Проектирование электрической сети

• Введение
• 1. Выбор схемы электроснабжения сетевого района.
• 1.1 Определение потока мощности от электростанции В.
• 1.2 Выбор номинального напряжения сети.
• 1.3 Выбор компенсирующих устройств.
• 1.4 Распределение реактивных мощностей.
• 1.5 Выбор сечений и марок проводов ЛЭП.
• 1.6 Структурные схемы подстанций. Выбор мощности тарансформаторов подстанций.
• 1.7 Технико-экономическое сравненение вариантов
• 2. Расчет параметров режимов работы электрической сети
• 2.1 Составление схемы замещения электрической сети.
• 2.2 Расчет режима максимальных зимних нагрузок
• 2.2.1 Ручной расчет режима зимних максимальных нагрузок
• 2.2.2 Расчет режима зимних максимальных нагрузок в программе ROOR
• 2.2.3 Регулирование напряжения на шинах понижающих подстанций в режиме зимних максимальных нагрузок
• 2.2.4 Оптимизация режимов работы сети
• 2.3 Расчет режима минимальных зимних нагрузок
• 2.4 Расчет режима максимальных летних нагрузок
• 2.5 Расчет режима максимальных летних нагрузок
• 3. Анализ результатов расчета режимов спроектированной сети
• 4. Основные технико-экономические показатели сети
• Заключение
• Библиографический список

Введение

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической сети напряжением 35 — 110 кВ, предназначенной для надежного электроснабжения пяти пунктов потребления электроэнергии, которые содержат различные категории потребителей.

Электроснабжение этих пунктов осуществляется от крупной подстанции, А и электростанции В. Сеть располагается во втором районе по гололеду, воздушные линии электропередачи выполнены на железобетонных опорах.

Большая часть проекта посвящена выбору экономически целесообразной схемы районной сети, выбору оборудования, устанавливаемого в сети. После выбора оптимальной схемы в курсовом проекте рассматриваются наиболее характерные режимы работы, производится сравнение полученных параметров режимов работы сети. Для выбранной схемы сети производится оптимизация режимов работы сети, регулирование напряжения в различных режимах, чтобы напряжения соответствовали нормативным требованиям. В конце курсового проекта вычисляются все технико-экономические параметры сети, такие как стоимость отдельных элементов сети, суммарные капитальные вложения в сооружение сети, ремонт и обслуживание оборудования, затраты на возмещение потерь электроэнергии, стоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети, КПД передачи электроэнергии.

1. Выбор схемы электроснабжения сетевого района

1.1 Определение потока мощности от электростанции В

Определим поток мощности от электростанции В на распределительном устройстве и на линии электропередачи до подстанции А.

Рисунок 1.1 — Электрическая сеть от электростанции В до подстанции А

Исходные данные электростанции В приведены в таблице 1. На рисунке 2 изображена схема электростанции.

Рисунок 1.2 — Схема электростанции В

Таблица 1.1 — Исходные данные электростанции В

Таблица 1.2 -Паспортные данные элементов сети

Расчет параметров схемы замещения:

Мощность выдаваемая с шин генератора, МВт,

(1.1)

Напряжение на шинах генератора, кВ,

(1.2)

Напряжение на шинах подстанции А, кВ,

(1.3)

Расчетная длина линии А-В, км,

(1.4)

Активное сопротивление линии А-В, Ом,

(1.5)

Реактивное сопротивление линии А-В, Ом,

(1.6)

Проводимость линии А-В, См,

(1.7)

Эквивалентное сопротивление трансформатора, Ом,

(1.8)

Потери холостого хода трансформатора, МВА,

(1.9)

Коэффициент трансформации,

(1.10)

Мощность нагрузки на генераторном напряжении, МВт,

(1.11)

Мощность нагрузки на РУ-110 кВ, МВт,

(1.12)

Расчетная мощность, подходящая к трансформатору, МВА,

(1.13)

Рассчитаем потокораспределение от электростанции В в программе ROOR, все параметры схемы замещения

Зарядная мощность начала линии, МВАр,

(1.14)

Зарядная мощность конца линии, МВАр,

(1.15)

Расчет схемы замещения в программе ROOR:

Ввод данных в программе ROOR:

Таблица 1.3 — Данные по узлам

Таблица 1.4 — Данные по ветвям

Таблица 1.5 — Базисный узел

Результаты при расчете в программе ROOR:

Таблица 1.6 — Результаты по узлам

Таблица 1.7 — Результаты по ветвям

Схема замещения с параметрами, рассчитанными в программе ROOR, представлена на рисунке 1.5.

1.2 Выбор конфигурации электрической сети

Конфигурация районной электрической сети представляет собой структуру связей пунктов потребления и источников питания, которая зависит от взаимного расположения на плане района, и также от категорий приемников электрической энергии по надежности. При составлении и анализе вариантов конфигурации сети необходимо исходить из основных положений рационального построения схем соединений линий сети:

Питание потребителей района следует осуществлять по кратчайшим связям (линиям) с использованием возможности одной трассы для передачи электроэнергии к пунктам сети, расположенных в одном направлении к источнику питания (ИП).

Передача электроэнергии потребителям должна осуществляться в направлении общего потока мощности от ИП к потребителям района. Следует избегать обратных потоков мощности даже на отдельных участках районной сети, так как это приводит к повышенным капиталовложениям и увеличению потерь мощности.

