Разработка проекта электрической сети района

Курсовая работа

Разработка вариантов конфигураций электрической сети и выбор двух лучших, 2. Ориентировочный выбор компенсирующих устройств, 3. Выбор номинального напряжения, 3.1 Радиальная схема, 3.2 Кольцевая схема, 4. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающей подстанции, 5.Структурная схема. Определение капитальных вложений, 6.Выбор конструктивного исполнения сети и сечение проводников, 6.1 Радиальная схема, 6.2 Кольцевая схема, 7. Технико-экономическое сравнение вариантов, 8. Электрический расчёт характерных режимов сети, 9. Выбор ответвлений трансформаторов и других средств обеспечения качества напряжения

10. Технико-экономические показатели спроектированной сети

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

трансформатор кабель электроснабжение электрическая сеть

1. Разработка вариантов конфигураций электрической сети и выбор двух лучших

Разработка схем электрических сетей производится совместно с построением конфигурации сети и выбором её номинального напряжения. Многообразие условий, связанных с взаимным размещением нагрузок и источников питания, их географическим расположением приводит к большому количеству конфигураций и схем электрической сети, которые отличаются различными свойствами и технико — экономическими показателям.

Варианты радиальной схемы сети

1.2 Варианты кольцевой схемы сети

В качестве критерия сопоставления вариантов сети на данном этапе проектирования используем суммарную длину линий. Длины двухцепных линий при этом умножаются на 1,5; во столько раз дороже двухцепная линия по сравнению с одноцепной.

Из каждой группы схем на основе сравнения по длинам выбраем по одной лучшей для дальнейшего расчёта. Так как это ориентировочный отбор вариантов, то не исключается замена их другими, если в дальнейшем возникнут трудности с выбором трансформаторов, сечений проводников или обеспечением качества напряжения.

Расчет длин линий схем замещения:

1.1 56,48Ч2+39,6Ч2+33,68+28,5Ч1,5=268,59км

1.2 56,48Ч2+39,6Ч2+75,67+39,7Ч1,5=327,38 км

1.3 56,48Ч2+39,6Ч2+33,68+39,7Ч1,5=285,39 км

2.1 56,48+42,75+33,68+39,7+28,5=201,11 км

2.2 56,48+42,75+33,68+39,6+39,7Ч1,5=232,06км

2.3 56,48Ч2+33,68+39,6+39,7+28,5=254,44км

Для разомкнутой конфигурации выбираем схемы №1.1, т.к. суммарная длина линии состовляет 268,59 км.

Для замкнутой конфигурации выбираем схему №2.1, т.к. суммарная длина линий состовляет 201,11 км.

66 стр., 32544 слов

Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети

... Поронайск), Центральный (Тымовск). электрическая сеть подстанция электроэнергия На балансе ОАО Сахалинэнерго находится подстанций напряжением 220 кВ, подстанций напряжением 110 кВ, несколько десятков подстанций ... схемы подстанции 2.2 Разработка упрощённой принципиальной электрической схемы подстанции 2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 2.4 Расчет токов короткого замыкания 2.5 Выбор ...

2. Ориентировочный выбор компенсирующих устройств

Выбор компенсирующих устройств представляет собой довольно сложную задачу. При выполнении курсовой работы решим её упрощённо.

Компенсирующие устройства (батареи конденсаторов и синхронные компенсаторы) должны обеспечить снижение потребляемой из электрической сети реактивной мощности. При этом предлагается исходить из равенства коэффициентов реактивной мощности на шинах вторичного напряжения подстанции без учёта её потребления линиями и трансформаторами.

Необходимая величина компенсируемой реактивной мощности :

где — максимальная активная мощность нагрузки подстанции, МВт;

  • естественный коэффициент реактивной мощности нагрузки подстанции;

-желаемый коэффициент реактивной мощности нагрузки подстанции (0,329):

При выборе типа и количества компенсирующих устройств необходимо учитывать количество и тип трансформаторов на подстанциях. Так, если на подстанции необходима установка двух трансформаторов, то мощность компенсирующих устройств должна быть разделена на каждый из них и на каждую обмотку низшего напряжения. При этом предпочтение следует отдавать комплектным конденсаторным установкам и только при большой мощности — синхронным компенсаторам.

Весь дальнейший расчёт следует вести с учётом работы компенсирующих устройств реактивной мощности.

Подстанция №1.

Категория 3, устанавливаем 1 трансформатора, 2 секции кВ.

По табл.7.27(1) принимаем Q=2,4 Мвар

Подстанция №2.

Компенсирующих устройств не требуется, 1 категория.

Подстанция №3.

Категория 2, устанавливаем 2 трансформатора, 4 секции кВ.

По табл.7.27(1) принимаем Q=3,6 Мвар

Подстанция №4.

Категории 1, устанавливаем 2 трансформатора, 4 секции кВ.

По табл.7.27(1) принимаем Q=1,2 Мвар

Так как ПС №5 и ПС №6 подключены к ПС №4,то полная мощность ПС №4:

Результаты выбора компенсирующих устройств вносим в таблицу.

