Генерация и потребление активной и реактивной мощностей. Выбор схемы, номинального напряжения, основного электрооборудования линий и подстанций сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров. Уточненный баланс реактивной мощности.
Аннотация к работе
Современные энергетические системы состоят из множества связанных между собой элементов, которые оказывают взаимное влияние друг на друга. Поэтому проектирование всей системы достаточно сложная и трудоемкостная задача.
Задачей курсового проекта является разработка эскизного проекта районной электрической сети с номинальными напряжениями 35-220 КВ. Проектируется электроснабжение 4-6 населенных пунктов от одной или двух заданных электрических станций или крупной узловой подстанции 110-500 КВ. В заданных пунктах предполагаются коммунально-бытовые и промышленные потребители электроэнергии, а также сельскохозяйственные потребители в прилегающих районах. Питающая электрическая станция или подстанция входит в состав достаточно крупной электроэнергетической системы.
Если по заданию предполагается проектирование электрической сети в районе, где уже имеются линии и подстанции 35-220 КВ, то указываются номинальные параметры основного электрооборудования существующей сети и необходимые данные о нагрузках в пунктах потребления электроэнергии.
В проекте должны быть разработаны разделы : Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощностях в проектируемой сети ;
Выбор схемы, номинального напряжения (или номинальных напряжений), параметров линий и трансформаторов сети ;
Расчеты основных режимов работы электрической сети;
Регулирование напряжения в сети ;
Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети .
Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние связи, динамику развития, параметры и надежность работы системы в целом и ее отдельных элементов.
Одним из важнейших показателей уровня электроэнергетики страны является развитие электрических сетей - линий электропередачи и подстанций (ПС). От электростанций мощностью в несколько миллионов киловатт каждая протянулись на тысячи и более километров к промышленным центрам линии электропередачи сверхвысокого напряжения.
1. Генерация и потребление активной и реактивной мощностей
1.1 Генерация и потребление активной мощности
Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для режима наибольших нагрузок и слагается из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.
В режиме наибольших нагрузок суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах проектируемой сети одного-двух номинальных напряжений в первом приближении могут быть приняты равными 3-5 % от суммы заданных нагрузок.
Активная мощность генерации Рген, необходимая для питания проектируемой сети.
, Где Рген - активная мощность генерации, поступающая от РЭС в проектируемую сеть;
Рнагрі - заданная нагрузка в i-ом пункте;
- суммарные потери мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.
В курсовом проекте предполагается, что установленная мощность генераторов питающей электрической системы достаточна для обеспечения потребностей проектируемого района в активной мощности. Поэтому здесь не рассматривается установка дополнительных генераторов электрических станций, сооружение новых электростанций и т. п.
Тогда
МВТ;
МВТ.
1.2 Потребление и генерация реактивной мощности
Приближенное рассмотрение потребления реактивной мощности, а также ориентировочный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети будем производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети. Так как компенсация реактивной мощности может существенно влиять на значения полных нагрузок подстанций, а следовательно, и на выбираемые номинальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети. В конечном итоге выбор мощности КУ и их размещение по подстанциям сети повлияют на оценку технических и экономических показателей вариантов схемы сети и, следовательно, могут повлиять на правильность выбора рационального номинального напряжения и схемы проектируемой сети.
При выполнении проекта условно принимаем совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок подстанций. Поэтому определение наибольших реактивных нагрузок отдельных пунктов производим по наибольшим активным нагрузкам и заданным значениям коэффициента мощности.
По условию задания коэффициент мощности всех нагрузок cos jнагр=0,80.
Тогда sin jнагр= 0,84 и tg jнагр= 0,65.
Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле: Qнагрi=Рнагрі?tg jнагр.
Реактивные мощности нагрузок в узлах: Qнагр1 =Рнагр1 ?tg jнагр=39?0,65= 25,35 Мвар;
Qнагр2 =Рнагр2 ?tg jнагр=30?0,65= 19,5 Мвар;
Qнагр3 =Рнагр3 ?tg jнагр=26?0,65= 16,9 Мвар;
Qнагр4 =Рнагр4 ?tg jнагр=28?0,65= 18,2 Мвар;
Qнагр5 =Рнагр5 ?tg jнагр=17?0,75= 11,05 Мвар.