Применение замкнутых схем для питания нескольких пунктов потребления района экономически целесообразно, если:

суммарная длина линий замкнутой схемы значительно меньше суммарной длины линий разомкнутой резервированной схемы в одноцепном исчислении, что обеспечивает меньшие капиталовложения и расход цветного металла.

при объединении в замкнутый контур нескольких пунктов потребления не образуется протяженных малонагруженных участков, которые используются практически только в послеаварийных режимах.

Схема сети должна предусматривать в перспективе питание всех подстанций, как правило по двум цепям. Сооружение одноцепных тупиковых линий для питания потребителей II и III категорий должно рассматриваться как первый этап развития сети. 1]

Для рассмотрения в курсовом проекте принимаются четыре наиболее выгодные схемы (рисунки 1.6, 1.7, 1.8, 1.9).

По данным курсового проекта определяются длины линий электропередачи, км,

(1.16)

Для выбранных схем будем в дальнейшем вести расчет.

Рисунок 1.7 — Схема конфигурации сети № 1

Рисунок 1.8 — Схема конфигурации сети № 2

Рисунок 1.9 — Схема конфигурации сети № 3

Рисунок 1.10 — Схема конфигурации сети № 4

1.3 Выбор номинального напряжения сети

В общем случае выбор номинального напряжения районной сети производится одновременно со схемой электрических соединений на основе технико-экономических расчетов. Величиной напряжения определяются параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. 1]

Номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной линии электропередачи. Поэтому для рассчитываемых вариантов необходимо определить потокораспределение в схеме. 1]

Для предварительной оценки номинального напряжения производится расчет по эмпирическим формулам.

Одна одноцепная ЛЭП, кВ:

(1.17)

Две одноцепных ЛЭП, кВ:

(1.18)

Одна двухцепная ЛЭП, кВ:

(1.19)

где l — длина линии, км;

Р — передаваемая активная мощность, МВт;

n — количество параллельных цепей в линии.

На рисунках 1.6, 1.7, 1.8, 1.9 одноцепные ЛЭП обозначены цифрой (1), две двухцепные ЛЭП — (1+1), одна двухцепная ЛЭП — (2).

Выбор номинального напряжения можно произвести по области характерного применения различных значений номинального напряжения.

Для всех участков замкнутой схемы рекомендуется выбирать одинаковые значения номинального напряжения. 1]

Схема конфигурации сети № 1

Центром питания для замкнутой части сети является узел 1. Мысленно разрезав сеть по этому узлу, можно представить ее в виде линий с двухсторонним питанием рисунок.

Распределение реактивных мощностей определяется по длинам линий, Вт,

(1.20)

(1.21)

На остальных участках распределение активных мощностей определяется по первому закону Кирхгофа:

(1.22)

(1.23)

(1.24)

(1.25)

Напряжения на каждом участке сети № 1, определенные по формулам 1.17, 1.18, 1.19, кВ, Для линий В-1 и В-3 целесообразно выбрать напряжение 110кВ, для линии 1−4 напряжение 35кВ. В кольце 1−2, 2−5, 1−5 можно выбрать напряжение 35кВ или 110кВ. Для первого варианта будут меньше капитальные затраты на сооружение линий и подстанций. Для второго варианта увеличатся капитальные затраты, но уменьшаться капитальные затраты. Можно предположить, что, так как длина линии 2−5 больше линий 1−2 и 1−5, потери напряжения в кольце будут достаточно большими. Поэтому, с целью обеспечения потребителей качественной электроэнергией, целесообразно выбрать номинальное напряжение на данной линии 110кВ.

Схема конфигурации сети № 2

В данной схеме также есть «кольцо» образованное точками В-1−3. Центром питания для замкнутой части сети является узел В. Мысленно разрезав сеть по этому узлу, можно представить ее в виде линий с двухсторонним питанием рисунок (рисунок 1.12).

Распределение активных мощностей в кольце определяется по длинам линий, на остальных участках распределение активных мощностей определяется по первому закону Кирхгофа, кВт,

(1.26)

(1.27)

(1.28)

(1.29)

(1.30)

(1.31)

(1.32)

(1.33)

Напряжения на каждом участке сети № 2, определенные по формулам 1.17, 1.18, 1.19, кВ, Таким образом для линий В-1, В-3 и 1−3 целесообразно выбрать напряжение 110кВ, для линий 1−2, 1−5 и 3−4 напряжение 35кВ.

Схема конфигурации сети № 3

В данной схеме нет «кольца», поэтому расчет распределения активных мощности будем вести по первому закону Кирхгофа, МВт,

(1.34)

(1.35)

(1.36)

(1.37)

(1.38)

Напряжения на каждом участке сети № 3, определенные по формулам 1.17, 1.18, 1.19, кВ,

Для линий 1−3, В-3 и 1−3 целесообразно выбрать напряжение 110кВ, для линий 1−2, 1−5 и 3−4 напряжение 35кВ.

