Проектирование электроэнергетической системы района

Министерство образования и науки Российской Федерации Иркутский Государственный Технический Университет Кафедра электрических станций, сетей и систем ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ ПО ДИСЦИПЛИНЕ

«Электрические сети и питающие системы»

«ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РАЙОНА»

г. Иркутск

2012 г

1. Введение

2. Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощностях в проектируемой сети

2.1 Потребление и покрытие потребности в активной мощности

2.2 Потребление и покрытие потребности в реактивной мощности

3. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети

3.1 Выбор схемы сети по протяжённости и длине трассы

3.2 Проверка вариантов по допустимым потерям напряжениям

4. Технико-экономические показатели

5. Уточнённый баланс реактивной мощности

6. Расчёт основных режимов работы сети и определение их параметров

7. Регулирование напряжений

8. Технико-экономические показатели Список используемой литературы Приложение электрическая станция сеть напряжение

1. 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 трудоемкая задача.

Проектирование электрических систем, как правило, не начинается с «нуля». Электрические системы формируются из работающих станций, энергоузлов и т. д. Основная задача проектирования электрической системы состоит в выборе её оптимальной структуре, т. е. в отыскании оптимального варианта развития генерирующих мощностей энергосистемы в совокупности с системообразующими линиями электропередачи.

Проектирование электрических систем должно включать техническое и экономическое обоснование развития электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации, в том числе и средств управления.

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 надёжность работы системы в целом и её 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.

2. Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощностях в проектируемой сети

2.1 Потребление и покрытие потребности в активной мощности

Суммарная активная мощность генераторов электростанций, необходимая для питания проектируемой сети, слагается из наибольшей одновременно потребляемой мощности и суммарных потерь мощности в сети.

1. Определяем генераторную активную мощность:

где — суммарная наибольшая активная нагрузка подстанции, — потери активной мощности в сети.

2.2 Потребление и покрытие потребности в реактивной мощности

Приближённое рассмотрение потребления реактивной мощности, а также ориентировочный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети рекомендуется производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети.

По условию задания коэффициент мощности всех нагрузок cos_нагр=0,87, тогда _нагр=arccos 0,8= 37 и tg _нагр= 0,75.

Величина реактивной мощности нагрузок в узлах определяется по формуле:

Суммарная потребляемая реактивная мощность:

Суммарная реактивная мощность, необходимая для электроснабжения района, слагается одновременно из потребляемой реактивной нагрузки в заданных пунктах и потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах (автотрансформаторах) сети.

где — суммарные потери реактивной мощности в линиях, — суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах;

— суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий.

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.

Следовательно: .

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.

где — полная мощность i-ого потребителя.

В нашем случае m=1 с учётом того, что одна трансформация имеет место на подстанции источника питания, а другая на трансформаторной подстанции, питающей нагрузку.

.

Общая потребляемая реактивная мощность:

.

Величину реактивной мощности, поступающей от питающей электрической системы (или электрической станции), следует определять по наибольшей суммарной активной мощности, потребляемой в районе, и по коэффициенту мощности cos? ц_г = 0,83, с которым предполагается выдача мощности от источника питания:

Так как, то в сети необходимо устанавливать компенсирующие устройства Суммарная реактивная мощность КУ определяется по формуле:

Определяем tgц_б (после установки КУ) по выражению:

Определяем мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции:

Определяем реактивную мощность каждой подстанции после компенсации:

Определяем полную мощность каждой подстанции:

3. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети

3.1 Выбор схемы сети по протяжённости и длине трассы

Возможные варианты схемы приведены ниже.

Вариант 1 Вариант 2

Вариант 3 Вариант 4

Результаты вычислений длин линий и трасс приведём в таблице 1.

Таблица 1. Суммарные длины линий и трасс

На первом этапе намеченные варианты с одинаковой степенью надёжности приближенно сравниваются лишь по основным натуральным количественным показателям: по суммарной длине линий и по длине трасс линий.

