Разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района
Введение
Электрическая сеть является сложным и дорогим устройством, существенно
влияющим на технико-экономические показатели систем электроснабжения
потребителей и энергосистем в целом. Поэтому каждому инженеру независимо от
конкретной области его деятельности приходится учитывать характеристики
электрических цепей при решении различных вопросов.
Курсовой проект является основой для приобретения навыков по расчету и
проектированию электрических сетей.
Главная задача курсового проекта состоит в разработке технически и
экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для
электроснабжения района от подстанции энергосистемы, выбор конструктивного
исполнения ВЛ, определение поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети
и расчет величин, общих для проекта в целом.
Область, включающая электрифицируемый район - Иркутский.
Иркутская область относится к ОЭС Сибири. Район по гололеду - 4 , по
ветру - 2.
Необходимо определить капиталовложения на сооружение линий, подстанций.
Расчет выполняется на основе укрупнённых показателей стоимости (УПС).
Характеристика
электрифицируемого района о потребителей электроэнергии
Задачами раздела является выбор конструктивного исполнения ВЛ,
определения поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети и расчет
величин, общих для проекта в целом. Область, включающая электрифицируемый район
- Иркутская. Необходимо определить капитальные вложения на сооружение линии,
подстанций. Расчет выполняется на основе укрупненных показателей
стоимости(УПС). Для характеристики климатических условий в проекте достаточно
определить нормативные значения максимальной скорости ветра V о толщины стенки гололеда. Выбор
материала опор производится путем технико - экономического обоснования с учетом
климатических условий района сооружения ВЛ. Иркутская область относится к ОЭС
Сибири. Принимаем коэффициент удлинения трассы Кудл = 1,2. С учетом
климатических условий данного района целесообразно применять железобетонные
опоры.
Определим время максимальных потерь. Это время вычисляется по формуле
([1] 2.2):
Удельные
затраты на возмещение потерь определяются по графику для данного района: β’(t’) =
2,8 коп/кВтч, Β’’(t’’) = 1,8 коп/кВтч , где t’ = τ/αm =
2099 (часов),
где
αm -
коэффициент попадания дополнительных потерь в максимум энергосистемы. αm
=0,9; t’’ = 8760.
Составление
и обоснование вариантов схемы электрической сети
Основными
задачами раздела являются разработка нескольких схем сети и выбор из их числа
двух наиболее предпочтительных. Также следует предварительно оценить
возможность ИП обеспечить потребность электрической сети в реактивной мощности.
Для этого возможна установка на подстанциях дополнительных КУ - батарей
статических конденсаторов, синхронных компенсаторов и т.п., мощность которых
определяется из баланса реактивной мощности для режима максимальных нагрузок.
Баланс
реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:
Qип+Qку+∆Qc Σ = QΣ+∆Qл Σ +Σ ∆QTj
([1], 3,1) , где
Qип - реактивная
мощность ИП;
Qку - суммарная
мощность дополнительно устанавливаемых КУ (которую находят из условий баланса);
∆Qc Σ - зарядная мощность всех линий проектируемой сети,
∆Qл Σ - потери реактивной мощности в линии,
Σ ∆QTj - потери реактивной мощности в трансформаторах, j-й
подстанции. Определим суммарное потребление активной и реактивной мощности.
Для
определения реактивной составляющей полной мощности воспользуемся формулой:
Данные
о подстанциях сведем в таблицу 1,1:
№ п/ст
|
Pmax, МВт
|
cos ф, о.е.
|
tgф
|
Q’max, Мвар
|
1
|
10
|
0,84
|
0,646
|
6,46
|
2
|
15
|
0,86
|
0,593
|
8,895
|
3
|
20
|
0,92
|
0,426
|
8,52
|
4
|
15
|
0,88
|
0,539
|
8,085
|
5
|
5
|
0,82
|
0,698
|
3,49
|
Суммарное потребление мощности:
Активной РΣ - 65 МВт; Реактивной Q’Σ- 35,45 МВт;
Величина располагаемой реактивной мощности ИП определяется по формуле:
Qип=
Рип tgфип = (РΣ + ∆ РΣ)
tgфип ([1], 3,2) , где
Рип - активная мощность ИП,
∆ РΣ - суммарные потери активной мощности,
где принято, что равно ∆ РΣ 4% от РΣ
Qип =
1,04РΣ
tgфип
tgфип
= 0,426 (сosфип = 0,92)
Qип =
1,04Ч65Ч0,426 = 28,79 Мвар
Потери в трансформаторах составляют основную часть потерь реактивной
мощности электрической сети. ∆QT лежат в пределах 6-10% от Smax,
таким образом:
Σ∆QTj = (0,06-0,08) = 5,92
Мвар. ([1], 3.3)
Для
ВЛ 35-220 кВ принимаются ∆Qc Σ и ∆Qл Σ равными при ориентировочных расчетах, поэтому эти
величины можно исключить из баланса мощности:
Qку = QΣ + Σ ∆QTj - Qип,
Qку =35,45+5,92
- 28,79 = 12,58 Мвар
Определим
мощности Ку на каждой подстанции:
Qку = Q’max -
Pmaxi tgфс ([1], 3.5),
Qкуj=Рmaxj(tgфj- tgфс)
где
tgфс - средний
коэффициент мощности для сети, определяемый по формуле:
tgфс = (QΣ - Qку) / РΣ = (35,45 - 12,58 ) / 65 = 0,351 ([1], 3.4)
для
каждой подстанции:
1. QКУ1 = 10(0,646-0,351) = 2,95 Мвар
2. QКУ2 = 15(0,593-0,351) = 3,63 Мвар
3. QКУ3 = 20(0,426-0,351) = 1,50 Мвар
4. QКУ4 = 15(0,534-0,351) = 2,745 Мвар
5. QКУ5 = 5(0,698-0,351) = 1,735 Мвар
На основании потребной мощности компенсирующих устройств для каждой из
подстанций производится выбор числа и мощности серийно выпускаемых
промышленностью комплектных конденсаторных установок Qку* (ККУ) или синхронных компенсаторов (СК), возьмем
единичные номинальные мощности ККУ 400 кВар.
