99528

Разработка оптимального варианта схемы электрической сети района нагрузок ПС – 1

Курсовая

Энергетика

Разработка и выбор оптимального варианта схемы электрической сети района нагрузок. Выбор вариантов конфигурации сети. Намечается несколько вариантов конфигурации сети. Варианты конфигурации сети.

Русский

2016-09-21

1.3 MB

0 чел.

1. Разработка и выбор оптимального варианта схемы электрической сети района нагрузок.

1.1. Выбор вариантов конфигурации сети.

В качестве узловой выбирается ПС – 1, т.к. она расположена наиболее близко к источнику питания А и потребляет наибольшую мощность. Также ПС – 1 удобна для дальнейшего распределения электроэнергии к районам нагрузок.

Намечается несколько вариантов конфигурации сети. При этом необходимо учесть следующие факторы:

  •  Схема должна обеспечивать необходимую надежность электроснабжения потребителей.
  •  Потребители I и II категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, например, с различных секций питающей ПС по двум линиям с установкой на ПС потребителя двух трансформаторов.
  •  Передача электроэнергии от источника питания к потребителю должна, как правило, производиться по кратчайшему пути.

       

                      Рис. 1.1 Варианты конфигурации сети.

Т.к. подстанции для рассматриваемых вариантов будут иметь одинаковые мощности трансформаторов, то оценка предварительных вариантов проводится по длине линий.

Суммарная потребляемая активная мощность района нагрузок определяется по формуле (1.1):

                                                                                                      (1.1)

где  - активная мощность нагрузок i-ой подстанции;

       n – количество подстанций района нагрузок.

(МВт)

Выбирается номинальное напряжение линии от ПС – А до ПС – 1. Данная линия должна быть двухцепной (по условию электроснабжения потребителей I и II категорий). По одной цепи будет передаваться мощность:

(МВт)                                                                           (1.2)

Напряжение линии ориентировочно определяется по формуле (1.3):

                                                                                                    (1.3)

где  - напряжение линии;

       L – длина линии;

 Р – передаваемая по этой цепи мощность.

(кВ)

В результате напряжение линии от ПС – А к ПС – 1 выбирается 220 кВ. Учитывая взаимное расположение нагрузок 2, 3 и 4, величины потребляемой ими мощности, а также то, что для питания от ПС – 1 потребителей там уже существует напряжение 110 кВ, выбираем для распределения электроэнергии внутри района нагрузок это же напряжение.

Рассматриваемые варианты схемы оцениваются по протяженности одноцепных и двухцепных  линий. Соотношение стоимостей этих линий для ОЭС Сибири принимается 1:1.4. Полученные в результате расчета данные сведем в табл. 1.1.

                          Результаты сравнения вариантов схем.                                    Таблица 1.1

сх.

Одноцепная ВЛ,              км

Двухцепная ВЛ,

км

Удельная стоимость ВЛ, о.е.

Расчет

Результат

а

139.5

40.5

139.5+1.4*40.5

196.2

б

163.5

37.5

163.5+1.4*37.5

216

в

207

-

207

207

г

-

120

1.4*120

180

По результатам расчетов для дальнейшей разработки схемы электроснабжения района и последующего сравнения выбираются варианты “а” и “г”, которые в дальнейшем будут именоваться, как первый и второй.

1.2. Выбор трансформаторов, определение расчетных       нагрузок.

Для питания потребителей I и II категорий на подстанции необходима установка двух трансформаторов. В этом случае номинальная мощность каждого из них определяется приближенно по формуле .

Рассчитываются величины максимальных мощностей нагрузок для каждой подстанции. Расчет мощности приводится для ПС – 2. Результаты расчетов нагрузок других подстанций и мощности выбранных предварительно трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях района нагрузок, представлены в табл. 1.2.

 (МВт)

(Мвар)

(МВА)

(МВА)

            

                  Максимальные величины нагрузок ПС и мощности трансформаторов.       Таблица 1.2

№ ПС

P, МВт

Q, Мвар

Smax, МВА

0,7*Smax, МВА

Sном, МВА

1

153

60.5

164.5

115.2

125

2

20

8.4

21.7

15.2

16

3

15

5.3

15.9

11.1

10

4

18

6.8

19.3

13.5

16

  Выбор трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях района нагрузок, определяется с учетом их перегрузочной способности в послеаварийном режиме при выходе из строя одного из двух трансформаторов. Рассчитываются  коэффициенты предварительной загрузки и коэффициенты загрузки в послеаварийном режиме по формулам (1.4) и (1.5). Выводы о допустимости работы одного трансформатора в послеаварийном режиме делаются на основании Норм допустимых аварийных перегрузок трансформаторов [2]. В качестве расчетной температуры во время перегрузки принимается зимняя эквивалентная температура охлаждающей среды, т.к. наибольшая перегрузка трансформаторов наблюдается в зимний период.

                                                                                                 (1.4)

                                                                                                   (1.5)

где Smax – максимальная нагрузка подстанции;

       Sн – номинальная мощность каждого трансформатора данной подстанции;

         –  величина нагрузки подстанции, предшествующая максимальной нагрузке.

По заданию = 0.65.

Рассчитываются коэффициенты загрузки трансформаторов ПС – 3.

Результаты расчетов для других подстанций представлены в табл. 1.3.

           Перегрузочная способность трансформаторов в послеаварийном режиме.        Таблица 1.3

№ ПС

Тип трансформатора

Кзагр(норм)

Кзагр(п/ав)

Кдоп

1

АТДЦТН - 125000/220/110/10

0.43

1.32

1.45

2

ТДН - 16000/110/10

0.44

1.36

1.65

3

ТДН - 10000/110/10

0.52

1.59

1.65

4

ТДН - 16000/110/10

0.39

1.2

1.65

 

                                                     Параметры трансформаторов.                              Таблица. 1.4

ПС

Тип трансформатора

кВт

квар

, Ом

, Ом

1

АТДЦТН 125000/220/110/10

65

625

0.55

0.48

3.2

59.2

0

131.0

2

ТДН - 16000/110/10

19

112

4.38

-

-

86.7

-

-

3

ТДН - 10000/110/10

14

90

7.95

-

-

139

-

-

4

ТДН - 16000/110/10

19

112

4.38

-

-

86.7

-

-

На рис. 1.2 и 1.3 представлены принципиальные схемы сетей соответственно для первого и второго вариантов.

