Схемы электрических соединений подстанций. Расчет баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей. Уточнение баланса мощности. Себестоимость передачи электроэнергии. Расчет электрических режимов.
При низкой оригинальности работы "Проектирование сети для электроснабжения группы потребителей", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
Задачей проектирования энергосистем является разработка с учетом новейших достижений науки и техники и технико-экономического обоснования режима, определяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления при которых обеспечивается оптимальная надежность снабжения потребителя электрической и тепловой энергии в необходимых размерах требуемого качества с наименьшими затратами. Определяем расчетную токовую нагрузку линии: , А, где: - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 - 220 КВ принимается равным 1,05; Определяем активное и индуктивное сопротивления участка 1-РПП: , Определяем потери напряжения на участках, по формуле: Определим потерю напряжения на участке 1-РПП: , КВ или . Поток мощности на участке 3 - 6 определяем по первому закону Кирхгофа: МВ·А Потоки на остальных участках определяем аналогично. Выбор сечений проводов проводим методом экономических интервалов аналогично расчету радиально - магистральной сети, при условии что сеть выполнена в одноцепном исполнении Результаты расчетов представлены в таблице 6.В качестве исходных данных были заданы электрические нагрузки потребителей, представленные в виде активной мощности в часы максимума и коэффициента мощности, а также категория потребителей по требуемой надежности электроснабжения. В ходе проектирования были составлены варианты сети и рассчитаны потокораспределения в них; определены экономически целесообразные напряжения и сечений проводов для линий с учетом технических ограничений; произведено технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них наиболее оптимального; расчет основных режимов проектируемой сети; компенсация реактивной мощности; обеспечение необходимого качества электроэнергии, поставляемой потребителям.
Введение
Задачей проектирования энергосистем является разработка с учетом новейших достижений науки и техники и технико-экономического обоснования режима, определяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления при которых обеспечивается оптимальная надежность снабжения потребителя электрической и тепловой энергии в необходимых размерах требуемого качества с наименьшими затратами.
Проектирование развития энергосистем и электрических сетей осуществляется в иерархической последовательности и включает в себя выполнение комплекса проектных работ.
Схема развития распределительных сетей 110 КВ и выше разрабатывается для сетей энергосистемы в целом или по отдельным сетевым районам, а также для промышленных узлов крупных городов, сельской местности.
Схема развития распределительных сетей 110 КВ и выше выполняется на основе решений принятых по схемам развития ОЭС и РЭС.
Проект развития электрических сетей может выполняться в качестве самостоятельной работы или как составная часть схемы развития энергосистемы.
В данном курсовом проекте разработан отдельно проект электрической сети для электроснабжения промышленного района.
1. Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств
Распределение реактивной мощности компенсирующих устройств (КУ) по потребителям
Определим мощность КУ для 1-го потребителя: Мвар.
Аналогично находим мощности КУ на подстанциях остальных потребителей.
Определим число КУ на подстанциях: , шт.;
Найдем число КУ для 1-й подстанции: . Аналогично для других подстанций.
Уточняем мощность КУ: .
Найдем уточненное значение мощности КУ для первой подстанции: Мвар
Аналогично производим расчеты для остальных подстанции. не удовлетворяет условию Мвар, уменьшаем мощность на 0,4 Мвар, Будем считать что баланс сошелся
Реактивная мощность с учетом установки КУ составит:
Мвар
Аналогично рассчитаем для других подстанции. Все расчеты по балансу мощности сведем в таблицу 2.
2. Составление и выбор вариантов конфигурации сети
Географическое расположение источника и потребителей представлено на рисунке 2.4. Там же указаны расстояния между пунктами (в километрах). Предполагается, что во всех пунктах имеются потребители 1, 2 и 3 категории по надежности, кроме пунктов 3 и 5 (потребители только 3 категории).
Рисунок 1 - Взаимное расположение потребителей и источников питания
Составление вариантов начнем с наиболее простых схем. Вариант 1 (рисунок 2) представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам.
Определяем общую длину линий: L?=53 33 40 33 25 58 78 = 320 км.
L?ЭКВ=1,5·(40 33 25 58 78) 53 33 = 437 км.
Здесь принято, что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной. трансформатор подстанция потребитель электроэнергия
Вариант 2 (рисунок 3) представляет собой радиально-магистральную сеть.
Определяем общую длину линий: L?= 53 33 40 33 25 45 78 =307 км.