Таблица 2.1 — Результаты выбора компенсирующих устройств подстанций.

Номер подстанции

Рм, МВт

Количество и тип компенсирующих устройств

ПС№1

0,539

0,329

9,71

9,6

2Ч4,8 ШКБ

ПС№2

0,329

0,329

10,84

0

ПС№3

0,802

0,329

12,771

14,4

4Ч3,6 ШКБ

ПС№4

17,053

0,646

0,329

5,072

4,8

4Ч1,2 ШКБ

3. Выбор номинального напряжения

Номинальное напряжение — это основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций. Номинальное напряжение сети должно соответствовать характерной для данной энергосистемы системе номинальных напряжений. В энергосистемах СНГ применяются две системы номинальных напряжений: 10(6) -110-330-750 кВ и 10(6) -35-110-220-500 кВ. Номинальное напряжение 150 кВ для вновь проектируемых сетей использовать нежелательно.

Для предварительного выбора номинального напряжения сети учитывают его связь с передаваемой мощностью и длиной. Активные мощности на каждом участке сети можно найти без учёта потерь. В случае расчёта замкнутой сети она принимается за однородную.

Номинальное напряжение участков можно найти:

  • по эмпирической формуле Г.А. Илларионова:

где — длина линии, км;

  • передоваемая мощность, МВт.
  • по экономическим областям номинальных напряжений (2, стр.

187).

Полученные напряжения необходимо уточнить, для чего принимается во внимание:

  • недопустимость применения большого ряда разных напряжений;
  • необходимость использования одного напряжения на всех участках замкнутой части сети;

Обеспечение качества напряжения, как в нормальном, так и в послеаварийном режимах.

Результаты выбора номинального напряжения по каждому варианту целесообразно свести в таблицу.

3.1 Выбор номинального напряжения радиальной схемы

Участок 4-1, категория 3 ПС №1,

Участок 0-4, категория 1 ПС №4, :

Участок 0-2, категория 1 ПС №2, :

Участок 2-3, категория 2 ПС №3, :

Выбираем стандартное номинальное напряжения, (1, стр. 259) в зависимости от протяжённости линии и мощности:

Таблица 3.1-Результат выбора номинального напряжения участков радиальной сети

Участок сети

Номинальное напряжение, кВ по

Выбранное напряжение

формуле Илларионова

экономическим областям

4-1

80,65

110

110

0-4

110

110

0-2

102

110

110

2-3

110

110

3.2 Выбор номинального напряжения замкнутой сети

Выполним проверку, должно получиться равенство:

Равенство выполняется, значит расчёт выполнен правильно.

Мощность на участке :

Мощность на участке :

Теперь находим номинальные напряжения на участках сети:

Участок A-4:

Участок 4-2:

Участок 3-2:

Участок B-3:

Напряжение принимаем по наибольшему значению. Т.к. 150 кВ брать не рекомендуется, то принимаем номинальное напряжение на всём участке замкнутой сети 220 кВ.

Таблица 3.2- Результат выбора номинального напряжения участков замкнутой сети

Участок сети

Номинальное напряжение, кВ по

Выбранное напряжение

формуле Илларионова

экономическим областям

A-4

122,25

220

220

4-2

55,27

110

220

3-2

110

220

B-3

128,4

220

220

4-1

80,65

110

110

4. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающей подстанции

Выбор числа трансформаторов главным образом зависит от требований к надёжности электроснабжения потребителей. На понижающих подстанциях устанавливают, как правило, два трансформатора. Установка более двух трансформаторов принимается на основе технико — экономических обоснований. Это могут быть подстанции, где требуются два средних напряжения, а также подстанции промышленных предприятий с высокой плотностью нагрузки или, если необходимо выделить по режиму работы толчковые нагрузки.

Применение подстанций с одним трансформатором допускается при условии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям вторичного напряжения от соседних подстанций.

Допускается питание электроприёмников и III категории от одного трансформатора при наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более ч. При этом необходимо учитывать габариты трансформатора, время и пути доставки его к месту установки, сложность настройки релейной защиты трансформатора.

На всех подстанциях с высшим напряжением кВ и более должны применяться трансформаторы, оборудованные устройствами РПН.

Основой для выбора мощности трансформаторов являются допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки силовых масляных трансформаторов. В учебном проектировании, в связи с отсутствием графиков нагрузки проектируемых подстанций, выбор мощности трансформаторов произведём упрощённо.

Выбор числа и мощности трансформаторов для радиальной схемы

ПС №1

Мощность однотрансформаторной подстанции определим

максимальной загрузкой трансформатора в нормальном режиме работы:

где — наибольшая мощность подстанции;

В нашем случае , тогда по табл. 5.18(1), принимаем:

ТРДН 25000/110.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Послеаварийный режим для подстанции категории 3 не считается.

ПС №2

Устанавливаем два трансформатора, так как потребитель 1 категории.

Для двухтрансформаторной подстанции, мощность каждого трансформатора выбирается исходя из условия, учитывающего допускаемую не более 5 суток перегрузку 40% на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки. Мощность каждого будет:

По табл.5.18(1) принимаем ТРДН 25000/110.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент в послеаварийном режиме:

ПС №3

Устанавливаем два трансформатора, так как потребитель 2 категории.