                           Рис 1.2 Принципиальная схема сети для первого варианта.

                              Рис 1.3 Принципиальная схема сети для второго варианта.

Определяется расчетную нагрузку на подстанциях без учета зарядной мощности ЛЭП.  Потери мощности в обмотках трансформаторов определяются по следующим формулам

                                                                                       (1.6)

                                                                                    (1.7)

где Pхх и Qхх – потери холостого хода трансформатора;

P и Q – активная и реактивная мощности, передаваемые через                                         трансформатор;  

U – высшее напряжение трансформатора;

RT и XT – сопротивления обмоток трансформатора           .

    

Определяются потери в трансформаторах по формулам (1.6) и (1.7) и расчетную нагрузку для ПС – 2.

Нагрузка на шинах 10 кВ ПС – 2:

       (МВА)

      (МВт)

    (Мвар)

Расчетная нагрузка ПС – 2:  

   (МВА)

(МВА)

Результаты расчетов для других подстанций представлены в табл. 1.5.

                                            Расчетные нагрузки подстанций.                                     Таблица 1.5

№ ПС

Исходные нагрузки

Потери в трансформаторах

Расчетные нагрузки

Р, МВт

Q, Мвар

S, МВА

, МВт

, Мвар

PР, МВт

QР, Мвар

SР, МВА

2

20

8.4

21.7

0.116

1.766

20.166

10.166

22.539

3

15

5.3

15.9

0.080

1.054

15.868

6.354

17.092

4

18

6.8

19.3

0.099

1.438

18.099

8.238

19.886

1.3. Расчет установившихся режимов работы сравниваемых вариантов схемы сети. Определение сечений проводов.

Расчет установившихся режимов производится для выбора сечений проводов, определения потерь и потокораспределения в элементах сети.

Первый вариант схемы сети.

                             Рис. 1.4 Первый вариант схемы сети.

Определяется потокораспределение без учета потерь мощности, допуская, что все линии выполнены проводами одинакового сечения и, что схема расположения проводов на опорах одна и та же.

Данная схема сети содержит кольцевой участок. Разорвем кольцо в точке 1. При этом напряжения в точках А и В будут равны между собой и равны номинальному напряжению линии.

               Рис. 1.5 Схема замещения сети для первого варианта.

                       

Потокораспределение определяется по “длинам” участков (формулы (1.8) и (1.9)). При этом учтем, что за расчетную нагрузку узла 3 принимается сумма расчетных нагрузок 3 и 4 узлов.

                                                                                          (1.8)

                                          (1.9)

(МВА)

 (МВА)

(МВА)

       (МВА)

(МВА)              (МВА)               (МВА)

Точка потокораздела одна как для активной, так и для реактивной мощностей и находится в узле 2.

Рассчитаем сечения проводов ВЛ на всех участках по экономической плотности тока. В соответствие с [3] для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 экономическая плотность тока одинакова для всех участков и составляет 1.1 А/мм2. Порядок расчета приведем для участка сети между ПС – 2 и ПС – 3 по формулам (1.10) и (1.11).

                                                                                                                     (1.10)

где S – передаваемая по одной цепи линии полная мощность;

      U – номинальное напряжение линии.

                                                                                                                        (1.11)

где    - ток, протекающий по проводу;

        - экономическая плотность тока.

По [3] для неизолированных алюминиевых проводов при числе использования максимума нагрузки 3000 – 5000 часов в год  (А/мм2).

(кА)

(мм2)

Сечение, полученное в результате расчетов, округляется до ближайшего стандартного с учетом минимально – допустимого сечения по условию коронирования, которое по [3] для ВЛ – 110 кВ составляет 70 (мм2).  В результате на данном участке линии выбираем сечение (мм2).

Данные расчетов для других участков приведены в табл. 1.6.

                    Выбор сечений проводов по экономической плотности тока.                 Таблица 1.6

Участок сети

Поток мощности по участку, МВА

Ток, А

Эк.плотность тока, А/мм2

, мм2

, мм2

1 - 2

27.631

145

1.1

131.8

АС – 120/19

1 - 3

31.900

160

1.1

145.5

АС – 150/24

2 - 3

12.804

67

1.1

60.9

АС – 70/11

3 - 4

19.886

52

1.1

47.3

АС – 70/11

Полученные сечения проводов проверим по нагреву в возможных после-аварийных режимах цепи. Порядок расчета приведем для послеаварийного режима после выхода из строя линии между ПС – 2 и ПС – 3.  Данные расчетов для других послеаварийных режимов приведены в табл. 1.7.

(кА)

(кА)

(кА)

                           Проверка проводов по нагреву в послеаварийном режиме.                Таблица 1.7

Линия, вышедшая из строя

Марка провода

, А

1-2

1-3

2-3

3-4

1-2

АС – 150/24

-

312

118

52

-

450

265

265

1-3

АС – 150/24

312

-

194

52

450

-

265

265

2-3

АС – 70/11

118

194

-

52

450

450

-

265

3-4

АС – 70/11

145

167

19

104

450

450

265

265

На основании данных, представленных в табл.1.7, делаем вывод, что выбранные марки проводов подходят для эксплуатации.

Проведем уточненный расчет потокораспределения с учетом выбранных сечений проводов, которым соответствуют свои сопротивления и зарядные мощности, данные по которым представлены в табл. 1.8. Расчет проводится по схеме, представленной на рис. 1.6.