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 произведённым расчётным затратам.

Были отобраны на проверку следующие варианты: № 1, 2 и 3.

3.2 Проверка вариантов по допустимым потерям напряжениям

На втором этапе каждый из отобранных вариантов проверяется по допустимым потерям напряжения:

Проверка производится в двух режимах работы сети — максимальном и аварийном. Допустимые потери принимаются равными 13−15% от сети в максимальном режиме и 17−20% - в аварийном.

Проверка варианта № 1 (Режим максимальных нагрузок):

Распределение мощности в линиях:

Рассекаем кольцо в точке РЭС.

Произведём проверку:

Выбираем номинальное напряжение кольца 220 кВ.

Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:

,

гдеS_ij — полная мощность, протекающая в линии i-j, n — количество параллельных цепей в линии i-j, U_ном — номинальное напряжение на участке i-j.

А, Значения для других участков сведены в таблицу 2.

Расчётное сечение провода ВЛ определяется по закону экономической плотности тока j_эк

где I_max — максимальный рабочий ток; А.

По табл. 6−6 стр. 266 при Т_нб > 6000 час/год j_эк = 1 А/мм².

Выбираем ближайшее к расчётному стандартное сечение провода F_станд, с учётом условия потерь на корону для ВЛ 220 кВ F? 240 мм², для ВЛ 110 кВ F? 70 мм².

233,5 мм²,

выбираем провод АС-240/32.

Значения для других участков сведены в таблицу 2.

Выбранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону и по максимально допустимой нагрузке в аварийном режиме.

Обрыв провода участка РЭС-1 (аварийный режим).

Условие проверки по длительно допустимому току:

I_maxар? I_длдоп,

где I_maxар — максимальный рабочий ток в аварийном режиме, I_длдоп — длительно допустимый ток для провода данного сечения [2, Табл. П 1.9].

145,2 А; I_доп=605 А,

условие проверки выполняется.

Значения для других участков сведены в таблицу 2.

Расчет потерь напряжения в режиме максимальных нагрузок Участок РЭС-1:

Провод АС-240/32, l=82,5 км, R₀=0,13 Ом/км, Х₀=0,435 Ом/км [2, Табл. П 1.9, Табл. П 1.13].

Активное и индуктивное сопротивление линии:

R_Л=•R₀•l=•0,1382,5=10,73 Ом, Х_Л=•Х₀•l=•0,43 582,5=35,89 Ом.

где R₀ — удельное активное сопротивление провода, X₀ — удельное индуктивное сопротивление провода, n — количество параллельных цепей в линии.

Потери напряжения в линии:

10,93 кВ, где P — активная мощность, передаваемая по линии, — реактивная мощность, передаваемая по линии, U_ном — номинальное напряжение линии, R_Л — активное сопротивление линии, Х_Л — индуктивное сопротивлении линии.

Потери активной мощности в линии:

1,75 МВт, где P — полная мощность, передаваемая по линии, R_Л — активное сопротивление линии, Х_Л — индуктивное сопротивлении линии.

Значения потерь напряжения и активной мощности для других участков приведены в таблице 2.

Таблица 2. Сводная таблица расчётных данных варианта 1.

Определим суммарные потери напряжения в максимальном режиме:

U_{(РЭС-1):(1−4);(4−3)}=10,93+2,25+1,19=14,37 кВ,

U_{% (РЭС-1):(1−4);(4−3)}6,53%.

U_нб220=U_{% (РЭС-1):(1−4);(4−3)}=6,53% < U_доп=15%.

Данное условие выполняется.

Определяем потери напряжения в послеаварийном режиме.

Послеаварийный режим характеризуется обрывом провода линии участка РЭС-1. Допустимые потери напряжения в послеаварийном режиме

Значения потерь напряжения в аварийном режиме приведены в таблице 2.

U_{ар(РЭС-2):(2−5);(5−3) ;(3−4) ;(4−1)}=19,53+11,61+15,01+7,09+3,71=56,96 кВ.

