Разработка оптимального варианта электрической сети района нагрузок

В данном курсовом проекте разрабатывается оптимальный вариант электрической сети района нагрузок. Данный район сети принадлежит ОЭС Сибири. Нагрузка распределена по трем категориям надежности. При этом необходимо обеспечить выполнение основных требований к ее построению, а именно:

— схема сети должна обеспечивать полный отпуск электроэнергии;

— схема должна обеспечивать необходимый уровень надежности электроснабжения;

— должно быть обеспечено нормируемое качество электроэнергии у потребителей;

— схема должна быть достаточно гибкой;

— конфигурация и параметры сети должны обеспечивать возможность ее дальнейшего развития;

— в схемах не должно быть слабо загруженных протяженных участков, а также обратных перетоков мощности;

— схема сети должна предусматривать применение типовых, унифицированных элементов ВЛ и ПС.

В процессе расчетов необходимо решить следующие задачи:

1. Определить загрузку элементов сети;

2. Выбрать сечение проводов и мощности трансформаторов и автотрансформаторов;

3. Оценить уровень напряжения в узлах сети и разработать мероприятия для поддержания напряжения в допустимых пределах;

4. Определить потери мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь;

5. Определить стоимость проекта и издержки на эксплуатацию оборудования.

1. Разработка и выбор оптимального варианта схемы электрической сети

1.1 Анализ расположения источников питания и нагрузок. Разработка вариантов схемы электрической сети

Курсовым проектом предусматривается электрическая сеть района нагрузок, представленная:

а) Подстанция, А (ПС А) — подстанция электроэнергетической системы;

б) Подстанции ПС 1, ПС 2, ПС 3, ПС 4 — подстанции, на которых расположены потребители.

Анализ расположения источников питания и нагрузок на плане местности.

Рисунок 1.1 Схема расположения подстанций.

Варианты схем:

1)

2)

3)

4)

5)

6)

Рисунок 1.2. Варианты схем.

Оценка вариантов 1), 2), 3), 4), 5), 6) (см. рис. 1.2) проводится по относительной стоимости сооружения одноцепных и двухцепных ВЛ. Соотношение стоимостей сооружения этих линий принято, соответственно 1: 2.

Таблица 1.1 Примерный расчет стоимостей сооружения ЛЭП

Учитывая полученные результаты и предъявляемые требования к построению сетей, для дальнейшей разработки схемы электрической сети района и последующего сравнения вариантов приняты варианты 5) и 6). Варианты являются взаимозаменяемыми и обеспечивают одинаковый уровень надёжности энергоснабжения потребителей.

Вариант 1. Радиальная схема.

Вариант 2. Кольцевая схема.

1.2 Выбор основного оборудования. Определение приближенного баланса активных и реактивных мощностей района нагрузок

Выбор мощности и количества трансформаторов на подстанциях производится в зависимости от мощности потребителей и категорий надежности.

В задание указаны потребители всех категорий надежности, поэтому на подстанциях устанавливают по два трансформатора, номинальная мощность которых определяется по выражению:

Расчет мощности нагрузок на ПС-1

Расчет мощности нагрузок на ПС-2

Расчет мощности нагрузок на ПС-3

Расчет мощности нагрузок на ПС — 4

Определение приближенных балансов активной и реактивной мощностей.

Баланс активной мощности:

гдекоэффициент одновременности, учитывающий несовпадение по времени максимумов нагрузок отдельных потребителей. Принимаем =0.9.

— максимальная активная мощность i-го потребителя Баланс реактивной мощности:

Для него принимаем =1.1

— максимальная реактивная мощность i-го потребителя.

1.3 Выбор и обоснование номинальных напряжений питающих и распределительных электрических сетей. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов на подстанциях

Выбор номинальных напряжений ВЛ производится по формуле Г. А. Илларионова, с учетом длин линий и протекающим по ним мощностям в режиме максимальных нагрузок, а также исходя из технико-экономических соображений:

U_ном=; для двухцепных линий;

U_ном=; для одноцепных линий;

где — длина линии, км.

— передаваемая мощность, МBт.

Для радиальной схемы:

Для ВЛ ПСА — ПС1 L=48 км

U_HА-1==89,9 кВ, принимаем кВ;

Для ВЛ ПСА — ПС2 L=67,5 км кВ, принимаем кВ

Для ВЛ ПС2 — ПС3 L=40,5 км

U_H2−3==53,78 кВ, принимаем кВ

Для ВЛ ПС2 — ПС4 L=49,5 км

U_H2−4==67,7 кВ, принимаем кВ.

Для кольцевой схемы:

Напряжение на участках ПСА — ПС1, ПС1 — ПС2 останутся неизменными.

кВ, принимаем U_HA-2=220 кВ;

кВ, принимаем U_H2−1=110 кВ;

Для ВЛ ПС2 — ПС3 L=40,5 км

кВ, принимаем U_H2−3=110 кВ;

Для ВЛ ПС2 — ПС4 L=49,5 км

кВ, принимаем U_H2−4=110 кВ;

Исходя из вычислений принимаем U_H3−4 =110кВ

Таким образом, принимаем номинальное напряжение кольца равное 110 кВ.

Выбор типа, числа и мощности трансформаторов на подстанциях:

Мощность трансформатора определяется приближённо по формуле

;

где — мощность потребителей подстанции.

МВА.

МВА,

МВА,

МВА,

ПС-1

МВА.

