Передача и распределение электрической энергии

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра электрических станций, сетей и систем.

Пояснительная записка к курсовому проекту.

Передача и распределение электрической энергии.

Выполнил: студент группы ЭПзу 07−2.

Антонов А. Ю Руководитель: Прокопчук К.И.

Иркутск 2010 г.

Введение

Современные энергетические системы состоят из множества связанных между собой элементов, которые оказывают взаимное влияние друг на друга. Поэтому проектирование всей системы достаточно сложная и трудоемкостная задача.

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.

Спроектированная сеть должна удовлетворять следующим требованиям:

1. надежность;

2. экономичность;

3. удобство в эксплуатации;

4. возможность дальнейшего развития;

5. качество энергии, передаваемой по сети;

Но проектирование нельзя проводить исходя только из минимизации расхода материалов, потерь энергии и т. д. Необходимо рассматривать несколько факторов. Поэтому при выборе наилучшего варианта определяющим должен быть критерий, учитывающий несколько условий одновременно.

1. Потребление и покрытие потребности в активной мощности Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для периода наибольших нагрузок и слагается из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

Суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах проектируемой сети одного-двух номинальных напряжений в первом приближении могут быть приняты равными 3−5% от суммы заданных нагрузок пунктов.

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

.

Где Рген — суммарная активная мощность генераторов электростанций, Рнагрi — нагрузки в заданных пунктах,.

— потери мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В курсовом проекте предполагается, что установленная мощность генераторов питающей электрической системы достаточна для покрытия потребностей проектируемого района в активной мощности. Поэтому здесь не рассматривается установка дополнительных генераторов электрических станций, сооружение новых электростанций и т. п.

Тогда:

МВт, Мвт Приближённое рассмотрение потребления реактивной мощности, а также ориентировочный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети будем производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети. Так как компенсация реактивной мощности может существенно влиять на значения полных нагрузок подстанций, а следовательно, и на выбираемые номинальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети. В конечном итоге выбор мощности КУ и их размещение по подстанциям сети повлияют на оценку технических и технико-экономических показателей вариантов схемы сети и, следовательно, могут повлиять на правильность выбора рационального номинального напряжения и схемы проектируемой сети.

При выполнении курсового проекта условно принимаем совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок подстанций. Поэтому определение наибольших реактивных нагрузок отдельных пунктов производим по наибольшим активным нагрузкам и заданным значениям коэффициента мощности.

По условию задания коэффициент мощности всех нагрузок cos нагр=0,8.

Тогда нагр=arccos 0,8= 36,85 и tg нагр= 0,75.

Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле.

Qнагрi=Рнагрitg нагр Реактивные мощности нагрузок в узлах:

Qнагр1 =Pнагр1 tg нагр=370,75= 27,75 Мвар;

Qнагр2 =Pнагр2 tg нагр=290,75= 21,75 Мвар;

Qнагр3 =Pнагр3 tg нагр=210,75= 15,75Мвар;

Qнагр4 =Pнагр4 tg нагр=160,75= 12 Мвар;

Qнагр5 =Pнагр5 tg нагр=90,75= 6,75 Мвар;

Суммарная реактивная мощность, потребляемая в узлах.

= Qнагр1+ Qнагр2+ Qнагр3+ Qнагр4+ Qнагр5=27,75+21,75+15,75+12+6,75 =84 Мвар.

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

Q=QЛ+QТР-QС Где QЛ — суммарные потери реактивной мощности в линиях,.

QТР — суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах,.

QС — суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий.

Утечка реактивной мощности через ёмкостную проводимость воздушных линий (генерация реактивной мощности линиями) при предварительных расчётах может оцениваться для одноцепных линий 110 кВ в 3 Мвар, 220 кВ в 12 Мвар на 100 км. Для воздушных сетей 110 кВ в самом первом приближении допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях линий и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются. Следовательно: Q=QТР.

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.

QТР = 0,1m.

где Sнагр i — полная мощность i-го потребителя.

= 140 МВА.

В нашем случае m=2 с учётом того, что одна трансформация имеет место на подстанции источника питания, а другая на трансформаторной подстанции, питающей нагрузку.

Q= QТР = 0,1m=0,12 140= 28 Мвар Общая потребляемая реактивная мощность:

84+28=112 Мвар 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? ген, с которым предполагается выдача мощности от источника питания:

cosген=0,84.

ген= 35,85.

tg?ген= 0,64.

117,60,64= 75,9621 Мвар Так как Qген < (75,9621 Мвар < 110 Мвар), то в сети необходимо устанавливать компенсирующие устройства. Основным типом КУ, устанавливаемых по условию покрытия потребности в реактивной мощности, являются конденсаторы. Вместе с тем, на крупных узловых подстанциях 220 кВ по ряду условий может оказаться оправданной установка синхронных компенсаторов. При этом надо помнить, что установка синхронных компенсаторов мощностью менее 10 Мвар неэкономична.

Суммарная реактивная мощность КУ равна:

— Qген=112−75,962 =36,0379 Мвар.

Проверяем баланс реактивной мощности:

=Qген+Qку;

112=75,9621+36,0379;

112=112.

Размещение КУ по подстанциям электрической сети, как известно, влияет на экономичность режимов работы сети и на решение задач регулирования напряжения. В связи с этим могут быть даны следующие рекомендации по размещению КУ в сети и определению их мощностей, устанавливаемых на каждой подстанции.

В сети одного номинального напряжения целесообразна, в первую очередь, полная компенсация реактивных нагрузок наиболее электрически удалённых подстанций. При незначительной разнице электрической удалённости пунктов от источника питания допускается расстановка КУ по условию равенства коэффициентов мощности на подстанциях.

Распределяем реактивные мощности в узлах по методу tg Б:

=0,428.

Определим мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции:

Qку1=Рнагр1(tg?нагрtg?Б)=37(0,75−0,428)=11,905 Мвар,.

Qку2=Рнагр2(tg?нагрtg?Б)=29(0,75−0, 428)=9,3312 Мвар,.

Qку3=Рнагр3(tg?нагрtg?Б)=21(0,75−0, 428)=6,7571 Мвар,.

Qку4=Рнагр4(tg?нагрtg?Б)=16(0,75−0, 428)=5,1482 Мвар,.

Qку5=Рнагр5(tg?нагрtg?Б)=9(0,75−0, 428)=2,8959 Мвар Проверка вычисления реактивной мощности компенсирующих устройств:

Qку= Qку1+ Qку2+ Qку3+ Qку4+ Qку5=11,905 +9,3312 +6,7571 +5,1482 +2,8959 =36,0379 Мвар.

Реактивная мощность каждой подстанции после компенсации:

Q1=Qнагр1-Qку1=27,75−11,905 =15,84 462 Мвар,.

Q2=Qнагр2-Qку2=21,75−9,3312 =12,41 876 Мвар,.

Q3=Qнагр3-Qку3=15,75−6,7571 =8,9928 Мвар,.