Для двухтрансформаторной подстанции, мощность каждого трансформатора выбирается исходя из условия, учитывающего допускаемую не более 5 суток перегрузку 40% на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки.

Мощность каждого будет:

По табл. 5.18(1) принимаем ТРДН25000/110

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент в послеаварийном режиме:

ПС №4

Устанавливаем два трансформатора, так как потребитель 1 категории.

Для двухтрансформаторной подстанции, мощность каждого трансформатора

выбирается исходя из условия, учитывающего допускаемую не более 5 суток

перегрузку 40% на время максимумов нагрузки продолжительностью не

более 6 ч в сутки.

По табл. 5.18(1) принимаем ТДН 16000/110

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент в послеаварийном режиме:

ПС №5

Категория потребления 1, устанавливаем два трансформатора.

По табл. 5.17(1) принимаем ТМ 630/10

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент в послеаварийном режиме:

4.1.6 ПС №6

Категория потребления 1, устанавливаем два трансформатора.

По табл. 5.17(1) принимаем ТМ 630/10

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент в послеаварийном режиме:

Все значения, коэффициентов загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме, меньше 1,4, значит выбор произведён правильно.

Таблица 4.1- Результаты выбора трансформаторов: радиальная схема

МВА

Категория потребителей

Число трансформаторов

МВА

Марка трансформатора

ПС1

3

1

ТРДН 25000/110

ПС2

1

2

ТРДН 25000/110

ПС3

2

2

ТРДН 25000/110

ПС4

1

2

ТДН 16000/110

ПС5

1

2

0,63

ТМ 630/10

ПС6

1

2

0,63

ТМ 630/10

Выбор числа и мощности трансформаторов для кольцевой схемы:

Производим как и для радиальной схемы.

На подстанции №4 необходимо установить два автотрансформатора

220/110 кВ. Полная мощность подстанции №4 это сумма мощностей ПС№1 ПС№5 ПС№6 и собственная мощность.

Тогда, [1 таб. 5-18], принимаем: АТДЦТН 63000/220/110.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:

В автотрансформаторе мощность обмотки НН состовляет от , следовательно, мощность обмотки СН состовляет от . Полагаем, что мощность обмотки СН и НН состовляют по от . Производим проверку послеаварийного режима для обмотки СН и НН:

Таблица 4.2 — Результаты выбора трансформаторов: кольцевая схема

МВА

Категория потребителей

Число трансфор-маторов

МВА

Марка трансформатора

ПС1

3

1

ТРДН 25000/110

ПС2

1

2

ТРДН 25000/220

ПС3

2

2

ТРДН 25000/220

ПС4

ВН

СН

НН

1

2

АТДЦТН 63000/220/110

0,3

0,285

0,6

0,57

ПС5

1

2

0,63

ТМ 630/10

ПС6

1

2

0,63

ТМ 630/10

5. Структурная схема. Определение капитальных вложений

Рисунок5.1- Структурная радиальная схема.

Рисунок5.2- Структурная замкнутая схема.

6. Выбор конструктивного исполнения сети и сечение проводников

По конструкции электрические сети делят на воздушные и кабельные. Для передачи электроэнергии на относительно большие расстояния практически используют только воздушные линии. Передача электроэнергии на расстояние от сотен метров до километров может осуществляться как по воздушным, так и по кабельным линиям.

Кабельные линии по сравнению с воздушными имеют ряд преимуществ. В основном они не подвергаются атмосферным воздействиям и поэтому более надёжны в эксплуатации. На ограниченной территории может быть проложено несколько кабельных линий, так как они весьма компактны. Вместе с тем, кабельные линии значительно дороже воздушных. Они более сложны в эксплуатации, в них труднее найти и устранить повреждение.

Кабельные линии широко применяются для передачи и распределения электроэнергии на территории городов, промышленных предприятий. При этом используются разные кабели и различные способы их прокладки.

Сечения проводов воздушных линий и жил кабелей должны выбираться, прежде всего, по экономическим условиям, которым отвечают методы экономической плотности тока и экономических токовых интервалов.

Сечение проводника по условию экономической плотности тока определяется выражением:

где — расчётный ток в режиме наибольших нагрузок при нормальном

режиме работы сети, А;

  • нормированная плотность тока, :

6.1 Радиальная схема

Участок 4-1:

Нагруженность участка , нормировочная плотность по табл.3.12(1)

По табл.3.5(1) принимаем ближайшее стандартное значение сечения провода: . Сечение не выходит за пределы табл. 3.1(1).

Участок 0-4:

Нагруженность участка:

, нормировочная плотность по табл.3.12(1)

По табл.3.5(1) принимаем ближайшее стандартное значение сечения провода: .Сечение не выходит за пределы табл. 3.1(1).

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

По табл. 3.15(1) для провода =390 А; , т.е. условие выполняется.

