

230

38,5

11

45

130

15

20

6,5

0,9

3

37,12

2

ТДТН

25

230

38,5

11

45

130

15

20

6,5

0,9

4

32,48

2

ТДТН

25

230

38,5

11

45

130

15

20

6,5

0,9

5

47,328

2

ТДТН

25

230

38,5

11

45

130

15

20

6,5

0,9

Таким образом силовые трансформаторы подстанций выбраны и проверены на перегрузочную способность в соответствии с ГОСТ 14209-85 и ПУЭ.


3.  Технико-экономическое обоснование вариантов схемы электроснабжения

Рассчитаем капитальные вложения для каждого варианта по следующей формуле:

К = Кл + Кп/ст         (22)

где      Кл - капитальные вложения на содержание линий, руб;    

Кпост - постоянная часть затрат, включая стоимость подготовки и благоустройства территории, подъездных дорог, средств связи, прокладка сетей, освещения, водопровода и т.д.;

Кп/ст - капитальные вложения в подстанцию.

 Кл = К0·l         (23)

где l - длина линии, км:

К0 - стоимость 1 км линии, справочная величина /3, 326/

Кп/ст = Ктр + Квыкл          (24)

где    Ктр - капитальные вложения в трансформатор, включающие стоимость и монтаж трансформатора

Квыкл - капитальные вложения в выключатель, включающие стоимость и монтаж выключателя

 Ктр = К0·n 

где     К0 - стоимость одного трансформатора, справочная величина /3, 336/;

n - количество трансформаторов.

 Квыкл = К0·n

где      К0 - стоимость одного выключателя, справочная величина /4, 234/

n - количество выключателей.

Для технико-экономического расчета составим электрические схемы каждого варианта (см. рис. 4-7).

Рассчитаем капитальные вложения для первого варианта, используя приведенные выше формулы.

Кл = Кло1 + Кло2 + Кло3 + Кло4 + Кло5 = 25000·56 + 25000·35 + 38000·33 + +32000·66 + 41000·57 = 7 978 000 руб.

Ктр = Ктр1 + Ктр2 + Ктр3 + Ктр4 + Ктр5 = 250000·2 + 250000·2 + 2600000·2 + +2009000·2 +2600000·2 =  15 418 000 руб.

Квыкл = 8500000·35 = 297 500 000 руб.

Кп/ст = Ктр + Квыкл = 15418000 + 297500000 = 312 918 000 руб.

К = Кл + Кп/ст = 7978000 + 312918000 = 320 896 000 руб.

Расчеты для других вариантов аналогичны, полученные результаты сводим в таблицу 7.

Рассчитаем  ежегодные  эксплутационные расходы  для  варианта 1 по следующей формуле:

U = Uл + Uп/ст + UΔw,        (25)

где    Uл - годовые издержки на эксплуатацию линии;

Uп/ст - годовые издержки на эксплуатацию подстанции;

UΔw - издержки, связанные с потерей электроэнергии;

Uл = Uла + Uлр + Uло

Uп/ст = Uп/ста + Uп/стр + Uп/сто

где  Uла, Uп/ста - ежегодные амортизационные расходы, идущие на капитальный ремонт и реновацию оборудования ЛЭП и подстанций;

Uлр, Uп/стр - ежегодные издержки идущие на текущий ремонт оборудования ЛЭП и подстанций;

Uло, Uп/сто - ежегодные расходы на обслуживание ЛЭП и подстанции соответственно.

Uла = Lал·Кл = 0,02·7978000 = 159 560 руб.

Uп/ста = Lап/ст·Кп/ст = 0,035·312918000  =  10 952 130 руб.,

где  Lал, Lап/ст - норма амортизационных отчислений на выполнения работ связанных с восстановлением и поддержкой в эксплуатационном состоянии оборудование ЛЭП, подстанций, справочная величина /3, 315/;

Кл, Кп/ст - капитальные вложения в ЛЭП и подстанции, берем из формул (23), (24)

Uлр = Lрл·Кл = 0,004·7978000 = 31912 руб,

Uп/стр = Lрп/ст·Кп/ст = 0,029·312918000 = 9 074 622 руб.,

где  Lрл, Lрп/ст - - норма амортизационных отчислений на ремонт оборудования ЛЭП и подстанций, справочная величина /3, 315/.