                         Расчетные данные ВЛ 110 кВ с проводами марки АС.                     Таблица 1.8

Участок сети

Марка провода

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b010-6, 1/(Ом*км)

Длина участка, км

1-2

АС – 120/19

0.249

0.427

2.66

37.5

1-3

АС – 150/24

0.198

0.42

2.70

42.0

2-3

АС – 70/11

0.428

0.44

2.55

60.0

3-4

АС – 70/11

0.428

0.44

2.55

40.5

                                       Рис. 1.6 Схема замещения сети.

Определим значения сопротивлений в схеме замещения, представленной на рис. 1.6, по формуле (1.12).

                                                                                                        (1.12)

где  ,  - удельные активное и индуктивное сопротивления провода;

        - длинна провода.

                       

(Ом)

(Ом)

(Ом)

(Ом)

 

Расчитаем зарядные мощности ЛЭП по формуле (1.13).

                                                                                                          (1.13)

   

(Мвар)

(Мвар)

(Мвар)

(Мвар)

Расчитаем зарядную мощность ЛЭП, приходящуюся на каждую подстанцию.

(Мвар)

(Мвар)

(Мвар)

Определим расчетные нагрузки подстанций с учетом зарядной мощности ЛЭП.

(МВА)

(МВА)

(МВА)

Расчитаем поток мощности к узлу 4 по параметрам конца участка по формуле (1.14).

                                                                            (1.14)

(МВА)

Потери на участке 3 – 4 составят:

(МВт)

(Мвар)

Рассчитав поток мощности в ветви 3 - 4 можно эту ветвь отбросить, соответственно увеличив расчетную величину мощности узла 3. Полученная при этом схема представлена на рис. 1.7.

(МВА)

 

                                 Рис. 1.7 Схема замещения сети.

Потоки мощности определяются по формулам (1.15) и (1.16).

                                                                (1.15)

                                                               (1.16)

(МВА)

(МВА)

(МВА)

(МВА)

Точки потокораздела для активной и реактивной мощностей не совпадают (рис. 1.7). Расчитаем потокораспределение в нормальном режиме с учетом потерь мощности. Потери мощности вычисляются по номинальному напряжению сети               U = 110 кВ. Схема для расчета представлена на рис 1.8.

                Рис. 1.8    Схема сети для расчета потокораспределения и потерь в сети.

Вычислим предварительно потери мощности на участке между точками потокораздела (участок 2 – 3) по формулам (1.17) и (1.18).

                                                                                                            (1.17)

                                                                                                          (1.18)

(МВт)

Определим нагрузки узлов 2 и 3.

(МВА)

(МВА)

Далее режим рассчитывается, как для разомкнутых сетей.

 (МВА)

 (МВА)

(МВт)

(Мвар)

(МВА)

 (МВА)

(МВт)

(Мвар)

(МВА)

(МВА)

Расчитаем потоки мощности в автотрансформаторе. Схема замещения автотрансформаторов ПС – 1 представлена на рис. 1.9.

                      Рис. 1.9 Схема замещения автотрансформаторов ПС – 1. 

Нагрузка на среднем напряжении автотрансформатора равна сумме нагрузок  подстанций 2 – 4 и нагрузки ПС – 1 на напряжении 110 кВ.

(МВА)

 

      (МВА)

Потери в обмотках автотрансформатора определяются по формулам (1.17) и (1.18).

(МВт)

(Мвар)

(МВА)

(МВт)

(Мвар)

(МВА)

(МВА)

(МВт)

(Мвар)

     (МВА)

     (МВА)

(МВА)

Уточним коэффициент загрузки автотрансформатора в послеаварийном режиме по формуле (1.5).

Расчитаем мощность, текущую по линии От ПС – А до ПС – 1. Расчет проведем по параметрам конца линии. Схема замещения данного участка сети представлена на рис. 1.10.

                    

                    Рис. 1.10  Схема замещения участка сети от ПС – А до ПС – 1.

Выберем сечение проводов на этом участке сети по экономической плотности тока (формулы (1.10) и (1.11)).

(кА)

(мм2)

Выбираем провод АС – 240/32 со следующими параметрами:

r0 = 0.121 (Ом/км) при 200 С;

x0 = 0.435 (Ом/км);

b0 = 2.60*10-6 (См/км).

Расчитаем параметры схемы замещения участка сети.

(Ом)

(Ом)

(Мвар)

(МВА)

(МВт)

(Мвар)

 

      (МВА)

(МВА)

(МВА)

Расчитаем ток ЛЭП – 220 кВ в послеаварийном режиме:

(кА)

(А)

Второй вариант схемы сети.

                                  Рис. 1.11 Схема замещения сети

Выберем сечения проводов исходя из схемы замещения сети, приведенной на рис. 1.11. Потери мощности и зарядную мощность ЛЭП учитывать не будем. Выбор сечения проводов произведем по экономической плотности тока (по формулам (1.10) и (1.11)). В соответствие с [1] для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 экономическая плотность тока одинакова для всех участков и составляет 1.1 А/мм2. Порядок расчета приведем для участка сети между ПС – 1 и ПС – 2.

(кА)

(мм2) 

Сечение, полученное в результате расчетов, округляется до ближайшего стандартного. В результате для данной линии выбираем сечение  (мм2).

Данные расчетов для других участков приведены в табл. 1.9.

                 Выбор сечений проводов по экономической плотности тока.                   Таблица 1.9

Участок сети

Поток мощности по участку, МВА

Ток, А

Эк.плотность тока, А/мм2

, мм2

, мм2

1-2

22.539

57

1.1

51.9

АС – 70/11

1-3

39.978

100

1.1

90.9

АС – 95/16

3-4

19.886

50

1.1

45.5

АС – 70/11

Полученные сечения проводов проверим по нагреву в возможных послеаварийных режимах цепи. Т. к. схема сети имеет радиальный характер, то при выходе из строя одной цепи любой линии, ток возрастет в 2 раза только в оставшейся цепи этой линии.