Схема конфигурации сети № 4

В данной схеме также нет «кольца», поэтому расчет распределения активных мощности будем вести по первому закону Кирхгофа, МВт,

(1.39)

(1.40)

(1.41)

(1.42)

(1.43)

Напряжения на каждом участке сети № 4, определенные по формулам 1.17, 1.18, 1.19, кВ,

Для линий В-1, В-3 целесообразно выбрать напряжение 110кВ, для линий 1−2, 1−5 и 1−4 напряжение 35кВ.

Все полученные параметры сведем в таблицу 1.8 и проанализировав полученные значения выберем два более приемлемых варианта конфигурации сети.

Таблица 1.8 — Расчет номинального напряжения сети

Для дальнейших расчетов выберем две схемы замкнутую и разомкнутую.

Длина линии схемы № 2 меньше линии схемы № 1 на 30 км, однако в схеме № 2 будет необходимо использовать два трехобмоточных трансформатора, а в схеме № 1 лишь один, к тому же в схеме № 1 потери напряжения будут меньше, чем в схеме № 2, так как большая часть схемы имеет большее напряжение (110кВ). С учетом этого можно предположить, что схема № 1 будет экономически более выгодна.

Длина линии схемы № 3 и схемы № 4 различаются незначительно, но в схеме № 4 будет необходимо использовать два трехобмоточных трансформатора, а в схеме № 3 лишь один. То есть можно предположить, что схема № 4 будет экономически более выгодна.

Таким образом, дальнейшие расчеты будут производиться для схемы № 1 и схемы № 4.

1.3 Выбор компенсирующих устройств На подстанциях 1, 2, 3, 5 установлены по два трансформатора, на подстанции 4 — один. Напряжение на шинах низшего напряжения, к которым присоединяются потребители электрической энергии, равно 10кВ.

Для подстанции 1 реактивная мощность нагрузки определяется по заданному значению коэффициента мощности, МВар:

(1.44)

где — значение заданной максимальной активной мощности нагрузки;

— коэффициент мощности нагрузки, определяемый по заданному значению ,

Предельное значение реактивной мощности равно, МВАр,

(1.45)

где — предельный коэффициент реактивной мощности, Мощность компенсирующих устройств, МВАр,

(1.46)

Трансформаторы на подстанциях 1, 2, 3, 5 раздельно, каждый на свою секцию шин, нагрузка каждого из них равна половине мощности нагрузки подстанции Поэтому конденсаторные установки должны подключаться к обоим секциям шин 10кВ.

К каждой секции шин можно подключить по одной конденсаторной установке УКЛ 57−10,5−2250У3. Суммарная мощность конденсаторных установок на подстанции 1 равна, МВАр, Расчетная нагрузка на шинах низшего напряжения подстанции 1 после компенсации, МВА, Результаты расчета для остальных подстанций сведены в таблицу 1.9.

Таблица 1.8 — Результаты расчета компенсации реактивной мощности

1.4 Распределение реактивных мощностей

Распределение активных мощностей в сети рассчитано в пункте 1.2. Аналогично определяется распределение реактивных мощностей.

Схема № 1

Распределение активных мощностей в схеме № 1, МВАр,

(1.47)

(1.48)

(1.49)

(1.50)

(1.51)

(1.52)

Схема № 4

Распределение активных мощностей в схеме № 4, МВАр,

(1.53)

(1.54)

(1.55)

(1.56)

(1.57)

Рисунок 1.13 — Потокораспределение в схеме № 1

Рисунок 1.14 — Потокораспределение в схеме № 4

1.5 Выбор сечения и марок проводов линий электропередач

Выбор сечения проводов ВЛЭП в соответствии с рекомендациями ПУЭ будем производить по экономической плотности тока, порядок расчета при этом следующий:

1. Определяется распределение активных и реактивных мощностей в электрической сети в режиме максимальных нагрузок.

2. Определяются токи на участках рассматриваемой сети, А,

(1.58)

где — активная и реактивная мощности в линии ij после компенсации реактивной мощности, МВт, Мвар;

— количество цепей или параллельных ЛЭП на данном участке;

— номинальное напряжение рассматриваемой линии, кВ.

3. По таблице П3[1] определяется значение экономической плотности тока .

4. Находится экономическое сечение провода линии i-k, мм²,

(1.59)

5. По таблице П1[1] выбирается марка провода Выбранные сечения проводов ЛЭП необходимо проверить по нагреву длительно протекающими токами и по потере напряжения. Если ток послеаварийного режима окажется больше допустимого для данной марки провода, то следует выбрать провода с большим сечением.

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. Потери напряжения в процентах от номинального на участке ik определются по формуле:

(1.60)

где — погонные параметры линии электропередачи, принимаемые в зависимости от марки провода, Ом/км.

Проверка по потере напряжения проводится для того, чтобы напряжение у самого удаленного приемника электрической энергии соответствовало требованиям ГОСТ 13 109–97. Поэтому необходимо рассчитать суммарные потери в сети одного номинального напряжения от центра питания, в котором осуществляется регулирование напряжения, до электрически удаленного узла и сравнить их с допустимой величиной 10−15%.

Если потери напряжения будут больше указанных допустимых значений, то рекомендуется выбрать провода с большим сечением или перейти к более высоким значениям номинального напряжения линий.

Схема № 1

Номинальное напряжение линии 1−4 — 35кВ, остальная сеть — 110кВ. Время использования максимальных нагрузок .