Uло = Lол·Кл = 0,004·7978000 = 31912 руб,

Uп/сто = Lоп/ст·Кп/ст = 0,03·312918000 = 9 387 540 руб.,

где  Lол, Lоп/ст - норма амортизационных отчислений на обслуживание ЛЭП, подстанций, справочная величина /3, 315/

Uл = 159560 + 31912 + 31912 = 223 384 руб

Uп/ст = 10952130 + 9074622 + 9387540 = 29 414 292 руб

UΔw = β·W,                                                    (26)

где      β - стоимость  1 кВт/ч электроэнергии  β = 2,1 руб/кВт· ч;

ΔW - потери электроэнергии в линии и трансформаторах. Рассчитаем потери мощности в электросети:

ΔW = ΔP·τ,         (27)

где  τ - время, за которое электроприёмникам необходимо при постоянном Рmax создать те же потери электроэнергии, которые имеют место при работе по реальному графику.

ΔР - потери активной мощности.

 ,

Потери активной мощности найдем как сумму потерь в ЛЭП и трансформаторах. Потери в ЛЭП рассчитаем по формуле:

       (28)

 ΔPЛЭПΣ = 0,31 + 0,28 + 0,8 + 0,88 + 1,04 = 3,31 МВт

Потери активной мощности в трансформаторах определяем по формуле:

 ,       (29)

где     ΔРхх - активные потери холостого хода, кВт;

ΔРкз - активные потери короткого замыкания, кВт;

Sном.тр - номинальная мощность, МВА;

n - количество трансформаторов;

S - мощность нагрузки.

Все необходимые значения берем из таблицы 6.

ΔPтрΣ = 0,105 + 0,148 + 0,172 + 0,187 + 0,248 = 0,86 МВт

ΔPΣ = ΔPЛЭПΣ + ΔPтрΣ = 3,31 + 0,86 = 4,17 МВт

ΔW = 4,17·5371 = 22397 МВт·ч

UΔW = 2,1·22397 = 47033 руб

U = Uл + Uп/ст + UΔw 

U = 223384 + 29414292 + 47033  = 29 684 709 руб

Определим себестоимость передачи электроэнергии:

 С = U/W,

где W - количество передаваемой электроэнергии за год, кВт·ч.

W = Smax·Tmax,

W = 0,95·6590 = 6260 кВт·ч,

C = 29684709/6260 = 4742  руб/(кВт·ч)

Расчет остальных вариантов аналогичен, полученные значения занесем в таблицу 7.

Определение приведенных затрат:

З = Рн·K + U,

где Рн - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений;

К - капитальные вложения в сеть;

U - ежегодные эксплутационные расходы.

Рн = 1/Тн,

где Тн - нормативный срок окупаемости капиталовложений.

Тн = (7 - 8 лет).

 Рн = 1/7 - 1/8 = 0,12 – 0,15

 З = 0,12·320 896 000 + 29684709 = 68 192 229 руб

Полученные значения заносим в таблицу 7. Расчет остальных вариантов аналогичен.  

Таблицу 7

Сравнение стоимости вариантов сети

Вариант сети

Кл,млн

руб

Ктр, млн.р

Квыкл, млн.р

Кп/ст, млн.р

Кi, млн.р

Uл, тыс.р

Uп/ст, млн.р

UΔW, тыс.р

U, млн.р

C,

Руб_    

кВт·ч

З, млн.р

1

7,978

15,418

297,5

312,918

320,896

223,4

29,414

47,033

29,685

4742

68,192

2

17,202

28,07

384,1

412,17

429,372

481,7

38,744

25,748

39,251

6270

90,776

3

13,237

28,07

501

529,07

542,307

370,6

49,733

29,257

50,133

8008

115,209

4

16,958

28,07

501

529,07

546,028

474,8

49,733

23,193

50,231

8024

115,754

Составляем приведенные затраты четырех вариантов проектируемой электрической сети, выбираем вариант с минимальными затратами – это вариант 1

Для этого варианта рассчитаем основные режимы работы.

4. Электрические расчеты основных режимов работы выбранного варианта сети.