Участок 2-3:

Нагруженность участка , нормировочная плотность по табл.3.12(1)

По табл.3.5(1) принимаем ближайшее стандартное значение сечения провода: . Сечение не выходит за пределы табл. 3.1(1).

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

По табл. 3.15(1) для провода =330 А; , т.е. условие выполняется.

Участок 0-2:

Нагруженность участка:

, нормировочная плотность по табл.3.12(1) .

По табл.3.5(1) принимаем ближайшее стандартное значение сечения провода: . Сечение не выходит за пределы табл. 3.1(1).

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

По табл. 3.15(1) для провода =510 А; , т.е. условие выполняется.

6.2 Замкнутая схема

Участок 4-1находиться также как для радиальной схемы.

Участок A-4:

Нагруженность участков находим по формуле:

Нормировочная плотность по табл.3.12(1)

По табл.3.15(1) принимаем ближайшее стандартное значение сечения провода: , т.к. линия 220 кВ.

Проверяем по нагреву табл. 3.15(1), пусть отключиться участок В — 3, тогда:

По табл. 3.15(1) для провода =610 А; , т.е. условие выполняется.

Участок В-3:

Нагруженность участков находим по формуле:

Нагруженность участка , нормировочная плотность по табл.3.12(1)

По табл.3.12(1) принимаем ближайшее стандартное значение сечения провода: . Проверяем по нагреву табл. 3.1.5(1), пусть отключиться участок А-4, тогда:

По табл. 3.15(1) для провода =610 А; , т.е. условие выполняется.

Участок 4-2: Нагруженность участка , нормировочная плотность по табл.3.12(1)

По табл.3.15(1) принимаем ближайшее стандартное значение сечения провода: .

Проверяем по нагреву табл. 3.1.5(1), пусть отключиться участок B-3, тогда:

По табл. 3.15(1) для провода =610 А; , т.е. условие выполняется.

Участок 3-2:

Нагруженность участка , нормировочная плотность по табл.3.12(1)

По табл.3.15(1) принимаем ближайшее стандартное значение сечения провода: .

Проверяем по нагреву табл. 3.1.5(1), пусть отключиться участок А-4, тогда:

По табл. 3.15(1) для провода =610 А; , т.е. условие выполняется.

По условиям «короны» при напряжении 220 кВ сечение провода должно быть не менее 240 мм
2

. Поэтому выбираем для кольцевой схемы для всех участков провод марки

6.3 Сечение проводников до кВ

участок 4-5:

Нагруженность участка , нормировочная плотность по табл.3.35(1)

Принимаем ближайшее стандартное значение сечения провода: СИП-35

Участок4-6

Нагруженность участка , нормировочная плотность по табл.3.35(1)

Принимаем ближайшее стандартное значение сечения провода: СИП-35

Таблица 6.1- Результаты выбора сечения проводов ВЛ и КЛ

Участок сети

кВ

Ток

Сечение по условию

А

Марка провода

Нормальный режим

Послеаварийный режим

нагрева

короны

Радиальная схема

4-1

110

0,9

108

120

120

390

АС 120/19

0-4

110

100

200

0,9

111

120

120

390

АС 120/19

2-3

110

148

1,0

330

АС

95/16

0-2

110

164

328

0,9

182

185

185

510

АС 185/29

Кольцевая схема

А-4

220

120

261

0,9

133

150

240

610

АС 240/32

В-3

220

142

261

0,9

157

185

240

610

АС 240/32

4-1

110

0,9

108

120

120

390

АС 120/19

4-2

220

164

0,9

240

610

АС 240/32

2-3

220

187

0,9

240

610

АС 240/32

Кабельные линии

4-5

1,0

175

СИП-35

4-6

1,0

175

СИП-35

7. Технико-экономическое сравнение вариантов30

Задачей технико — экономического сравнения является выбор наилучшего из двух рассматриваемых вариантов. Критерием этого, в соответствии с [1] является минимум приведенных затрат, определяемых выражением:

где — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, принимаемый равным 0,12;

  • капитальные затраты на сооружение электрической сети;
  • годовые эксплуатационные расходы.

Определение капитальных затрат

В капитальные затраты на сооружение сети входят стоимость линий и подстанций , определяемые по укрупнённым показателям стоимости электрических сетей [1].

Стоимость линий определяется их длиной, номинальным напряжением, материалом и типом опор, сечением проводов и районом по гололёду. Стоимость трансформаторов зависит от их типа, мощности и напряжения. Стоимость элементов, составляющих распределительные устройства (РУ), определяется схемой РУ. Для упрощения, стоимость РУ напряжением ниже 110 кВ можно не учитывать.

Для уменьшения объёмов расчётов из сравниваемых вариантов можно исключить стоимость абсолютно одинаковых линий и подстанций.

7.2 Определение годовых эксплуатационных расходов

В состав годовых эксплуатационных расходов входят соответствующие расходы в линиях и подстанциях . Каждую из этих составляющих находят по выражению:

где — издержки на амортизацию;

  • издержки на эксплуатацию;
  • затраты на возмещение потерь электроэнергии.