                       Проверка проводов по нагреву в послеаварийном режиме.                   Таблица 1.10

Участок сети

Марка провода

, А

1-2

АС – 70/11

114

265

1-3

АС – 95/16

200

330

3-4

АС – 70/11

100

265

          Расчетные данные ВЛ 110 кВ с проводами марки АС.                     Таблица 1.11

Участок сети

Марка провода

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b010-6, 1/(Ом*км)

Длина участка, км

1 - 2

АС – 70/11

0.428

0.44

2.55

37.5

1 - 3

АС – 95/16

0.306

0.434

2.61

42.0

3 - 4

АС – 70/11

0.428

0.44

2.55

40.5

              Рис. 1.12 Схема сети для расчета потокораспределения и потерь в сети.

Определим значения сопротивлений в схеме замещения, представленной на рис. 1.12.

(Ом)

(Ом)

(Ом)

 

Расчитаем зарядные мощности ЛЭП.

(Мвар)

(Мвар)

(Мвар)

Расчитаем зарядную мощность ЛЭП, приходящуюся на каждую подстанцию.

(Мвар)

(Мвар)

(Мвар)

(Мвар)

Определим расчетные нагрузки подстанций с учетом зарядной мощности ЛЭП.

(МВА)

(МВА)

(МВА)

      (МВА)

      (МВА)

      (МВА)

(МВт)

(Мвар)

(МВА)

(МВт)

(Мвар)

(МВА)

(МВА)

(МВт)

(Мвар)

(МВА)

      (МВА)

Расчитаем потокораспределение через автотрансформатор (схема замещения представлена на рис.1.9). Порядок расчета полностью аналогичен расчету для первого варианта схемы сети.

(МВА)

(МВт)

(Мвар)

(МВА)

(МВт)

(Мвар)

(МВА)

 (МВА)

(МВт)

(Мвар)

     (МВА)

(МВА)

Уточним коэффициент загрузки автотрансформатора в послеаварийном режиме по формуле (1.5).

Расчитаем мощность, текущую по линии От ПС – А до ПС – 1. Расчет проведем по параметрам конца линии. Схема замещения данного участка сети представлена на рис. 1.10.                                     

Выберем сечение проводов на этом участке сети.

(кА)

(мм2)

Выбираем провод АС – 240/32 со следующими параметрами:

r0 = 0.121 (Ом/км) при 200 С;

x0 = 0.435 (Ом/км);

b0 = 2.60*10-6 (См/км).

Расчитаем параметры участка сети.

(Ом)

(Ом)

(Мвар)

(МВА)

(МВт)

(Мвар)

     (МВА)

(МВА)

 (МВА)

Расчитаем ток ЛЭП – 220 кВ в послеаварийном режиме.

(кА)

(А)

Различие в величине потерь как активной, так и реактивной мощностей объясняются тем, что первый вариант схемы сети состоит в основном из одноцепного замкнутого участка, а второй вариант из двухцепных радиальных участков. В табл. 1.12 представлены мощности нагрузок и мощности потерь для обоих вариантов схемы сети.

                                              Результаты расчета потерь в сети.                                        Табл. 1.12

вар-та

, МВт

, Мвар

, МВт

, Мвар

, МВт

, Мвар

, %

, %

1

153

60.5

10.653

12.119

163.653

72.619

6.96

20.03

2

153

60.5

5.742

4.520

158.742

65.02

3.75

7.47

1.4. Выбор электрических схем подстанций.

Схемы РУ подстанций должны обеспечивать требуемую надежность электроснабжения с учетом распределения потребителей по категориям надежности электроснабжения; обеспечивать транзитные перетоки мощности; обеспечивать перспективу развития сети; обеспечивать возможность проведения эксплуатационных и ремонтных работ на отдельных элементах схемы без отключения остальных присоединений; учитывать требования противоаварийной автоматики. Схемы РУ подстанций выбираем в соответствии с указаниями [2].

                                Схемы электрических соединений РУ подстанций.                            Таблица 1.13

Вари-ант

№ ПС

Напряжение подстанции, кВ

220

110

10

1

1

Схема четырех-угольник

Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин

Одиночная секционированная выключателем система шин

2

То же

Мостик с выключателем со стороны линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

То же

3

- “ -

Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин

- “ -

4

- “ -

Мостик с выключателем со стороны линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

- “ -

2

1

- “ -

Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин

- “ -

2

- “ -

Мостик с выключателем со стороны линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

- “ -

3

- “ -

Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин

- “ -

4

- “ -

Мостик с выключателем со стороны линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

- “ -

1.5. Выбор опор ВЛ.

Для обоих вариантов схемы сети выбираем сводностоящие опоры: железобетонные для ВЛ – 110 кВ и стальные для ВЛ – 220 кВ.

1.6. Технико-экономическое сравнение вариантов схемы сети.

Окончательный выбор варианта схемы сети производим на основании расчета дисконтированных затрат на сооружение сети. Дисконтированные затраты определяются по следующей формуле:

                                                                                          (1.19)

где   - капиталовложения на сооружение ЛЭП и ПС сети;

        - издержки i - го года эксплуатации сети;

         - расчетный срок сооружения сети;

         - дисконтирующий множитель.

Капиталовложения на сооружение ЛЭП и ПС определяются:

                                                                                              (1.20)

Стоимость сооружения ЛЭП рассчитывается по следующей формуле:

                                                                              (1.21)

где - стоимость 1 км i-го участка ЛЭП;

       - длина i-го участка ЛЭП;

       - зональный коэффициент к стоимости электрических сетей и ПС ;

       - дефлятор отрасли “Электроэнергетика”, для перерасчета цен 1991 г. в                           цены 2004 г.

Для ОЭС Сибири по [4] .

Значение дефлятора по [4] .

При расчете стоимости ЛЭП не учитываем стоимость сооружения ЛЭП – 220 кВ, так как стоимость этой линии одинакова для обоих вариантов. Данные по укрупненным показателям стоимости электроэнергетических объектов взяты из [1].

Стоимость 1 км по [4] одноцепной ЛЭП составляет 34 тыс. руб., двухцепной – 57 тыс. руб.

 

                                        (тыс. руб.)

 

                                        (тыс. руб.)