Qку*1=0,48 = 3,2
Qку*2=0,48 = 3,2
Qку*3=0,44 = 1,6
Qку*4=0,48 = 3,2
Qку*5=0,44 = 1,6
После
выбора для каждого пункта потребления номинальных мощностей КУ (Qку*)
определяем максимальные реактивные (Qmax) и полные (Smax)
мощности нагрузок подстанций
Qmax j = Q’max j - Qку*j
Qmax
1= 6.46-3.2 = 3.26 Qmax2 = 8.895-3.2
= 5.695
Qmax3
= 8.52-1.6 = 6.92 Qmax4 = 8.085-3.2
= 4.885
Qmax5
= 3.49-1.6 = 1.89
Smax =
([1], 3,6) Smax1= = 10,518 Smax2= =
16,045 Smax3= = 21,163 Smax4= =
15,773= = 5,345
Таблица
1.2
номер п/ст
|
Pmax
|
Q’max
|
Qку
|
Qmax
|
Smax
|
|
МВт
|
Мвар
|
Мвар
|
Мвар
|
МВ А
|
1
|
10
|
6,46
|
2,95
|
3,26
|
10,518
|
2
|
15
|
8,895
|
3,63
|
5,695
|
16,045
|
3
|
20
|
8,52
|
1,50
|
6,92
|
21,163
|
4
|
15
|
8,085
|
2,745
|
4,885
|
15,775
|
5
|
5
|
3,49
|
1,735
|
1,89
|
5,345
|
Разработка
вариантов схемы районной сети.
Исходными данными этой задачи являются величины максимальных (расчетных)
нагрузок потребителей по категориям надежности электроснабжения, а также
взаимное расположение понижающих п/ст и источника питания.
Разработку отдельного варианта схемы сети выполняем по следующему плану:
1. Намечаем конфигурацию сети;
2. Определяем приближенное потокораспределение в сети для
максимального режима ;
. Для каждой ветви схемы намечаем одно-два номинальных напряжения;
. Для всех участков сети выбираем сечение проводов;
. Производим выбор трансформаторов и схем соединения п/станций;
. Используя УПС определяем сумму расчетных стоимостей ЛЭП,
трансформаторов РУ 35-220 кВ.
Выбор
конфигурации сети.
Конфигурация схемы сети является не только условием надежности
электроснабжения, но и взаимным расположением понижающих п/ст. между собой и
источником питания, а также соотношением нагрузок узлов потребления.
С учетом всех факторов для дальнейшего сравнения выбираем три варианта
схемы: 1, 2 и среди 3, 4, 5 выберем схему с наименьшей длинной линий.
Схема 3:
L = L05+2 L03+2 L34+2 L02+2 L12
L=21+2*36+2*23+2*38+2*19=253
км
Схема 4:
L = L05+2 L23+2 L34+2 L02+2 L01
L=21+2*38+2*18+2*23+2*24=227
км
Схема 5:
L = L05+2 L04+2 L03+2 L32+2 L21
L=21+2*26+2*36+2*18+2*19=219
км
Выбираем схему № 5, в дальнейшем схема №3
Определим распределение мощностей для этих вариантов схемы.
S A1 =
35,489 + j 12,222 (МВ А);
SA5 = 29,511 + j
10,027 (МВ А);
S34 = 9,511 + j
3,652 (МВ А),
S23 = 10,489 + j
3,267 (МВ А),
S12 = 25,489 + j
8,962 (МВ А).
S54 = 24,511 +j
8,137 (МВ А),
Схема
2
SА5=S5=
5+j1,89А4=S4=15+j4,485=S1=10+j3,26=S1+S2=25+j8,955А3=S1+S2+S3=45+j15,875
=22.619+j7.974=27.381+j9.126=SA2-S2=7.619+j2.279=SA4-S4=12.381+j4.641=S1=10+j3.26=S5=5+j1.89
Выбор
номинального напряжения и сечений проводов
Для ориентировочной оценки Uном
отдельного участка используем методику, разработанную институтом
«Энергосетьпроект», которая заключается в определении напряжения по графикам
зависимости активной мощности, передаваемой по линии, от длины этой линии.
Наивыгоднейшее напряжение может быть предварительно определено по формуле
Илларионова:
Uэк =
где
L - длина линии, км Р - передаваемая мощность, МВт
Схема
1
Участок А-1: Uэк = 104.67 кВ,
Участок А-5: Uэк = 95.99 кВ,
Участок 1-2: Uэк = 89.66 кВ,
Участок 2-3: Uэк = 61.30 кВ,
Участок 3-4: Uэк = 89.90 кВ,
Участок 4-5: Uэк = 89.74 кВ
По графику ([1] 3.1) значения напряжений лежат между 35-110 кВ, т.к. на
кольцевой схеме на всех участках должно быть одинаковое напряжение, поэтому на
всех остальных участках принимаем также напряжение 110 кВ.