Введение
Современные энергетические системы состоят из множества связанных между собой элементов, которые оказывают взаимное влияние друг на друга. Поэтому проектирование всей системы достаточно сложная и трудоемкостная задача.
Задачей курсового проекта является разработка эскизного проекта районной электрической сети с номинальными напряжениями 35-220 КВ. Проектируется электроснабжение 4-6 населенных пунктов от одной или двух заданных электрических станций или крупной узловой подстанции 110-500 КВ. В заданных пунктах предполагаются коммунально-бытовые и промышленные потребители электроэнергии, а также сельскохозяйственные потребители в прилегающих районах. Питающая электрическая станция или подстанция входит в состав достаточно крупной электроэнергетической системы.
Если по заданию предполагается проектирование электрической сети в районе, где уже имеются линии и подстанции 35-220 КВ, то указываются номинальные параметры основного электрооборудования существующей сети и необходимые данные о нагрузках в пунктах потребления электроэнергии.
В проекте должны быть разработаны разделы : Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощностях в проектируемой сети ;
Выбор схемы, номинального напряжения (или номинальных напряжений), параметров линий и трансформаторов сети ;
Расчеты основных режимов работы электрической сети;
Регулирование напряжения в сети ;
Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети .
Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние связи, динамику развития, параметры и надежность работы системы в целом и ее отдельных элементов.
Одним из важнейших показателей уровня электроэнергетики страны является развитие электрических сетей - линий электропередачи и подстанций (ПС). От электростанций мощностью в несколько миллионов киловатт каждая протянулись на тысячи и более километров к промышленным центрам линии электропередачи сверхвысокого напряжения.
1. Генерация и потребление активной и реактивной мощностей
1.1 Генерация и потребление активной мощности
Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для режима наибольших нагрузок и слагается из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.
В режиме наибольших нагрузок суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах проектируемой сети одного-двух номинальных напряжений в первом приближении могут быть приняты равными 3-5 % от суммы заданных нагрузок.
Активная мощность генерации Рген, необходимая для питания проектируемой сети.
, Где Рген - активная мощность генерации, поступающая от РЭС в проектируемую сеть;
Рнагрі - заданная нагрузка в i-ом пункте;
- суммарные потери мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.
В курсовом проекте предполагается, что установленная мощность генераторов питающей электрической системы достаточна для обеспечения потребностей проектируемого района в активной мощности. Поэтому здесь не рассматривается установка дополнительных генераторов электрических станций, сооружение новых электростанций и т. п.
Тогда
МВТ;
МВТ.
1.2 Потребление и генерация реактивной мощности
Приближенное рассмотрение потребления реактивной мощности, а также ориентировочный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети будем производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети. Так как компенсация реактивной мощности может существенно влиять на значения полных нагрузок подстанций, а следовательно, и на выбираемые номинальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети. В конечном итоге выбор мощности КУ и их размещение по подстанциям сети повлияют на оценку технических и экономических показателей вариантов схемы сети и, следовательно, могут повлиять на правильность выбора рационального номинального напряжения и схемы проектируемой сети.
При выполнении проекта условно принимаем совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок подстанций. Поэтому определение наибольших реактивных нагрузок отдельных пунктов производим по наибольшим активным нагрузкам и заданным значениям коэффициента мощности.
По условию задания коэффициент мощности всех нагрузок cos jнагр=0,80.
Тогда sin jнагр= 0,84 и tg jнагр= 0,65.
Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле: Qнагрi=Рнагрі?tg jнагр.
Реактивные мощности нагрузок в узлах: Qнагр1 =Рнагр1 ?tg jнагр=39?0,65= 25,35 Мвар;
Суммарная потребляемая реактивная мощность в сети, необходимая для электроснабжения района, слагается из реактивной нагрузки в заданных пунктах, потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах (автотрансформаторах) и зарядной мощности линии (со знаком «-»).
Qпотр=AQНАГР i DQЛS DQTPS-QCS , Где DQЛS - суммарные потери реактивной мощности в линиях;
DQTPS - суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах;
QCS - суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий (зарядная мощность).
Зарядная мощность линии при предварительных расчетах может оцениваться для одноцепных линий 110 КВ в 3 Мвар, 220 КВ в 12 Мвар на 100 км. Для воздушных сетей 110 КВ в самом первом приближении допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях линий и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются, то есть: DQЛS=QCS ;
Qпотр = AQНАГР i DQTPS
Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах при каждой трансформации составляют примерно 8-12% от трансформируемой полной мощности нагрузки. Поэтому для оценки величины потерь реактивной мощности в трансформаторах необходимо представить возможное число трансформаций мощности нагрузки каждого из пунктов.