Издержки на амортизацию определяются по норме отчисления на амортизацию от капитальных затрат:

где — коэффициент амортизации, %, принимаемый по [1, табл. 6,1].

Эксплуатационные издержки определяются по выражению:

где — отчисления на ремонты и обслуживание элементов электрической сети, %, принимаемый по [1, табл. 6,2].

Затраты на возмещение потерь электроэнергии рассчитываются по формуле:

где — расчётные потери электроэнергии в сети, вызванные вводом объекта;

  • тариф на электроэнергию, принимаемый по [1, табл. 6,3].

Результаты расчёта капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов линий и подстанций целесообразно свести в таблицы. Для дальнейших расчётов необходимо оставить вариант с наименьшими приведенными затратами.

Норма амортизационных отчислений равна 2% от капитальных затрат на сооружение для ВЛ на стальных опорах; затраты на эксплуатацию и обслуживание для ВЛ кВ и выше на стальных и железобетонных опорах 0,8%.

Норма амортизационных отчислений равна 4,4% от капитальных затрат на сооружение подстанций; затраты на эксплуатацию и обслуживание подстанций до 150 кВ-5,9%, 220 кВ и выше-4,9%.

Определяем потери электрической энергии в линиях и трансформаторах по формуле:

?

для линий; ? для трансформаторов.

где- мощность;

  • номинальное напряжение;
  • активное сопротивление
  • потери мощности короткого замыкания трансформатора;
  • потери мощности холостого хода трансформатора;
  • время наибольших потерь, определяемое по формуле:

Издержки

Стоимость 1 кВтч потерянной энергии коп./кВтч.

Таблица7.1-Расчет капитальных затрат линий для варианта сети 1.1

Показатель

Участок сети

3-2

0-2

4-1

4-0

Номинальное напряжение

110

110

110

110

Марка провода

АС95/16

АС185/29

АС120/19

АС120/19

Количество линий и длина участка, км

28,5

(двуцепн.)

239,6

33,68

256,48

Стоимость одного км линии, тыс.руб/км

1280

1100

1050

1050

Стоимость одной линии,тыс.руб

36480

87120

35364

118608

Издержки на эксплуатацию и амортизацию, тыс.руб.

7720

Потери эл.энергии в линии, МВт*ч

426

1821

707,5

2210

Затраты на возмещение потерь эл.энергии, тыс.руб.

4937

Годовые эксплуатационные расходы, тыс.руб.

12657

Таблица7.2-Расчет капитальных затрат линий для варианта сети 2.1

Показатель

Участок сети

А-4

В-3

4-1

4-2

2-3

Номинальное напряжение

220

220

110

220

220

Марка провода

АС240/32

АС240/32

АС120/19

АС240/32

АС240/32

Количество линий и длина участка, км

56,48

39,7

33,68

42,75

28,5

Стоимость одного км линии, тыс.руб/км

1200

1200

1050

1200

1200

Стоимость одной линии,тыс.руб

67776

47640

35364

51300

34200

Издержки на эксплуатацию и амортизацию, тыс.руб

6615,84

Потери эл.энергии в линии,МВт*ч

752,8

498,4

707,5

13,95

96,38

Затраты на возмещение потерь эл.энергии, тыс.руб

1996,6

Годовые эксплуатационные расходы, тыс.руб

8612,44

Таблица7.3- Расчет капитальных затрат подстанций для варианта сети 1.1

Показатель

Номер подстанции

1

2

3

4

Стоимость трансформаторов, тыс.руб

22000

44000

44000

36000

Стоимость ячейки с выключателями, тыс.руб

7100

14200

14200

12000

Стоимость компенсирующих уст-в, тыс.руб

1500

4500

1500

Стоимость подстанции, тыс.руб

30600

58200

62700

49500

Издержки на амортизацию и эксплуатацию,тыс.руб

20703

Потери эл.энергии в трансформаторах, МВт*ч

544,71

881,93

694,43

570,28

в том числе: холостого хода, МВт*ч

236,52

473

473

332,88

нагрузочные, МВт*ч

308,19

408,93

221,43

237,4

Затраты на возмещение потерь эл.энергии,тыс.руб

2597,15

Годовые эксплуатационные расходы, тыс.руб

23300,15

Таблица7.4- Расчет капитальных затрат подстанций для варианта сети 2.1

Показатель

Номер подстанции

1

2

3

4

Стоимость трансформаторов, тыс.руб

22000

50000

50000

100000

Стоимость ячейки с выключателями, тыс.руб

7100

19000

19000

32600

Стоимость компенсирующих устр-в, тыс.руб

1500

4500

1500

Стоимость подстанции, тыс.руб

30600

69000

73500

134100

Издержки на амортизацию и эксплуатацию,тыс.руб

28569,6

Потери эл.энергии в трансформаторах, МВт*ч

544,71

1195

968,32

788,4

в том числе: холостого хода, МВт*ч

236,52

700,8

700,8

788,4

нагрузочные, МВт*ч

308,19

494,2

267,52

Затраты на возмещение потерь эл.энергии,тыс.руб

3374

Годовые эксплуатационные расходы, тыс.руб

31943,6

Итог: вариант 1.1-35957,15 тыс.руб; вариант 2.1-40556 тыс.руб. Значит, в данном случае, предпочтительней вариант радиальной сети.