При проектировании ВЛ 35-220 кВ выбор сечений проводов производится по
нормируемым показателям, в качестве которых используется нормированное значение
экономической плотности тока Jэк
или токовых интервалов.
Кроме того, сечения выбранные из экономических соображений и округленные
до стандартного значения, должны быть проверены по длительно допустимому току
нагрева, условием коронирования и механической прочности проводов.
Проверка по допустимому нагреву:
Iав ≤
Iдоп, ([1], 3.8) где
Iдоп -
величина длительно допустимого тока,
Iав -
наибольший ток линии для послеаварийного состояния.
Длительно допустимые токи проводов АС определяются по справочным данным в
зависимости от сечения (при t = 20
0С).
Аварийный ток определяется по формуле:
Экономическая
плотность тока для всех участков данной сети равна:
Jэк=1,1 А/мм2
Тогда
для участка А1:
Fэк = Imax/J =
196,98/1,1 = 179,07 мм 2.
Iав = 68,7/(√3*110)
= 360,58 А.
Условие
Iав ≤ Iдоп соблюдается, поэтому
окончательно принимаем провод АС-185/29
Все
дальнейшие расчеты для всех схем и участков сети одинаковы и сведены в таблицы.
Таблица 4.1
|
А-1
|
1-2
|
2-3
|
3-4
|
4-5
|
5-А
|
Smax МВ А
|
35,489+j12.222
|
25,489+j8.962
|
10,489+j3.267
|
9,511+j3.652
|
24,511+j8.137
|
29,511+j10.027
|
S, МВ А
|
37.53
|
27.02
|
10.99
|
10.19
|
25.83
|
31.17
|
Uэк, кВ
|
104.67
|
95.99
|
89.66
|
61.30
|
89.90
|
98.74
|
Unom
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
110
|
Imax, A
|
196.98
|
141.82
|
57.68
|
53.48
|
133.57
|
163.6
|
Fэкон, мм2
|
179.07
|
128.93
|
52.44
|
48.62
|
123.24
|
148.73
|
F, мм2
|
185/29
|
150/24
|
120/19
|
120/19
|
150/24
|
185/29
|
Iдоп, А
|
510
|
445
|
380
|
380
|
445
|
510
|
I ав, А
|
360,58
|
305,42
|
221,23
|
110,17
|
28,08
|
360,58
|
K0 тыс. руб/км
|
12.9
|
11.7
|
11.4
|
11.4
|
11.7
|
12.9
|
Kj , тыс. руб
|
309.6
|
222.3
|
205.2
|
262.2
|
327.6
|
270.9
|
r0,Ом
|
0,162
|
0,198
|
0,249
|
0,249
|
0,198
|
0,162
|
∆ Р’max
|
453
|
227
|
45
|
49
|
306
|
273
|
K0 -
стоимость воздушных линий 110 кВ ([8], П.24 )
Kj= K0ln
∆
Р’max
Схема
2
|
А-5
|
А-4
|
А-3
|
3-2
|
2-1
|
Smax МВ А
|
5+j1.89
|
15+j4.485
|
45+j15.87
|
25+j8.95
|
10+j3.26
|
S, МВ А
|
5,34
|
15,77
|
47,72
|
26,55
|
10,52
|
Uэк, кВ
|
43,69
|
73,34
|
120
|
88,46
|
60,158
|
Unom
|
35
|
35
|
110
|
110-35
|
110-35
|
Imax, A
|
35
|
88,09
|
130,07
|
-
|
218,98
|
86,77
|
|
110
|
-
|
-
|
125,23
|
69,67
|
26,7
|
Fэкон, мм2
|
35
|
80,08
|
118,24
|
-
|
199,07
|
78,88
|
|
110
|
-
|
-
|
113,84
|
63,33
|
24,27
|
35
|
95/16
|
120/19
|
-
|
-
|
-
|
|
110
|
-
|
-
|
120/19
|
95/16
|
95/16
|
Iдоп, А
|
330
|
380
|
380
|
330
|
330
|
I ав, А
|
0
|
260,14
|
250,46
|
139,34
|
179,54
|
K0 тыс. руб/км
|
10,6
|
14,5
|
18,1
|
17,8
|
17,8
|
Kj , тыс. руб
|
222,6
|
754
|
1303,2
|
640,8
|
676,4
|
r0,Ом
|
0,306
|
0,249
|
0,249
|
0,306
|
0,249
|
∆ Р’max
|
149
|
657
|
843
|
160
|
214
|
Схема 3
|
А-5
|
А-1
|
А-4
|
4-3
|
3-2
|
А-2
|
Smax МВ А
|
5+j1.89
|
10+j3.26
|
27,381+j9,126
|
12,38+j4.64
|
7,62+j2,28
|
22,62+j7,94
|
S, МВ А
|
5,34
|
10,52
|
28,86
|
13,22
|
7,95
|
23,97
|
Uэк, кВ
|
43,69
|
60,76
|
95,11
|
66,86
|
53,01
|
89,92
|
Unom
|
35
|
35
|
35-110
|
35-110
|
35-110
|
35-110
|
Imax, A
|
35
|
88,09
|
86,77
|
476,07
|
218,07
|
131,14
|
395,40
|
|
110
|
-
|
-
|
151,47
|
69,39
|
41,73
|
125,81
|
Fэкон, мм2
|
35
|
80,08
|
78,88
|
432,79
|
198,24
|
119,22
|
359,45
|
|
110
|
-
|
-
|
137,7
|
63,08
|
37,94
|
114,37
|
F, мм2
|
35
|
95/16
|
120/19
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
110
|
-
|
-
|
150/24
|
95/16
|
95/16
|
120/19
|
Iдоп, А
|
330
|
380
|
445
|
330
|
330
|
380
|
I ав, А
|
0
|
173,54
|
277,34
|
82,193
|
193,2
|
277,34
|
K0 тыс. руб/км
|
10,6
|
14,5
|
20,0
|
17,8
|
17,8
|
18,1
|
Kj , тыс. руб
|
222,6
|
696
|
520
|
409,4
|
320,4
|
687,8
|
r0,Ом
|
0,306
|
0,249
|
0,198
|
0,306
|
0,306
|
0,249
|
∆ Р’max,кВт
|
149
|
270
|
354
|
,102
|
29
|
449
|
Выбор
трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций.