DQTPS = 0,1?m? , где Sнагр i - полная мощность i-го потребителя;
m - число трансформаций.
Суммарная полная мощность потребителей сети составляет: = 183МВА.
Примем m=1 с учетом того, что имеет место одна трансформация в сети на понижающих подстанциях. Тогда: DQTPS = 0,1?m? =0,1?1?183=18,3 Мвар.
Общая потребляемая реактивная мощность
91 18,3 = 109,3 Мвар.
Реактивная мощность, поступающая от ИП определяется по активной мощности генерации , и по заданному коэффициенту мощности cos ген: cos ген=0,84;
ген= 32,86°;
tg ген= 0.65;
154?0,65= 100Мвар.
Так как Qген < (109,3 Мвар < 100 Мвар), то в сети необходимо устанавливать компенсирующие устройства. Основным типом КУ, устанавливаемых по условию обеспечения потребности в реактивной мощности, являются конденсаторы. Вместе с тем, на крупных узловых подстанциях 220 КВ по ряду условий может оказаться оправданной установка синхронных компенсаторов. При этом надо помнить, что установка синхронных компенсаторов мощностью менее 10 Мвар неэкономична.
Суммарная реактивная мощность КУ равна: - Qген=109,3-100=9,2 Мвар.
Размещение КУ по подстанциям электрической сети, как известно, влияет на экономичность режимов работы сети и на решение задач регулирования напряжения. В связи с этим могут быть даны следующие рекомендации по размещению КУ в сети и определению их мощностей, устанавливаемых на каждой подстанции.
В сети одного номинального напряжения целесообразна, в первую очередь, полная компенсация реактивных нагрузок наиболее электрически удаленных подстанций. При незначительной разнице электрической удаленности пунктов от источника питания допускается расстановка КУ по условию равенства коэффициентов мощности на подстанциях.
Распределим реактивные мощности в узлах по методу tg JБ: =0,6.
Определим мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции: Qky1=Рнагр1•(tgjнагр- tg Б)=39?(0,65-0,6)=1,95 Мвар;
Реактивная мощность каждой подстанции после компенсации: Q1=Qнагр1-Qky1=25,35 -1,95=23,4 Мвар;
Q2=Qнагр2-Qky2=19,5-1,5 =18 Мвар;
Q3=Qнагр3-Qky3=16,9-1,3=15,6 Мвар;
Q4=Qнагр4-Qky4=18,2-1,4 =16,8 Мвар;
Q5=Qнагр5-Qky5=11,05-0,8 =10,2 Мвар.
Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой из подстанций, набирается параллельным включением серийно выпускаемых комплектных установок, выбираемых по справочникам.
Определим полную мощность каждой подстанции: 45,5 МВА;
34,98 МВА;
30,32 МВА;
32,65 МВА;
19,82 МВА.
Суммарная полная мощность подстанций: 45,5 34,98 30,32 32,65 19,8=163,2 МВА.
Определим коэффициент мощности cos JБ после установки КУ: JБ = arctg (tg JБ)= arctg 0,6= 31°; cos JБ= 0,86.
2. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети
2.1 Выбор схемы сети по длине цепей и трасс
Возможные варианты схем представлены ниже.
Результаты вычислений длин цепей и трасс введем в таблицу 3.1.1.
Рисунок 2.1.1 - Вариант 1(Кольцевая схема)
Рисунок 2.1.2 - Вариант 2(Радиальная схема)
Рисунок 2.1.3 - Вариант 3(Смешенная схема)
Рисунок 2.1.4 - Вариант 4
Рисунок 2.1.5 - Вариант 5
Так как по условию задания на проектирование во всех пунктах 1-5 имеются потребители I категории бесперебойности в электроснабжении, то во всех вариантах схем сети предусматриваем их надежное электроснабжение, т.е. радиальные варианты сети требуют - двухцепные линии; замкнутые варианты сети - одноцепные линии.