Q4=Qнагр4-Qку4=12−5,1482 =6,8517 Мвар,.

Q5=Qнагр5-Qку5=6,75−2,8959 =3,85 409 Мвар.

Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой из подстанций, набирается параллельным включением серийно выпускаемых комплектных установок, выбираемых по справочникам.

Определим полную мощность каждой подстанции:

40,24 987 МВА,.

31,5472 МВА,.

22,84 452 МВА,.

17,40 535 МВА,.

9,790 509 МВА, Суммарная полная мощность подстанций:

40,249 +31,5472 +22,84 452 +17,40 535 + 9,7905 =121,8374 МВА.

Определим коэффициент мощности Cos Б после установки КУ:

Б = arctg (tg Б)= arctg (0,428)= 23,17 092, cos Б= 0,91.

баланс напряжение подстанция электрооборудование.

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

2.1 Выбор схемы сети по протяженности и длине трассы.

Возможные варианты схем предоставлены ниже.

Результаты вычислений длин линий и трасс введем в таблицу 1.

Вариант 1.

Вариант 2.

Вариант 3.

Вариант 4.

Вариант 5.

Вариант 6.

Таблица 1. Суммарные длины линий и трасс.

Произведем проверку следующих вариантов: № 1, 2, 3 и 6.

2.2 Проверка отобранных вариантов по допустимым потерям напряжения.

На втором этапе каждый из отобранных вариантов проверяется по допустимым потерям напряжения: Uнб Uдоп. Проверка производится в двух режимах работы сети — максимальном и аварийном. Допустимые потери Uдоп принимаются равными 13−15% от Uн сети в максимальном режиме и 17−20% - в аварийном. Мощности в узлах сети:

= (37+j 15,84 462) МВА, Sн1= 40,24 987 МВА,.

= (29+j 12,41 876) МВА, Sн2= 31,5472 МВА,.

= (21+j 8,99 289) МВА, Sн3= 22,84 452 МВА,.

= (16+j 6,85 172) МВА, Sн4= 17,40 535 МВА,.

= (9+j 3,85 409) МВА, Sн5= 9,790 509 МВА.

Проверка варианта 1.

Полные мощности, протекающие в линиях:

S1−2= S2= 29 + j 12.41 876.

S1−4= S4= 14 + j 6.851 428.

S1= S1−4 + S1−2 + Sн1= 82 + j 35.11 511.

S1−2=.

S1−4=.

S1=.

Рассекаем кольцо рэс-1−5-3 в точке рэс.

Распределение мощности:

Проверка правильности нахождения полной мощности на участке рэс-3:

Проверка показала правильность расчета распределения мощности.

Полные мощности, протекающие в линиях:

=; Sрэс-1= 84,9 473 415 МВА,.

=; S5−1= 4,25 507 253 МВА,.

=; S3−5= 14,455 814 МВА,.

=; Sрэс-3= 36,890 102 МВА, Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110 кВ. Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок Где Sij — полная мощность, протекающая в линии i-j,.

n — количество параллельных цепей в линии i-j,.

Uном — номинальное напряжение на участке i-j.

Рассмотрим участки 1−2; 1−4.

А,.

А, Расчётное сечение провода воздушной линии определяется по закону экономической плотности тока jэк:

где Imax — максимальный рабочий ток; А; n — число цепей в воздушной линии.

Выбирается ближайшее к расчётному стандартное сечение провода Fстанд. Выбранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону и по максимально допустимой нагрузке в аварийном режиме. В случае нарушения ограничений сечения проводов увеличиваются. При выборе сечений проводов окончательно уточняется напряжение отдельных участков сети.

По заданию, продолжительность использования наибольшей нагрузки Тнб=4200 ч/год.

Следовательно, jэк=0,8 А/мм2 (Идельчик. Электрические сети и системы. стр. 266).

Условие потерь на корону при Uном=110 кВ имеем Fmin=70 мм2, при Uном=220 кВ имеем Fmin=240 мм2.

Сечения проводов:

мм2, выбираем провод АС-95/16,.

мм2, выбираем провод АС-70/11,.

При обрыве одной линии:

А,.

А, Рассмотрим кольцо:

А,.

А,.

А,.

А, Сечения проводов:

557,322 392 мм²,.

мм2,.

мм2,.

мм2,.

При U=110 по jэк не должно превышать 300 мм² поэтому принимаем U=220.

А,.

А,.

А,.

А, Сечения проводов:

278,661 196 мм², АС-300/39.

мм2, АС-240/32.

мм2, АС-240/32.

мм2, АС-240/32.

Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в аварийном режиме.

Обрыв участка рэс-3:

Распределение мощности:

(21 + j8,992 893) МВА,.

(21 + j8,992 893)+(9 + j3,854 097)=(30 + j12,84 699) МВА,.

(30 + j12,84 699)+(82 + j35,11 511)=(112 + j47,9621) МВА, Мощности, протекающие в линиях:

22,8 445 207 МВА,.

32,6 350 295 МВА,.

121,837 443 МВА.

Ток в линиях в аварийном режиме:

59,9 513 189 А,.

85,6 447 412 A,.

319,740 367 А, Обрыв участка рэс-1:

Схема принимает вид Распределение мощности:

(82 + j35,11 511) МВА,.

(21 + j8,992 893)+(9 + j3,854 097)=(91 + j38,9692) МВА,.

(91 + j38,9692)+(21 + j8,992 893)=(112 + j47,9621) МВА, Мощности, протекающие в линиях:

89,202 414 МВА,.

98,9 929 228 МВА,.

121,837 443 МВА.

Ток в линиях в аварийном режиме:

234,95 626 А,.

259,789 048 A,.

319,740 367 А, Из двух аварийных режимов выбираем максимальные токи в ветвях:

Imax 1−2=165,579 833 А, провод АС-95/16 Iдоп=330 А,.

Imax 1−4=91,3 543 906 А, провод АС-70/11 Iдоп=265 А.

Imax 5−1=234,95 626 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,.

Imax 3−5=259,789 048 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,.

Imax рэс-3=319,740 367 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,.

Imax рэс-1=319,740 367 А, провод АС-300/39 Iдоп=610 А, Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.

Падение напряжения в нормальном режиме.

Участок РЭС-1.

Провод АС-300/39, l=44 км, R0=0,096Ом/км, Х0=0,429 Ом/км.

RЛ=R0l=0,9 644=4,224 Ом, ХЛ=Х0l=0,42 944=18.876 Ом.

Р=78,8 849 МВт, Q=33,440 074 Мвар.

4.368 457 кВ.

0,62 976 МВт.

Участок рэс-3.

Провод АС-240/32, l=74 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,12 174=8,954 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 574=32,19 Ом.

Р=МВт, Q=Мвар.;

3,50 503 428 кВ.

0,25 176 273 МВт.

Участок 1−5.

Провод АС-240/32, l=52 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,12 152=6,292 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 552=22,62 Ом.

Р=МВт, Q=Мвар.

0,28 409 292 кВ.