U_{% ар (РЭС-2):(2−5);(5−3) ;(3−4) ;(4−1)}=25,89%.

Так как данное условие не выполняется, следовательно, вариант 1 не используем для дальнейшего расчёта.

Проверка варианта № 2:

Распределение мощности в линиях:

Рассекаем кольцо в точке РЭС.

Произведём проверку:

Принимаем, что номинальное напряжение в кольце РЭС-1−4-2-РЭС U_ном=220 кВ, а на участках 4−3; 4−5 U_ном=110 кВ.

Формулы и принципы расчёта варианта 2 аналогичны расчёту варианта 1, поэтому результаты сведены в таблицу 3. Стоит отметить, что на участках 4−3 и 4−5 линии двухцепные и аварийным режимом будет считаться отключение одной из них. Аварийным режимом для кольца также как и в варианте 1 будем считать отключение линии РЭС-1.

Таблица 3Сводная таблица расчётных данных варианта 2.

Определим суммарные потери напряжения в максимальном режиме:

U_{(РЭС-1):(1−4)220кВ} = 10,48+2=12,48 кВ,

U_{% (РЭС-1):(1−4)220кВ}5,67%.

U₂₂₀=U_{% (РЭС-1):(1−4)}=5,67% < U_доп=15%.

Данное условие выполняется.

U_{(4−3)110кВнб} = 5,27 кВ,

U_{%(4−3)110кВнб} 4,79%.< U_доп=15%.

Данное условие выполняется.

Определяем потери напряжения в послеаварийном режиме.

Допустимые потери напряжения в послеаварийном режиме

Значения потерь напряжения в аварийном режиме приведены в таблице 3.

U_{ар (РЭС-2);(2-4) ;(4−1)220кВ}=19,53+10,72+3,71=33,96 кВ.

U_{% ар (РЭС-2):(2−5);(5−3) ;(3−4) ;(4−1)220кВ}=15,44%.

U_{ар (4−3)110кВнб}=10,53 кВ.

U_{% ар (4−3)110кВнб}9,57%.

Так как данное условие выполняется, следовательно, вариант используем для дальнейшего расчёта.

Проверка варианта № 3:

Распределение мощности в линиях:

Принимаем номинальное на участке РЭС-1 U_ном=220 кВ, а на участках 1−4; 1−3; 2−5 U_ном=110 кВ.

Формулы и принципы расчёта варианта 3 аналогичны расчёту в предыдущих, поэтому результаты сведены в таблицу 4. Стоит отметить, что на всех участках сети линии двухцепные и аварийным режимом будет считаться отключение одной из них.

Таблица 4. Сводная таблица расчётных данных варианта 3.

Определим суммарные потери напряжения в максимальном режиме:

U_{(РЭС-1)220кВ} = 6,52кВ,

U_{% (РЭС-1)220кВ}2,96%.

U_220кВ=2,96% < U_доп=15%.

Данное условие выполняется.

U_{(РЭС-2); (2−5)нб110кВ} = 8,22+2,53=10,75 кВ,

U_{%( РЭС-2); (2−5)нб110кВ} %.доп=15%.

Данное условие выполняется.

Определяем потери напряжения в послеаварийном режиме.

Допустимые потери напряжения в послеаварийном режиме

Значения потерь напряжения в аварийном режиме приведены в таблице 4.

U_{ар(РЭС-1)220кВ}=13,04 кВ.

U_{% ар (РЭС-1)220кВ}5,93%.

U_{ар (РЭС-2); (2−5)нб110кВ} = 16,44+2,53=18,97 кВ,

U_{%ар (РЭС-2); (2−5)нб110кВ} %.

Так как данное условие выполняется, следовательно, вариант используем для дальнейшего расчёта.

4. Технико-экономическое сравнение вариантов

Вариант № 2:

Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме:

где: S_mах — максимальная нагрузка подстанции

;

;

где Sтип — типовая мощность трансформатора, — коэффициент выгодности.