С цель обеспечения встречного регулирования напряжения на всех
подстанциях устанавливаются трансформаторы с РПН. Учитывая категорийность
потребителей целесообразно устанавливать по 2 трансформатора на каждой
подстанции. В этом случае их мощность должна быть :
Sном ≈
(0.65 - 0.7) Sном, ([1], 3.10)
При этом необходимо чтобы:
Sном≥Smax K12/Kав
([1], 3.11), где
К12 - удельный вес потребителей 1 и 2 категории, %
Кав - коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов. Кав = 1,4.
Схема 1
Для примера рассчитаем трансформаторы на п/ст 1.:
Smax =
10,52 МВ А, K12 = 40%/100% = 0.4, Uном - 110/10 кВ,
Sном≥
(10,52*0,4) / 1,4 = 3,006 (МВ А)
Sном =
0,7Smax = 7,364 (МВ А)(каждого
трансформатора).
Принимаем два трансформатора ТДН 10 000/110.
Дальнейшие расчеты аналогичны для всех вариантов и результаты приведены в
таблицах:
Таблица 5.1
№ п/ст
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Smax,МВ А
|
10,52
|
16,04
|
21,16
|
15,77
|
5,34
|
К12
|
0,4
|
0,5
|
0,6
|
0,4
|
0,35
|
Sном=0,7Smax
|
7,364
|
11,228
|
14,812
|
11,039
|
3,738
|
Sтр,МВА
|
10
|
16
|
16
|
16
|
6,3
|
Uном
|
110/10
|
110/10
|
110/10
|
110/10
|
110/10
|
Трансфор матор
|
2xТДН 10000/110
|
2х ТДН-16000/110
|
2х ТДН- 16000/110
|
2х ТДН- 16000/110
|
2х ТМН- 6300/110
|
Схема 2
№ п/ст
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Smax,МВ А
|
10,52
|
16,04
|
21,16
|
15,77
|
5,34
|
К12
|
0,4
|
0,5
|
0,6
|
0,4
|
0,35
|
Sном=0,7Smax
|
7,364
|
11,228
|
14,812
|
11,039
|
3,738
|
Sтр,МВА
|
10
|
16
|
16
|
16
|
6,3
|
Uном
|
35/10
|
110/10
|
110/10
|
110/10
|
35/10
|
Трансфор матор
|
2xТДНС 10000/35
|
2х ТДН-16000/110
|
2х ТДН- 16000/110
|
2х ТДН- 16000/110
|
2х ТМ- 6300/35
|
Схема 3
№ п/ст
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Smax,МВ А
|
10,52
|
16,04
|
21,16
|
15,77
|
5,34
|
К12
|
0,4
|
0,5
|
0,6
|
0,4
|
0,35
|
Sном=0,7Smax
|
7,364
|
11,228
|
14,812
|
11,039
|
3,738
|
Sтр,МВА
|
10
|
16
|
16
|
16
|
6,3
|
Uном
|
35/10
|
110/10
|
110/10
|
35/10
|
35/10
|
Трансфор матор
|
2xТДНС 10000/35
|
2х ТДН-16000/110
|
2х ТДН- 16000/110
|
2х ТДНС- 16000/35
|
2х ТМ- 6300/35
|
Для вариантов с кольцевыми элементами применяем схему: мостик с
выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Схема
применяется на напряжение 35-220 кВ. (приложение1) Для 2-ой схемы применяем
схему: два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии
и одна секционированная система шин с обходной с отделителями в цепях
трансформаторов и совмещенным секционным и обходным выключателем. Для 3-ей
схемы два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии и
мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Схемы
применяется на напряжения 35-220 кВ. (приложение 2, 3)
Технико-экономическое
сравнение вариантов
Задачей расчета является предварительное сопоставление трех схем
электрической сети разной конфигурации.
Наивыгоднейшая схема выбирается путем расчета сравнительной экономической
эффективности капитальных вложений.
. Капиталовложения в электрическую сеть К состоят из вложений на
содержание воздушных линий (Кл) и подстанций (Кп):
К = К’з К’л + K’’з К’’л = Кл +
Кп ([2], 4.1),где
К’з, K’’з - укрупненные зональные
коэффициенты.
Для начала определим капиталовложения на содержание ВЛ.
Схема 1
Линии - одноцепные, на железобетонных опорах.
Все линии на напряжение 110 кВ, на участках провода марки АС-185/29,
АС-120/19, АС-150/24.