Выполним сравнение радиальной сети 1.1 и смешанной 2.2

Выбор номинального напряжения смешанной сети 2.2:

Выполним проверку, должно получиться равенство:

Равенство выполняется, значит расчёт выполнен правильно.

Мощность на участке :

Теперь находим номинальные напряжения на участках сети как и в предыдущих расчетах и результаты заносим в таблицу.

Таблица7.5- Результат выбора номинального напряжения участков смешанной схемы.

Участок сети

Номинальное напряжение, кВ по

Выбранное напряжение

формуле Илларионова

экономическим областям

A-4

104,47

110

110

4-2

43,54

110

110

4-1

80,65

110

110

B-2

112,73

110

110

0-3

97,5

110

110

Трансформаторы будут такие же как в радиальной сети 1.1

Структурная схема сети 2.2

Рисунок7.1- Структурная смешанная схема.

Выбор сечений проводников производим как в предыдущих расчетах и сводим результаты в таблицу.

Таблица 7.6- Результаты выбора сечения проводов ВЛ

Участок сети

кВ

Ток

Сечение по условию

А

Марка провода

Нормальный режим

Послеаварийный режим

нагрева

короны

Смешанная схема

4-1

110

0,9

108

120

120

390

АС 120/19

А-4

110

166

375

0,9

185

185

185

510

АС 185/29

4-2

110

209

0,9

265

АС

70/11

В-2

110

210

375

0,9

233

240

240

610

АС 240/32

0-3

110

147

294

1,0

147

150

150

450

АС 150/24

Технико-экономические расчеты для смешанной цепи выполняем как в предыдущих расчетах, данные заносим в таблицу и сравниваем с радиальной схемой.

Таблица 7.7- Результаты выбора сечения проводов ВЛ

Показатель

Участок сети

А-4

В-2

4-1

4-2

0-3

Номинальное напряжение

110

110

110

110

110

Марка провода

АС185/29

АС240/32

АС120/19

АС70/11

АС150/24

Количество линий и длина участка, км

56,48

39,6

33,68

42,75

39,7(двуц)

Стоимость одного км линии, тыс.руб/км

1100

1200

1050

1050

1280

Стоимость одной линии,тыс.руб

62128

47520

35364

44887,5

76224

Издержки на эксплуатацию и амортизацию, тыс.руб

7451,45

Потери эл.энергии в линии,МВт*ч

2138

1280

707,5

108,96

397,42

Затраты на возмещение потерь эл.энергии, тыс.руб

4469,76

Годовые эксплуатационные расходы, тыс.руб

11921,21

Итог: вариант 1.1-35957,15 тыс.руб; вариант 2.2-35221,36 тыс.руб.

Значит, в данном случае, предпочтительней вариант смешанной сети 2.2.

8.Электрический расчёт характерных режимов сети40

Мощность в режиме наибольших нагрузок:

ПС №1

Для трансформатора ТРДН 25000/110 (1,табл. 5.18):

Потери мощности холостого хода:

Мощность нагрузки в узле №1:

Мощность нагрузки трансформатора в конце:

Потери мощности в обмотках трансформатора ПС №1:

Мощность нагрузки трансформатора в начале:

Зарядная мощность линии 4-1:

Удельная ёмкость проводимости, для линий: АС 120/19 (1, табл. 3.8)

Расчётная нагрузка узла №1:

ПС №2

Для ПС №2, №3, №4 расчет выполняется аналогично.

Все расчеты выполнены с помощью программы Маткад 15.

Расчёт по низкой стороне для ПС №5 и №6 также выполнен в программе Маткад аналогично. Для этих подстанций зарядная мощность линий не учитывается.

В результате схема замещения примет вид:

Т.к. кольцевая сеть не является однородной, то находим потоки мощностей на всех участках линии с помощью программы Маткад 15. Полученные данные сводим в таблицы.

где — комплексно сопряжённое сопротивление соответствующего участка.

Тогда мощность отдаваемая источниками А и В будет:

Найдём поток мощностей на участке 4-2:

Выполним проверку:

Разделим сеть с двухсторонним питанием на две разомкнутые сети:

Проведем все расчеты в программе Маткад и данные занесём в таблицы:

Таблица8.1-Определение расчётных нагрузок подстанций

Определяемый параметр

Номер подстанции

1

2

3

4

Мощность нагрузки, МВА

18+j4,91

33+j10,84

27+j7,26

17,053+j6,213

Потери мощности в трансформаторах, МВА

0,073+j1,608

0,127+j2,787

0,083+j1,83

0,06+j1,18

Зарядная мощность линий примыкающих к подстанции, Мвар

0,54

1,33

1,3

2,14

Расчётная нагрузка подстанции, МВА

18,1+j6,152

33,18+j12,64

27,137+j8,84

17,15+j5,48

От подстанции 4 мощность передается также на подстанцию ПС №1 с учетом потерь в линии 4-1, расчетная мощность узла 4 будет: 35,5+ j12,1 МВА.