Составляем схему замещения варианта 1 на основе электрической принципиальной схемы. (см. рисунок 5)

Рассчитаем режим максимальных, минимальных нагрузок и послеаварийный режим по следующим формулам:

,

,

,

,

,

,

Расчеты сводим в таблицы 8-10

 

 

 

 

 

 

Таблица 8

Режим максимальных нагрузок

п/ст

РН, МВт

QН, МВар

ΔРкз, МВт

ΔQкз, МВар

ΔРХХ, МВт

ΔQХХ,

МВар

ΔQ,

МВар

РР, МВт

QР, МВар

SP, МВА

1

19

5,93

0,093

1,6

0,028

0,14

0,017

19,121

7,653

20,6

2

23

7,18

0,137

2,39

0,028

0,14

0,011

23,165

9,7

25,11

3

40

12,48

0,133

2,89

0,054

0,35

0,01

40,187

15,71

43,148

4

35

10,92

0,175

3,46

0,038

0,224

0,021

35,213

14,583

38,11

5

51

15,91

0,215

4,7

0,054

0,35

0,019

51,269

20,941

55,38

Рассчитаем режим минимальных нагрузок

P1Hmin = 0,4∙P1Hmax

Q1Hmin = 0,4∙Q1Hmax

,      ,   ,  ,       ,  ,      ,   .

P1Hmin = 0,4∙19=7,6

Q1Hmin = 0,4∙5,93=2,37

,       ,  ,   , ,  ,    , .

Таблица 9

Режим минимальных нагрузок

п/ст

РН, МВт

QН, МВар

ΔРкз, МВт

ΔQкз, МВар

ΔРХХ, МВт

ΔQХХ,

МВар

ΔQ,

МВар

РР, МВт

QР, МВар

SP, МВА

1

7,6

2,37

0,019

0,33

0,028

0,14

0,017

7,65

2,67

8,1

2

9,2

2,87

0,028

0,49

0,028

0,14

0,011

9,256

3,7

9,97

3

16

4,99

0,027

0,59

0,054

0,35

0,01

16,081

5,92

17,14

4

14

4,37

0,036

0,7

0,038

0,224

0,021

14,074

5,273

15,03

5

20,4

6,36

0,044

0,95

0,054

0,35

0,019

20,498

7,64

28,14

Таблица 10

Послеаварийный режим

п/ст

РН, МВт

QН, МВар

ΔРкз, МВт

ΔQкз, МВар

ΔРХХ, МВт

ΔQХХ,

МВар

ΔQ,

МВар

РР, МВт

QР, МВар

SP, МВА

1

19

5,93

0,093

1,6

0,028

0,14

0,017

19,121

7,653

20,6

2

23

7,18

0,137

2,39

0,028

0,14

0,011

23,165

9,7

25,11

3

40

12,48

0,133

2,89

0,054

0,35

0,01

40,187

15,71

43,148

4

35

10,92

0,175

3,46

0,038

0,224

0,021

35,213

14,583

38,11

5

51

15,91

0,215

4,7

0,054

0,35

0,019

51,269

20,941

55,38

Находим потери мощности на участках сети и величины напряжения на стороне высшего напряжения подстанций.

Режим максимальных нагрузок.

Для подстанции 1:

 

Р01 = РР + ∆Р01 = 19,121 + 0,42 = 19,541 МВт

Q01 = QР + ∆Q01 = 7,653 + 0,44 = 8,093 МВар

 

Уточняем потери:

Расчет для режима минимальных нагрузок и аварийного режима аналогичен.

Заносим данные в таблицу 11

Таблица 11

№ ЛЭП

Р, МВт

∆Q, МВар

UВН, кВ

Режимы

Режимы

Режимы

max

min

авар

max

min

авар

max

min

авар

0-1

0,34

0,055

0,34

0,37

0,839

0,37

118,23

119,955

118,23

0-2

0,334

0,052

0,334

0,347

0,054

0,347

118,89

120,18

118,89

0-3

0,95

0,145

0,95

0,95

0,145

0,95

117,62

119,7

117,62

0-4

1,1

0,161

1,1

1,56

0,228

1,56

115,65

119,154

115,65

0-5

1,28

0,315

1,28

2,72

0,667

2,72

116,17

119,19

116,17

Определяем величины напряжений на стороне низшего напряжения (НН) подстанций, приведенные к стороне высшего напряжения (ВН).