Трансформаторы были выбраны по таблицам П 2.5,П 2.9, П 2.10.

Вариант № 3:

где Sтип — типовая мощность трансформатора, — коэффициент

;

.

Составим таблицу капитальных затрат на оборудования сети для сравниваемых вариантов, учитывая только отличающуюся часть оборудования, в соответствии со схемами, приведёнными в приложении 1и приложении 2.

При определения капитальных затрат на оборудование сети и сооружение ЛЭП будем пользоваться укрупнёнными показателями стоимости, приведёнными в.

Таблица 5. Таблица капитальных затрат на оборудования сети.

Выбор линии ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение Район по гололеду I по условию задания на проектирование.

Вариант № 2:

Выбираем стальные опоры — двухцепные согласно схеме напряжения 110 кВ и одноцепные 220 кВ.

Участок РЭС-1: U_ном=220 кВ, l=82,5 км, АС-240/32; К=21 тыс. руб./км:

К_РЭС-1=82,5•21=1732,5 тыс. руб.

Участок РЭС-2: U_ном=220 кВ, l=80 км, АС-240/32; К=21 тыс. руб./км:

К_РЭС-2=80•21=1680 тыс. руб.

Участок1−4: U_ном=220 кВ, l=45 км, АС-240/32; К=21 тыс. руб./км:

К_1-4=45•21=945 тыс. руб.

Участок 2−4: U_ном=220 кВ, l=60 км, АС-240/32; К=21 тыс. руб./км:

К_2-4=60•21=1260 тыс. руб.

Участок 3−4: U_ном=110 кВ, l=62,5 км, АС-70/11; К=21,6 тыс. руб./км:

К_3-4=62,5•21,6=1408,3 тыс. руб.

Участок 3−5: U_ном=110 кВ, l=57,5 км, АС-70/11; К=21,6 тыс. руб./км:

К₃₋₄=57,5•21,6=1242 тыс. руб.

Капитальные вложения на сооружение линий:

тыс. руб.

Капитальные вложения на сооружение сети (Вариант 2):

где — значение, взятое из таблицы 5.

Вариант № 3: Выбираем стальные опоры — двухцепные согласно схеме напряжения 110 кВ и 220 кВ.

Участок РЭС-1: U_ном=220 кВ, l=82,5 км, АС-240/32; К=34,4 тыс. руб./км:

К_РЭС-1=82,5•34,4=2838 тыс. руб.

Участок РЭС-2: U_ном=110 кВ, l=80 км, АС-150/19; К=24,6 тыс. руб./км:

К_РЭС-2=80•24,6=1968 тыс. руб.

Участок1−4: U_ном=110 кВ, l=45 км, АС-70/11; К=21,6 тыс. руб./км:

К₁₋₄=45•21,6=972 тыс. руб.

Участок 1−3: U_ном=110 кВ, l=72,5 км, АС-270/11; К=21,6 тыс. руб./км:

К₂₋₄=72,5•21,6=1566 тыс. руб.

Участок 2−5: U_ном=110 кВ, l=60 км, АС-70/11; К=21,6 тыс. руб./км:

К₃₋₄=60•21,6=1296 тыс. руб.

Капитальные вложения на сооружение линий:

тыс. руб.

Капитальные вложения на сооружение сети (Вариант 3):

где — значение, взятое из таблицы 5.

Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.

Вариант № 2:

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для ВЛ-110 кВ, 220 кВ на стальных опорах составляет 2,8% от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс, руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание оборудования, для U = 110 кВ — 9,4%; U = 220 кВ — 8,4%; следовательно (используя данные таблицы 5):

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов эл. сети:

тыс. руб.

Вариант № 3:

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для ВЛ-110 кВ, 220 кВ на стальных опорах составляет 2,8% от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс, руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание оборудования, для U = 110 кВ — 9,4%; U = 220 кВ — 8,4%; следовательно (используя данные таблицы 5):

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов эл. сети:

тыс. руб.

Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

Вариант № 2:

где час — время наибольших потерь.

Т_нб= 6000 час/год.- продолжительность использования наибольшей нагрузки, дано по условию задания.

час.

— суммарные потери активной мощности в сети,

— суммарные потери в линии.

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети:

(Таблица 3).

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторе:

;

Потери в стали трансформаторов:

где — потери холостого хода, n — число параллельно работающих трансформаторов.

п/ст 1:

п/ст 2:

п/ст 3:

п/ст 4:

п/ст 5:

Потери в меди трансформаторов:

где Sнагр — нагрузка ПС, — потери короткого замыкания, Sн — номинальная мощность трансформатора, — число параллельно работающих трансформаторов.

п/ст 1:

п/ст 2:

п/ст 3:

п/ст 4:

п/ст 5:

Годовые потери электроэнергии в сети:

Определяем издержки на потери электроэнергии в сети:

Вариант № 3:

а) Потери активной мощности в линиях сети:

(Таблица 4).

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторе: ;

Потери в стали трансформаторов:

где — потери холостого хода, n — число параллельно работающих трансформаторов.

п/ст 1:

п/ст 2:

п/ст 3:

п/ст 4:

п/ст 5:

Потери в меди трансформаторов:

п/ст 1:

п/ст 2:

п/ст 3:

п/ст 4:

п/ст 5:

Годовые потери электроэнергии в сети:

Определяем издержки на потери электроэнергии в сети:

Определяем суммарные ежегодные издержки Вариант № 2:

Вариант № 3:

Определяем полные приведённые затраты Вариант № 2:

Вариант № 3:

.

Варианты схемы с разными номинальными напряжениями из-за различной стоимости аппаратуры и разных величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведённым затратам. Так как разница в приведённых затратах не превышает 5%, то варианты считается экономически равноценными.

Для дальнейшего расчёта выбираем вариант № 2. Этот выбор обоснуем тем, что этот вариант имеет более высокое номинальное напряжение, а, следовательно, с лучшими возможностями развития сети, имеет меньшее количество электрической аппаратуры.

5. Уточнённый баланс реактивной мощности

Уточняется баланс реактивной мощности, при необходимости заново выбирается мощность КУ по подстанциям. В отличие от предварительного выбора КУ, здесь следует вычислить генерацию реактивной мощности линиями электропередачи и потери её в линиях, точнее рассчитать потери реактивной мощности в трансформаторах.

Изначально имеем нагрузку на подстанциях (cos ц = 0,8):

Уточним мощности текущие по линиям, в зависимости от этого уточним сечения проводов на участках сети. Так как ход расчёта аналогичен приведённому на страницах 10−11, то необходимые данные для уточнённого баланса реактивной мощности сведём в таблицу 6.

Таблица 6.

Потери реактивной мощности в линиях:

гдеполная мощность, текущая по линии, — реактивное сопротивление линии, — номинальное напряжение линии.

Значения для остальных участков, а также значения потерь активной мощности приведены в таблице 6.

Зарядная мощность линии:

где — номинальное напряжение линии, Bл — ёмкостная проводимость линии.

где n — число параллельных цепей линии, b₀ — удельная емкостная проводимость линии [2, таблицы П1.13, П1.14.]. Значения зарядных мощностей остальных линии сведены в таблицу 6.

Уточним мощности трансформаторов и определим потери Р и Q в трансформаторах.

;

;

На подстанции 1 установлено два трансформатора ТРДЦН-63 000/220.

.

;

На подстанции 2 установлено два трансформатора ТРДН-40 000/220.

.

;

На подстанции 3 установлено два трансформатора ТРДН-25 000/110.

.

;

На подстанции 4 установлено два автотрансформатора АТДЦТН-125 000/220/110.

.

;

На подстанции 5 установлено два трансформатора ТДН-16 000/110

.

;

Определяем суммарные потери активной и реактивной мощности в линиях и трансформаторах:

(Таблица 6).