L?ЭКВ=1,5·(33 40 33 25 45 78) 53 = 434 км.
Рисунок 3 - Радиально-магистральная сеть (вариант 2)
Теперь рассмотрим кольцевую сеть, вариант 3 (рисунок 4). Общая длина ЛЭП (в одноцепном исчислении) при этом минимальна.
L?=53 33 44 33 25 58 78 83 = 403 км.
Существенный недостаток этого варианта - большая протяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возникающем после отключения одного из головных участков, общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой.
Рисунок 4 - Кольцевая сеть (вариант 3)
Далее рассмотрим комбинированные варианты, где часть сети имеет радиально-магистральную конфигурацию, а часть кольцевую. Вариант 4 (рисунок 5), в нем потребители 2,6,3 объединены в кольцевые сети, что позволяет уменьшить суммарную длину линий.
Длина линии в этом варианте равна: L?=53 33 44 33 25 58 68 78= 318 км.
L?=1,5·(78) 53 33 44 33 25 58 68= 427 км.
Рисунок 5 - Комбинированная сеть (вариант 4)
Вариант 5 (рисунок 6), в нем потребители 1,3,4,5,6 объединены в кольцевую сеть.
Длина линии сотавит: L?=53 33 44 33 25 45 65 78 = 367 км.
L?ЭКВ=1,5·(78 25) 53 33 44 33 45 65 = 419 км.
Рисунок 6 - Комбинированная сеть (вариант 5)
Схемы электрических соединений подстанций.
Блочная схема (рис. 7,а) - два блока связанные между собой неавтоматической (ремонтной) перемычкой, для тупиковых подстанций.
Мостик с выключателем в перемычке и цепях линии (или трансформаторов), для проходных подстанций (рис. 7,б).
Схема с одной секционированной системой сборных шин и обходной системой шин, с обходным выключателем, для ответвительных и проходных подстанций (рис. 7,в).
а) б) в)
Рисунок 7 - Типовые схемы соединений подстанций
3. Предварительный приближенный расчет трех отобранных вариантов
Выбрали три варианта: 2, 3 и 5.
2 - радиально-магистральная сеть;
3 - кольцевая сеть.
5 - комбинированная сеть;
3.1 Радиально - магистральная сеть
Расчетная схема этого варианта сети представлена на рисунке 8.
Рисунок 8 - Расчетная схема варианта1
Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 4 - 5 равен мощности потребителя 1, то есть: МВ·А, аналогично для других участков.
Поток мощности на участке ТЭЦ - 5 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 4: МВ·А.
Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично, мощность ТЭЦ берем со знаком минус. Результаты помещаем в табл.3, а также наносим на расчетную схему.
Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на самом загруженном участке РПП - 6: , КВ, где: L - длина участка, км;
P - передаваемая активная мощность, МВТ.
, принимаем ближайшее стандартное значение
110 КВ. Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 3.
На всех участках линий предусматривается одно номинальное напряжение 110 КВ.
Таблица 3 - Выбор напряжений
Участок L, км P, МВТ Q, Мвар S, М·ВА U`, КВ Uном, КВ
1-РПП 78 16 4 16,492 78,408 110
РПП-6 45 66,8 16,886 68,901 107,875 110
6-3 25 25,2 7,272 28,228 67,665 110
6-2 33 36,5 8,173 37,404 81,074 110
2-ТЭЦ 40 12 1,013 12,043 48,271 110
ТЭЦ-5 33 40 11,177 41,532 84,47 110
5-4 53 23,3 5,145 23,861 92,557 110
Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом в качестве основного метода используем метод экономических интервалов (для всех вариантов).
Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле: , А, где: Si - полная мощность передаваемая по участку, МВ·А;
n - количество цепей.
Ток на участке РПП - 6: А Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 4.
Определяем расчетную токовую нагрузку линии: , А, где: - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 - 220 КВ принимается равным 1,05;
- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в максимум энергосистемы, для Тнб =5300: .
Расчетная токовая нагрузка участка РПП - 2: А.
Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 4.
По справочным материалам в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, типа опор, количества цепей и района по гололеду определяем сечение провода воздушной линии.
Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду, и будут использоваться двухцепные ВЛ на железобетонных опорах.