 

Стоимость подстанций определяется, как сумма постоянной части затрат (подготовка территории,  устройство пункта управления, устройство системы собственных нужд ПС и т.д.) и стоимость распределительных устройств.

                                                        (1.22)

где - постоянная часть затрат подстанции;

        - стоимость одной ячейки РУ;

         - количество ячеек РУ.

Варианты схем сети различаются только в количестве ячеек РУ – 110 кВ ПС – 1 (во втором варианте на 2 ячейки больше). На напряжении 110 кВ применяются масляные выключатели, стоимость которых по [5] составляет 75 тыс. руб.

(тыс. руб.)

(тыс. руб.)

Определим суммарные капиталовложения по вариантам по формуле (1.20).

 (тыс. руб.)

 (тыс. руб.)

Издержки определяются, как сумма издержек на покрытие потерь электроэнергии в сети; издержек на амортизационные отчисления и издержек на текущий ремонт и обслуживание электрооборудования.

                                                                                       (1.23)

где  - издержки на покрытие потерь электроэнергии;

        - издержки на амортизацию оборудования;

         - издержки на текущий ремонт и обслуживание электрооборудования.

Издержки на покрытие потерь электроэнергии определяются:

                                                (1.24)

где -  цена за электроэнергию;

       - потери холостого хода трансформаторов;

              - время работы трансформаторов в году;

             - переменные потери в трансформаторах;

             - потери в ЛЭП;

             -  средневзвешенное время максимальных потерь для всей сети.

Время работы трансформаторов в году (ч).

Средневзвешенная величина продолжительности использования максимальной полной мощности определяется по формуле (1.25).

                                                                   (1.25)

где ,  - номинальные мощности нагрузок;

- продолжительность использования максимума активной нагрузки.

(ч).

Средневзвешенное время максимальных потерь для всей сети определяется:

                                                                                           (1.26)

  (ч)

Данные по потерям в линиях представлены в табл. 1.14, по переменным потерям потерям в трансформаторах – в табл. 1.15. Данные по потерям холостого хода трансформаторов смотри в табл. 1.4.

               

                       Потери активной мощности в линиях.                              Таблица 1.14

Вариант схемы

,

МВт

,

МВт

, МВт

, МВт

, МВт

, МВт

1

3.239

0.678

0.719

0.037

0.270

4.493

2

2.989

0.307

0.648

-

0.258

4.202

Потери активной мощности в трансформаторах подстанций. Таблица 1.15

Вариант схемы

, МВт

, МВт

, МВт

, МВт

, МВт

1

0.299

0.078

0.042

0.061

0.480

2

0.278

0.078

0.042

0.061

0.459

Определяются издержки на покрытие потерь в сети по формуле (1.24).

Цена за 1 МВт*час электроэнергии по заданию  составляет 1300 руб.

         (тыс. руб.)

         (тыс. руб.)

Издержки на амортизацию оборудования определяются:

                                                                                            (1.27)

где  - норма амортизационных отчислений за i–ый элемент;

            - капитальные затраты на i-ый элемент.

Нормы амортизационных отчислений на энергооборудование взяты из [4].

% - норма амортизационных отчисления для ЛЭП.

 % - норма амортизационных отчисления для подстанций.

По формуле 1.27 рассчитываются издержки на амортизацию оборудования:

(тыс. руб.)

(тыс. руб.)

Издержки на текущий ремонт определяются по [4]:

                                                                                                     (1.28)

Данные по отчислениям на ремонт взяты из [1].

(тыс. руб.)

(тыс. руб.)

Рассчитываются общие издержки для обоих вариантов по формуле (1.23).

(тыс. руб.)

(тыс. руб.)

Рассчитываются значения дисконтированных затрат по формуле (1.19), учитывая что дисконтирующий множитель определяется по формуле:

                                                                                                    (1.29)

 

где  - норма дисконта (ставка банка по долгосрочным кредитам).

(тыс. руб.)

(тыс. руб.)

Распределение затрат по годам представлено в табл. 1.16.

          Результаты расчета дисконтированных затрат на сооружение сети.          Таблица 1.16

Год

Дисконтированные

затраты, тыс. руб.

1 вариант схемы сети

2 вариант схемы сети

1

25720

24410

2

23380

22190

3

21260

20170

4

19320

             18340

5

17570

             16670

6

15970

15150

7

14520

13780

Капиталовложения

В ЛЭП и ПС

169236.7

165298.3

Всего

307000

296000

Расчитаем разницу в дисконтированных затратах на сооружение первого и второго вариантов схемы сети.

%

Так как < 5 %, то по стоимости схемы считаются равноценными. Для дальнейшей разработки выбирается второй вариант схемы сети, т.к. он более надежен в отношении надежности электроснабжения потребителей.

2. Расчет установившихся режимов на   ЭВМ.

Для принятого варианта электрической сети выполняются расчеты следующих режимов:

  •  Режим максимальных нагрузок.
  •  Режим минимальных нагрузок.
  •  Режим отключения одной цепи ВЛ – 220 кВ.
  •  Отключение одного автотрансформатора на ПС – 1.
  •  Отключение блока линия – трансформатор.

Целью расчета является принятие решений о необходимости компенсации реактивной мощности для обеспечения необходимого значения коэффициента реактивной мощности на шинах ПС – А.

   Расчет производится с помощью программного комплекса “Энергия”.

3. Выбор средств регулирования напряжения и обеспечение баланса реактивной мощности.

3.1. Выбор места установки и определение мощности компенсирующих устройств.

   Потребители района нагрузок должны получать реактивную мощность с шин 220 подстанции А, входящей в состав региональной энергосистемы, которая устанавливает ограничения для данного района по потреблению реактивной мощности в виде неравенств:

                                                                                                        (3.1)

                                                                                                     (3.2)

где ,  - предельные значения реактивной мощности и коэффициента реактивной мощности на шинах ПС А в расчетных режимах.

   Выполнение условий (3.1) и (3.2) возможно при установке на одной или нескольких подстанциях района нагрузок регулируемого компенсирующего устройства , которое будет изменять свою мощность в зависимости от изменения режима работы сети.