(Таблица 6).

Так как Q_куУ = - 2,088 МВАр, то компенсирующие устройства не устанавливаем.

6. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров

Режим максимальных нагрузок Определяем активные и реактивные сопротивления и проводимости трансформаторов на подстанциях.

ПС — 1: По Таблице П 2.9 Rт = 4 Ом, Xт = 100,7 Ом. Так как 2 трансформатора, то Rт = 2 Ом, Xт = 50,35 Ом.

ПС — 2: По Таблице П 2.9 Rт = 5,6 Ом, Xт = 158,7 Ом. Так как 2 трансформатора, то Rт = 2,8 Ом, Xт = 79,35 Ом.

ПС — 3: По Таблице П 2.5 Rт = 2,54 Ом, Xт = 55,9 Ом. Так как 2 трансформатора, то Rт = 1,27 Ом, Xт = 27,95 Ом.

ПС — 4: По Таблице П 2.10 Rтв = 0,5 Ом, Rтс = 0,5 Ом, Rтн = 1 Ом,

Xтв = 48,6 Ом, Xтс = 0 Ом, Xтн = 82,5 Ом. Так как 2 трансформатора, то Rтв = 0,25 Ом, Rтс = 0,25 Ом, Rтн = 0,5 Ом, Xтв = 24,3 Ом, Xтс = 0 Ом, Xтн = 41,25 Ом.

ПС — 5: По Таблице П 2.5 Rт = 4,38 Ом, Xт = 86,7 Ом. Так как 2 трансформатора, то Rт = 2,19 Ом, Xт = 43,35 Ом.

Составляем схему замещения (Приложение 3).

Переходим к расчёту параметров установившегося режима «методом в два этапа».

1 Этап: Заключается в определении потоков и потерь мощности в элементах сети последовательно по элементам от концов сети (нагрузок) к началу сети (к станции):

МВ· А;

Мощность в конце линии 40−3:

МВ· А;

Потери мощности в линии 40−3:

Мощность в начале линии 40−3:

МВ· А;

МВ· А;

Мощность в конце линии 40−5:

МВ· А;

Потери мощности в линии 40−5:

Мощность в начале линии 40−5:

МВ· А;

Уточним потери мощности в автотрансформаторе:

Далее для определения мощностей, поступающих в узел 4 от РЭС рассекаем кольцо в точке РЭС, а затем двигаясь от точки потокораздела до источника питания определяем потоки мощностей с учётом зарядных мощностей и с учётом потерь.

Мощность в конце линии 1−4:

Потери мощности в линии 1−4:

Мощность в начале линии 1−4:

МВ· А;

Мощность в конце линии РЭС-1:

Потери мощности в линии РЭС-1:

Мощность в начале линии РЭС-1:

МВ· А;

Мощность, поступающая из РЭС в линию РЭС-1:

Мощность в конце линии 2−4:

Потери мощности в линии 2−4:

Мощность в начале линии 2−4:

МВ· А;

Мощность в конце линии РЭС-2:

Потери мощности в линии РЭС-2:

Мощность в начале линии РЭС-2:

МВ· А;

Мощность, поступающая из РЭС в линию РЭС-1:

2 этап: Заключается в определении напряжений в узлах и падение напряжений последовательно по элементам от начала сети к концам сети

кВ.

ПС 1

кВ;

кВ;

кВ;

Определим приведённое напряжение на стороне НН к стороне ВН:

кВ.

Коэффициент трансформации:

.

Действительное напряжение на стороне НН к стороне ВН:

кВ.

ПС2

кВ;

кВ;

кВ;

Определим приведённое напряжение на стороне НН к стороне ВН:

кВ.

Коэффициент трансформации:

.

Действительное напряжение на стороне НН к стороне ВН:

кВ.

ПС 4

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ.

Видно, что напряжения в узле потокораздела относительно источника питания практически совпадают. Для дальнейшего расчёта примем значение 228,2 кВ.

кВ.