Варианты с одинаковой степенью надежности приближенно сравниваем лишь по основным натуральным количественным показателям: по суммарной длине линий в одноцепном измерении (длина двухцепной линии удваивается) и по длине трасс линий. При определении длин надо учитывать, что длина изза не прямолинейности и неровностей рельефа местности на 5-15% больше расстояния по прямой между рассматриваемыми пунктами. Составляем сводную таблицу суммарных длин цепей и трасс.
Таблица 2.1.1. Суммарные длины цепей и трасс
Номер варианта 1 2 3 4 5
Длина трассы, км 380 294 390 214 350
Длина цепи, км 380 588 538 516 700
На первом этапе намеченные варианты с одинаковой степенью надежности приближенно сравниваются лишь по основным натуральным количественным показателям: по суммарной длине цепей и по длине трасс.
Следует подчеркнуть, что такое сравнение, как правило, не должно исключать из дальнейшего рассмотрения все варианты какого-то одного принципиального типа, например, все варианты кольцевого или магистрального типа. Такие схемы сети обладают различными качествами и их сопоставление должно производиться по приведенным расчетным затратам.
Были отобраны на проверку следующие варианты: №1, 2 и 3. электрооборудование подстанция реактивный мощность
2.2 Проверка отобранных вариантов по допустимым потерям напряжения
На втором этапе каждый из отобранных вариантов проверяется по допустимым потерям напряжения в двух режимах работы сети - максимальном и послеаварийном.
При определении наибольших потерь напряжения в сети следует руководствоваться следующими положениями: суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности; среди послеаварийных режимов требуется выбирать такой, при котором потери напряжения увеличиваются на наибольшую величину.
Допустимые потери DUДОП принимаются равными 13-15% от Uном сети в максимальном режиме и 17-20% - в послеаварийном.
Мощности в узлах сети: = (39 j23,4) МВА, Sн1= 45,5 МВА;
= (30 j18) МВА, Sн2= 34,98 МВА;
= (26 j15,6) МВА, Sн3= 30,32 МВА;
= (28 j16,8) МВА, Sн4= 32,65 МВА;
= (17 j10,2) МВА, Sн5= 19,82 МВА.
Проверка варианта 1
Режим максимальных нагрузок
1. Рассмотрим кольцо РЭС-1-3-2-5-4-РЭС’:
Распределение мощности:
.
Проверка правильности нахождения полной мощности в узле 2: .
Ток в линии i-j: , Где Sij - полная мощность, протекающая в линии i-j;
Uном - номинальное напряжение линии i-j.
Определим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок, приняв Uном=220КВ: А;
А;
А;
А;
А;
А.
Рассчитаем сечение провода воздушной линии, определяемое по закону экономической плотности тока jэк:
где Imax - максимальный рабочий ток, А;
n - количество параллельных цепей в линии i-j.
Выбирается ближайшее к расчетному стандартное сечение провода Fстанд. Выбранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону и по максимально допустимой нагрузке в послеаварийном режиме. В случае нарушения ограничений сечения проводов увеличиваются. При выборе сечений проводов окончательно уточняется напряжение отдельных участков сети.
По заданию, продолжительность использования наибольшей нагрузки Тнб=5900 ч/год. Следовательно, jэк=1 А/мм2 [4] табл. 4-5 стр. 232
Рассчитаем сечения проводов и выберем стандартное сечение с учетом того, что при Uном=220КВ минимальное допустимое сечение равно 240 мм2: 190мм2, выбираем провод АС-240/32;
105 мм2, выбираем провод АС-240/32;
54 мм2, выбираем провод АС-240/32;
224,9 мм2, выбираем провод АС-240/32;
103,3 мм2, выбираем провод АС-240/32;
103,75 мм2, выбираем провод АС-240/32.
Послеаварийный режим
Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме
.
Для проверки марки АС-240/32, выбранного для всех линий кольцевой сети, допустимый ток по нагреву равен 605 А (табл. П27. МУ РЭС 12.03.12). Наиболее тяжелый послеаварийный режим в кольцевой сети возникнет при отключении головных линий.
1. Рассмотрим отключение линии РЭС’-1
Определяем потоки мощности в линиях: (39 j23,4) МВА; = 45,5 МВА;
Определяем токи в линиях в послеаварийном режиме: А;
А;
А;
А;
А.
Токи во всех линиях в данном послеаварийном режиме меньше =610А.
