Строительство по схеме № 4 имеет наибольшие затраты, но она является самой надёжной, кроме того, узловая ПС 5 имеет схему резервирования по сети 35 кВ. Схема с оптимальными затратами на строительство и обслуживание — является схема № 5.
9. 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 всех участках должно быть одинаковое напряжение и сечение, поэтому принимаем, что на всей протяженности линий соединяющих подстанции, используется провод марки АС-120/19 с параметрами: r0 = 0,249 Ом/км.х0 = 0,427 Ом/км, q0 = 3,2МВар/км, Параметры схемы замещения определяются выражениями:
активное сопротивление участка ЛЭП:(9.1)гдеr0 — удельное активное сопротивление, Ом/км;l — длина участка, км;n — число цепей.
индуктивное сопротивление участка ЛЭП:(9.2)гдеx0 — погонное индуктивное сопротивление, Ом/км;l — длина участка, км;n — число цепей. Зарядная мощность ЛЭП определяется по формуле:(9.3)гдеb0= 0,0266- удельная емкостная проводимость, мк.
См/км;Uр — рабочее напряжение сети, кВ. Результаты расчетов сведем в таблицу 9.
1.Таблица 9.1Результаты расчетов параметров участков сети.
Участок1−44−67−33−52−51−26−7l, км3 974 435 241 6186R, Ом9,71 118,42610,70 712,94810,20 915,18921,414Х, Ом16,65 331,59818,36 122,20417,50 726,04736,722Qс, Мвар0,130,240,140,170,130,230,28Расчетные сопротивления каждого трансформатора определяются по формулам:(9.4)(9.5)(9.6)гдеm — число трансформаторов (по два на каждой подстанции).Результаты расчетов параметров трансформаторов для всех подстанций сведем в таблицу 9.2Таблица 9.
2.Результаты расчетов параметровтрансформаторов№ п/ст123 456.
Тип тр-ра.2х ТДН31 500/1102х ТРДН4000/1102х ТРДН6300/1102х ТРДН6300/1102х ТРДН6300/1102x ТРДН10 000/110Rт, Ом4.
2616.
514.
714.
714.
77.95Хт, Ом82.
3240.
8220.
4220.
4220.4139∆Pх, МВт0.
0380.
0190.
0230.
0230.0230,028∆Qх, Мвар0.
2240.
100.
10 080.
10 080.10080,14∆Sхх, МВА0,076+j0,4480,038+j0,0190,046+j0,2020,046+j0,2020,046+j0,2020,056+j0,28R, Ом2.
198.
297.
357.
357.
353.
975Х, Ом43.
35 120.
4110.
2110.
2110.
269.
5Расчетную нагрузку каждой подстанции определяем по следующей формуле:(9.7)гдеPН + jQН — нагрузка подстанции, МВт;∆P + j∆Q — потери мощности в трансформаторах, МВт;Σ jQc/2 — суммарная зарядная мощность линии, входящая в узел, МВар;
Результаты расчетов сведем в таблицу 9.
3.Таблица 9.3Результаты расчетов нагрузок подстанций№ п/ст12 3456SН, МВА33+j1,55+j1,98+j3,147+j2,738+j3,119+j3,5∆S, МВА0,197+j3,9020,377+j5,4730,039+j0,5830,03+j0,4460,04+j0,5480,028+j0,465Sj', МВА33,197+j5,4025,377+j7,3738,039+j3,7237,03+j3,1768,04+j3,6589,028+j3,965SР, МВА33,394+j3,0675,754+j5,9588,078+j3,0237,06+j3,0918,08+j3,5939,056+j3,59 310.
Расчет основных режимов электрической сети. Значение мощности вычисляется по формуле:(10.1)гдеSН и SК — мощность соответственно в начале и конце участка, МВА;Потери в линии:(10.2)(10.3)Продольная и поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторах определяется по формулам:(10.4)гдеU2 — напряжение в начале участка, Напряжение в конце участка определяется по формуле:(10.5)Результаты расчета мощности и напряжения сведем в таблицы 10.1 и 10.2Таблица 10.1Результаты расчета мощности.
Участок1−44−67−33−52−51−26−7Sнк, МВ А9,31+j3,4129,02+j8,5223,67+j8,7215,05+j4,757,65+j2,915+j1,225+j3,23Rл+jXл9,711+j16,6518,426+j31,510,707+j18,312,948+j22,210,209+j17,515,189+j26,121,414+j36,7∆S, МВ А0.07+j0,1191,284+j0,190,265+j0,4580.