С учетом зонального коэффициента имеем:
Кл = К j * К’з = 1597.8 * 1,1 = 1757.58 тыс.
руб.
2. Капиталовложения в подстанции состоят из ряда составляющих:
Кпi = Кпостi + Ктi +
Кору ([2], 4.3),
где Кпост - постоянная часть затрат на подстанции, принимаемая в
зависимости от напряжения и схемы электрических соединений на стороне ВН.
Для каждой подстанции:
1. Кпост1 = 210
тыс.руб.
2. Кпост2 = 210тыс.руб.
. Кпост3 = 210
тыс.руб.
. Кпост4 = 210
тыс.руб.
. Кпост5 = 210
тыс.руб.
6. Кпост= 1050 тыс. руб
Кт - сумма расчетных стоимостей трансформаторов на данной подстанции:
1. Кт1 = 2 * 48 = 96 тыс.руб.
2. Кт2 = 2 * 40 = 80 тыс.руб.
. Кт3 = 2 * 40 = 80 тыс.руб.
. Кт4 = 2 * 40 = 80 тыс.руб.
. Кт5 = 2 * 36 = 72
тыс.руб.
6. Кт = 408 тыс.руб
Кору - стоимость распределительного устройства на стороне ВН на i-й подстанции:
1. Кору1 = 75 тыс.руб.
2. Кору2 = 75 тыс.руб.
. Кору3 = 75 тыс.руб.
. Кору4 = 75 тыс.руб.
. Кору5 = 75 тыс.руб.
6. Кору=375тыс.руб
Кору берется в зависимости от схемы присоединения, количества
выключателей.
Кп
= 1,1(1050+375+408) = 3773,88 тыс.руб.
U = U’л +
U’п + Зпот = (Qл/100)*Кл + (Qп/100)Кп
+ Зпот,
где
([2], 4.4)
Uл,Uп -
ежегодные сумму отчислений на амортизацию и затрат на обслуживание.
Зпот
- затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии сети.
Зпот
= ∆A’ З’э + ∆A’’ З’’э,
где
([2], 4.5)
З’э,
З’’э - стоимость 1 кВт ч и потерь энергии,
∆A’ -
потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, они складываются из потерь в
линиях и потерь КЗ в трансформаторах.
Потери
в линии:
,
где
U = 110 кВ, S - максимальная мощность,
потребляемая на подстанции,
rУД - удельное
сопротивление линии,
l - длина линии,
n - количество
цепей (n = 2).(см.табл.)
∆A” -
потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки - потери холостого хода в
трансформаторах.
∆Р = 2 *(28+38+38+38+23) = 330 кВт;
Коэффициенты
З’э и З’’э принимаем по графику:
З’э
= 2,8 коп/кВт ч; З’’э = 1,8 коп/кВт ч;
Затраты
на потери:
Зпот
= 52,03+71,56=123,59 тыс.руб.
Суммарные
нормы затрат на обслуживание и отчисления на амортизацию для линий (Qл) и
подстанций (Qп):
Qл = 2,8 %; Qп =
9,4 %, - справочные величины.
Тогда:
U = (Qл/100)*Кл
+ (Qп/100)Кп + Зпот = (2,8/100)*1757,58 + (9,4/100) *
2016,3 + 123,59 = 495,05 тыс.руб.
.
Приведенные затраты:
З
= Ен*К + U, где Ен = 0,12 руб/год
норматив
сравнительной эффективности капиталовложений:
З
= 0,12*3773,88+495,05 = 947,91 тыс.руб.
Для
других схем расчёты аналогичны и приведены в виде таблиц:
электроэнергия схема сеть напряжение
Схема2
№ пс
|
Кпост тыс.руб.
|
Кт тыс.руб.
|
Кору тыс.руб.
|
Кп тыс.руб.
|
Кл тыс.руб.
|
К тыс.руб.
|
Зпот тыс.руб.
|
Uтыс.руб.
|
Зтыс.руб.
|
1
|
130
|
43
|
36,3
|
|
|
|
|
|
|
2
|
130
|
40
|
36,3
|
|
|
|
|
|
|
3
|
170
|
40
|
8,3
|
|
|
|
|
|
|
4
|
60
|
49
|
8,3
|
|
|
|
|
|
|
5
|
60
|
11,3
|
8,3
|
|
|
|
|
|
|
550366,697,51115,513598,764714,27502,4670,121235,83
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Схема 3
№ пс
|
Кпост тыс.руб.
|
Кт тыс.руб.
|
Кору тыс.руб.
|
Кп тыс.руб.
|
Кл тыс.руб.
|
К тыс.руб.
|
Зпот тыс.руб.
|
U тыс.руб.
|
З тыс.руб.
|
1
|
60
|
43
|
8,3
|
|
|
|
|
|
|
2
|
60
|
40
|
8,3
|
|
|
|
|
|
|
3
|
210
|
40
|
75
|
|
|
|
|
|
|
4
|
210
|
40
|
75
|
|
|
|
|
|
|
5
|
210
|
11,3
|
75
|
|
|
|
|
|
|
750348,6241,61474,223141,824616,04437,04627,541181,46
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
После сравнение вариантов схем можно сделать вывод, что строительство
сети по схеме 1 выгоднее, т.к.затраты на её строительство и обслуживание
меньше, чем для схемы 2 и 3.