0,235 373 МВт.

Участок 5−3.

Провод АС-240/32, l=56 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,12 156=6,776 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 556=24,36 Ом.

Р=МВт, Q=5,52 912 885 Мвар.

1,989 987 кВ.

0,2 761 897 МВт.

Участок 1−2.

Провод АС-95/16, l=38 км, R0=0,301 Ом/км, Х0=0,434 Ом/км.

RЛ=R0l=0,30 138=5,719 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 438=8,246 Ом.

Р=29 МВт, Q=12,418 757 Мвар.

2,43 869 154 кВ.

0,470 388 МВт;

Участок 1−4.

Провод АС-70/11, l=46 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.

RЛ=R0l=0,42 246=9,706 Ом, ХЛ=Х0l=0,44 446=10,212 Ом.

Р=16 МВт, Q= 6,85 172 797 Мвар.

2,4 787 133 кВ.

0,2 430 079 МВт;

Падение напряжения в аварийном режиме.

Послеаварийный режим будет характеризоваться обрывом одного из проводов.

Рассмотрим кольцо рэс-1−5-3.

Обрыв участка рэс-3.

S5−3= 21 + j8.992 893 МВА S5−3= 22,8 445 207 МВА.

S1−5= 30 + j12,84 699 МВА S1−5= 32,6 350 295 МВА.

Sрэс-1= 112 + j47,9621 МВА Sрэс-1= 121,837 443 МВА Участок рэс-1.

RЛ=4,224 Ом, ХЛ=18,876 Ом Р=112 МВт, Q=47,9 620 958 Мвар.

6.265 547 кВ.

Участок 1−5.

RЛ=6,292 Ом, ХЛ=22,62 Ом Р=30 МВт, Q=12,84 698 995 Мвар.

2,178 904 148 кВ.

Участок 5−3.

RЛ=6,776 Ом, ХЛ=24,36 Ом Р=21 МВт, Q=8,992 893 Мвар.

1,642 559 кВ.

Обрыв участка рэс-1.

S5−1= 82 + j35,11 511 МВА S5−1= 89,202 414 МВА.

S5−3= 91 + j38,9692 МВА S5−3= 98,9 929 228 МВА.

Sрэс-3= 112 + j47,9621 МВА Sрэс-3= 121,837 443 МВА Участок рэс-3.

RЛ=8,954 Ом, ХЛ=32,19 Ом Р=112 МВт, Q=47,9 620 958 Мвар.

11,5 761 267 кВ.

Участок 3−5.

RЛ=6,776 Ом, ХЛ=24,36 Ом Р=91 МВт, Q=38,96 920 285 Мвар.

7,117 753 552 кВ.

Участок 5−1.

RЛ=6,292 Ом, ХЛ=22,62 Ом Р=82 МВт, Q=35,11 511 Мвар.

5,955 671 кВ.

Результаты расчетов для варианта 1:

Проверка варианта 2.

Распределение мощности:

Sрэс-3= S3= 21 + j8.992 893 МВА.

Sрэс-1= S1−5+S1−4+S1−2+S1= 91 + j38.9692 МВА.

S1−2= S2= 29 + j12.41 876 МВА.

S1−4= S4= 16 + j6.851 728 МВА.

S1−5= S5= 9 + j3.854 097 МВА Мощности протекающие в линиях:

Sрэс-3= 22.84 452 МВА.

Sрэс-1= 98.99 292 МВА.

S1−2= 31.5472 МВА.

S1−4= 17.40 535 МВА.

S1−5= 9.790 509 МВА Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110кВ Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:

59,95 132 А,.

259,789 А,.

82,78 992 А,.

45,6772А,.

25,69 342А.

Определяем расчётное сечение провода воздушной линии.

Сечения проводов:

74,93 915 мм², выбираем провод АС-70/11,.

324,7363 мм², выбираем провод АС-300/39,.

103,4874 мм², выбираем провод АС-95/16,.

57,9 649 мм², выбираем провод АС-70/11,.

32,11 678 мм², выбираем провод АС-70/11,.

При U=110 по jэк не должно превышать 300 мм² поэтому принимаем U=220.

129,8945 А, Сечение провода.

162,3682 мм², выбираем провод АС-240/32,.

Ток в линиях в послеаварийном режиме при обрыве одного провода:

119,9026 А, Iдоп=265 А.

259,789 А, Iдоп=605 А.

165,5798 А, Iдоп=330 А.

91,35 439 А, Iдоп=265 А.

51,38 684 А. Iдоп=265 А.

Падение напряжения в нормальном режиме.

Участок рэс-3.

Провод АС-70/11, l=74 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,42 274=15,614 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 574=16,095 Ом.

Р= 21 МВт, Q= 8,992 893 Мвар.

4,296 678 кВ.

0,673 431 МВт.

Участок рэс-1.

Провод АС-240/32, l=44 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,12 144=2,662 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 544=9,57 Ом.

Р= 91 МВт, Q= 38,9692 Мвар.

2,79 626 кВ.

0,538 978 МВт.

Участок 1−2.

Провод АС-95/16, l=38 км, R0=0,301 Ом/км, Х0=0,434 Ом/км.

RЛ=R0l=0,30 138=5,719 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 438=8,246 Ом.

Р= 29 МВт, Q= 12,41 876 Мвар.

2,438 692 кВ.

0,470 388 МВт.

Участок 1−4.

Провод АС-70/11, l=46 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.

RЛ=R0l=0,42 246=9,706 Ом, ХЛ=Х0l=0,44 446=10,212 Ом.

Р= 16 МВт, Q= 6,851 728 Мвар.

2,47 871 кВ.

0,243 008 МВт.

Участок 1−5.

Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.

RЛ=R0l=0,42 252=10,972 Ом, ХЛ=Х0l=0,44 452=11,544 Ом.

Р= 9 МВт, Q= 3,854 097 Мвар.

1,302 179 кВ.

0,86 918 МВт.

Uрэс-1−2-4−5=2,79 626+2,438 692+2,47 871+1,302 179=8,58 002 кВ,.

U рэс-1−2-4−5%7,804 547%,.

U 1−4-5%=7,804 547% < Uдоп=15%.

Все выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.

Для нахождения потери напряжения суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения; в случае разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая Uнб сравнивается с Uдоп: в замкнутой сети или в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности; среди аварийных режимов требуется выбирать такой, при котором потери напряжения увеличиваются на наибольшую величину.

В разветвлённой сети с двухцепными линиями такой послеаварийный режим обусловлен обрывом одной цепи в линии с наибольшим значением потерь напряжения.

В кольцевой сети послеаварийный режим обусловлен, как правило, обрывом одного из головных участков.

Падение напряжения в аварийном режиме.

Участок рэс-3.

Провод АС-70/11, l=74 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,42 274=31,228 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 574=32,19 Ом.

Р= 21 МВт, Q= 8,992 893 Мвар.

8,593 357 кВ.

1,346 861 МВт.

Участок рэс-1.