Определим приведённое напряжение на стороне СН к стороне ВН:

кВ.

Коэффициент трансформации:

.

Действительное напряжение на стороне СН к стороне ВН:

кВ.

Определим приведённое напряжение на стороне НН к стороне ВН:

кВ.

Коэффициент трансформации:

.

Действительное напряжение на стороне НН к стороне ВН:

кВ.

ПС3

кВ;

кВ;

кВ;

Определим приведённое напряжение на стороне НН к стороне ВН:

кВ.

Коэффициент трансформации:

.

Действительное напряжение на стороне НН к стороне ВН:

кВ.

ПС5

кВ;

кВ;

кВ;

Определим приведённое напряжение на стороне НН к стороне ВН:

кВ.

Коэффициент трансформации:

.

Действительное напряжение на стороне НН к стороне ВН:

кВ.

Режим минимальных нагрузок

В режиме минимальных нагрузок последние составляют 60% от наибольшей нагрузки по заданию.

кВ

Проверим целесообразность отключения трансформаторов в режиме минимальных нагрузок:

Для п/ст 1:

;

Так как, то может быть включен 1 трансформатор

Для п/ст 2:

;

Так как, то может быть включен 1 трансформатор Для п/ст 3:

;

Так как, то может быть включено 2 трансформатора Для п/ст 4:

;

Так как, то может быть включен 1 трансформатор Для п/ст 5:

;

Так как, то может быть включен 1 трансформатор.

Таким образом, в режиме минимальных нагрузок отключим один из трансформаторов на ПС1,2,4,5. Соответственно изменится схема замещения (Приложение 4).

Расчет произведем на ЭВМ с помощью специализированного ПВК «Project1».

Результаты расчета Послеаварийный режим кВ.

Послеаварийный режим обусловлен отключением линии на участках РЭС-1 в режиме минимальных нагрузок.

Схема замещении для расчёта аварийного режима приведена в приложении 5.

Расчет произведем на ЭВМ с помощью специализированного ПВК «Project1».

Результаты расчета

7. Регулирование напряжений

В качестве основных средств регулирования напряжения при выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой. На ПС4 регулирование напряжение на стороне СН производить не будем, на стороне НН регулирование напряжения будем производить с помощью линейного регулировочного трансформатора типа ТДНЛ-40 000/10-У1.

Регулирование напряжения в режиме максимальных нагрузок ПС-1

1),

=>

результат близкий к желаемому, условие встречного регулирования выполняется, регулирование не производим.

ПС-2

1),

=>

результат близкий к желаемому, условие встречного регулирования выполняется, регулирование не производим.

ПС-3

1);

=>

условие встречного регулирования не выполняется, регулирование производим.

2);

3) принимаем n=4;

4);

5) — результат близкий к желаемому.

ПС-4

Технические данные линейного регулировочного трансформатора ТДНЛ-40 000/10-У1

1);

=>

условие встречного регулирования не выполняется, регулирование производим.

2) принимаем n=3;

После регулирования:

3) кВ — результат близкий к желаемому.

ПС-5

1);

=>

результат близкий к желаемому, условие встречного регулирования выполняется, регулирование не производим.

Регулирование напряжения в режиме минимальных нагрузок ПС-1

1),

=> регулирование производим.

2);

3) принимаем n=-1;

4);

5) — результат близкий к желаемому.

ПС-2

1),

=>

результат близкий к желаемому, условие встречного регулирования выполняется, регулирование не производим.

ПС-3

1);

=>

условие встречного регулирования не выполняется, регулирование производим.

2);

3) принимаем n=1;

4);

5) — результат близкий к желаемому.

ПС-4

1);

=>

условие встречного регулирования не выполняется, регулирование производим.

2) принимаем n=1;

После регулирования:

3) кВ — результат близкий к желаемому.

ПС-5

1);

=> регулирование производим.

2);

3) принимаем n= - 2;

4);

5) — результат близкий к желаемому.