Расчет
основных режимов электрической сети
К основным режимам работы электрической сети относят режимы максимальных
и минимальных нагрузок, а также один из наиболее тяжелых послеаварийных
режимов.
Задача расчета режима максимальных нагрузок состоит в определении узловых
напряжений, потоков мощности в ветвях схемы, суммарных потерь мощности и
энергии. Величины потерь мощности и энергии используются для расчета ТЭП сети.
Расчет послеаварийного режима и режима минимальных нагрузок сводится к
определению узловых напряжений. Исходными данными являются схема замещения
сети, расчетные нагрузки подстанций и напряжение на шинах ИП. На кольцевой
схеме на всех участках должно быть одинаковое напряжение и сечение, поэтому
принимаем, что на всей протяженности линий соединяющих подстанции, используется
провод марки АС-185/29 с параметрами:
r0 =
0.162 Ом.
х0 = 0,413 Ом,
q0 =
3.7 МВар,
Составление
схемы замещения сети.
Параметры схемы замещения определяются выражениями:
R = ro*l / n -
активное сопротивление участка ЛЭП; ([2], 5.1)
ro -
уд. Активное сопротивление,
l -
длина участка,
n -
число цепей.
Х = xo*l / n, -
индуктивное сопротивление линии
хо - погонное индуктивное сопротивление,
Qc = U2p*bo*l*n = qo*n*l - зарядная мощность ЛЭП.
bo -
удельная емкостная проводимость,
Uр -
рабочее напряжение сети.
Данные о параметрах участков сети занесем в таблицу:
Таблица 4.1
Участок
|
А-1
|
1-2
|
2-3
|
3-4
|
4-5
|
5-А
|
l, км
|
24
|
19
|
18
|
23
|
28
|
21
|
R, Ом
|
3,888
|
3,078
|
2,916
|
3,726
|
4,536
|
3,402
|
Х, Ом
|
9,912
|
7,847
|
7,434
|
9,499
|
11,564
|
8,673
|
Qс, Мвар
|
0,888
|
0,703
|
0,666
|
0,851
|
1,036
|
0,777
|
R = Rт/m, X = Xт/m, ∆Sхх = m (∆Pxx + j∆Qxx), где ([2], 5.2)
Rт, Xт - расчетные сопротивления каждого
трансформатора.
m -
число трансформаторов (по два на каждой подстанции).
Параметры трансформаторов для всех подстанций сведем в таблице IV.2:
№ п/ст
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Тип тр-ра.
|
2xТДН 10 000/110
|
2х ТДН 16 000/110
|
2х ТДН- 16000/110
|
2х ТДН- 16000/110
|
2х ТМН 6300/110
|
Rт, Ом
|
7.95
|
4.38
|
4,38
|
4.38
|
14.7
|
Хт, Ом
|
139
|
86.7
|
86,7
|
86.7
|
220.4
|
∆Pх, МВт
|
0,028
|
0.038
|
0,038
|
0.038
|
0.023
|
∆Qх, Мвар
|
0,14
|
0.224
|
0,224
|
0.224
|
0.1008
|
∆Sхх, МВ А
|
0,056+j0,28
|
0,076+j0,448
|
0,076+j0,448
|
0,076+j0,448
|
0,046+j0,202
|
R, Ом
|
3.975
|
2.19
|
2,19
|
2.19
|
7.35
|
Х, Ом
|
69.5
|
43.35
|
43,35
|
43.35
|
110.2
|
Расчетная нагрузка каждой подстанции определяется выражением:
Sp = Pн + jQн + ∆P + j∆Q + ∆Рх + j ∆Qх - Σ jQc/2, где ([2], 5.4)
Pн + jQн - нагрузка подстанции,
∆P + j∆Q -
потери мощности в трансформаторах,
Σ jQc/2 - суммарная зарядная мощность линии, входящая в
узел.
∆S = ∆P + j∆Q = (Sн/Uном)2(R+jX).
Эквивалентная схема замещения сети (см.приложение 4)
Для примера рассчитаем нагрузку на подстанции 1:
∆S = ∆P + j∆Q = (Sн/Uном)2(R+jX)
Sp
=10.061+j3,187 МВ А
Данные об остальных подстанциях сведем в таблицу IV.3.:
№ п/ст
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Sн ,МВ А
|
10+j3.26
|
15+j5.695
|
20+j6.92
|
15+j4.485
|
5+j1.89
|
∆S, МВ А
|
0,033+j0.582
|
0.043+j0.843
|
0.074+j1.468
|
0.041+j0.804
|
0.0158+j0.238
|
Sj’ ,МВ А
|
10.033+j3.842
|
15.043+j6.538
|
20.074+j8.388
|
15.041+j5.289
|
5.016+j2.128
|
Sр, МВ А
|
10.061+j3.187
|
15.081+j6.078
|
20.112+j7.854
|
15.079+j4.57
|
5.039+j1.323
|
Расчет
основных режимов электрической сети.
Значение мощности вычисляется по формуле:
S н = SКн + ∆S = Pн + jQн +∆P + j∆Q, ([2], 5.5)
Где S н и SК - мощность соответственно в начале и конце участка.
∆S = (Sн/Uном)2(Rл+jXл) - потери в линии.