,        (30)

где     Uвнi - действительное напряжение на стороне ВН i-ой подстанции, кВ;

ΔUнi - потеря напряжения в трансформаторах i-ой подстанции, кВ.

,        (31)

где     Pнi, Qнi, - потоки активной и реактивной мощности, протекающие через сопротивления трансформаторов i-ой подстанции со стороны ВН;

rтi, xтi - активное   и   реактивное  сопротивление трансформатора  i-ой подстанции.

 ;  

Выберем ответвления на трансформаторах для обеспечения потребителей качественной электроэнергией.

Требуемое напряжение ответвлений   ВН трансформаторов подстанций

,        (32)

где     Uннi - номинальное  напряжение    обмотки НН трансформаторов  i-ой

подстанции (по паспортным данным трансформаторов), кВ;

Uнж - желаемое значение напряжения на стороне НН трансформаторов (для режима максимальных нагрузок и послеаварийного режима принимаем на 5% больше номинального напряжения сети НН, а для режима минимальных нагрузок - равным номинальному напряжению), кВ.

По рассчитанному значению Uотв выбираем ближайшее меньшее стандартное ответвление обмотки ВН трансформаторов Uотвст и для него определяем действительное напряжение Uнд на стороне НН подстанции:

Результаты    расчетов    максимальных    и    минимальных    нагрузок    и послеаварийного режима сведем в таблицах 12, 13.

Например расчет 1 п/ст:

 

Таблица 12

Величины напряжения на стороне низшего напряжения подстанций, приведенные к стороне высшего напряжения

п/ст

Uвн,

кВ

rт,

Ом

xт,

Ом

Р,

МВт

Q,

МВар

ΔU,

кВ

вн,

кВ

Режим максимальных нагрузок

1

118,23

3,97

6,94

19,121

7,653

1,09

117,14

2

118,89

3,97

6,94

23,165

9,7

1,34

117,55

3

117,62

1,27

1,11

40,187

15,71

0,58

117,04

4

115,65

2,2

2,71

35,213

14,583

1,01

114,64

5

116,17

1,27

1,11

51,269

20,941

0,76

115,41

Режим минимальных нагрузок

1

119,955

3,97

6,94

7,65

2,67

0,41

119,55

2

120,18

3,97

6,94

9,256

3,7

0,51

119,66

3

119,7

1,27

1,11

16,081

5,92

0,23

119,475

4

119,154

2,2

2,71

14,074

5,273

0,38

118,775

5

119,19

1,27

1,11

20,498

7,64

0,29

118,9

Послеаварийный режим

1

118,23

3,97

6,94

19,121

7,653

1,09

117,14

2

118,89

3,97

6,94

23,165

9,7

1,34

117,55

3

117,62

1,27

1,11

40,187

15,71

0,58

117,04

4

115,65

2,2

2,71

35,213

14,583

1,01

114,64

5

116,17

1,27

1,11

51,269

20,941

0,76

115,41

Режим максимальных нагрузок

Выбор ответвлений на трансформаторах

  

Определим действительное напряжение Uнд на стороне НН подстанции.

 

Таблица 13

№ п/ст

Режим максимальных нагрузок

вн, кВ

Uотв, кВ

Uотв. ст, кВ

Uнд, кВ

1

117,14

122,72

119,09

10,82

2

117,55

123,15

119,09

10,86

3

117,04

117,06

117,05

10,5

4

114,64

120,1

119,09

10,59

5

115,41

115,41

115

10,54

Режим минимальных нагрузок

1

119,55

131,5

129,33

10,17

2

119,66

131,6

129,33

10,18

3

119,475

125,45

123,19

10,18

4

118,775

130,65

129,33

10,1

5

118,9

124,85

123,19

10,13

Послеаварийный режим работы сети

1

117,14

122,72

119,09

10,82

2

117,55

123,15

119,09

10,86

3

117,04

117,06

117,05

10,5

4

114,64

120,1

119,09

10,59

5

115,41

115,41

115

10,54

5. Проверочный баланс активной и реактивной мощности в сети

Составим баланс для режима максимальных нагрузок. Баланс активной мощности определяется следующим образом:

 Рсист = Рнагр + ∆Рсети + ∆Рсн

Рнагр = Р1 + Р2 + Р3 + Р4 + Р5 = 168 МВт

∆Рсети =∆РХХ + ∆РКЗ + ∆РЛЭП = ∆РЛЭП + ∆Ртр = 4,004 + 0,955 = 4,959 МВт

∆Рсн = 0,04 ·Рнагр = 0,04·168 = 6,72 МВт

Рсист = 168 + 4,959 + 6,72 = 179,679 МВт

Баланс реактивной нагрузки рассчитаем:

 Qист = Qсист + Qку  

Qист = Qнагр + ∆Qсети + ∆Qсн

Qнагр = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 = 52,42 МВар,

Qсети = ∆Qлэп + ∆Qтр = 5,947 + 16,244 = 22,191 МВар,

 ΔQсн=0,04∙Sнагр=0,04∙155,904=6,24 МВар,

Qист = 52,42 + 22,191 + 6,24 = 80,85 МВар,

 Qсист = Рrtgφ = 179,679∙0,312 = 56,1 МВар,

 Qку = Qист - Qсист = 80,85 – 56,1 = 24,75 МВар,

6. Вывод

 Источники реактивной мощности (генераторы РЭС и компенсирующие устройства, выбранные в начале расчета) выдают достаточно реактивной мощности, судя по cosφ = 0,955.

Итак, в данном курсовом проекте было выявлено, что радиальная схема оказалась наиболее выгодной, а значит и удобной из всех предложенных схем и то, что схема на 110 кВ предпочтительнее, чем схема на 220кВ в нашем случае.

Список используемой литературы

1. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: Учебное пособие для студентов вузов/ Под ред. В.М. Блок. - М.: Высш. школа, 1981.- 304 с.

2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети.-М.: Энергоатомиздат. 1989.-592 с.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.VI. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станции и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. —М .: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с: ил


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

65857. Феодальная раздробленность в русских землях. Характеристика отдельных княжеств 39 KB
  В середине 12 века князь Юрий Долгорукий несколько раз пытался взять город. Юрий силой захватил Коломну окончательно присоединил Переславль и начал войну с Тверью. В Орде Юрий обвинил Михаила в том что тот не платит дань и в отравлении ханской сестры.
65858. Своеобразие славяно-русского язычества 43.5 KB
  Функции Богов часто переплетались между собой дублировали друг друга. Сначала душу хранит Бог а после жизни очистившись от грехов душа вновь возвращается к нему. Берегиня – это богиня породившая всё сущное. Хорс символизировал бога.
65859. Понятие культуры в современной науке 36.5 KB
  Под феноменом культуры понимается все то что создано человеком в результате его приспособления к окружающему природному миру поэтому культура – это всё то что человек добавляет к полученному от природы и то новое что он создает иногда вопреки законам природы...
65861. Человек и среда обитания 24.72 KB
  Жизнедеятельность это повседневная деятельность и отдых способ существования человека. Среда обитания окружающая человека среда обусловленная совокупностью факторов физических химических биологических информационных социальных способных оказывать прямое...
65862. Этнография и этнология 26.5 KB
  В 19 веке начинает складываться теоретические основы антропологии и кроме термина антропология начинают активно использоваться термины этнография и этнология. В англоязычных странах был предпочтительнее антропология. Основные подходы к изучению проблем человека: Философский появляется...
65863. Микропроцессорные системы (МП системы) 90.5 KB
  Модуль вода вывода является специфическим для управляющих систем и содержит узлы позволяющие общаться с внешними переферийными устройствами датчиками и исполнительными механизмами. Периферийные устройства работающие с системой могут быть многочисленными.
65864. Морфемика как раздел языкознания 116 KB
  Таким образом, у морфемики, словообразования, морфонологии и морфологии частично совпадает объект изучения – морфемы (частично, потому что словообразование и морфемика занимаются не только морфемами). Но так как изучаются морфемы под разными углами зрения, у названных дисциплин разные предметы.
65865. Принципы классификации звуков (фонем) 97.71 KB
  Принципы классификации звуков фонем Противопоставление гласных и согласных звуков фонем Принципы классификации согласных Классификация согласных по способу образования Классификация согласных по месту образования Классификации согласных по шумности сонорности и силе артикуляции...