   Для определения типа и номинальной мощности КУ, установленного на узловой подстанции, необходимо рассчитать величины мощностей, которые КУ должно генерировать (или потреблять) в различных режимах работы электрической сети для выполнения ограничений.

   Решение этой задачи возможно с использованием зависимости .

   Определим необходимую мощность КУ на примере режима максимальных нагрузок.

   При постоянстве мощностей нагрузок характеристика  может быть приближенно представлена прямой линией, а, следовательно, для ее построения необходимо определить две точки в плоскости, через которые эта характеристика будут проходить.

При  Мвар получим, что   Мвар, .

При Мвар получим, что   Мвар, .

Активная мощность, потребляемая с ПС - А, будет практически постоянна при различных мощностях КУ. Незначительное ее уменьшение с ростом генерируемой КУ мощности будет обусловлено уменьшением потерь в автотрансформаторе и линии 220 кВ.

   Зависимости  и  для данного режима представлены на рисунке 3.1.

   Определяем требуемую мощность компенсирующего устройства:

Мвар при и Мвар.

                 Рис. 3.1   Расчет мощности КУ для режима максимальных нагрузок.

   Определим необходимую мощность компенсирующего устройства для режима минимальных нагрузок.

   При  Мвар получим, что   Мвар, .

   При Мвар получим, что   Мвар, .

   Зависимости  и  для данного режима представлены на рисунке 3.2.

                    Рис. 3.2   Расчет мощности КУ для режима минимальных нагрузок.

   Определяем требуемую мощность компенсирующего устройства:

Мвар при и Мвар.

Для поддержания на шинах ПС – А требуемого значения коэффициента реактивной мощности необходимы меры по компенсации реактивной мощности в сети. Так как наибольшее потребление реактивной мощности осуществляется с шин 110 кВ ПС – 1, то на эти шины требуется установка статического тиристорного компенсатора. На шины 10 кВ ПС – А по условию работы линейного регулятора на средних ступенях устанавливается БСК.

                             Режимы работы компенсирующих устройств.                                     Таблица 3.1

Режим

Расчетная мощность КУ, Мвар

БСК

СТК

1

Режим максимальных нагрузок

6

11

2

Режим минимальных нагрузок

0

-7

3

Отключение ВЛ – 220 кВ

6

11

4

Отключение автотрансформатора

6

11

5

Отключение блока линия - трансформатор

3

11

3.2. Регулирование напряжения в электрической сети.

Согласно ГОСТ 13109 – 97 в процессе эксплуатации необходимо обеспечивать качество электрической энергии, т.е. поддерживать напряжение на шинах всех электроприемников в допустимых пределах. Согласно [3], на шинах напряжением

6 – 20 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети, необходимо поддерживать следующие уровни напряжения:

  •  Не ниже 105 % номинального в период максимальных нагрузок.
    •  Не выше 100 % номинального в период минимальных нагрузок.
    •  В пределах 100 – 105 % в послеаварийных режимах сети.

Для регулирования напряжения используются устройства РПН на автотрансформаторах и трансформаторах электрической сети, а также встречное регулирование напряжения на шинах ПС – А.

Для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах 110 кВ ПС – 1 необходимо включение в цепь низшего напряжения автотрансформаторов линейных регулировочных трансформаторов.

                                    Регулирование напряжения в сети.                       Таблица 3.2

Подстанция

Режим сети

nc

Uc, кВ

n2

U2, кВ

ПС – 1

1. Максимальных нагрузок

0

115

+2

10.5

2. Минимальных нагрузок

+1

113

+2

10.0

3. Отключение ВЛ – 220

0

112

+7

10.4

4. Отключение АТ – 2 на ПС – А

+1

113

+6

10.3

5.Отключение блока Т - ВЛ

+1

113

+3

10.4

ПС – 2

1. Максимальных нагрузок

-

-

-2

10.6

2. Минимальных нагрузок

-

-

+2

9.88

3. Отключение ВЛ – 220

-

-

-3

10.5

4. Отключение АТ – 2 на ПС – А

-

-

-2

10.4

5. Отключение блока Т - ВЛ

-

-

-4

10.3

ПС – 3

1. Максимальных нагрузок

-

-

-1

10.5

2. Минимальных нагрузок

-

-

+2

9.95

3. Отключение ВЛ – 220

-

-

+1

10.4

4. Отключение АТ – 2 на ПС – А

-

-

+2

10.3

5. Отключение блока Т - ВЛ

-

-

+2

10.3

ПС - 4

1. Максимальных нагрузок

-

-

-1

10.5

2. Минимальных нагрузок

-

-

+2

9.93

3. Отключение ВЛ – 220

-

-

-1

10.4

4. Отключение АТ – 2 на ПС – А

-

-

0

10.3

5. Отключение блока Т - ВЛ

-

-

0

10.3

3.3. Баланс реактивной мощности в электрической сети.

Уравнение баланса реактивной мощности электрической сети может быть представлено в виде соотношения 3.2.

                                                                                       (3.2)

где  - реактивная мощность, потребляемая с шин ПС – А;

            - суммарная реактивная нагрузка потребителей района;

            - суммарные переменные потери реактивной мощности ;

             - зарядная мощность электрической сети.

                                      Баланс реактивной мощности.                                             Таблица 3.3

Составляющая уравнения баланса

Величины составляющих в режимах

Макс. нагр.

Мин. нагр.

1.

Суммарная нагрузка потребителей

 - в сети 10 кВ (Мвар)

30.27

14.22

 - в сети 110 кВ (Мвар)

28

22.5

2.

Потери мощности

 - в линиях (Мвар)

10.3

4.2

 - в трансформаторах (Мвар)

23.1

10.4

3.

Зарядная мощность

 - в сети 110 кВ (Мвар)

7.9

6.3

 - в сети 220 кВ (Мвар)

23.4

22.8

4.

Мощность КУ

17

-7

5.