Выбранные по экономическим критериям сечения линии электропередачи проверяются по нагреву токами послеаварийных режимов работы сети. Для двух параллельно работающих линий электропередачи наиболее тяжелым будет отключение одной линии, для замкнутых схем - головных участков. Токи, рассчитанные для послеаварийных режимов Іпав сравнивают с допустимыми токами Ідоп для данного сечения. Выбранное сечение выдерживает длительный нагрев, если выполняется условие: Іпав ? kt · Ідоп.т, где: Ідоп.т - табличное значение допустимого тока (табл. 4);
kt=1,0 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды.
Результаты по расчетам сведем в таблицу 4.
Таблица 4 - Расчет токов и выбор сечения проводов
Участок Imax, А Ip, A Іпав ,A сеч, мм2 Ідоп.т, A марка провода
1-РПП 43,28 45,444 47,608 120 390 АС-120/19
РПП-6 180,818 189,859 361,64 120 390 АС-120/19
6-3 68,831 72,272 131,661 120 390 АС-120/19
6-2 96,18 103,068 196,32 120 390 АС-120/19
2-ТЭЦ 31,605 33,185 63,209 120 390 АС-120/19
ТЭЦ-5 108,993 114,441 217,986 120 390 АС-120/19
5-4 125,238 131,5 137,762 150 450 АС-150/24
Все провода выдержат нагрев токами послеаварийных режимов сети.
Определяем активные и индуктивные сопротивления участков сети. Погонные активные и индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам и для удобства заносим их в таблицу 5.
,Ом, , Ом, где: r0 - погонное активное сопротивление, Ом/км;
x0 - погонное индуктивное сопротивление, Ом/км.
Определяем активное и индуктивное сопротивления участка 1-РПП: , Определяем потери напряжения на участках, по формуле:
Определим потерю напряжения на участке 1-РПП: , КВ или .
Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режима работы сети.
Определяем потери активной мощности на участках, по формуле: , МВТ
Определим потери активной мощности на участке РПП - 2: .
Аналогичные расчеты проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 5.
Таблица 5 - Некоторые параметры линий
Участок L, км r0, Ом/км R, Ом x0, Ом/км X, Ом ?U, КВ ?U, % ?P, МВТ
Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности: МВТ.
Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей: ;
%.
Полученные потери напряжения меньше допустимых (15%).
Делаем проверку с учетом аварийного режима, для участка на котором в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения, при этом потеря напряжения возрастет в два раза.
%.
Потери напряжения при аварийном режиме меньше допустимых (20%).
3.2 Кольцевая сеть
Расчетная схема варианта 3 представлена на рисунке 9. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Рисунок 9 - Расчетная схема варианта 3
Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка по формуле: , МВТ, , Мвар;
где: Li-B - длинна участка, км;
LA-B - длина всей сети, км.
Определим потокораспределение на участке РПП - ТЭЦ: МВТ
Поток мощности на участке 3 - 6 определяем по первому закону Кирхгофа: МВ·А Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 6, а также наносим на расчетную схему.
Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на самом загруженном и протяженном участке РПП - 3: КВ
Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 КВ.
Выбор сечений проводов проводим методом экономических интервалов аналогично расчету радиально - магистральной сети, при условии что сеть выполнена в одноцепном исполнении Результаты расчетов представлены в таблице 6.
Расчет активных и индуктивные сопротивлений, потерь напряжения и активной мощности аналогичен радиально - магистральной сети ( n = 1). Результаты сведены в таблицу 7.
Таблица 6 - Расчет токов и выбор сечений
Участок L, км P, МВТ Q, Мвар S, МВА Imax, А Ip, A Іпав , A Ідоп.т, А сечение, мм2
Участок L, км r0, Ом/км R, Ом x0, Ом/км X, Ом ?U, % ?P, МВТ
РПП-3 58 0,118 6,844 0,435 25,23 3,182 0,644
3-6 25 0,118 2,95 0,435 10,875 0,731 0,073
6-2 33 0,118 3,893 0,435 14,355 0,786 0,062
2-ТЭЦ 40 0,118 4,72 0,435 17,4 0,088 0,006
ТЭЦ-5 33 0,118 3,893 0,435 14,355 0,454 0,041
5-4 53 0,118 6,254 0,435 23,055 0,307 0,006
4-1 83 0,118 9,794 0,435 36,105 1,933 0,164
1-РПП 78 0,118 9,204 0,435 33,93 2,962 0,443
Общие потери мощности составляют: МВТ.
Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка РПП - 3. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рисунке 10. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице 6.
Рисунок 10 - Расчетная схема послеаварийного режима варианта 3
Проверяем выбранные сечения токами послеаварийных режимов. Определяем токи на каждом участке сети по формуле: , А.
А Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 6.
Определяем потери напряжения в послеаварийном режиме, аналогично нормальному режиму. Результаты заносим в таблицу 8.
Потери напряжения в послеаварийном режиме меньше допустимых (20%).
3.2 Комбинированная сеть
Расчетная схема варианта 4 представлена на рисунке 11.
Рисунок 11 - Расчетная схема варианта 5
Этот вариант сети представляет собой комбинированную сеть, одна часть которой является кольцевой, а другая - радиально-магистральной.
Рассчитываем потокораспределение на головных участках: МВТ, Мвар
Проверка баланса
, 28,486 38,414=94,8-28
;
30,209 38,677=79,05-10,146
Будем считать, что баланс практически сошелся.
Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку 6-РПП: КВ.
Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 КВ.
Выбор номинального напряжения, выбор сечений проводов, расчет параметров линий и некоторых параметров режима произведен аналогично ранее рассмотренным вариантам.
Результаты расчета представлены в таблицах 9 и 10.
Таблица 9 - Расчет токов и выбор сечений
Участок L, км P, МВТ Q, Мвар S, МВА Imax, А Ip, A Іпав , A сечение, мм2
Расчет показывает, что все выбранные провода выдержат нагрев токами послеаварийных режимов сети.
Таблица 10 - Некоторые параметры линий
Участок L, км r0, Ом/км R, Ом x0, Ом/км X, Ом ?U, % ?P, МВТ
РПП-5 60 0,118 7,080 0,435 26,100 1,665 0,134
5-4 53 0,118 6,254 0,435 23,055 1,022 0,100
5-ТЭЦ 33 0,118 3,894 0,435 14,355 0,121 0,011
ТЭЦ-2 40 0,118 4,720 0,435 17,400 0,491 0,035
2-6 33 0,118 3,894 0,435 14,355 0,431 0,017
6-3 25 0,118 1,475 0,435 5,438 0,320 0,034
6-РПП 45 0,118 5,310 0,435 19,575 1,986 0,326
РПП-1 78 0,118 4,602 0,435 16,965 0,573 0,038
Общие потери мощности составляют: МВТ.
Наиболее тяжелый послеаварийный режим в кольцевой части сети возникает после отказа участка 6-РПП. Кольцевая линия в послеаварийном режиме превращается в магистральную линию. Ее расчетная схема приведена на рисунке 12
Рисунок 12 - Расчетная схема послеаварийного режима варианта 5
Результаты расчета потокораспределения нанесем на схему.
Проверяем выбранные провода токами послеаварийных режимов. Определяем токи на каждом участке сети аналогично п. 3.2, результаты заносим в таблицу 9.
Определяем потери напряжения в послеаварийном режиме, результаты заносим в таблицу 11.
Таблица 11 - Потери напряжения
Участок РПП-5 5-4 5-ТЭЦ ТЭЦ-2 2-6 6-3 ?
?U, % 4,659 1,022 1,334 2,255 1,024 0,320 13,207
Потеря напряжения от источника до наиболее удаленных точек в послеаварийном режиме в кольцевой части сети составляет 13,207 %, что меньше допустимого значения (20 %).
4. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей
Мощность трансформаторов для двухтрансформторных подстанций выбирается, с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме, возникающем при отключении одного из трансформаторов: .
Радиально - магистральная сеть (110 КВ)
ПС1: Среди потребителей имеются потребители I, II, III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию: МВ·А;
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
ПС2: Среди потребителей имеются потребители I, II и III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию: МВ·А;
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
ПС3: Среди потребителей имеются потребители I, II и III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию: МВ·А;
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
ПС4: Среди потребителей имеются потребители только III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию: МВ·А;
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
ПС5: Среди потребителей имеются потребители только III категории.
Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию: МВ·А;
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
ПС6: Среди потребителей имеются потребители I, II, III категории.. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию: МВ·А;
Выбираем два трансформатора ТМН-6300/110.
Кольцевая сеть и комбинированная сеть
Так как эти сети имеют одинаковое напряжение (220 КВ) и все потребители удовлетворяют условию: , МВ·А.
То на всех подстанциях устанавливаем два трансформатора ТРДН-40000/220.
5. Технико - экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего
Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них производится с использованием минимума дисконтированных издержек: , где: К - капиталовложения в строительство сети;
Ир.о. - издержки на ремонт и обслуживание;
И?W - издержки на потери электроэнергии;
i - норматив приведения разновременных затрат, i=0,12.