Провод АС-240/32, l=44 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,12 144=5,324 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 544=19,14 Ом.

Р= 91 МВт, Q= 38,9692 Мвар.

5,592 521 кВ.

1,77 956 МВт.

Участок 1−2.

Провод АС-95/16, l=38 км, R0=0,301 Ом/км, Х0=0,434 Ом/км.

RЛ=R0l=0,30 138=11,438 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 438=16,492 Ом.

Р= 29 МВт, Q= 12,41 876 Мвар.

4,87 783 кВ.

0,940 776 МВт.

Участок 1−4.

Провод АС-70/11, l=46 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.

RЛ=R0l=0,42 246=19,412 Ом, ХЛ=Х0l=0,44 446=20,424 Ом.

Р= 16 МВт, Q= 6,851 728 Мвар.

4,95 743 кВ.

0,486 016 МВт.

Участок 1−5.

Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.

RЛ=R0l=0,42 252=21,944 Ом, ХЛ=Х0l=0,44 452=23,088 Ом.

Р= 9 МВт, Q= 3,854 097 Мвар.

2,6 044 358 кВ.

0,173 836 МВт.

0,264 253 МВт.

Результаты расчетов для варианта 2.

Проверка варианта 3.

Полные мощности, протекающие в линиях:

Sрэс-3= S3= 21 + j 8,992 893.

S1−5= S5= 9 + j 3,854 097.

S1= S1−5 + Sн1= 46 + j 19,69 872.

Sрэс-3=.

S1−5=.

S1=.

Рассекаем кольцо рэс-1−4-2 в точке рэс.

Распределение мощности:

Проверка правильности нахождения полной мощности на участке рэс-3:

Проверка показала правильность расчета распределения мощности.

Полные мощности, протекающие в линиях:

=; Sрэс-1= 60,4189 МВА,.

=; S5−1= 10,37 853 МВА,.

=; S3−5= 7,26 823 МВА,.

=; Sрэс-3= 38,57 402 МВА, Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110 кВ.

Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:

Рассмотрим участки рэс-3; 1−5.

А,.

А, Определяем расчётное сечение провода воздушной линии.

Сечения проводов:

74,93 915 мм², выбираем провод АС-70/11,.

32,11 678 мм², выбираем провод АС-70/11,.

При обрыве одной линии:

А,.

А, Рассмотрим кольцо:

А,.

А,.

А,.

А, Сечения проводов:

396,3963 мм²,.

68,9 142 мм²,.

46,10 157 мм²,.

253,0764 мм²,.

При U=110 по jэк не должно превышать 300 мм² поэтому принимаем U=220.

А,.

А,.

А,.

А, Сечения проводов:

198,1981 мм², АС-240/32.

34,4 571 мм², АС-240/32.

23,5 079 мм², АС-240/32.

126,5382 мм², АС-240/32.

Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в аварийном режиме.

Обрыв участка рэс-2.

Распределение мощности:

(29 + j12,41 876) МВА,.

(29 + j12,41 876)+(16 + j6,8 517 279)=(45 + j19,27 048 МВА,.

(45 + j19,27 048)+(46 + j19,69 872)=(91 + j38,9692) МВА, Мощности, протекающие в линиях:

31,5472 МВА,.

48,95 254 МВА,.

98,99 292 МВА.

Ток в линиях в аварийном режиме:

82,78 992 А,.

128,4671 A,.

259,789 А, Обрыв участка рэс-1:

Схема принимает вид:

Распределение мощности:

(46 + j19,69 872) МВА,.

(46 + j19,69 872)+(16 + j6,8 517 279)=(62 + j26,55 045) МВА.

(62 + j26,55 045)+(29 + j12,41 875)=(91 + j38,9692) МВА, Мощности, протекающие в линиях:

50,4 038 МВА,.

67,44 573 МВА,.

98,99 292 МВА.

Ток в линиях в аварийном режиме:

131,3219 А,.

176,9991 A,.

259,789 А, Из двух аварийных режимов выбираем максимальные токи в ветвях:

Imax 1−5= 51,38 684 А, провод АС-70/11 Iдоп=265 А,.

Imax рэс-3= 119,9026 А, провод АС-70/11 Iдоп=265 А.

Imax 4−1= 131,3219 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,.

Imax 2−4= 176,9991 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,.

Imax рэс-2= 259,789 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,.

Imax рэс-1= 259,789 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А, Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.

Падение напряжения в нормальном режиме.

Участок РЭС-1.

Провод АС-240/32, l=44 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,12 144= 5,324 Ом, ХЛ=Х0l= 0,43 544= 19,14 Ом.

Р= 55,54 054 МВт, Q= 23,78 429 Мвар.

3,413 314 кВ.

0,401 549 МВт.

Участок рэс-2.

Провод АС-240/32, l=70 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,12 170=8,47 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 570=30,45 Ом.

Р=МВт, Q=Мвар.;

3,466 919 кВ.

0,260 392 МВт.

Участок 1−4.

Провод АС-240/32, l=46 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,12 146= 5,566 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 546= 20,01 Ом.

Р= 9,54 054 МВт, Q= 4,85 572 Мвар.

0,612 977 кВ.

0,12 387 МВт.

Участок 2−4.

Провод АС-240/32, l=62 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,12 162=7,502 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 562=26,97 Ом.

Р= 6,45 946 МВт, Q= 2,766 156 Мвар.

0,559 373 кВ.

0,7 653 МВт.

Участок рэс-3.

Провод АС-70/11, l=74 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.

RЛ=R0l=0,42 274=15,614 Ом, ХЛ=Х0l=0,44 474=16,428 Ом.

Р= 21 МВт, Q= 8,992 893 Мвар.

4,323 902 кВ.

0,673 431 МВт;

Участок 1−5.

Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.

RЛ=R0l=0,42 252=10,972 Ом, ХЛ=Х0l=0,44 452=11,544 Ом.

Р= 9 МВт, Q= 3,854 097 Мвар.

1,302 179 кВ.

0,86 918 МВт;

Падение напряжения в аварийном режиме.

Послеаварийный режим будет характеризоваться обрывом одного из проводов.

Рассмотрим кольцо рэс-1−4-2,.

Обрыв участка рэс-2.

S4−2= 29 + j12,41 876 МВА S4−2= 31,5472 МВА.

S1−4= 45 + j19,27 048 МВА S1−4= 48,95 254 МВА.

Sрэс-1= 91 + j38,9692 МВА Sрэс-1= 98,99 292 МВА Участок рэс-1.

RЛ=5,324 Ом, ХЛ=19,14 Ом Р=91 МВт, Q=38,9692 Мвар.

5,592 521 кВ.

Участок 1−4.

RЛ=5,566 Ом, ХЛ=20,01 Ом Р=45 МВт, Q=19,27 048 Мвар.

2,891 238 кВ.

Участок 4−2.

RЛ=7,502 Ом, ХЛ=26,97 Ом Р=29 МВт, Q=12,41 876 Мвар.

2,511 327 кВ.