Распределение активных и реактивных мощностей рассчитано в пунктах 1.2 и 1.4.

Токи в линиях в нормальном режиме максимальных нагрузок определяюся по формуле 1.58, А,

Экономическая плотность тока для сталеалюминиевых проводов при равна 1,1 А/мм². Экономическое сечение будет равно, мм²,

Таким образом следует выбрать провод марки АС-70/11.

Результаты остальных расчетов сведены в таблицу 1.8.

Таблица 1.8 — Результаты выбора сечений проводов линий электропередачи

Проверку выбранных проводов по нагреву данной сети необходимо провести для следующих послеаварийных режимов:

1. Отключение линии на участке 1−2 (рисунок 1.15).

Рисунок 1.15 — Послеаварийный режим сети при отключении участка 1−2

Потокораспределение в сети в данном режиме определяется по первому закону Кирхгофа:

2. Отключение линии на участке 1−5 (рисунок 1.16).

Рисунок 1.16 — Послеаварийный режим сети при отключении участка 1−5

При этом изменяются мощности на участках 1−2, 2−5:

3. Отключение одной линии на участке В-1 или на участке В-3. Этот режим характеризуется увеличением тока, протекающего по оставшейся в работе линии, в два раза по сравнению с нормальным режимом.

Соответствующие этим режимам токи приведены в таблице 1.8.

Сравнение токов послеаварийных режимов для каждой линии с допустимыми по нагреву показало, что для каждого участка сети, следовательно, все марки проводов выдерживают нагрев длительно протекающими токами.

Рассчитаем потери напряжения в процентах от номинального на участках линии по формуле 1.60.

Для линии 1−2, выполненной проводом марки АС-70/11, Ом/км, Ом/км. Потеря напряжения в нормальном режиме работы сети в данной линии, %:

При отключении линии 1−5, измениться потокораспределение сети в соответвии с рисунком 1.13, соответственно изменятся и потери напряжения для линий 1−2 и 2−5, %,

Результаты расчета потерь напряжения для остальных участков сведены в таблице 1.9.

Таблица 1.9 — Результаты расчета потерь напряжения схема № 1

Для схемы № 1 в сети 110кВ удаленным будет узел 2, следовательно потери напряжения от узла В до узла 2 равны, %,

(1.61)

Узел 4 не рассматривается как удаленный, так как на подстанции 1 установлены трансформаторы, имеющие устройство для регулирования напряжения под нагрузкой.

Все потери напряжения меньше допустимых 15%.

При отключении линии 1−2 удаленным будет узел 2:

(1.62)

При отключении линии 1−5 удаленным будет узел 5:

(1.63)

Во всех послеаварийных режимах потери напряжения не превышают допустимых значений.

В результате можно констатировать, что выбранные марки проводов воздушных линий электропередачи удовлетворяют условиям работы как нормальном, так и в послеаварийных режимах.

Схема № 4

Номинальное напряжение линии В-1 и В-3 — 110 кВ, остальные сети — 35кВ. Время использования максимальных нагрузок .

Распределение активных и реактивных мощностей рассчитано в пунктах 1.2 и 1.4.

Токи в линиях в нормальном режиме максимальных нагрузок определяются по формуле 1.58, А,

Экономическая плотность тока для сталеалюминиевых проводов при равна 1,1 А/мм². Экономическое сечение будет равно, мм²,

Таким образом следует выбрать провод марки АС-150/24.

Результаты остальных расчетов сведены в таблицу 1.10.

Таблица 1.10 — Результаты выбора сечений проводов линий электропередачи

Проверку выбранных проводов по нагреву данной сети необходимо провести для следующих послеаварийных режимов:

Отключение одной линии на участках 1−2, 1−5, В-1, В-3. Этот режим характеризуется увеличением тока, протекающего по оставшейся в работе линии, в два раза по сравнению с нормальным режимом.

Соответствующие этим режимам токи приведены в таблице 1.8.

Сравнение токов послеаварийных режимов для каждой линии с допустимыми по нагреву показало, что для каждого участка сети, следовательно, все марки проводов выдерживают нагрев длительно протекающими токами.

Рассчитаем потери напряжения в процентах от номинального на участках линии по формуле 1.60.

Для линии 1−2, выполненной проводом марки АС-150/24, Ом/км, Ом/км. Потеря напряжения в нормальном режиме работы сети в данной линии, %:

При отключении одной линии на участке 1−2, потери напряжения для участка 1−2 увеличатся в два раза, %,

Результаты расчета потерь напряжения для остальных участков сведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11 — Результаты расчета потерь напряжения

На подстанции 1 установлены трансформаторы, имеющие устройство для регулирования напряжения под нагрузкой, поэтому потери напряжения на всех участках являются независимыми.

Все потери напряжения меньше допустимых 15%.

Во всех послеаварийных режимах потери напряжения не превышают допустимых значений.

В результате можно констатировать, что выбранные марки проводов воздушных линий электропередачи удовлетворяют условиям работы как нормальном, так и в послеаварийных режимах.

1.6 Структурные схемы подстанций Выбор мощности трансформаторов подстанций Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях всех категорий, принимается, как правило, не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть допущена на основе технико-экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на подстанции требуются два средних напряжения.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе обеспечивали питание нагрузки с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы аварийной перегрузки и резерва по сетям СН и НН.