Продольную и поперечную составляющую падения напряжения в трансформаторах
определим по формулам:
∆U = (PR + QX) / U2 ; δU = (PX - QR) / U2 ; ([2], 5.6)
где U2 - напряжение в начале участка,
U’2 =
напряжение
в конце участка. ([2], 5.7)
Расчет
мощностей приведем в таблице IV.4.:
Участок
|
A-1
|
1-2
|
2-3
|
3-4
|
4-5
|
5-A
|
Sнк,МВ А
|
35.689+j12.869
|
25.628+j9.682
|
11.547+j3.604
|
9.564+j4.25
|
24.643+j8.82
|
29.682+j10.143
|
Rл+jXл
|
3.888+j9.912
|
3.078+j7.847
|
2.916+j7.434
|
3.726+j9.499
|
4.536+j11.564
|
3.402+j8.673
|
∆S, МВ А
|
0.462+j1.179
|
0.191+j0.4586
|
0.035+j0.0898
|
0.034+j0.086
|
0.257+j0.654
|
0.277+j0.705
|
Sн, МВ А
|
36.151+j14.048
|
25.819+j10.168
|
11.582+j3.694
|
9.598+j4.336
|
24.9+j9.474
|
29.959+j10.848
|
Определим напряжения. Для режима максимальных нагрузок напряжение в
начале головных участков ( в узле А), выше на 10% от Uном:
UA =
1.1 * 110 = 121 кВ.
Расчет напряжений в таблице IV.5
Участок
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
U2, кВ
|
118.7
|
117.3
|
116.8
|
117.5
|
119.4
|
∆U, кВ
|
2.585
|
2.697
|
3.489
|
2.232
|
2.273
|
δU,
кВ
|
5.746
|
5.437
|
7.293
|
5.45
|
4.498
|
U'2, кВ
|
116.257
|
114.732
|
113.545
|
115.397
|
117.21
|
Режим наименьших нагрузок.
Для режима наименьших нагрузок перетоки мощности остаются такие же как и
в режиме наибольших нагрузок.
Для режима минимальных нагрузок напряжение на шинах ИП на 5% выше
Uном,
т.е. UA = 1.05 Uн = 115,5 кВ.
Расчет продольной и поперечной составляющих произведем по формулам 5.6 и
5.7 и представим в таблице IV.8.:
Таблица IV.8.
Участок
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
U2, кВ
|
113.2
|
111.8
|
111.3
|
112
|
113.9
|
∆U, кВ
|
2.711
|
2.829
|
3.662
|
2.341
|
2.383
|
δU,
кВ
|
5.746
|
7.653
|
5.718
|
4.716
|
U'2, кВ
|
110.638
|
109.12
|
107.91
|
109.808
|
111.597
|
Послеаварийный режим.
Наиболее опасная авария - это обрыв провода на головных участках сети.
a) Обрыв участка А-5:
Расчет потерь мощности :
SA1=65.372+j23.012=55.311+j19.825=40.23+j13.747=20.118+j5.893=5.039+j1.323
Для послеаварийного режима напряжение на шинах ИП UA = 121 кВ
При обрыве участка А-5 рассчитаем потери напряжения и сведем в таблицу IV.12.:
Участок
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
U2, кВ
|
117
|
114.2
|
112.3
|
111.1
|
110.8
|
∆U, кВ
|
2.623
|
2.769
|
3.629
|
2.36
|
2.449
|
δU,
кВ
|
5.828
|
5.583
|
7.585
|
5.764
|
4.848
|
U'2, кВ
|
114.525
|
111.601
|
108.814
|
108.893
|
108.459
|
Выбор средств регулирования напряжения
Необходимость регулирования напряжения обусловлена существованием
целесообразных пределов изменения напряжения в процессе эксплуатации
электрической системы при изменении нагрузок системы.
В качестве основных средств регулирования напряжения на понижающих
подстанциях применяются трансформаторы с РПН.
По результатам расчета режимов наибольших и наименьших нагрузок известны
уровни напряжений на шинах ВН подстанций.
Напряжение на низкой стороне подстанций:
U2Н = U’2Н - ∆Uт ([2], 5.8)
Потери напряжения в трансформаторе:
∆Uт = (PнRт + QнXт) / U’2Н ([2], 5.9)
1. Режим наибольших нагрузок.
∆Uт1 =2.312 кВ, U2Н = 118,688 кВ,
Дальнейший расчет представим в виде таблицы V.1.:
№ п/ст.
|
A1
|
1-2
|
2-3
|
3-4
|
4-5
|
A-5
|
∆Uт, кВ
|
2.312
|
1.342
|
0.522
|
0.655
|
1.864
|
1.620
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
-
|
U2н, кВ
|
118.688
|
117.346
|
116.824
|
117.516
|
119.38
|
-
|
2. Режим наименьших нагрузок.
Потерю напряжения в режиме min
нагрузок можно найти, умножив полную потерю напряжения в режиме max нагрузок ∆U на коэффициент min нагрузок 0,55.
U1Н = U’2 - ∆U1 * 0,55 = 113,2 кВ,
U2Н =
111.8 кВ,
U3Н =
111.3 кВ,
U4Н =
112 кВ,
U5Н =
113.88 кВ.
3. Послеаварийный режим. Для подстанции 1:
∆Uт1 = (65.372*3.888+23.012*9.912 )/
121 = 3.986 кВ,
U2Н = U’2 - ∆Uт1 = 117.014 кВ.
Данные об остальных п/ст. в таблице V.2.:
№ п/ст.