Обрыв участка рэс-1.

S4−1= 46 + j19,69 872 МВА S4−1= 50,4 038 МВА.

S2−4= 62 + j26,55 045 МВА S2−4= 67,44 573 МВА.

Sрэс-2= 91 + j38,9692 МВА Sрэс-2= 98,99 292 МВА Участок рэс-2.

RЛ=8,47 Ом, ХЛ=30,45 Ом Р=91 МВт, Q=38,9692 Мвар.

8,897 192 кВ.

Участок 2−4.

RЛ=7,502 Ом, ХЛ=26,97 Ом Р=62 МВт, Q=26,55 045 Мвар.

5,369 043 кВ.

Участок 4−1.

RЛ=5,566 Ом, ХЛ=20,01 Ом Р=46 МВт, Q=19,69 872 Мвар.

2,955 488 кВ.

Рассмотрим участки РЭС-3 и 5−1 в послеаварийном режиме:

Участок рэс-3.

Провод АС-70/11, l=74 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.

RЛ=R0l=0,42 274=31,228 Ом, ХЛ=Х0l=0,44 474=32,856 Ом.

Р= 21 МВт, Q= 8,992 893 Мвар.

8,647 804 кВ.

Участок 1−5.

Провод АС-70/11 l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.

RЛ=R0l=0,42 252=21,944 Ом, ХЛ=Х0l=0,44 452=23,088 Ом.

Р= 9 МВт, Q= 3,854 097 Мвар.

2,604 358 кВ.

Результаты расчетов для варианта 1:

Проверка варианта 6.

Полные мощности, протекающие в линиях:

S1−5= S5= 9 + j 3,854 097.

S1= S1−5 + Sн1= 46 + j 19,69 872.

S1−5=.

S1=.

Рассекаем кольцо рэс-2−4-1−3 в точке рэс.

Распределение мощности:

Проверка правильности нахождения полной мощности на участке рэс-3:

Проверка показала правильность расчета распределения мощности.

Полные мощности, протекающие в линиях:

=; Sрэс-2= 63,6 841 801 МВА,.

=; S2−4= 32,1 369 849 МВА,.

=; S4−1= 14,7 316 358 МВА,.

=; S1−3= 35,3 087 428 МВА,.

=; S3-рэс= 58,1 532 634 МВА, Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110 кВ.

Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:

Рассмотрим участки 1−5.

А, Сечения проводов:

32,11 678 мм², выбираем провод АС-70/11,.

При обрыве одной линии:

А, Рассмотрим кольцо:

А,.

А,.

А,.

А,.

А,.

Сечения проводов:

417,819 074 мм²,.

210,844 283 мм²,.

96,6 512 943 мм²,.

231,653 547 мм²,.

381,531 844 мм²,.

При U=110 по jэк не должно превышать 300 мм² поэтому принимаем U=220.

А,.

А,.

А,.

А,.

А, Сечения проводов:

208,909 537 мм², выбираем провод АС-240/32,.

105,422 141 мм², выбираем провод АС-240/32,.

48,3 256 472 мм², выбираем провод АС-240/32,.

115,826 774 мм², выбираем провод АС-240/32,.

190,765 922 мм², выбираем провод АС-240/32,.

Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в аварийном режиме.

Обрыв участка рэс-2:

Распределение мощности:

(29 + j12,41 876) МВА,.

(29 + j12,41 876)+(16 + j6,8 517 279)=(45 + j19,27 048) МВА,.

(45 + j19,27 048)+(46 + j19,69 872)=(91 + j38,9692) МВА,.

(91 + j38.9692)+(21 + j8,99 289)=(112 + j47,9621) МВА, Мощности, протекающие в линиях:

31,5472 МВА,.

48,95 254 МВА,.

98,99 292 МВА,.

121,837 443 МВА.

Ток в линиях в аварийном режиме:

82,78 992 А,.

128,4671 A,.

259,789 А,.

319,740 367 A.

Обрыв участка рэс-3:

Схема принимает вид:

Распределение мощности:

(21 + j8,992 893) МВА,.

(21 + j8,992 893)+(46 + j19,69 872)=(67 + j28,69 161) МВА,.

(67 + j28,69 161)+(16 + j6,851 727)=(83 + j35,54 334) МВА,.

(83 + j35,54 334)+(29 + j12,41 875)=(112 + j47,9621) МВА,.

Мощности, протекающие в линиях:

22,8 445 207 МВА,.

72,884 899 МВА,.

90,2 902 483 МВА,.

121,837 443 МВА, Ток в линиях в аварийном режиме:

59,9 513 189 А,.

191.273 255 A,.

236.95 045 A,.

319.740 367 А.

Из двух аварийных режимов выбираем максимальные токи в ветвях:

Imax 1−5= 51,38 684 А, провод АС-70/11 Iдоп=265 А,.

Imax рэс-3= 319,740 367 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,.

Imax 4−1= 191,273 255 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,.

Imax 3−1= 259,789 048 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,.

Imax 2−4= 236,950 451 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,.

Imax рэс-2= 319,740 367 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А, Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.

Падение напряжения в нормальном режиме.

Участок РЭС-2.

Провод АС-240/32, l=70 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,12 170= 8,47 Ом, ХЛ=Х0l= 0,43 570= 30,45 Ом.

Р= 58,542 168 МВт, Q= 25,6 969 Мвар.

5,723 746 кВ.

0,70 974 309 МВт.

Участок 2−4.

Провод АС-240/32 l=62 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,12 162=7,502 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 562=26,97 Ом, Р=МВт, Q=Мвар.;

2,55 827 731 кВ.

0,1 600 818 МВт.

Участок 4−1.

Провод АС-240/32, l=46 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,12 146= 5,566 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 546= 20,01 Ом.

Р= 13,542 168 МВт, Q= 5,799 205 Мвар

0,87 008 091 кВ.

0,24 957 МВт Участок 1−3.

Провод АС-240/32, l=80 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ=R0l=0,12 180=9,68 Ом, ХЛ=Х0l=0,43 580=34,8 Ом.

Р= 32,457 832 МВт, Q= 13,8 995 128 Мвар.

3,6 267 948 кВ.

0,24 934 146 МВт.

Участок рэс-3.

Провод АС-240/32, l=74 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.

RЛ= R0l= 0,12 174=8,954 Ом, ХЛ= Х0l= 0,43 574=32,19 Ом, Р= 53,457 832 МВт, Q= 22,8 924 058 Мвар,.

5.52 530 896 кВ,.

0,62 563 338 МВт;

Участок 1−5.

Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.

RЛ=R0l=0,42 252=10,972 Ом, ХЛ=Х0l=0,44 452=11,544 Ом.

Р= 9 МВт, Q= 3,85 409 698 Мвар,.

1,302 179 кВ.

0,86 918 МВт;

Падение напряжения в аварийном режиме.

Послеаварийный режим будет характеризоваться обрывом одного из проводов.

Рассмотрим кольцо рэс-2−4-1−3,.

Обрыв участка рэс-3.