При отсутствии графиков нагрузки потребителей проектируемого сетевого района выбор мощности трансформаторов на подстанциях рекомендуется производить из условия равенства их номинальных мощностей и выполнения неравенства:

(1.64)

где — значение наибольшей мощности, протекающей через наиболее загруженную обмотку трансформатора подстанции;

1,4 — условно принимаемый коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

На однотрансформаторных подстанциях номинальная мощность трансформатора выбирается с учетом требований, которые рекомендуют принимать мощность силового трансформатора согласно формуле:

(1.65)

При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности подстанции производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна иметь технико-экономическое обоснование.

Трансформаторы подстанций должны быть оборудованы устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). При отсутствии трансформаторов с устройством РПН допускается дополнительно устанавливать регулировочные трансформаторы. 1]

Коэффициент загрузки трансформатора:

(1.66)

Коэффициент загрузки определяется в нормальном и аварийном режимах (). Условно принимаемый коэффициент допустимой аварийной перегрузки равен 1,4.

Выбор трансформантов для схем 1 и 4 представлен в таблицах 1.12 и 1.13.

Схема № 1

Таблица 1.12 — Трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях схемы № 1

Схема № 4

Таблица 1.13 — Трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях схемы № 4

Все трансформаторы удовлетворяют условиям нормального и аварийного режима, следовательно выбор произведён правильно.

Для выбора наиболее целесообразного варианта электрической сети необходимо учитывать стоимость оборудования подстанции. Поэтому должны быть намечены схемы электрических соединений подстанций. Способ присоединения подстанции в сети и ее главная схема определяются типом подстанции (узловая, проходная, тупиковая), числом отходящих линий, классом напряжения. Структурные схемы рассматриваемых вариантов сетей. Схемы электрических соединений изображены на рисунках 1.19 и 1.20.

1.7 Технико-экономическое сравнение вариантов Задачей технического анализа является определение технической осуществимости проекта, который выполняется в ходе составления вариантов возможной конфигурации сети и выбора основного оборудования. В результате финансово-экономического анализа дается оценка соответствия проекта критериям экономической эффективности инвестиций.

Выбор наиболее экономичного варианта производится методом сравнения дисконтированных издержек, рассчитываемых для каждого варианта. С учетом особенностей электроэнергетики при финансово-экономическом обосновании варианта используется критерий минимума дисконтированных издержек:

(1.67)

мощность нагрузка сеть подстанция где Kкапитальные вложения в сооружение сети;

— издержки на капитальный и текущий ремонт и обслуживание;

— издержки на возмещение потерь электрической энергии;

i-коэффициент дисконтирования, зависящий от условий финансирования, равный предельной норме эффективности капитала для данного интервала (для условий финансирования электроэнергетики данную величину можно принять равной 0,08−0,15; в курсовом проекте принимается);

Т_р — расчетный период, равный жизненному циклу проекта; расчетный период принимается, исходя из нормы амортизации по электрооборудованию, равным 22 года.

Линий электропередач выполнены на железобетонных опорах. Сеть располагается во втором районе по гололеду. Для наглядности параметры расчетов для схемы № 1 будут иметь верхний индекс 1, а для схемы № 4 индекс 4.

Суммарные капиталовложения на сооружение линий электропередачи:

(1.68)

гдеукрупнённый показатель стоимости 1 км воздушной линии на i-ом участке сети;

— протяженность i-го участка;

— количество одноцепных линий на i-ом участке сети;

N-количество участков.

(1.69)

(1.70)

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций:

(1.71)

гдестоимость сооружения i-й подстанций, тыс. руб.

определяется суммированием стоимости силовых и регулировочных трансформаторов, компенсирующих устройств, распределительных устройств, постоянной составляющей затрат на сооружение подстанций .

Стоимость трансформаторов на i-ой подстанции в случае установки однотипных трансформаторов определяется по выражению:

(1.72)

где — укрупненный показатель стоимости, включающий (кроме стоимости самого трансформатора) затраты на монтаж, ошиновку, заземление, контрольные кабели, релейную защиту.

(1.73)

При расчете стоимости распределительных устройств на каждой подстанции следует учесть капитальные затраты на распределительные устройства высшего, среднего (при его наличии) и низшего напряжений. Стоимость сооружения распределительных устройств каждого номинального напряжения равна:

(1.74)

где и — соответственно число ячеек с выключателями и стоимость каждой ячейки. Число ячеек на РУ 10кВ, определяется по формуле:

(1.75)

В стоимость ячейки кроме стоимости самого выключателя входят стоимости всех элементов (разъединителей, измерительных трансформаторов, защитных аппаратов и т. д), а также стоимости монтажа оборудования.

(1.76)

Стоимость компенсирующих устройств определяется по удельной стоимости и мощности установленных компенсирующих устройств:

(1.77)

(1.78)

Постоянная часть затрат, которая приближенно определяется в зависимости от напряжения и электрической схемы подстанции на стороне ВН, включает в себя стоимость сооружения общеподстанционного пункта управления, компрессорной, аппаратной маслохозяйства и складов масла, коммуникаций теплои водоснабжения, подъездных путей, освоения, планировки и озеленения площадки и т. п.