035+j0.
0990.
034+j0.
080.
026+j0,0660.
034+j1,02Sн, МВ А9,38+j3,5330,27+j8,7123,93+j9,1815,09+j4.857,68+j3,05,03+j1,235,03+j4,25Таблица 10.2Результаты расчета напряжения.
Участок12 3456U2, кВ118,6117,4116,9117,6119,5118,1∆U, кВ2,592,693,482,242,272,71δU, кВ5,755,447,295,454,495,45U'2, кВ116,26 114,73113,55 115,39117,21 115,7610.
1. Расчёт режима 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, UA = 1.05 Uн = 115,5 кВ. Результаты расчета продольной и поперечной составляющих сведем в таблицу 10.
3.Таблица 10.3Результаты расчета напряжения в режиме наименьших нагрузок.
Участок12 3456U2, кВ113,2111,8111,3 112 113,9112,9∆U, кВ2,712,833,662,342,382,65δU, кВ5,755,717,655,724,725,69U'2, кВ110,64 109,12107,91 109,81111,59 110,2310.
4. Расчёт послеаварийного режима. Наиболее опасная авария — это обрыв провода на головных участках сети. Рассмотри эти варианты подробнее. Обрыв участка 1−2:Расчет потерь мощности: S12=65,372+j23,012S23=55,311+j19,825S34=40,23+j13,747S45=20,118+j5,893S16=9,039+j1,323Для послеаварийного режима напряжение на шинах ИП UA = 121 кВ. При обрыве участка А-5 рассчитаем потери напряжения и сведем в таблицу 10.
4.Таблица 10.4Результаты расчета напряжения в послеаварийном режиме.
Участок12 3456U2, кВ117 114,2112,3111,1110,8116∆U, кВ2,622,773,632,362,452,55δU, кВ5,835,587,595,764,855,47U'2, кВ114,53 111,60108,81 108,89108,46 113,6811.
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 [7]. По результатам расчета режимов наибольших и наименьших нагрузок известны уровни напряжений на шинах ВН подстанций.(11.1)Напряжение на низкой стороне подстанций:
Потери напряжения в трансформаторе:(11.2)11.
1. Режим наибольших нагрузок∆UТ1 =2,312 кВ, U2Н = 118,688 кВ, Дальнейший расчет сведем в таблицу 11.1:Таблица 11.1Результаты расчета напряжения в режиме наибольших нагрузок№ уч.1−44−67−33−52−51−2∆Uт, кВ2,311,340,520,661,861,62№ п/ст.12 3456U2н, кВ118,69 117,35116,82 117,52119,38 118,2811.
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.U2Н = 111,8 кВ, U3Н = 111,3 кВ, U4Н = 112 кВ, U5Н = 113,88 кВ. U6Н = 112,79 кВ. Послеаварийный режим. Для подстанции 1: Данные об остальных ПС сведены в таблицу 11.2:Таблица 11.2Результаты расчета напряжения в послеаварийном режиме№ п/ст.123 456∆UТ, кВ3,9862,7841,9221,1660,3433,44U2Н, кВ117,14 114,23112,308 111,143110,799 114,84Номинальное напряжение на шинах НН подстанций UН.НОМ. = 10 кВ. С учетом рекомендаций ПУЭ принимаем желаемое напряжение на шинах НН: Напряжение ответвления: (11.3)Номер регулировочного ответвления равен:(11.4), гдеUНТ-номинальное напряжение высокой стороны трансформатора 115, кВUн. ном — номинальное напряжение низкой стороны трансформатора, 11 кВ. Ео = 1,78% - вольтодобавка одного ответвления. Регулирование ± 9×1,78%Действительное напряжения на стороне НН:(11.5)(11.6)11.
3. Режим наибольших нагрузок.
Рассмотрим на примере ПС1: Результаты расчетов сведем в таблицу 11.3Таблица 11.3№ п/ст.12 3456Uр, кВ121,79 120,2118,95 120,89122,79 121,56n322343Uотв, кВ121,14 119,1119,1121,14 123,19121,1Uд., кВ10,5510,5910,4910,4810,4710,5211.
4. Режим наименьших нагрузок.
Расчёт режима наименьших нагрузок произведём аналогично расчету режима наибольших нагрузок. Результаты расчета сведём в таблицы 11.4 и 11.