Суммарная мощность QA, потребляемая с шин А

43.1

30.4

6.

Коэффициент реактивной мощности на шинах А

 - заданный

0.28

0.33

 - фактический

0.274

0.325

7.

Невязка уравнения баланса Q

0.27

0.78

4.Механический расчет проводов воздушной линии электропередачи. Выбор опоры и проверка ее габаритов.

Механический расчет проводов проводится с целью обеспечения в них нормативных запасов прочности и определение величин стрел провеса при работе линии в различных климатических условиях.

Расчет проводится по методу допускаемых напряжений, величины которых определяются по выражениям:

                                                                                    (4.1)

                                                                                    (4.2)

                                                                                  (4.3)

где , ,  - допускаемые механические напряжения в материале  провода в режимах низшей и среднегодовой температур и наибольшей механической нагрузки соответственно;

, ,  - рекомендуемые по [3] значения допускаемых напряжений в процентах от предела прочности при растяжении металла провода .

(%);            (%);             (даН/мм2);

По формулам (4.1 – 4.3) расчититываются допускаемые напряжения в проводе:

(даН/мм2)

(даН/мм2)

(даН/мм2)

В процессе расчета проводов должен быть определен исходный режим, т.е. наиболее тяжелый режим работы проводов ВЛ, при котором в металле возникнут наибольшие механические напряжения. В качестве исходного должен быть выбран один из следующих режимов: низшей температуры, среднегодовой температуры, наибольших механических нагрузок.

Исходный режим определяется путем сопоставления величины расчетного пролета ВЛ со значениями критических пролетов, определяемых для комбинированных проводов по выражениям:

                                              (4.4)

                                            (4.5)

                                             (4.6)

где ,  - коэффициенты температурного расширения и упругого удлинения комбинированного провода;

      

     , , - низшая температура, температура, соответствующая режиму гололеда или режиму наибольшей нагрузки и среднегодовая температура.

является величиной , обратной модулю упругости и определяется:

 (даН/мм2)

 (град-1)

 0С                       0С                         0С

Удельные механические нагрузки, действующие на провода, определяются по выражениям:

  1.  Нагрузка от действия массы провода.

                                                                                               (4.7)

где  - масса провода длинной 1 км;

      (кг/км);

 - фактическое сечение провода.

   (мм2)

 (даН/м*мм2)

  1.  Нагрузка от действия гололеда.

                                                                          (4.8)

где  - нормативная толщина стенки гололеда;

       (мм) – для III района по гололеду;

      - диаметр провода.

       (мм)

(даН/м*мм2)

  1.  Нагрузка от действия массы и гололеда.

                                                                                                             (4.9)

 (даН/м*мм2)

  1.  Нагрузка от действия ветра на провод, свободный от гололеда.

                                                                                 (4.10)

где - нормативный скоростной напор ветра в рассматриваемом режиме

           Для ВЛ – 110 кВ скоростной напор ветра определяется, исходя из его повторяемости 1 раз в 10 лет.

       (даН/м2)

       - коэф., учитывающий неравномерность скоростного напора ветра по длине пролета ВЛ.

       - при скоростном напоре ветра да 40 (даН/м2)

        - коэф. лобового сопротивления.

      

        - для проводов диаметром менее 20 мм, свободных от гололеда

   (даН/м*мм2)

  1.  Нагрузка от действия ветра на провод, покрытый гололедом.

                                                                        (4.10)        

 - для всех проводов покрытых гололедом.

                                                                                         

 (даН/м*мм2)

  1.  Результирующая нагрузка, действующая на провод, свободный от гололеда.

                                                                                                             (4.11)

(даН/м*мм2)

  1.  Результирующая нагрузка на провод, покрытый гололедом.

                                                                                                           (4.12)

 (даН/м*мм2)

По формулам (4.6 – 4.8) рассчитываются значения критических пролетов:

 (м)

 (м)

  (м)

Длину пролета на ВЛ принимаем 145 м. Т.к.  и  исходным режимом будет являться режим наибольшей механической нагрузки.

Определив исходный режим для расчета, рассчитывается величина напряжения в любом другом режиме работы ВЛ с помощью основного уравнения состояния :

                                          (4.13)

где , ,  - соответственно допускаемое напряжение, удельная механическая нагрузка и температура в исходном режиме;

, ,  - напряжение, удельная механическая нагрузка и температура в          расчетном режиме.

  (даН/мм2);

  (даН/м*мм2);

 0С.

Для правильного выбора высоты типовой опоры необходимо определить максимальную стрелу провеса провода, которая может возникнуть в одном из двух расчетных режимов работы:

  •  в режиме наибольшей температуры.
  •  в режиме гололеда без ветра.

Напряжения в металле провода в этих режимах определяются путем решения основного уравнения состояния провода для этих двух режимов работы ВЛ.

  •  Режим наибольшей температуры.

                                            (4.14)

где    (даН/м*мм2);

         0С.

Решая уравнение (4.14) относительно , получаем:

  (даН/мм2)

Находится стрела провеса:

                                                                                                         (4.15)

 (м)

Согласно [3], наименьшее расстояние от проводов ВЛ до поверхности земли составляет 7 м, наименьшее допустимое изоляционное расстояние по воздуху от токоведущих до заземленных частей ВЛ составляет 1 м.

По этим условиям рассчитывается наименьшее допустимое расстояние от поверхности земли до нижней траверсы опоры.

                                                                                                         (4.16)

где - наименьшее расстояние от проводов ВЛ до поверхности земли;

      -  стрела провеса провода;

- наименьшее допустимое изоляционное расстояние по воздуху от                               токоведущих до заземленных частей ВЛ.

 (м)

  •      Режим гололеда без ветра.

Из уравнения (4.14) находится  , принимая:

 (даН/м*мм2);

 0С.

  (даН/мм2).

По формуле (4.15) находится стрела провеса:

(м)

По формуле (4.16) рассчитывается наименьшее допустимое расстояние от поверхности земли до нижней траверсы опоры:

 (м)

По результатам расчетов для ВЛ выбирается железобетонная унифицированная опора типа ПБ110 – 6. Основные размеры опоры показаны на рис. 4.1.