(1.79)

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций равны:

(1.80)

Капитальные вложения в сооружение сети:

(1.81)

Ежегодные издержки на обслуживание, текущий и капитальный ремонт линий и оборудования подстанций определяются капитальными затратами на данный элемент системы и нормы отчислений.

(1.82)

где и — нормы отчислений на ремонт и обслуживание воздушных линий и оборудования подстанций соответственно.

Определяются издержки, идущие на ремонт и обслуживание подстанций расчетной схемы:

Ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются по стоимости 1 кВтч электроэнергии:

(1.83)

где — стоимость 1 кВтч электроэнергии (в курсовой работе принимается =2,0 руб/ кВт· ч);

— суммарные потери электроэнергии в электрической сети,.

Потери электроэнергии состоят из потерь холостого хода и нагрузочных потерь :

(1.84)

Потери холостого хода — потери в стали трансформаторов, которые определяются по времени работы трансформаторов, МВт· ч,

(1.85)

Нагрузочные потери определяются величиной мощности нагрузки, номинальным напряжением, сопротивлением элемента сети и временем максимальных потерь :

Нагрузочные потери в линиях электропередачи, МВт· ч:

(1.86)

где — мощность протекающая по участку i-j в режиме максимальных нагрузок;

— удельное активное сопротивление i-j участка сети, Ом;

— длина участка, км;

nколичество цепей.

Нагрузочные потери в трансформаторах, МВт· ч:

(1.87)

где иактивная и реактивная мощности протекающие через трансформатор в режиме максимальных нагрузок;

— активное сопротивление трансформатора, Ом;

— время максимальных потерь, ч;

nколичество трансформаторов.

Время максимальных потерь, ч,

(1.88)

Суммарные потери электроэнергии в ЛЭП ,

Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах,

.

Суммарные потери электроэнергии,

(1.89)

Затраты на возмещение потерь электрической энергии:

Дисконтированные издержки для схемы № 1:

Дисконтированные издержки для схемы № 4:

Сравнение схем сети:

Для выбора экономически целесообразной схемы сети производится сравнение капитальных вложений на сооружение сети, издержек ремонт и обслуживание сети и на возмещение потерь электрической энергии.

Таблица 1.14 — Сравнение схем сети

Из таблицы можно сделать вывод, что вариант схемы № 4 экономически более выгоден для строительства, а вариант № 1 экономически более выгоден для эксплуатации. Но так как общие дисконтированные издержки схемы № 1 получаются значительно меньше, чем дисконтированные издержки схемы № 4, то в дальнейших расчетах целесообразно будет использовать более экономически выгодную схему № 1.

2. Расчеты параметров режима работы электрической сети

Задачей данного раздела является определение потокораспределения в электрической сети с учетом потерь мощности в элементах схемы замещения, определение напряжений в узлах с учетом потерь напряжения в сети. В этом разделе также выбираются средства регулирования для обеспечения заданных (допустимых) уровней напряжения на шинах низшего напряжения в соответствии с законом встречного регулирования, производится оценка потерь активной и реактивной мощностей в линиях и трансформаторах районной сети. 1, 3]

В качестве расчетных принимаются режим максимальной (летней и зимней) нагрузки системы и режим минимальной (летней и зимней) нагрузки. Вручную выполнен расчет режима максимальной нагрузки. Расчет остальных режимов выполнен на ЭВМ c помощью программы ROOR.

2.1 Составление схемы замещения электрической сети

Расчетная схема электрической сети и ее схема замещения составляются на основе задания с учетом параметров выбранных элементов.

Все параметры схемы замещения должны вычисляться в именованных единицах (Ом, См). Для линий электропередачи используются П-образные схемы замещения, для трансформаторов Г-образные схемы: однолучевые для двухобмоточных трансформаторов и трехлучевые для трехобмоточных и автотрансформаторов. В целях упрощения расчетов вместо емкостных проводимостей линий электропередачи учитываются зарядные мощности Q_с, а вместо проводимостей трансформаторов — потери холостого хода

.

Для n параллельно работающих линий протяженностью l параметры эквивалентной схемы замещения будут равны

(2.1)

(2.2)

(2.3)

где r₀, x₀, b₀ — погонные активные и реактивные сопротивления и емкостная проводимость соответственно, принимаемые по справочным таблицам.

Сопротивления схемы замещения трансформаторов вычисляются по паспортным данным. Для n параллельно работающих трансформаторов сопротивления схемы замещения следует уменьшить, а потери холостого хода увеличить в n раз. Для сети нескольких номинальных напряжений электрический расчет при ручном счете можно выполнять без приведения сопротивлений к одному U_ном с учетом идеализированных трансформаторов.

В схеме замещения подстанция «А» учитывается в виде балансирующего по мощности и базисного по напряжению узла, в котором задано значение напряжения для рассчитываемого режима работы сети. Фаза напряжения принимается равной нулю. Активные и реактивные мощности, поступающие в сеть из этого узла, определяются в результате электрического расчета. В нагрузочных узлах заданными являются величины активных и реактивных мощностей нагрузок, не зависящие от напряжения в данных узлах. Модули и фазы напряжений являются искомыми величинами.