Потери напряжения в максимальном режиме
Для нахождения наибольшей потери напряжения суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения; в случае разветвленной сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая DUНБ сравнивается с DUДОП: в замкнутой сети или в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности.
Линия РЭС-1: Провод АС-240/32 l=86 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.
Линия РЭС-4: Провод АС-300/39, l=56 км, r0=0,096 Ом/км, x0=0,429 Ом/км.
Сопротивления линии: RЛ= • r0•l=0,096?56=5,4 Ом, ХЛ= •x0•l=0,429?56=24 Ом.
5,6 КВ.
0,6 МВТ.
Найдем суммарные потери мощности на каждой ступени напряжения в максимальном режиме: =9,9 2,88 1=13,78КВ, % 6,26%;
=1,34 2 5,6=8,94 КВ, % 4%;
DUНБ220= = =6,2% < DUДОП=15%.
Потери напряжения в послеаварийном режиме
В кольцевой сети послеаварийный режим обусловлен отключением одного из головных участков.
1. Рассмотрим отключение линии РЭС-4: Линия РЭС-1: Потери напряжения составят: 19,3 КВ;
Потери активной мощности в линии: 4,53 МВТ.
Линия 1-3: 8,96 КВ;
2,25МВТ.
Линия 3-2: 10,36 КВ;
1,3 МВТ.
Линия 2-5: 3,46 КВ;
0,26 МВТ.
Линия 5-4: 2,24 КВ;
0,26 МВТ.
Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме: DUS2-4-5-3-1-РЭС=19,3 8,96 10,36 3,46 2,24 =44,32 КВ, DUS2-4-5-3-1-РЭС’% 20%;
DUНБ220=DUS2-4-5-3-1-РЭС’%=20% > DUДОП=20%.
2. Отключение линии РЭС-1: Линия РЭС-4: 12,6 КВ.
2,97 МВТ.
Линия 4-5: 9 КВ.
1,69МВТ.
Линия 2-5: 7,3 КВ.
1,1 МВТ.
Линия 3-2: 9 КВ.
0,97 МВТ.
Линия 1-3: 3,4 КВ.
0,22МВТ.
Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме: DUS РЭС-1-4-5-3-2=12,6 9 7,3 9 3,4 =41,3 КВ, DUS РЭС-1-4-5-3-2% 18,7%;
DUНБ220=DUS РЭС-1-4-5-3-2%=18,7% < DUДОП=20%.
Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.
Таблица 2.2.1. Результаты расчетов для варианта 1.
Линия РЭС-1 1-3 3-2 2-5 5-4 РЭС-4
L, км 86 54 86 48 50 56
Uном, КВ 220 220 220 220 220 220
I, А 224,9 103,3 22,2 53,9 105 190,7
Jэк, А/мм2 1 1 1 1 1 1
Fрасч, мм2 224,9 220 22,2 220 105 190,7
Fct, мм2 300 300 300 300 300 300
Марка провода АС-300 АС-300 АС-300 АС-300 АС-300 АС-300
Ідл.доп, А 710 710 710 710 710 710
R0, Ом/км 0,096 0,096 0,096 0,096 0,096 0,096
Х0, Ом/км 0,429 0,429 0,429 0,429 0,429 0,429
Rл, Ом 8,25 5,21 8,25 4,6 4,8 5,4
Хл, Ом 36,9 23,2 36,9 20,6 21,45 24
Р, МВТ 72,13 33,13 7,13 17,3 34,3 62,3
Q, Мвар 43,3 19,9 4,3 10,36 20,56 37,36
, КВ9,92,8811,6425,6
, МВТ1,20,160,0110,040,150,6
=6,2%
=20%
=2,161 МВТ.
Проверка варианта 2
Режим максимальных нагрузок
Распределение мощности: ;
;
Полные мощности, протекающие в линиях: МВА, МВА;
МВА, МВА;
МВА, МВА;
МВА, МВА;
МВА, МВА.
Находим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок: 162 А;
202 А;
187 А;
293 А;
233,9 А.
Сечения проводов для максимального режима: 81 мм2, выбираем провод АС-70/11;
101,3 мм2, выбираем провод АС-240/32;
93,5 мм2, выбираем провод АС-95/16;
146 мм2, выбираем провод АС-150/24;
111,95 мм2, выбираем провод АС-240/32.
Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме.