S1−3= 21 + j8,992 893 МВА S1−3= 22,8 445 207 МВА.

S4−1= 67 + j28,69 161 МВА S4−1= 72,8 848 992 МВА.

S2−4= 83 + j35,54 334 МВА S4−1= 90,2 902 483 МВА.

Sрэс-2= 112 + j47,9621 МВА Sрэс-2= 121,837 443 МВА Участок рэс-2.

RЛ=8,47 Ом, ХЛ=30,45 Ом, Р=112 МВт, Q=47,9 620 958 Мвар,.

10,9 503 901 кВ, Участок 2−4.

RЛ=7,502 Ом, ХЛ=26,97 Ом, Р=83 МВт, Q=35,5 433 388 Мвар,.

7.187 590 223 кВ, Участок 4−1.

RЛ=5,566 Ом, ХЛ=20,01 Ом, Р=67 МВт, Q=28,69 161 Мвар,.

4,304 732 кВ, Участок 1−3.

RЛ=9,68Ом, ХЛ=34,8 Ом, Р=21 МВт, Q=8,99 289 Мвар,.

2,34 651 216 кВ, Обрыв участка рэс-1.

S4−2= 29 + j12,41 876 МВА S4−2= 31,5 471 652 МВА.

S1−4= 45 + j19,27 048 МВА S1−4= 48,9 525 443 МВА.

S3−1= 91 + j38,9692 МВА S3−1= 98,9 929 228 МВА.

Sрэс-3= 112 + j47,9621 МВА Sрэс-2= 121,837 443 МВА Участок рэс-3.

RЛ=7,502 Ом, ХЛ=26,97 Ом, Р=112 МВт, Q=47,9 620 958 Мвар,.

9,69 891 693 кВ, Участок 3−1.

RЛ=9,68 Ом, ХЛ=34,8 Ом, Р=91 МВт, Q=38,969 202 Мвар,.

10.16 821 936 кВ.

Участок 1−4.

RЛ=5,566 Ом, ХЛ=20,01 Ом, Р=45 МВт, Q=19,27 048 Мвар,.

2,891 238 кВ.

Участок 4−2.

RЛ=7,502 Ом, ХЛ=26,97 Ом, Р=29 МВт, Q=12,41 875 695 Мвар,.

2,511 326 704 кВ.

Рассмотрим участок 5−1 в послеаварийном режиме:

Участок 5−1.

Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.

RЛ=R0l=0,42 252=21,944 Ом, ХЛ=Х0l=0,44 452=23,088 Ом.

Р= 9 МВт, Q= 3,854 097 Мвар.

2,604 358 кВ.

Результаты расчетов для варианта 1:

3. Технико-экономическое сравнение вариантов На третьем этапе наиболее рациональные варианты схем и номинального напряжения сети подвергаются технико-экономическому сравнению по приведённым затратам, Каждый из этих вариантов разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов и т. п.

В данном курсовом проекте не производится выбор определённых типов выключателей 35−220 кВ. При оценке стоимости ячеек выключателей руководствовались следующими соображениями: обычно на подстанциях с малым числом выключателей (ТО и менее) не рекомендуется установка воздушных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается равным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей, комплектов отделитёлей и короткозамыкателей подстанции проектируемой сети определяется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.

Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надёжность электроснабжения, необходимую для потребителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трёх и более трансформаторов не рассматривается.

Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальных режимов работы и отключений одного из них.

Так как в данном проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номинальных мощностей производится приближённо в нормальных режимах работы нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номинальной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% выше номинальной.

Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций:

где: Smах — максимальная нагрузка подстанции.

При определении технико-экономических показателей стоимость электрооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии — на основании расчетов и задания на проект.

При сравнении вариантов по приведённым затратам в общем случае учитываются стоимости линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной потребителям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии и (или) трансформаторы, Все указанные технико-экономические показатели определяются лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим допускается не учитывать заработную плату эксплутационного персонала, принимая её примерно одинаковой во всех вариантах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с одинаковым размещением КУ т учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по условию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.

После определения приведённых затрат сравниваемых вариантов производится окончательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.

Вариант 1.

1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

А — автотрансформатор

Т — трансформатор напряжения трехфазный.

Р — расщепленная обмотка низшего напряжения.

Д — принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла.

Н — регулировка напряжения под нагрузкой.

* - потери короткого замыкания для данного АТ:

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1: тыс. руб.

п/ст 2: тыс. руб.

п/ст 3: тыс. руб.

п/ст 4: тыс. руб.

п/ст 5: тыс. руб.

тыс.руб.

Каталожные данные на трансформаторы и автотрансформаторы взяты из справочника для курсового и дипломного проектирования Б. Н. Неклепаева, И. П. Крючкова.

Электрическая часть станций и подстанций, стр. 156.

Для п/ст 1:

Рхх=45 кВт, Рк=215 кВт, Рст1=nРхх=245=90 кВт, Рм1=43,87 895 кВт, Для п/ст 2:

Рхх=27 кВт, Рк=120 кВт, Рст2=nРхх=227=54 кВт, Рм2=95,54 165 кВт.

Для п/ст 3:

Рхх=50 кВт, Рк=170 кВт, Рст3=nРхх=250=100 кВт, Рм3=27,72 446кВт.

Для п/ст 4:

Рхх=19 кВт, Рк=85 кВт, Рст4= nРхх=219=38 кВт, Рм4=50,2938 кВт, Для п/ст 5:

Рхх=50 кВт, Рк=170 кВт, Рст4= nРхх=250=100 кВт,.

Рм4=5,92 247 кВт, Ртр=90+43,87+54+95,54+100+27,72+38+50,29+100+5,09=604,531 113 кВт.

Выбор линии ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололедуI по условию задания на проектирование. Выбираем стальные опоры — двухи одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ Кл. = Кл. уд•lл., тыс. руб.

Участок РЭС-3: Uном=220кВ, l=74км, АС-240;стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:

КРЭС-3=21•74=1554 тыс. руб.

Участок 3−5: Uном=220 кВ, l=56 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:

К3−5=21•56=1176 тыс. руб.

Участок 5−1: Uном=220 кВ, l=52 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:

К5−1=21•52=1092 тыс. руб.

Участок 1-РЭС: Uном=220 кВ, l=44 км, АС-300;стальные одноцепные опоры К=21,6 тыс. руб./км:

К1-РЭС=21,6•44=950,4 тыс. руб.

Участок 1−2: Uном=110 кВ, l=38 км, АС-95; стальные одноцепные опоры К=22,6 тыс. руб./км:

К1−2=22,6•38=858,8 тыс. руб.

Участок 1−4: Uном=110 кВ, l=46 км, АС-70; стальные одноцепные опоры К=21,6 тыс. руб./км:

К1−4=21,6•46=993,6 тыс. руб.

тыс. руб Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:

тыс. руб Стоимость вырубки просеки равен: 1.5 тыс./км. Тогда:

тыс. руб Общая стоимость воздушных линий составляет:

тыс. руб Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение.