Таблица 2.1 — Параметры схемы замещений линий электропередач

Таблица 2.1 — Параметры схемы замещения трансформатора

Далее необходимо выполнить расчеты режимов работы сети в периоды зимнего и летнего максимума нагрузок, а также в периоды зимнего и летнего минимума нагрузок. Режим зимнего максимума производится в ручную, а другие режимы, для обеспечения больших быстроты и точности, будут произведены с помощью программы «ROOR». Значения нагрузок для каждого из этих режимов приведены в таблице 2.2.

Зимний максимум: ;

Зимний минимум: ;

Летний максимум: ;

Зимний максимум: ;

Таблица 2.2 — Мощности нагрузок в различные режимы работы сети

После расчета зимнего режима нанесем на схему мощности в ветвях и напряжения в узлах (рисунок 2.1), на схеме будет изображено в виде:

Или

2.2 Расчет режима максимальных зимних нагрузок

2.2.1 Ручной расчет режима зимних максимальных нагрузок Расчет режима максимальных нагрузок выполняется методом последовательных приближений. В качестве первого приближения (на первом этапе расчетов) принимается, что напряжения в узлах равны номинальному напряжению. При данном условии находятся мощности в конце и начале каждого участка схемы замещения сети с учетом потерь мощности в продольных сопротивлениях, зарядных мощностей линий электропередачи Q_c и потерь в стали трансформаторов. Потери мощности и зарядные мощности Q_c определяются по U_ном.

На втором этапе расчетов по найденным значениям мощностей и напряжению базисного узла находятся напряжения в узлах с учетом потерь напряжения в линиях и в трансформаторах.

Для сравнения результатов ручного расчета и расчета в программе ROOR необходимо, рассчитать мощности в начале и в конце ветви ЛЭП включая в расчет зарядную мощность, так как результат в ROOR выводиться именно в таком виде. Мощности требующие перерасчет будут обозначены индексом «R».

Потери мощности в обмотках трансформатора и линий определяются по формуле:

(2.4)

Мощности, протекающие по элементам ЭЭС, определяются на основании 1-го закона Кирхгофа, МВА,

(2.5)

(2.6)

(2.7)

(2.8)

(2.9)

(2.10)

(2.11)

(2.12)

(2.13)

(2.14)

(2.15)

(2.16)

(2.17)

(2.18)

(2.19)

(2.20)

Используя значения и, замкнутую часть схемы можно представить в виде линии с двухсторонним питанием .

Предварительное распределение мощностей по кольцевому участку 6−12−14−6 сети без учета потерь можно определить по длинам линий, так как замкнутая часть схемы выполнена проводом одного сечения, МВА,

(2.21)

где — мощность любого из пунктов, находящегося на интервале от точки j до определяемой точки, МВА;

— длина участка от i-ой точки до пункта j, км.

(2.22)

Проверка:

Так как точка 14 является точкой потокораздела мощностей, разделив схему по точке 14, получаются две независимые разомкнутые схемы.

Далее вновь ведется расчет мощностей начала и конца участков сети по методу последовательных приближений, МВА,

(2.23)

(2.24)

(2.25)

(2.26)

(2.27)

(2.28)

(2.29)

Далее выполняется расчет напряжений в узлах схемы с учетом потерь. Ручной расчет выполняется от шин подстанции 1. За напряжение в узле 2 принимается напряжение из расчетов по программе ROOR пункт 1.

При номинальном напряжении? 110 кВ допускается не учитывать поперечную составляющую падения напряжения, поэтому формула для расчета будет иметь следующий вид:

(2.30)

где — продольная составляющая падения напряжения на участке i-j:

(2.31)

Действительное значение напряжения с учетом коэффициента трансформации:

(2.32)

Рассчитаем напряжения в узлах схемы, кВ, Таблица 2.3 — Результаты ручного расчета потоков мощностей в ветвях и напряжений в узлах схемы замещения

2.2.2 Расчет режима зимних максимальных нагрузок в программе ROOR

При расчете схемы замещения исходим из условия поддержания напряжения в узле 1 станции В при наибольших нагрузках. За базисный узел принимаются шины РУ подстанции, А — узел 3. На них и поддерживается напряжение:

Результаты расчетов по программе ROOR приводятся в таблицах 2.2 и 2.3.

Таблица 2.4 — Результаты расчета потоков мощностей в ветвях схемы замещения в программе ROOR

Таблица 2.5 — Результаты расчета напряжений в узлах схемы замещения в программе ROOR

Результаты расчетов, выполненных «вручную» и по программе «ROOR», практически совпадают, что говорит о правильности тех и других. Различие результатов расчетов двумя указанными методами минимально в значениях рассчитанных активных мощностей, протекающих по ветвям рассматриваемой схемы, и напряжений в её узлах. Более серьезные различия наблюдаются в результатах расчетов значений реактивных мощностей. Объяснить существующие различия можно тем, что расчет, выполненный «вручную», производился с всего одной итерацией, то время как расчет, выполненный в программе «ROOR», имеет 20 итераций, и значения зарядных мощностей линий определялось для реального значения напряжения, а не номинального, как при ручном расчете, что и привело к различию полученных результатов, в первую очередь, значений реактивных мощностей.