Послеаварийный режим
Отключение одной цепи на каждой линии: 162 А; провод АС-70/11; Ідоп=265 А 202 А; провод АС-240/32; Ідоп=610 А 187 А; провод АС-95/16; Ідоп=320 А 293 А; провод АС-150/24; Ідоп=450 А 233,9 А. провод АС-240/32; Ідоп=610 А Токи во всех линиях в данном послеаварийном режиме меньше .
Потери напряжения в максимальном режиме
При определении наибольших потерь напряжения ? в разветвленной сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая ? сравнивается с ? =15%.
Линия 1-3: Провод АС-70/11, l=54 км, r0=0,422Ом/км, x0=0,444 Ом/км.
Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме: =9,73 4,4=14,13 КВ, % 12,8%;
=3,6 7,2 7,2=18 КВ, % 16,36%;
DUНБ110= %=16,36% < DUДОП=20%.
Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.
Таблица 2.2.2. Результаты расчетов для варианта 2.
Линия РЭС-1 1-3 РЭС-4 4-5 5-2
L, км 86 54 56 50 48
Uном, КВ 220 110 220 110 110
I, А 202 162 233,9 293 187
Jэк, А/мм2 1 1 1 1 1
Fрасч, мм2 101,3 81 111,95 146 93,5
Fct, мм2 240 70 240 150 95
Марка провода АС-240 АС-70 АС-240 АС-150 АС-95
Ідл.доп, А 610 265 610 450 320
R0, Ом/км 0,118 0,422 0,118 0,204 0,301
Х0, Ом/км 0,435 0,444 0,435 0,42 0,434
Rл, Ом 5 11,4 3,304 5,1 7,224
Хл, Ом 18,7 12 12,18 10,5 10,4
Р, МВТ 65 26 75 47 30
Q, Мвар 39 15,6 45 28,2 18
, КВ4,84,43,64,873,6
, МВТ0,60,860,51,30,73
=10,9%
=16,36%
=4 МВТ.
Проверка варианта 3
Мощности в узлах сети: = (39 j23,4) МВА, Sн1= 45,5 МВА;
= (30 j18) МВА, Sн2= 34,98 МВА;
= (26 j15,6) МВА, Sн3= 30,32 МВА;
= (28 j16,8) МВА, Sн4= 32,65 МВА;
= (17 j10,2) МВА, Sн5= 19,82 МВА.
Режим максимальных нагрузок
Распределение мощности:
Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=220 КВ.
Находим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок: 81 А;
202 А;
Сечения проводов для послеаварийного режима: 40,5 мм2, выбираем провод АС-240/32;
101 мм2, выбираем провод АС-240/32;
Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме.
Потери напряжения в максимальном режиме
При определении наибольших потерь напряжения ? в разветвленной сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая ? сравнивается с ? =15%.
Линия 1-3: Провод АС-240/32, l=54 км, r0=0,118Ом/км, x0=0,435Ом/км.
Ток в линии i-j: , Где Sij - полная мощность, протекающая в линии i-j;
Uном - номинальное напряжение линии i-j.
Определим токи в линиях в режиме максимальных нагрузок, приняв Uном=220КВ: А;
А;
А;
А;
Рассчитаем сечение провода воздушной линии, определяемое по закону экономической плотности тока jэк:
где Imax - максимальный рабочий ток, А;
n - количество параллельных цепей в линии i-j.
Выбирается ближайшее к расчетному стандартное сечение провода Fстанд. Выбранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону и по максимально допустимой нагрузке в послеаварийном режиме. В случае нарушения ограничений сечения проводов увеличиваются. При выборе сечений проводов окончательно уточняется напряжение отдельных участков сети.
По заданию, продолжительность использования наибольшей нагрузки Тнб=5900 ч/год. Следовательно, jэк=1 А/мм2 [4] табл. 4-5 стр. 232
Рассчитаем сечения проводов и выберем стандартное сечение с учетом того, что при Uном=220КВ минимальное допустимое сечение равно 240 мм2: 102,2мм2, выбираем провод АС-240/32;
12 мм2, выбираем провод АС-240/32;
49 мм2, выбираем провод АС-240/32;
137,2 мм2, выбираем провод АС-240/32;
Послеаварийный режим
Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме
Для проверки марки АС-240/32, выбранного для всех линий кольцевой сети, допустимый ток по нагреву равен 605 А (табл. П27. МУ РЭС 12.03.12). Наиболее тяжелый послеаварийный режим в кольцевой сети возникнет при отключении головных линий.