На п/ст.1,3,5 устанавливаются ОРУ-220 кВ и ОРУ-110 кВ, на п/ст 2,4 — ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток до ЗО кА. При Uном =110 кВ стоимость одной ячейки с выключателем составляет 35 тыс. руб., при Uном = 220 кВ — 90 тыс. руб Общёе количество выключателей составляет n = 11шт на 220 кВ, 13 шт. на 110 кВ.

тыс. руб.

Капитальные затраты подстанций:

тыс. руб.

Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для П/СТ с ВН — 110 кВ. т. е. П/СТ — 2,4 постоянная часть затрат составляет 210 тыс. руб. на каждую П/СТ.

тыс. руб.

Для п/ст 1,5,3 с ВН — 220 кВ постоянная часть затрат составляет 520 тыс. руб.

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ПС для Сибири 1,2 тыс. руб.:

Капитальные вложения составляют:

К1=Ктр+КВЛ+Кп/ст+КОРУ=1372+8383,08+2817+1445=13 576,08 тыс. руб.

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

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по[4]табл. 14 Приложения, где % издержек для ВЛ-110 кВ, ВЛ-220 кВ на стальных опорах составляет 2,8% от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс, руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов: процент издержек для ОРУ и трансформаторов для U = 220 кВ — 8,4%, до 150 кВ — 9,4% Следовательно:

тыс. руб.

тыс. руб.

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

тыс. руб.

Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

— суммарные потери активной мощности в сети.

— суммарные потери в линии.

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для варианта:

Мвт б) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта:

1624,896+604,5311 = 2229,42 688 кВт Годовые потери электроэнергии в сети:

2229,4268*3195,788= 7 124 776,03 кВт/ч Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 4.

коп = 142,4955 тыс. руб.

Определяем суммарные ежегодные издержки варианта.

тыс. руб.

Определяем полные приведённые затраты варианта.

тыс. руб где рн = 0,12 1/год — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Вариант 3.

1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

* - потери короткого замыкания для данного АТ:

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1: тыс. руб.

п/ст 2: тыс. руб.

п/ст 3: тыс. руб.

п/ст 4: тыс. руб.

п/ст 5: тыс. руб.

тыс.руб.

Для п/ст 1:

Рхх=45 кВт, Рк=215 кВт, Рст1=nРхх=245=90 кВт, Рм1=43,87 895 кВт, Для п/ст 2:

Рхх=50 кВт, Рк=135 кВт, Рст2=nРхх=250=100 кВт, Рм2=107,4844 кВт.

Для п/ст 3:

Рхх=19 кВт, Рк=85 кВт, Рст3=nРхх=219=38 кВт, Рм3=86,63 893 кВт.

Для п/ст 4:

Рхх=50 кВт, Рк=135 кВт, Рст4= nРхх=250=100 кВт,.

Рм4=32,71 819 кВт, Для п/ст 5:

Рхх=14 кВт, Рк=60 кВт, Рст4= nРхх=228=28 кВт, Рм4=28,75 622 кВт, Ртр=90+43,878+100+107,48+38+86,63+100+32,718+28,75=655,476 649 кВт.

Выбор линии ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололедуI по условию задания на проектирование. Выбираем стальные опоры — двухи одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ Кл. = Кл. уд•lл., тыс. руб.

Участок РЭС-2: Uном=220кВ, l=70км, АС-240;стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:

КРЭС-2=21•70=1470 тыс. руб.

Участок 2−4: Uном=220 кВ, l=62 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:

К2−4=21•62=1302 тыс. руб.

Участок 4−1: Uном=220 кВ, l=46 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:

К4−1=21•46=966 тыс. руб.

Участок 1-РЭС: Uном=220 кВ, l=44 км, АС-240;стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:

К1-РЭС=21•44=924 тыс. руб.

Участок 1−5: Uном=110 кВ, l=52 км, АС-70; стальные двухцепные опоры К=21,6 тыс. руб./км:

К1−5=21,6•52=1123,2 тыс. руб.

Участок РЭС-3: Uном=110 кВ, l=74 км, АС-70; стальные двухцепные опоры К=21,6 тыс. руб./км:

КРЭС-3=21,6•74=1598,4 тыс. руб.

тыс. руб Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:

тыс. руб Стоимость вырубки просеки равен: 1.5 тыс./км. Тогда:

тыс. руб Общая стоимость воздушных линий составляет:

тыс. руб Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение.

На п/ст.1,2,4 устанавливаются ОРУ-220 кВ и ОРУ-110 кВ, на п/ст 3,5 — ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток до ЗО кА. При Uном =110 кВ стоимость одной ячейки с выключателем составляет 35 тыс. руб., при Uном = 220 кВ — 90 тыс. руб Общёе количество выключателей составляет n = 11шт на 220 кВ, 13 шт. на 110 кВ.

тыс. руб.

Капитальные затраты подстанций:

тыс. руб.

Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для П/СТ с ВН — 110 кВ. т. е. П/СТ — 3,5 постоянная часть затрат составляет 210 тыс. руб. на каждую П/СТ.

тыс. руб.

Для п/ст 1,2,4 с ВН — 220 кВ постоянная часть затрат составляет 520 тыс. руб.

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ПС для Сибири 1,2 тыс. руб.:

Капитальные вложения составляют:

К1=Ктр+КВЛ+Кп/ст+КОРУ=1228+9382,32+1445+2376=14 431,32 тыс. руб.

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

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по[4]табл. 14 Приложения, где % издержек для ВЛ-110 кВ, ВЛ-220 кВ на стальных опорах составляет 2,8% от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс, руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов: процент издержек для ОРУ и трансформаторов для U = 220 кВ — 8,4%, до 150 кВ — 9,4% Следовательно:

тыс. руб.

тыс. руб.

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

тыс. руб.

Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

— суммарные потери активной мощности в сети.

— суммарные потери в линии.

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для варианта:

Мвт б) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта:

1442,33+655,47 664 = 2097,806 938 кВт Годовые потери электроэнергии в сети:

2097,806 938*3195,788= 670 446,576 кВт/ч Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 4.

коп = 134,0829 тыс. руб.

Определяем суммарные ежегодные издержки варианта.

тыс. руб.

Определяем полные приведённые затраты варианта.

тыс. руб где рн = 0,12 1/год — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Сводная таблица технико-экономического сравнения вариантов 1 и 3.

Выбираем вариант № 1.

4. Уточненный 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.

+QС+Qку=+QЛ+QТР Определим потери Р и Q в линиях и трансформаторах.

На подстанции 1 установлено два авторансформатора АТДЦТН-63 000/220/110.

Sном=63 МВА, UВН=230 кВ, UСН=121 кВ, UНН=11 кВ, Рхх=45 кВт, uкВН-СН=11%, uкСН-НН=21,9%, uкВН-НН=35,7%,.

Iх=0,5%.

Рст1=90 кВт, Qст1=630 квар;

Рм1=43,8789 кВт,.