Капитальные затраты определяются по формуле: , где: КЛЭП - капиталовложения в линии электропередачи;
КТ - капиталовложения в трансформаторы;
КОРУ - капиталовложения в открытые распределительные устройства;
КПЧЗ - капиталовложения в постоянную часть затрат.
, где: Куд - удельная стоимость ЛЭП;
L - длина линии;
n - количество цепей;
h=60,22 - индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2011 г.
, где: Куд - стоимость трансформатора;
NT - количество трансформаторов;
h=60,22 - индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2011 г.
, где: Кяч - стоимость ячейки;
nяч - количество ячеек;
h=60,22 - индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2011 г.
Издержки на ремонт и обслуживание определяются по формуле: , где: - издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи;
- издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов;
- издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств.
Издержки на потери электроэнергии определяются по формуле:
где: - издержки на потери в линии, - время максимальных потерь, с=2 руб/КВТ ч;
- издержки на потери в трансформаторах, - потери на холостой ход в трансформаторе, - потери в обмотках.
5.1 Радиально-магистральная сеть
Рисунок 13 - Однолинейная схема радиально - магистральной сети
Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка 5 - 4. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и материала опоры. тыс. руб.
Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в таблицу 12.
Таблица 12
Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети
Участок L, км Uном, КВ марка провода n Куд, тыс. руб./км КЛЭП, тыс. руб.
1-рпп 78 110 ас 120/19 2 64,0 300618 рпп-6 45 110 ас 120/19 2 64,0 173434
6-3 25 110 ас 120/19 2 64,0 96352
6-2 33 110 ас 120/19 2 64,0 127185
2-тэц 40 110 ас 120/19 2 64,0 154163 тэц-5 33 110 ас 120/19 2 64,0 127185
5-4 53 110 ас 150/24 1 42,0 134050
Итого 1112986
Рассчитываем капиталовложения в трансформаторы подстанции 1. Стоимость одного трансформатора выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны два трансформатора марки ТРДН - 25000/110 (стоимость одного такого трансформатора на 1991 г. составляла 222 тыс. руб.), тогда капиталовложения в трансформаторы подстанции 1 с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. определятся: тыс. руб.
Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети, результаты расчета заносим в таблицу 13.
Таблица 13 - Капитальные вложения в трансформаторы
П/ст Uном, КВ NT Тип Куд, тыс.руб. КТ, тыс.руб.
1 110 2 ТРДН 25000/110 222 26738
2 110 2 ТРДН 25000/110 222 26738
3 110 2 ТРДН 25000/110 222 26738
4 110 2 ТРДН 25000/110 222 26738
5 110 2 ТРДН 25000/110 222 26738
6 110 2 ТМН 6300/110 136 16380
Итого: 150068
Рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанции 1. тыс. руб.
Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ остальных подстанций, а также РПП и ТЭЦ. Результаты расчета заносим в таблицу 14.
На подстанциях 1,4 и 3 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 КВ для данной мостиковой схемы на 1991 г. составляла 198 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. для подстанций 1,4,3 составят: тыс. руб.
Таблица 14 - Капитальные вложения в ОРУ
П/ст Uном, КВ nяч Кяч, тыс.руб. КОРУ, тыс.руб.
1 110 1 198 11924
2 110 8 75 36132
3 110 1 198 11924
4 110 1 198 11924
5 110 8 75 36132
6 110 10 75 45165
Рпп 110 4 75 18066
Тэц 110 4 75 18066
Итого: 189332
Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях напряжение 110/10. На подстанциях 1,3 и 4 используется мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения на 1991 г. составляла 360 - 430 тыс. руб. (берем 380). Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ для подстанций 1,3,4 составит: тыс. руб.
На остальных подстанциях используются сборные шины, ПЧЗ для каждой такой подстанции на 1991 составляла 490 - 540 тыс. руб. (берем 510). Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ для каждой подстанций 2, 5, 6 составит: тыс. руб.
Общая постоянная часть затрат составит: тыс. руб.
Найдем общие капитальные затраты: , тыс. руб.
Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи: тыс. руб.
Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов: тыс. руб.
Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств: тыс. руб.
Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:
тыс. руб.
Рассчитаем издержки на потери электроэнергии в линии. Для этого найдем время максимальных потерь: ч.