Расчёт распределения мощностей и напряжений.

Таблица8.2-Расчёт распределение мощностей и напряжений

Определяемый параметр

Участок сети

А-4

4-1

2-4

0-3

В-2

Сопротивление участка, Ом

8,98+j23,32

8,22+j14,38

18,04+j18,98

4,05+j8,33

4,67+j16,04

Мощность в конце участка, МВА

30,33+j10,73

18,1+j6,15

5,18+j1,367

27,14+j8,84

38,4+j14,057

Потери мощности на участке, МВА

0,77+j1,99

0,25+j0,43

0,04+j0,045

0,273+j0,56

0,646+j2,217

Мощность в начале участка, МВА

31,1+j12,72

18,35+j6,58

5,22+j1,412

27,41+j9,4

39,05+j16,27

Напряжение в начале участка, кВ

121

116,35

117,424

121

121

Падение напряжения на участке, кВ

4,76+j5,05

2,11+j1,8

1,03+j0,63

1,565+j1,57

3,66+j4,55

Напряжение в конце участка, кВ

116,35

114,254

116,397

119,445

117,424

Мощность в режиме наименьших нагрузок:

Расчёт режима наименьших нагрузок производится аналогично режиму максимальных нагрузок за исключением использование коэффициента 0,67, который учитывает долю всех нагрузок в минимальном режиме по отношению к максимальному, и напряжением источника питания которое составляет:

Все данные расчёта занесём в таблицы:

Таблица8.3-Определение расчётных нагрузок подстанций

Определяемый параметр

Номер подстанции

1

2

3

4

Мощность нагрузки, МВА

12,06+j3,29

22,1+j7,26

18,1+j5,33

11,42+j4,16

Потери мощности в трансформаторах, МВА

0,033+j0,72

0,057+j1,25

0,037+j0,82

0,027+j0,53

Зарядная мощность линий примыкающих к подстанции, Мвар

0,54

1,33

1,3

2,14

Расчётная нагрузка подстанции, МВА

12,12+j3,64

22,22+j7,53

18,19+j5,2

11,48+j2,77

От подстанции 4 мощность передается также на подстанцию ПС №1 с учетом потерь в линии 4-1, расчетная мощность узла 4 будет:

23,713+ j6,61МВА

Таблица8.4-Расчёт распределение мощностей и напряжений

Определяемый параметр

Участок сети

A-4

4-1

2-4

0-3

B-2

Сопротивление участка, Ом

8,98+j23,32

8,22+j14,38

18,04+j18,98

4,05+j8,33

4,67+j16,04

Мощность в конце участка, МВА

20,24+j6,02

12,12+j3,64

3,47+j0,58

18,19+j5,2

25,7+j8,14

Потери мощности на участке, МВА

0,33+j0,86

0,11+j0,19

0,018+j0,02

0,12+j0,247

0,28+j0,96

Мощность в начале участка, МВА

20,57+j6,88

12,23+j3,83

3,486+j0,6

18,31+j5,45

25,98+j9,1

Напряжение в начале участка, кВ

115,5

112,57

113,232

115,5

115,5

Падение напряжения на участке, кВ

2,99+j3,62

1,38+j1,28

0,656+j0,49

1,035+j1,13

2,315+j3,24

Напряжение в конце участка, кВ

112,57

111,2

112,57

114,47

113,232

Мощность в послеаварийном режиме:

В послеаварийном режиме участок сети В-2 отключён и обрыв одной цепи на участке 0-3 двуцепной линии.

Таблица8.5-Расчёт распределение мощностей и напряжений в послеаварийном режиме

Определяемый параметр

Участок сети

А-4

4-1

2-4

0-3

B-2

Сопротивление участка, Ом

8,98+j23,32

8,22+j14,38

18,04+j18,98

8,1+j16,67

0

Мощность в конце участка, МВА

70,56+j26,72

18,1+j6,15

33,18+j12,64

27,13+j8,84

0

Потери мощности на участке, МВА

4,22+j10,97

0,25+j0,43

1,88+j1,98

0,545+j1,22

0

Мощность в начале участка, МВА

74,78+j37,7

18,35+j6,58

35,06+j14,62

27,68+j9,96

0

Напряжение в начале участка, кВ

121

108,806

108,806

121

0

Падение напряжения на участке, кВ

12,81+ j11,61

2,26+j1,925

8,364+j3,69

3,226+j3,15

0

Напряжение в конце участка, кВ

108,806

106,563

100,51

117,816

0

9.Выбор ответвлений трансформаторов и других средств обеспечения качества напряжения

Рассмотрим ПС №1:

Пусть желаемое напряжение, в наибольшем режиме, на шинах НН ПС №1 будет:

Напряжение ответвления трансформатора:

Стандартное напряжение ответвления:

где — шаг регулирования;

  • ступень регулирования:

Для трансформатора ТРДН 25000/110: регулирование напряжения

Действительное напряжение:

В соответствии с ПУЭ в режиме наибольших нагрузок на шинах НН ПС напряжение должно быть не менее .

  • условие выполняется.