10 826,578 квар

=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=90+43,8789+j 630+j 10 826,578=133,87 896 + j11456,578 кВА.

На подстанции 2 установлено два трансформатора ТРДН-25 000/110.

Sном=25 МВА, UВН=115 кВ, UНН=10,5 кВ, Рхх=27 кВт, Рк=120 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.

Рст2=54 кВт, Qст2=350 квар.

Рм2=95,54 165 кВт, Qм2==2089,974 квар.

=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=54+95,5416+j 350+j 2089,974=149,54 165+j 2439,9736 кВА.

На подстанции 3 установлено два трансформатора ТРДН-40 000/220.

Sном= 40 МВА, UВН=230 кВ, UНН=11 кВ, Рхх=50 кВт, Рк=170 кВт, uкВН-НН=12%, Iх=0,9%.

Рст3=100 кВт, Qст3=720 квар.

Рм3=27,72 445 кВт, Qм3==782,8082 квар.

=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=100+27,72 445+j 720+j 782,8082= 127,72 445+j 1502,808 186 кВА.

На подстанции 4 установлено два трансформатора ТДН-16 000/110.

Sном=16 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ, Рхх=19 кВт, Рк=85 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.

Рст4=38 кВт, Qст4=224 квар.

Рм4=50,293 798 кВт, Qм4==994,0421 квар.

=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=38+50,2937+j 224+j 994,0421=88,29 379+j 994,0421 кВА.

На подстанции 5 установлено два трансформатора ТРДН-40 000/220.

Sном= 40 МВА, UВН=230 кВ, UНН=11 кВ, Рхх=50 кВт, Рк=170 кВт, uкВН-НН=12%, Iх=0,9%.

Рст5=100 кВт, Qст5=720 квар.

Рм5=5,92 247 кВт, Qм5==143,7811 квар.

=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=100+5,92 247+j 720+j 143,7811= 105,9 224+j 863,7 810 954 кВА.

Участок РЭС-1.

Провод АС-300, l=44 км, RЛ=4,224 Ом, ХЛ=18,876 Ом, В0=2,64 510−6 См/км.

РРЭС-1=0,6 297 644 МВт.

QЛ РЭС-1===3,1 032 575 Мвар.

QС РЭС-1=В0ln=22 022,64510−644=5,632 792 Мвар.

Участок РЭС-3.

Провод АС-240, l=74 км, RЛ=8,954 Ом, ХЛ=32,19 Ом, В0=2,60 410−6 См/км.

РРЭС-3=0,25 176 273 МВт.

QЛ РЭС-3===0,90 509 742 Мвар.

QС РЭС-3=В0ln=22 022,60410−674=9,3 264 864 Мвар.

Участок 1−5.

Провод АС-240, l=52 км, RЛ=6,292Ом, ХЛ=22,62 Ом, В0=2,60 410−6 См/км.

Р1−5=0,235 373 МВт.

QЛ 1−5===0,846 177 Мвар

QС 1−5=В0ln=22 022,60410−652=6,5 537 472 Мвар Участок 5−3.

Провод АС-240, l=56 км, RЛ=6,776 Ом, ХЛ=24,36 Ом, В0=2,60 410−6 См/км.

Р5−3=0,2 761 897 МВт.

QЛ 5−3===0,9 929 134 Мвар.

QС 5−3=В0ln=22 022,60410−656=7,578 816 Мвар.

Участок 1−2.

Провод АС-95, l=38 км, RЛ=5,719 Ом, ХЛ=8,246 Ом, В0=2,61 110−6 См/км.

Р1−2=0,470 388 МВт.

QЛ 1−2===0,67 823 386 Мвар.

QС 1−2=В0ln=11 022,61110−6382=2,4 010 756 Мвар.

Участок 1−4.

Провод АС-70, l=46 км, RЛ=9,706 Ом, ХЛ=10,212 Ом, В0=2,54 710−6 См/км. Р1−4=0,2 430 079 МВт.

QЛ 1−4===0,25 567 656 Мвар.

QС 1−4=В0ln=11 022,54710−6462=2,8 353 204 Мвар.

Сумарные потери в линиях и трансформаторах:

РТР==133,878+149,541+127,724+88,2937+105,0922=604,5311 кВт=0,6 045 311 МВт.

РЛ==0,62 976+0,25 176+0,2 353+0,27 618+0,47 038+0,2 430 079=1,62 489 577 МВт.

QТР==11 456,57+2439,973+1502,808+1218,4 214+.

+863,78 109=17481,1834 квар= 17,4 811 834 Мвар.

QЛ==3,10 325+0,905 097+0,8 461+0,9 929 134+0,678 233+0,255 676=5,500 185 Мвар.

QС==5,632 792+9,326 486+6,55 374+7,57 881+2,401 075+2,8 353 204=33,8 073 032 Мвар.

Рген=+РТР+РЛ=112+0,60 453+1,62 489 577=114,229 427 МВт.

Qген=Ргенtg ген=114,229 427 0,645 936=73,78 492 Мвар.

Qку=+QЛ+QТР-Qген-QС=84+5,5 001+17,4811−73,78 492−33,8073=-1,61 021 Мвар.

Значит устанавливать конденсаторные батареи на ПС не надо.

Мощности каждой подстанции:

=(37+j 27,75) МВА, Sн1=46,25 МВА,.

=(29+j 21,75) МВА, Sн2=36,25 МВА,.

=(21+j 15,75) МВА, Sн3=26,25 МВА,.

=(16+j 12) МВА, Sн4=20 МВА,.

=(9+j 6,75) МВА, Sн5=11,25 МВА.

Определим суммарную полную мощность подстанций:

5. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.

Задачей выполнения данного раздела проекта является определение действительного потокораспределения и напряжений на шинах подстанций в основном нормальном режиме работы сети и при отключениях линий и трансформаторов.

Для четкого представления учитываемых параметров линий и трансформаторов и последовательности расчетов составляется схема замещения всей сети, на которой указываются значения параметров сети и режима. Параметры режима наносятся на схему замещения после расчета режима.

Схема замещения сети представлена на рисунке 6.

Расчеты потокораспределения в сети выполняются по комплексным сопротивлениям сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях линий и трансформаторов и генерации реактивной мощности в линиях.

При нагрузках, заданных на шинах вторичного напряжения подстанций, и напряжении, известном на шинах источника питания сети, расчет производится итеративно: потери мощности и потокораспределение — по номинальному напряжению сети, а потери напряжения и уровни напряжения — по потокораспределению с учетом потерь мощности и по заданному для данного режима напряжению на шинах источника питания сети.

Выбор основных расчетных режимов сети определяется необходимостью выявить наибольшие возможные потоки мощности во всех элементах проектируемой сети и определить возможные высшие и низшие рабочие напряжения на приемных подстанциях. В сети с одним источником питания рассматрим нормальный режим наибольших нагрузок, а также наиболее тяжелый режим при аварийном отключении линий или трансформаторов (в период наибольших нагрузок подстанций).