Издержки на потери в линии: тыс. руб.
Рассчитываем издержки на потери в трансформаторах подстанции 1. В соответствии со справочными данными для трансформатора ТРДН-25000/110: КВТ и RT=2,54 Ом.
Рассчитываем потери в обмотках трансформатора: , МВТ.
На подстанции 1 два параллельно работающих трансформатора, следовательно, потери на холостой ход увеличатся в два раза, а потери в обмотках уменьшатся в два раза. Таким образом, издержки на потери в трансформаторах подстанции 1 составят: тыс. руб.
Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах для остальных подстанций. Результаты расчета сводим в таблицу 15.
Таблица 15 - Издержки на потерях в трансформаторах
П/ст Uном, КВ тип тр-ра ?Рхх, МВТ RT, Ом Sнагр, А ?Робм, МВТ И?WT, тыс. руб.
Общие издержки на потери электроэнергии: тыс. руб.
Дисконтированные издержки для радиально-магистральной сети составят:
5.2 Кольцевая сеть
Рисунок 14 - Однолинейная схема кольцевой сети
Расчет дисконтированных издержек кольцевой сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.
Таблица 16 - Капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети
Участок L, км Uном, КВ марка провода nц Куд, тыс. руб./км КЛЭП, тыс. руб. рпп-3 58 220 ас 240/32 1 38 132725
3-6 25 220 ас 240/32 1 38 57209
6-2 33 220 ас 240/32 1 38 75516
2-тэц 40 220 ас 240/32 1 38 91534 тэц-5 33 220 ас 240/32 1 38 75516
5-4 53 220 ас 240/32 1 38 121283
4-1 83 220 ас 240/32 1 38 189934
1-рпп 78 220 ас 240/32 1 38 178492
Итого 922209
Так как на всех подстанциях кольцевой сети установлены трансформаторы типа ТРДН-40000/220, тогда капиталовложения в трансформаторы каждой подстанции составит: тыс. руб.
Тогда капитальные затраты на трансформаторы составит: тыс. руб.
Рассчитываем капиталовложения в ОРУ кольцевой сети (см. рис. 14). На подстанциях используется мостиковая схема РУ (мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий). Расчеты аналогичны радиально - магистральной сети, результаты заносим в таблицу 17.
Таблица 17 - Капитальные вложения в ОРУ
П/ст Uном, КВ nяч Кяч, тыс.руб. КОРУ, тыс.руб.
1 220 1 480 28906
2 220 1 480 28906
3 220 1 480 28906
4 220 1 480 28906
5 220 1 480 28906
6 220 1 480 28906
Рпп 220 2 600 72264
Тэц 220 2 600 72264
Итого: 317962
Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях кольцевой сети используется мостиковая схема, постоянная часть затрат для данной схемы в 1991 г. составляла 610 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ по подстанциям составит: тыс. руб.
Найдем общие капитальные затраты: тыс. руб.
Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи: тыс. руб.
Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов: тыс. руб.
Определим издержки на ремонт и обслуживание ОРУ: тыс. руб.
Определим общие издержки на ремонт и обслуживание: тыс. руб.
Издержки на потери в линии: тыс. руб.
Издержки на потери в трансформаторах кольцевой сети рассчитываются аналогично как и в п. 5.1. Результаты расчета сводим в таблицу 18.
Таблица 18 - Издержки на потерях в трансформаторах
П/ст Uном, КВ Тип трансформатора ?Рхх, МВТ RT, Ом Sнагр, А ?Робм, МВТ И?WT, тыс. руб.
1 220 ТРДН 40000/220 0,05 5,6 20,000 0,046 1925
2 220 ТРДН 40000/220 0,05 5,6 32,636 0,123 2214
3 220 ТРДН 40000/220 0,05 5,6 33,237 0,128 2231
4 220 ТРДН 40000/220 0,05 5,6 27,790 0,089 2087
5 220 ТРДН 40000/220 0,05 5,6 23,150 0,062 1984
6 220 ТРДН 40000/220 0,05 5,6 6,896 0,006 1773
Итого 12214
Общие издержки на потери электроэнергии: тыс. руб.
Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят:
5.3 Комбинированная сеть
Рисунок 15 - Однолинейная схема комбинированной сети
Расчет дисконтированных издержек комбинированной сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1 и кольцевой сети в п. 5.2. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.