Регулирование напряжения в аварийном режиме

ПС-1

1),

=> условие встречного регулирования не выполняется, регулирование производим.

2);

3) принимаем n=6;

4);

5) — результат близкий к желаемому.

ПС-2

1),

=> условие встречного регулирования не выполняется, регулирование производим.

2);

3) принимаем n=4;

4);

5) — результат близкий к желаемому.

Если принять n = 3, тогда

;

— условие встречного регулирования не выполняется, поэтому принимаем n=4.

ПС-3

1);

=> условие встречного регулирования не выполняется, регулирование производим.

2);

3) принимаем n=6;

4);

5) — результат близкий к желаемому.

ПС-4

1);

=> условие встречного регулирования не выполняется, регулирование производим.

2) принимаем n=6;

После регулирования:

3) кВ — результат близкий к желаемому.

ПС-5

1);

=> регулирование производим.

2);

3) принимаем n= 3;

4);

5) — результат близкий к желаемому.

8. Технико-экономические показатели

В этом разделе проекта определяются следующие основные показатели, характеризующие расходы денежных средств и электрооборудования, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также технико-экономическую целесообразность спроектированной сети; капиталовложения на сооружение линии, подстанций и сети в целом (тыс.руб.); ежегодные расходы по эксплуатации линий, подстанций и сети в целом (тыс.руб/год); себестоимость передачи электроэнергии по сети (коп/кВт ч); потери активной мощности в режиме максимальных нагрузок (кВт) и потери электроэнергии (кВт-ч) в спроектированной сети. Потери активной мощности и потери электроэнергии необходимо также выразить в процентах соответственно от суммарной активной мощности потребителей и полученной ими за год электроэнергии.

Капиталовложения сети где — капитальные вложения на сооружение ВЛ (с учётом поправочного коэффициента для Сибири), — капитальные вложения на установку трансформаторов, — капитальные вложения на сооружение РУ, — капитальные вложения на установку линейных регулировочных трансформаторов, — вложения на установку ячеек 10 кВ. При этом можно считать, что по одной линии в нормальных режимах сети передается при напряжении 10 кВ до 3−4 МВА. Исходя из этого число линий n, отходящих от шин понизительных подстанции равно:

S_н1=60 МВА,; S_н3=32,5 МВА,

S_н2=48,75 МВА,; S_н4=22,5 МВА, ;

S_н5=15 МВА,

Суммарные потери активной мощности в режиме максимальных нагрузок:

МВт,

Годовые потери электроэнергии в сети:

Определяем издержки на потери электроэнергии в сети:

тыс. руб.

Определяем суммарные ежегодные издержки

Определяем полные приведённые затраты.

тыс. руб.

Определяем суммарную, полезную электроэнергию, отпущенную с шин вторичного напряжения подстанции сети.

При условном одноступенчатом графике:

При условном двухступенчатом графике:

;

143· 1995+0,6·143·6765=865 722 МВт· час;

Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

Список используемой литературы

Идельчик В. И. Электрические системы и сети. -М.: Энергоатомиздат, 1989.-592 с Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие / А. А. Герасименко, В. Т. Федин. — Ростов-н/Д.:Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006. — 720 с.)Серия «Высшее образование»).

Методические указания к выполнению курсового проекта по курсу «Районная электрическая сеть». К. И. Прокопчук, Л. А. Акишин, Иркутск, ИрГТУ, 2002.-43 с.

Приложение 1

Технико-экономическое сравнение вариантов. Вариант № 2

Приложение 2

Технико-экономическое сравнение вариантов. Вариант № 3

Приложение 3

Режим максимальных нагрузок. Схема замещения.

Приложение 4

Режим минимальных нагрузок. Схема замещения.

Приложение 5

Аварийный режим. Схема замещения.

Приложение 6

Режим максимальных нагрузок. Карта режима.

Приложение 7

Режим минимальных нагрузок. Карта режима.

Приложение 8

Аварийный режим. Карта режима.

Приложение 9

Электрическая схема сети.