Подберём аналогичным образом ответвления для других подстанций в наибольшем наименьшем и послеаварийном режимах. Результаты занесём в таблицу. Для трансформатора ТМ 630/10: ПБВ в нейтрали ВН ступени.

Таблица 9.1 — Результаты выбора ответвлений трансформаторов с РПН

Определяемый показатель

Номер подстанции

1

2

3

4

Напряжение на стороне ВН, кВ

НБ

114,254

117,52

119,445

116,35

НМ

111,2

113,232

114,47

112,57

ПА

106,935

100,51

117,816

108,806

Потеря напряжения в трансформаторе, кВ

НБ

3,621

3,602

2,579

3,077

НМ

2,293

2,35

1,703

2,03

ПА

3,869

4,208

2,614

3,29

Напряжение на стороне НН, приведённое к обмотке ВН, кВ

НБ

110,662

113,822

116,866

113,273

НМ

108,907

110,882

112,767

110,541

ПА

102,709

96,302

115,202

105,516

Требуемое напряжение на стороне НН, кВ

НБ

10,5

10,5

10,5

10,5

НМ

ПА

10,5

10,5

10,5

10,5

Расчётное напряжение регулировочного ответвления, кВ

НБ

110,662

113,822

116,866

113,273

НМ

114,352

116,426

118,405

116,068

ПА

102,709

96,302

115,202

105,516

Выбранное ответвление

НБ

-3Ч1,78

-1Ч1,78

0Ч1,78

-1Ч1,78

НМ

0Ч1,78

1Ч1,78

2Ч1,78

1Ч1,78

ПА

-6Ч1,78

-9Ч1,78

0Ч1,78

-5Ч1,78

Действительное напряжение на стороне НН, кВ

НБ

10,67

10,58

10,67

10,53

НМ

9,944

9,947

9,942

9,916

ПА

10,496

10,47

10,518

10,575

Таблица 9.2 — Результаты выбора ответвлений трансформаторов с ПБВ

Определяемый показатель

Номер подстанции

5

6

Напряжение на стороне ВН, кВ

НБ

10,53

10,53

НМ

9,916

9,916

ПА

10,575

10,575

Потеря напряжения в трансформаторе, кВ

НБ

0,685

0,472

НМ

0,444

0,345

ПА

0,683

0,47

Напряжение на стороне НН, приведённое к обмотке ВН, кВ

НБ

9,845

10,058

НМ

9,472

9,571

ПА

9,892

10,105

Требуемое напряжение на стороне НН, кВ

НБ

0,42

0,42

НМ

0,4

0,4

ПА

0,42

0,42

Расчётное напряжение регулировочного ответвления, кВ

НБ

9,376

9,579

НМ

9,971

10,075

ПА

9,421

9,624

Выбранное ответвление

НБ

-1Ч1,78

0Ч1,78

НМ

-1Ч1,78

0Ч1,78

ПА

-1Ч1,78

0Ч1,78

Действительное напряжение на стороне СН, НН, кВ

НБ

0,400

0,407

НМ

0,379

0,387

ПА

0,401

0,407

Все расчеты выполнены с помощью программы Маткад 15.

10.Технико-экономические показатели спроектированной сети

Таблица10.1-Технико- экономические показатели сети

Параметр

Значение

Номинальное напряжение сети, кВ

110/10

Длина линий, км

110 кВ

кВ

232,06

Мощность компенсирующих устройств, Мвар

Общая активная мощность потребителей, МВт

95,053

Установленная мощность трансформаторов подстанций, МВ•А

159,52

Капитальные вложения в сеть, тыс. руб.

467123,5

Годовые эксплуатационные расхода по сети, тыс. руб.

13988

Приведённые затраты электрической сети, тыс. руб.

70042,82

Потери мощности в линиях и трансформаторах сети, МВт

2,495

Потери электроэнергии в линиях и трансформаторах сети, МВт•ч

7323,23

Годовая потребляемая всеми потребителями электроэнергия, МВт•ч

353149,17

Удельные капитальные вложения, тыс. руб./МВт•км

21,17

Себестоимость передачи электроэнергии, руб./МВт•ч

0,039

Стоимость передачи электроэнергии, руб./МВт•ч

0,2

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Карпетян, И.Г. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст] / И.Г. Карпетян, Д.Л. Файбисович, И.М. Шапиро, под редакцией Д.Л. Файбисовича. — 3-е изд. перераб. и доп. — М.: ЭНАС, 2009. — 392с.

2. Авторы Электротехнический справочник В 4 т. Т. 2 Электротехнические изделия и устройства [Текст]/ Под общ.ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. И.Н. Орлов) — 9-е изд., стер. — М.: Издательство МЭИ, 2003. — 518 с.

3. Правила устройства электроустановок: все действующие разделы шестого и седьмого изданий [Текст]

4. Лычёв П.В. Федин В.Т. ” Электрические системы и сети ”.решение практических задач.

5. Идельчик, В.И. Электрические системы и сети [Текст]: учебник для вузов / В.И. Идельчик — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 592 с.

6. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций : Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]: Учеб.пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.