5.Таблица 11.4№ п/ст.12 3456Uр, кВ115,91 114,32113,5 115,04116,91 115,64n00−1010Uотв, кВ115 115 112,95115117,05115Uд., кВ10,5810,4410,5110,510,4910,55Таблица 11.
5.№ п/ст.12 3456Uр, кВ119,98 116,92113,996 114,08113,62 119,25n21−1-1−11Uотв, кВ119,9 117,05112,95 112,95112,95 117,05Uд., кВ10,5710,4810,5910,610,5610,5312.
Определение технико-экономических показателей сети. Основные технико-экономические показатели К основным технико-экономическим показателям спроектированной электрической сети относятся:
Капитальные вложения К в строительство ВЛ (Квл) и подстанций (Кп/ст):(12.1)(12.2)(12.3)(12.4)Годовые эксплуатационные затраты:
Себестоимость передачи электроэнергии по сети:(12.5)где.
АГОД — полезнопереданная электроэнергия за год.(12.6)Суммарные максимальные потери активной мощности сети:(12.7)Коэффициент полезного действия по передаче активной мощности:(12.8)где.
РИП = 80 — мощность выработанная источником питания, МВт.
Заключение
.
В курсовой работе рассчитали технико-экономические показатели, которые включают в себя основные технические, энергетические и экономические показатели работы сети, в том числе потери электроэнергии (в трансформаторах и линиях), коэффициент полезного действия сети. Как видно из расчетов они зависят от уровня напряжения сети, протяженности и количества цепей линий электропередачи, передаваемой электрической мощности, конфигурации сети, от мощности нагрузок, от вида оборудования, от организации управления и обслуживания сети и других факторов. Так же из расчетов видно, что при строительстве электрической сети основную часть капиталовложений составляют капитальные вложения в линии электропередачи, в подстанции. При расчете курсового проекта произведена разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 110 (кВ) для снабжения подстанций энергосистемы, так же выбрано напряжение на всех подстанциях энергосистемы 110 (кВ).
Список литературы
Герасименко, А. А. Передача и распределение электрической энергии /A. А. Герасименко, В. Т. Федин. — 2-е изд. — Ростов н/Д.; Феникс; Красноярск;
Издательские проекты, 2008. — 720 с. Ершевич, В. В.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В. В. Ершевич, И. М. Зейлигер; под. Ред. С.
С. Рокотян, И. М. Шапиро. — М: Энергоатомиздат, 1985. ;
352 с. Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков.
— М.: Энергоатомиздат, 1989.-608 с. &# 39;Электрические системы. Электрические сети. Т.
П / под Ред. B. А. Веникова. — М.: Высш. шк., 1971.
— 438 с. Мельников, Н. А. Электрические сети и системы / Н. А. Мельников. ;
М.: Энергия, 1975. — 463 с. Солдаткина, Л. А.
Электрические сети и системы / Л. А. Солдаткина. — М.: Энергия, 1978.-216 с. Маркович, И.
М. Режимы энергетических систем / И. М. Маркович. — М.: Энергия, 1969. ;
352 с. Боровиков, В. А. Электрические сети энергетических систем: учебник для техникумов / В. А. Боровиков. ;
Л.: Энергия, 1977. — 392 с. Блок, В. М.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: учеб. пособие для студентов вузов / В. М. Блок, Г.
К. Обушев, Л. Б. Паперно и др. — М.: Высш. шк., 1990.
— 384 с. Поспелов, Г. Е. Электрические системы и сети.
Проектирование/ Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин. — Минск: Высшая школа, 1988.
— 310 с. Шубенко, В. А. Учебное пособие по проектированию сетей электрических систем / В. А. Шубенко.
— Томск, 1961. — 76 с. Расчеты и анализ Режимов Работы сетей / под Ред.
В. А. Веникова. — М.: Энергия, 1974. ;
333 с. Петренко, Л. И. Электрические сети. Сборник задач / Л. И.
Петренко. — Киев: Высшая школа, 1976. — 215 с. Шубенко, В. А. Промеры по курсу «Электрические сети и системы» / В.
А. Шубенко. — Красноярск; КПП 1975. — 128 с. Арзамасцев, Д.
А. Модели оптимизации и Развития энергосистем / Д. А. Арзамасцев, А. В. Липес, А. Л. Мызин.
— М.: Высш. шк., 1987. -272 с.