1. Рассмотрим отключение линии РЭС’-1
Определяем потоки мощности в линиях: (30 j18) МВА; = 34,98 МВА;
(30 j18) (17 j10,2)=(47 j28,2) МВА; = 54,8МВА;
(47 j28,2) (28 j16,8)=(75 j45) МВА; =87,46 МВА;
Определяем токи в линиях в послеаварийном режиме: А;
А;
А;
Токи во всех линиях в данном послеаварийном режиме меньше =610А.
2. Рассмотрим отключение линии РЭС-4
Определим потоки мощности в линиях: (28 j16,8) МВА; = 32,65 МВА;
(28 j16,8) (17 j10,2)=(45 j27) МВА; = 52,5 МВА;
(45 j27) (30 j18)=(75 j45) МВА; =87,5 МВА;
Определяем токи в линиях в послеаварийном режиме: А;
А;
А;
Токи во всех линиях в данном послеаварийном режиме меньше =610А.
Потери напряжения в максимальном режиме
Для нахождения наибольшей потери напряжения суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения; в случае разветвленной сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая DUНБ сравнивается с DUДОП: в замкнутой сети или в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности.
Линия РЭС-2: Провод АС-240/32 l=104 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.
Линия РЭС-4: Провод АС-240/32, l=56 км, r0=0,118 Ом/км, x0=0,435 Ом/км.
Сопротивления линии: RЛ= • r0•l=0,118?56=6,608 Ом, ХЛ= •x0•l=0,435?56=24,36 Ом.
4,24 КВ.
0,36 МВТ.
Найдем суммарные потери мощности на каждой ступени напряжения в максимальном режиме: =6,35 0,44=6,72 КВ, % 3%;
DUНБ220= =3% < DUДОП=15%.
=1,4 4,24=5,64 КВ, % 2,565%;
DUНБ220= =2,56% < DUДОП=15%
Потери напряжения в послеаварийном режиме
В кольцевой сети послеаварийный режим обусловлен отключением одного из головных участков.
2. Рассмотрим отключение линии РЭС-4: Линия РЭС-2: Потери напряжения составят: 13,5 КВ;
Потери активной мощности в линии: 2 МВТ.
Линия 2-5: 3,7 КВ;
0,32 МВТ.
Линия 5-4: 2,4 КВ;
0,2 МВТ.
Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме: DUSРЭС-2-5-4=13,5 3,7 2,4 =19,6 КВ, DUS рэс-2-5-4% 9%;
DUНБ220=DUS рэс-2-5-4%=9% > DUДОП=20%.
3. Рассмотрим отключение линии РЭС-2: Линия РЭС-4: Потери напряжения составят: 7,2 КВ;
Потери активной мощности в линии: 1,04 МВТ.
Линия 2-5: 2,47 КВ;
0,14 МВТ.
Линия 5-4: 4,04 КВ;
0,36 МВТ.
Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме: DUS рэс-2-5-4=7,2 4,04 2,47 =13,71 КВ, DUS рэс-2-5-4% 6,2%;
DUНБ220=DU рэс-2-5-4%=6,2% > DUДОП=20%.
Таблица 2.2.3. Результаты расчетов для варианта 3.
Линия РЭС-1 3-1 РЭС-4 4-5 5-2 2-РЭС
L, км 86 54 56 50 48 104
Uном, КВ 220 220 220 220 220 220
I, А 101 40,5 31,3 84,5 125,2 233,95
Jэк, А/мм2 1 1 1 1 1 1
Fрасч, мм2 101 40,5 39,1 105,62 156,5 233,95
Fct, мм2 240 240 240 240 240 240
Марка провода АС-240 АС-240 АС-240 АС-240 АС-240 АС-240
Ідл.доп, А 610 610 610 610 610 610
Іар, А 101 40,5 62,6 168,99 250,4 233,95
R0, Ом/км 0,118 0,118 0,118 0,118 0,118 0,118
Х0, Ом/км 0,435 0,435 0,435 0,435 0,435 0,435
Rл, Ом 5 3,2 6,6 5,9 5,6 12,3
Хл, Ом 18,7 11,7 24,36 21,75 20,88 45,24
Р, МВТ 65 26 44 16 1 31
Q, Мвар 39 15,6 26,4 21,75 4,4 22,4
, КВ4,81,24,241,40,446,35
, МВТ0,60,060,360,040,00230,4
=9%
=6,2%
=1,46 МВТ.