2.2.3 Регулирование напряжения на шинах понижающих подстанций в режиме зимних максимальных нагрузок На шинах подстанций в реальных режимах электрических сетей напряжения, как правило, отличаются от номинального. Это различие напряжений характеризуется установившимся отклонением напряжения

На выводах приемников электрической энергии стандартом установлены нормально и предельно допустимые значения, которые соответственно равны и .

На шинах 6−10 кВ центров питания (ЦП) допустимые значения могут быть рассчитаны, для этого необходимо иметь информацию о потерях напряжения в сети, находящейся между ЦП и ближайшими и удаленными электроприемниками в рассматриваемых режимах.

Исходя из этого произведем регулировку напряжения в режиме максимальных нагрузок. Желаемое напряжение напряжения на шинах НН в режиме зимнего максимума подстанций в пределах 1,05−1,10U_ном.

Действительное напряжение на шинах низкого напряжения определяется следующим образом:

(2.33)

где — приведенное к ВН напряжение на шинах НН;

 — номинальные напряжения обмоток высшего и низшего напряжения трансформатора.

Если это напряжение отличается от желаемого значения U_Нж, то рассчитывается необходимое ответвление регулируемой обмотки высшего напряжения U_отв :

. (2.34)

По найденному напряжению ответвления U_отв выбирается ближайшее стандартное ответвление РПН трансформатора :

(2.35)

где — напряжение одной ступени регулирования, %;

n — количество ступеней РПН;

откуда:

(2.35)

По результатам расчета режима максимальных зимних нагрузок можно сделать вывод, что регулирование напряжение требуется произвести на подстанциях 2, 3.

Регулирование напряжения на подстанции 2:

Трансформатор, установленный на данной ТП: 2ЧТДН-10 000/110:

диапазон регулирования — (±9Ч1,78); кВ; кВ.

Примем желаемое напряжение на шинах НН, кВ, Действительное напряжение на шинах НН, кВ,

.

Действительное напряжение на шинах НН не соответствует желаемому, следовательно необходимо выполнить его регулировку.

Приведенное к ВН напряжение на шинах НН, кВ, Необходимое ответвление регулируемой обмотки ВН, кВ, Ступень РПН, которой соответствует данное напряжение:

Ближайшее целое число равно -1. Следовательно для обеспечения необходимого уровня напряжения необходимо работать на ступени :

Тогда действительное напряжение после регулирования, кВ, Таким образом, видно, что регулировка напряжении выполнена, поскольку напряжение после регулирования очень близко к желаемому напряжению на шинах низшего напряжения подстанции 2.

Для остальных подстанций регулирование напряжения было произведено с помощью программы «ROOR».

Таблица 2.6. — Результаты расчетов в программе «ROOR» регулирования напряжения в сети

2.2.4 Оптимизация режима работы сети Под оптимизационным режимом работы сети понимают режим, соответствующий наименьшим потерям активной мощности. Напряжение на шинах подстанции, А остается неизменным и равняется 1,05. Напряжение на шинах генератора изменяется путем изменения тока возбуждения, при этом меняется и реактивная мощность. Таким образом оптимизация представляет собой определение напряжения на шинах генератора при минимальных потерях активной мощности, путем изменения реактивной мощности. Важно учесть, что при изменении потери на каждом элементе изменяются по-разному, в зависимости от параметров, поэтому необходимо рассматривать суммарные потери. Также напряжение во всех узлах не должно превышать, по условиям изоляции.

Таблица 2.7 — Результаты оптимизации режима работы сети

Как видно из графиков зависимостей потери активной мощности минимальны при напряжении на шинах генератора

В таблицах 2.8 и 2.9 приведен расчет потокораспределения и напряжений в сети после оптимизации, выполненный в программе ROOR.

Таблица 2.8 — Потокораспределение в сети после оптимизации

Таблица 2.9 — Напряжения в узлах сети после оптимизации

После установления оптимального напряжения, напряжение в узле 11, которое соответствует шинам низшего напряжения подстанций 4 соответственно, превысило допустимое соотношение 1,1 от номинального напряжения. Это означает, что в режиме необходимо произвести регулирование напряжения.

Таблица 2.10. — Результаты расчетов в программе «ROOR» регулирования напряжения в сети

2.3 Расчет режима минимальных зимних нагрузок

Расчет режима минимальных нагрузок начинается с определения мощности нагрузок в данном режиме (таблица 2.2). В режиме минимальных нагрузок не должно быть генерации реактивной мощности от узлов нагрузки в сеть. При этом рассчитываются мощности и количество компенсирующих устройств, которые нужно оставить в работе, остальные конденсаторные установки отключаются. Напряжение в базисном узле поддерживается в соответствии с заданием для данного режима. 1]

Мощность оставленных в работе ККУ определяется из условия:

. (2.37)

Таблица 2.11 — Определение возможной генерации реактивной мощности

С целью уменьшения потерь мощности и энергии перед проведением расчета нагрузок необходимо рассмотреть вопрос о числе трансформаторов, включенных в этом режиме на подстанциях с двумя трансформаторами.

Нагрузка, при которой целесообразно отключать один из трансформаторов на подстанции:

(2.38)

где — номинальная мощность трансформатора;

-активные и реактивные потери мощности холостого хода трансформаторов;

 — активные и реактивные потери мощности короткого замыкания трансформаторов;

k — экономический эквивалент реактивной мощности, (в курсовом проекте k=0,06 кВт/кВАр).