                      Рис 4.1 Основные размеры промежуточной опоры.

5. Определение технико – экономических показателей электрической сети.

Капиталовложения на сооружение ЛЭП и подстанций определяются по формулам (1.20, 1.21). Стоимость 1 км двухцепной ЛЭП – 220 кВ составляет 88 тыс. руб. по [4].

(тыс.руб.)

Стоимость подстанций определяется, как сумма постоянной части затрат (подготовка территории,  устройство пункта управления, устройство системы собственных нужд ПС и т.д.), стоимость распределительных устройств и стоимость трансформаторов:

                                          (5.1)

Данные по стоимостям трансформаторов взяты из [4] и приведены в таблице 5.1.

                 Стоимости и количество трансформаторов.                       Таблица 5.1.

Тип трансформатора

Стоимость,

(тыс. руб.)

Кол-во трансформаторов в схеме

АТДЦТН - 125000/220/110/10

621

2

ТДН - 16000/110/10

172

4

ТДН - 10000/110/10

148

2

Данные по стоимостям ОРУ подстанций схемы сети представлены в таблице 5.2.

                                            Стоимость ОРУ подстанций.                                                Таблица 5.2.

Схема РУ

Напряжение, кВ

Стоимость, тыс. руб.

Мостик с выключателем со стороны линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов.

110

370

Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин.

110

500

Схема четырехугольник.

220

880

Одиночная секционированная выключателем система шин.

10

-

ОРУ – 220 кВ оборудуются воздушными выключателями ценой 190 тыс. руб., ОРУ – 110 кВ – масляными выключателями ценой 75 тыс. руб., РУ – 10 кВ - масляными выключателями ценой 4.6 тыс. руб.

(тыс. руб.)

Определим суммарные капиталовложения по вариантам по формуле (1.20).

 (тыс. руб.)

По формуле 1.27 рассчитываются издержки на амортизацию оборудования:

(тыс. руб.)

Издержки на текущий ремонт определяются по формуле (1.29).

(тыс. руб.)

Издержки на покрытие потерь электроэнергии рассчитаны в пункте 1.6 и составляют:

(тыс. руб.)

Рассчитываются общие издержки по формуле (1.23).

(тыс. руб.)

Максимальный КПД рассчитывается по формуле (5.2):

                                                                                               (5.2)

где  - суммарная мощность нагрузки;

       - мощность потерь электроэнергии в сети.

                

 

Средневзвешенный КПД определяется по формуле (5.3):

                                                                                        (5.3)

где - электроэнергия, потребляемая потребителями;

       - потери электроэнергии.

(МВт*ч)

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии определяется по формуле (5.4):

                                                                                                    (5.4)

(руб./МВт*ч)

     

 

        

          

                                                                         31


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

51504. Продвижение товаров: личная продажа и управление сбытом 429 KB
  Рассказать о роли торгового агента фирмы. Описать три варианта структурной организации торгового аппарата фирмы и рассказать о преимуществах и недостатках каждого из них. Пояснить каким образом фирмы оценивают эффективность деятельности своих торговых агентов. Порученецразъяснитель фирмы Мерк энд К продвигает новые лекарства фирмы в штате Теннесси Даже будучи в полном здравии Рей Хендерсон проводит много времени в приемных врачей.
51505. Решение о методах выхода на рынок 505.5 KB
  Партнеры могут разойтись во мнениях относительно капиталовложений маркетинга и прочих принципов деятельности. Более того совместное владение может затруднить транснациональной компании проведение в жизнь конкретных политических установок и сфере производства и маркетинга во всемирном масштабе. Вчетвертых фирма сохраняет полный контроль над своими капиталовложениями и следовательно может разрабатывать такие политические установки в области производства и маркетинга которые будут отвечать ее долговременным задачам в...
51507. Расчет и конструирование элементов одноэтажного промышленного здания в сборном железобетоне. Элемент балка 1.55 MB
  Увеличение объема капитального строительства при одновременном расширении области применения бетона и железобетона требует всемерного облегчения конструкций и, следовательно, постоянного совершенствования методов их расчета и конструирования.
51508. Выставочный павильон. Расчет дощатой гнутоклееной рамы 232.84 KB
  В данной пояснительной записке представлены расчеты основной не-сущей конструкции проектируемого здания – дощатой гнутоклееной рамы. В ней также приведены расчеты и конструирование ограждающих конструкций, узловых соединений, выбраны мероприятия по защите элементов от гниения и возгорания.
51509. ИССЛЕДОВАНИЕ ЛИЧНОСТНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ДЕТЕЙ РАЗВЕДЕННЫХ РОДИТЕЛЕЙ 1.02 MB
  Анализ психолого-педагогических источников по проблеме исследования. Подбор психодиагностических методик. Изучение личностных особенностей у детей разведенных родителей и детей из полных семей. Сравнительный анализ детей разведенных родителей и детей из полных семей для определения значимых различий в выраженности негативных личностных особенностей и характера детско-родительских отношений.
51511. Исследование дисперсии стеклянной призмы 39.5 KB
  Цель работы Наблюдение линейчатых спектров испускания определение показателей преломления оптического стекла для различных длин волн и построения кривой дисперсии этого стекла определение дисперсионных характеристик призмы. ά_min = N – No ; где показатель преломления вычисляется по формуле : n = 2sin30 1 2 ά_min; соответственно для каждой длины волны .
51512. Изучение явления дифракции света с помощью лазера 47.5 KB
  Переходим к измерениям Измерения начинаем с минимально открытой щели как рекомендуется при которой хорошо наблюдается дифракционные минимумы и соответственно максимумы. L фиксированное расстояние от щели до экрана а – ширина щели Хk – ширина максимально наблюдаемой на экране дифракционной картины k – число максимумов и минимумов одинаковое Ширина дифракционной полосы : ∆Х = Хk k ; ∆Хi = λL i = Zi ...