Капиталовложения в трансформаторы комбинированной сети совпадут с капитальными затратами на трансформаторы кольцевой сети сети, т.к. для них выбраны одинаковые трансформаторы. Таким образом, капитальные затраты на трансформаторы составят: КТ=289056 тыс. руб.
Таблица 19 - Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети
Участок L, км Uном, КВ марка провода nц Куд, тыс. руб./км КЛЭП, тыс. руб. рпп-5 60 220 ас 240/32 1 38 137302
5-4 53 220 ас 240/32 1 38 121283
5-тэц 33 220 ас 240/32 1 38 75516 тэц-2 40 220 ас 240/32 1 38 91534
2-6 33 220 ас 240/32 1 38 75516
6-3 25 220 ас 240/32 2 66 99363
6-рпп 45 220 ас 240/32 1 38 102976 рпп-1 78 220 ас 240/32 2 66 310013
Итого 1013503
Рассчитываем капиталовложения в ОРУ комбинированной сети (см. рис. 15). На подстанциях используется мостиковая схема РУ (мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий. Результаты по расчетам заносим в таблицу 20.
Таблица 20 - Капитальные вложения в ОРУ
П/ст Uном, КВ nяч Кяч, тыс.руб. КОРУ, тыс.руб.
1 220 1 480 28906
2 220 1 480 28906
3 220 1 480 28906
4 220 1 480 28906
5 220 8 600 289056
6 220 8 600 289056
Рпп 220 4 600 144528
Тэц 220 2 600 72264
Итого 910526
Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях, кольцевой сети используется мостиковая схема, постоянная часть затрат для данной схемы в 1991 г. составляла 610 тыс. руб. На подстанции 2 используются сборные шины. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ по подстанциям составит: тыс. руб.
Найдем общие капитальные затраты: тыс. руб.
Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи: тыс. руб.
Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов: тыс. руб.
Определим издержки на ремонт и обслуживание ОРУ: тыс. руб.
Определим общие издержки на ремонт и обслуживание: тыс. руб.
Издержки на потери в линии: тыс. руб.
Издержки на потери в трансформаторах комбинированной сети совпадают с издержками на потери в трансформаторах кольцевой сети. Таким образом, они составят: тыс. руб.
Общие издержки на потери электроэнергии: тыс. руб.
Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят: Таким образом, наименьшие дисконтированные издержки мы получили в радиально - магистральной сети (она является экономически выгоднее кольцевой и комбинированной). Дальнейшие расчеты будем производить для радиально - магистральной сети.
Для расчета уточненного режима используем исходные данные из пункта 3.1.
Прежде всего, определяем зарядную мощность воздушных линийпо формуле: , Мвар;
где: b0 - величина погонной реактивной проводимости ВЛ, МКСМ/км, nц - количество цепей, шт.
Для линии 1-РПП половина зарядной мощности составит: Мвар.
Величина погонной реактивной проводимости линии b0 взята по [5,табл.П4] для ВЛ - 110 КВ с проводом марки АС-120/19. Расчет зарядных мощностей для остальных линий проведен в таблице 21.
Таблица 21 - Расчет зарядных мощностей ВЛ
Участок Uном, КВ L, км nц Провод b0·10-6, См/км Qзар/2, Мвар
1-рпп 110 78 2 АС 120/19 2,66 2,511 рпп-6 110 45 2 АС 120/19 2,66 1,448
6-3 110 25 2 АС 120/19 2,66 0,805
6-2 110 33 2 АС 120/19 2,66 1,062
2-тэц 110 40 2 АС 120/19 2,66 1,287 тэц-5 110 33 2 АС 120/19 2,66 1,062
5-4 110 53 1 АС 150/24 2,7 0,866
6.1 Уточненный расчет режима наибольших нагрузок
Определяем расчетную нагрузку подстанций для этого режима. На подстанции 1 установлены два трансформатора ТРДН-25000/110. Активные потери холостого хода одного такого трансформатора ?РХ=27 КВТ, реактивные ?QХ=175 КВАР. Сопротивления: активное Rt=2,54 Ом, реактивное Хт= 55,9 Ом.
Определяем потери мощности в трансформаторах: , Мвар;
Аналогичный расчет делаем для других подстанций, данные заносим в таблицу 22.
Рисунок 16 - Расчетная схема режима наибольших нагрузок
Проводим уточненный расчет потокораспределения: Поток мощности в конце участка 5 - 4 магистральной линии принимается равным расчетной нагрузки 1 потребителя.