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
∆Uт, кВ
|
3.986
|
2.784
|
1.922
|
1.166
|
0.343
|
U2н, кВ
|
117.014
|
114.23
|
112.308
|
111.143
|
110.799
|
Номинальное напряжение на шинах НН подстанций Uн.ном. = 10 кВ. С учетом рекомендаций ПУЭ принимаем желаемое
напряжение на шинах НН:
Напряжение
ответвления:
Up = U2Н (Uн.ном/
Uжел2н),
тогда
номер регулировочного ответвления равен:
,
где
([2], 5.12)
Uнт = 115 кВ -
номинальное напряжение высокой стороны трансформатора.
Uн.ном = 11 кВ -
номинальное напряжение низкой стороны трансформатора.
Ео
= 1,78% - вольтодобавка одного ответвления.
Регулирование
± 9 х 1,78%
Действительное
напряжения на стороне НН:
([2], 5.13)
1. Режим наибольших нагрузок:
Рассмотрим на примере п/ст 1:
Uр1=
116.257 (11/10,5) = 121.793 кВ
n =
(121.793-115/115*1.78) 100 ≈ +3,
Uотв1
= 115+(3*115*178)/100 = 121,141 кВ
Uд =
116,257*(11/121,141)=10,55
Остальные данные занесем в таблицу V.3.:
№ п/ст.
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Uр, кВ
|
121,793
|
120,195
|
118,952
|
120,892
|
122,791
|
n
|
3
|
2
|
2
|
3
|
4
|
U отв, кВ
|
121,141
|
119,094
|
119,094
|
121,141
|
123,188
|
Uд., кВ
|
10,55
|
10,59
|
10,49
|
10,48
|
10,47
|
2. Режим наименьших нагрузок. Аналогично.
Результаты расчета в таблице V.4.:
№ п/ст.
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Uр, кВ
|
115,906
|
114,316
|
113,048
|
115,037
|
116,911
|
n
|
0
|
0
|
-1
|
0
|
1
|
U отв, кВ
|
115
|
115
|
112,953
|
115
|
117,047
|
Uд., кВ
|
10,58
|
10,44
|
10,51
|
10,5
|
10,49
|
Результаты в таблице V.5.:
№ п/ст.
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Uр, кВ
|
119,978
|
116,915
|
113,996
|
114,078
|
113,624
|
n
|
2
|
1
|
-1
|
-1
|
-1
|
U отв, кВ
|
119,094
|
117,047
|
112,953
|
112,953
|
112,953
|
Uд., кВ
|
10,57
|
10,48
|
10,59
|
10,6
|
10,56
|
Основные технико-экономические показатели К основным
технико-экономическим показателям спроектированной электрической сети
относятся:
1. Капитальные вложения К в строительство ВЛ (Квл) и подстанций (Кп/ст):
(определено
в п.3),
Кзру
= Кяч*Nяч= 133,846*2,3=307,846 тыс.руб.
Nяч = SΣ+3*5+Nку+Nрез=68,846+15+40+10=133,846
тыс.руб. Кяч = 2.3 тыс. руб.
Кку=ΣQку*Rку=12,8*10=128
тыс.руб
Rку=7…10
тыс.руб./МВар
тыс.руб.
К==2495,731+1757,58=4253,311 тыс.руб.
2. Годовые эксплуатационные затраты:
U =
(2,8/100)*1757,58 + (9,4/100) * 2495,731 + 123,59 = 407,4 тыс.руб.
3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети:
Агод
- полезнопереданная электроэнергия за год.
Sэ/э = 407,4 /
208000 = 0.19 (коп./кВт ч)
4. Суммарные максимальные потери активной мощности сети:
5. Коэффициент полезного действия по передаче активной мощности:
где
Рип = 80 - мощность выработанная источником питания.
6. Коэффициент полезного действия по передаче электрической энергии:
Заключение
При расчете курсового проекта произведена разработка технически и
экономически целесообразного варианта электрической сети 110 (кВ) для снабжения
подстанций энергосистемы. Схема выбранная в результате расчета и
технико-экономического сравнения вариантов не требует трехобмоточных
трансформаторов, так же выбрано напряжение на всех подстанциях энергосистемы
110 (кВ). В курсовом проекте были рассчитаны три основные схемы
электроснабжения, из которых мы выбираем одну. Главным критерием выбора схемы
электроснабжения являются: экономичность и надежность электроснабжения
потребителей. В моей схеме применены двухобмоточные трансформаторные
подстанции, имеющие потребителей первой и второй категории. Себестоимость
передачи электрической энергии 0,19(коп/ кВт•ч) КПД по передачи активной
мощности 98,1 % КПД по передачи электроэнергии 99,2%.
Список
литературы
1. Методические указания (к выполнению курсового проекта по
дисциплине “Электрические сети и системы”) Часть 1. Метод. Указ. Чита: Чит.ПИ
1989.30 с.
2. Методические указания (к выполнению курсового проекта
по дисциплине “Электрические сети и системы”) Часть 2. Метод. Указ. Чита:
Чит.ПИ 1993.15 с.
. Справочник по проектированию электро-энергетических
систем. Издательство “Энергия” 1977. Энергомаш. Издан 1985 с изменениями под
редакцией С.С. Рокотяна. И. М. Шапиро.
. Справочник по проектированию электроснабжения.
Москва. “Энергия” 1980. Изданье третье переработанное и дополненное под
редакцией В.И. Круповича, Ю.Г. Барыбина, М.Л. Самовера.
5. Бацежев Ю.Г., Грунин О.М. Электрические системы и сети -
сборник задач М.:1992
6. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник
для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1989.-592 с.