2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов
На третьем этапе наиболее рациональные варианты схем и номинального напряжения сети подвергаются технико-экономическому сравнению по приведенным затратам. Каждый из этих вариантов разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов и т. п.
В данном курсовом проекте не производится выбор определенных типов выключателей 35-220 КВ. При оценке стоимости ячеек выключателей руководствовались следующими соображениями: обычно на подстанциях с малым числом выключателей (ТО и менее) не рекомендуется установка воздушных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается равным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей подстанции проектируемой сети определяется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.
Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надежность электроснабжения, необходимую для потребителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трех и более трансформаторов не рассматривается.
Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальных режимов работы и отключений одного из них.
Так как в данном проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номинальных мощностей производится приближенно в нормальных режимах работы нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номинальной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% выше номинальной.
Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций
, где Smax - максимальная нагрузка подстанции.
При определении технико-экономических показателей стоимость электрооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии - на основании расчетов и задания на проект.
При сравнении вариантов по приведенным затратам в общем случае учитываются стоимости линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной потребителям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии и (или) трансформаторы.
Все указанные технико-экономические показатели определяются лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим допускается не учитывать заработную плату эксплутационного персонала, принимая ее примерно одинаковой во всех вариантах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с одинаковым размещением КУ учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по условию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.
После определения приведенных затрат сравниваемых вариантов производится окончательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.
Вариант 1(кольцевая схема)
1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме: .
;
;
;
;
.
2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.
Таблица 2.3.1
ТИП Uном, КВ ?P, КВТ Цена
ВН СН НН ХХ КЗ тыс. руб.
230-1150170400
230-1150170400
230-6.650170400
230-6.650170400
230-6.650170400
Т - трансформатор напряжения трехфазный;
Р - с расщепленной обмоткой;
Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;
Н - регулировка напряжения под нагрузкой.
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов: п/ст 1: тыс. руб.;
п/ст 2: тыс. руб.;
п/ст 3: тыс. руб.;
п/ст 4: тыс. руб.;
п/ст 5: тыс. руб. тыс. руб.
3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -II по условию задания на всех участках. Выбираем железобетонные опоры - двух- и одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 КВ: Кл. = Кл.уд•lл., тыс. руб.
Линия РЭС-1: Uном=220 КВ, l=86 км, АС-300; железобетонные одноцепные опоры К=54•78=4212 тыс. руб./км: КРЭС-1=4212•86=362232 тыс. руб.
Линия 1-3: Uном=220 КВ, l=54 км, АС-300; железобетонные одноцепные опоры К=4212 тыс. руб./км: К1-3=4212 •54=227448 тыс. руб.
Линия 3-2: Uном=220 КВ, l=86 км, АС-300; железобетонные одноцепные опоры
К=4212 тыс. руб./км: К3-2=4212 •86=362232 тыс. руб
Линия 2-5: Uном=220 КВ, l=48 км, АС-300; железобетонные одноцепные опоры К=4212 тыс. руб./км: К2-5=4212 •48=202176 тыс. руб.
Линия 5-4: Uном=220 КВ, l=50 км, АС-300; железобетонные одноцепные опоры
К=4212 тыс. руб./км: К5-4=4212•50=210600 тыс. руб.
Линия 4-РЭС: Uном=220 КВ, l=56 км, АС-300; железобетонные одноцепные опоры
К=4212 тыс. руб./км: К4-рэс=4212 •56=225872 тыс. руб. тыс. руб.
Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда: тыс. руб.
4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст. 1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-220 КВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с элегазовыми выключателями на отключаемый ток выше 30 КА, при Uном = 220 КВ - 600 тыс. руб. Общее количество выключателей составляет n = 17шт на 220 КВ. тыс. руб.
Список литературы
Идельчик В.И. Электрические системы и сети. Учебник для вузов. - ? М.: ООО «Издательский дом Альянс», 2009. . - 592 с.
Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей. - М: НЦ ЭНАС, 2009.-392 с.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.
Акишин Л.А., Прокопчук К.И. Электрические сети: Методические указания к курсовому проекту на тему «Районная электрическая сеть». - Иркутск: ИРГТУ, 2012.- 45 с.