Мвар
Определяем потери на участках: , Мвар;
Тогда поток в начале участка составит: , Мвар;
Расчеты по остальным участкам производим аналогично. Результаты помещаем в таблицу 24 и наносим на расчетную схему (рис 16).
Рисунок 17 - Уточненная расчетная схема для режима наибольших нагрузок
Двигаясь от начала линии к ее концу, определяем точные значения напряжений на всех подстанциях.
На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжения 1,05 от номинального.Uрпп=110·1,05=115,5 КВ. Напряжение рассчитывается по формуле: , КВ
Рассчитаем напряжение на подстанции 6:
Расчеты по остальным участкам выполнены аналогично. Результаты помещены в таблицу 25.
Таблица 25 - Расчет напряжения на шинах подстанций
Участок DU, КВ ?U, КВ П/ст UB, КВ
1-РПП 2,042 1,951 1 113,474
РПП-6 4,960 4,830 2 113,705
6-3 1,077 0,948 3 114,427
6-2 1,812 1,983 4 111,977
2-ТЭЦ 0,489 0,923 5 113,302
ТЭЦ-5 2,216 2,034 6 110,646
5-4 3,593 3,956 РПП 115,500
ТЭЦ 115,015
6.2 Уточненный расчет режима наименьших нагрузок
Определяем нагрузки потребителей в этом режиме. Согласно заданию активная мощность снижается на 50 %, а tgj увеличивается на 0,03. Тогда для первого потребителя: Рнмі=(1 - 0,4) · Рнбі,
Рнм1=(1 - 0,5) · 16=8 МВТ
Мвар
Проверяем целесообразность отключения одного из параллельно работающих трансформаторов. Отключение выгодно, если выполняется условие:
Проверяем целесообразность отключения одного из трансформаторов для ПС1
Мвар
Результаты по расчетам заносим в таблицу 26.
Из расчета видно, что отключение одного трансформатора возможно только на подстанции 6.
Таблица 26 - Мощности потребителей в режиме наименьших нагрузок
Рисунок 19 - Уточненная расчетная схема для режима наименьших нагрузок
Определяем точные значения напряжений на всех подстанциях. Для подстанции 3:
Аналогично находим напряжения на других подстанциях, результаты заносим в таблицу 29: Таблица 29 - Расчет напр
Вывод
В выполненной курсовой работе была спроектирована сеть для электроснабжения промышленного района.
В качестве исходных данных были заданы электрические нагрузки потребителей, представленные в виде активной мощности в часы максимума и коэффициента мощности, а также категория потребителей по требуемой надежности электроснабжения. Также было задано географическое расположение потребителей и источников питания.
В ходе проектирования были составлены варианты сети и рассчитаны потокораспределения в них; определены экономически целесообразные напряжения и сечений проводов для линий с учетом технических ограничений; произведено технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них наиболее оптимального; расчет основных режимов проектируемой сети; компенсация реактивной мощности; обеспечение необходимого качества электроэнергии, поставляемой потребителям.
Основные параметры спроектированной сети: - дисконтированные издержки ДИ = 3681021,8 тыс. руб.;
- себестоимость передаваемой энергии C0 = 9,46 коп/КВТ •ч;
- КПД сети ? = 97,63%.
Список литературы
1 Хусаинов И.М. Примеры расчетов электрических сетей: Учебное пособие для студентов специальности 100400 и направления 551700. Саратов: СГТУ. 1998 94 с.
2 Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989. 592 с.
3 Выбор номинального напряжения и конфигурации схемы электрической сети: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» / Сост. В.И. Мошкин. - Курган: Изд-во КГУ, 2004. - 24 с.
4 Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия. Ч.1: Методические указания к курсовому проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» / Сост. В.И. Мошкин, Н.С. Деркач, Т.А. Стрижова. - Курган: Изд-во КГУ, 2005. - 55 с.
5 Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия. Ч. 2: Методические указания к курсовому проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» / Сост. В.И. Мошкин, Н.С. Деркач, Т.А. Стрижова- Курган: Изд-во КГУ, 2006. - 31 с.
6 Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Методическое пособие по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» для студентов специальностей 100200 - Электроэнергетические системы и сети, 100100 - Электрические станции, 210400 - Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем очной, заочной и заочной в сокращенные сроки форм обучения / Сост. С.С. Ананичева, А.Л. Мызин, С.Н. Шелюг - Екатеринбург: Изд-во УГТУ-УПИ, 2005. -52 с.
Размещено на
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