По выбираем 2 трансформатора ТДН-25 000/110;

Коэффициент загрузки трансформатора в режиме максимальных нагрузок:

.

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме:

.

При, t = 6 часов, для трансформаторов с системой охлаждения Д по имеем т. е. трансформатор полностью обеспечит электроснабжение потребителей в послеаварийном режиме т.к. условие выполняется.

ПС-2

МВА, По выбираем 2 трансформатора АТДЦТН-125 000/220/110;

Коэффициент загрузки трансформатора в режиме максимальных нагрузок:

.

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме:

.

Величина допустимых аварийных перегрузок К_2доп проверяется по выражению:

При, t = 6 часов, для трансформаторов с системой охлаждения ДЦ по имеем т. е. трансформатор полностью обеспечит электроснабжение потребителей в послеаварийном режиме т.к. условие выполняется.

ПС-3

МВА.

По [1]] выбираем 2 трансформатора ТДН-16 000/110;

Коэффициент загрузки трансформатора в режиме максимальных нагрузок:

.

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме:

.

При, t = 6 часов, для трансформаторов с системой охлаждения Д по имеем, т. е. условие выполняется.

ПС-4

МВА.

По выбираем 2 трансформатора ТДН-25 000/110

Коэффициент загрузки трансформатора в режиме максимальных нагрузок:

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме:

При, t = 6 часов, для трансформаторов с системой охлаждения Д по имеем, т. е. условие выполняется.

Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.

Таблица 1.2

1.4 Выбор схем электрических соединений понижающих подстанций

С учетом типов выбранных трансформаторов покажем принципиальные схемы сетей, соответственно для радиальной сети (Рис. 3) и сети с кольцевым участком (Рис. 4).

Рисунок 1.3. Принципиальная схема радиальной сети.

Рисунок 1.4. Принципиальная схема сети с кольцевым участком.

1.5 Расчет установившегося режима работы радиальной сети. Определение сечений и марок проводов линий электропередачи

Схема замещения для радиальной сети показана на рис. 5.

Рисунок 1.5. Схема замещения радиальной сети.

Линия 2−3

Рисунок 1.6. Схема замещения линии и трансформатора ПС 3.

Мощность нагрузки на подстанции ПС3

S_н3=

Мощность на шинах НН трансформатора будет равна мощности нагрузки:

S_Т3''= S_н3=

Потери в трансформаторах:

?S_T3=

Мощность на шинах ВН трансформаторов:

S_Т3'= S_Т3''+?S_T3=

Мощность, подходящая к шинам 110 кВ подстанции ПС3, с учетом потерь ХХ трансформатора.

Выбор проводов линии 2−3

Определение тока, протекающего по линии:

j_эк = 0.9 для алюминиевых неизолированных проводов по табл. [3.12].

Тогда, сечение линии:

По условию «короны» для U_H=110 кВ F›70 мм²

По табл. [3.8] выбираем провод марки АС — 70/11.

Для АС — 70/11 из справочника:

r₀=0.422 Ом/км; x₀=0.444 Ом/км; b₀=2.547 10^-6 См/км; I_доп=265 А Проверка в послеаварийном режиме Ток, протекающий в послеаварийном режиме будет в два раза больше максимального тока.

По условию сечение удовлетворяет.

Сопротивления и зарядная мощность линии составят:

Мощность в конце линии 2−3, с учетом зарядной мощности в конце линии.

Потери в линии определяются по следующим формулам:

?S_Л3=

Мощность в начале линии:

Мощность, отходящая от ПС 2 к ПС 3:

Линия № 2−4

Рисунок 1.7. Схема замещения линии и трансформатора ПС 4.

Мощность нагрузки на подстанции ПС4

S_н4=

Мощность на шинах НН трансформатора будет равна мощности нагрузки:

S_Т4''= S_н4=

Потери в трансформаторах будут равны:

?S_T4=

Мощность на шинах ВН трансформаторов:

S_Т4'= S_Т4''+?S_T4=

Мощность, подходящая к шинам 110 кВ подстанции ПС4, с учетом потерь ХХ трансформатора.

Выбор проводов линии 2−4

Ток, протекающий по линии:

j_эк = 0.9 для алюминиевых неизолированных проводов по табл. [3.12].

Тогда, сечение линии:

По условию «короны» для U_H=110 кВ F›70 мм²

По табл. [3.8] выбираем провод марки 70/11

Для АС — 70/11 из справочника:

r₀=0,422 Ом/км; x₀=0,444 Ом/км; b₀=2,547 10^-6 См/км; I_доп=265 А

Проверка в послеаварийном режиме

Ток, протекающий в послеаварийном режиме будет в два раза больше максимального тока.

По условию сечение удовлетворяет.

Сопротивления и зарядная мощность линии составят:

Мощность в конце линии 2−4, с учетом зарядной мощности в конце линии.

Потери в линии будут равны:

?S_Л4=

С учетом потерь, мощность в начале линии будет найдена по формуле:

Мощность, отходящая от ПС 2 к ПС4:

Линия А-2

Рисунок 1.8. Схема замещения линии и автотрансформатора ПС 2.

Мощность нагрузки 110 кВ равна:

=

Мощность на шинах СН автотрансформатора определяется по следующей формуле:

Мощность на шинах НН автотрансформатора:

=

Мощность на шинах СН автотрансформатора подстанции ПС 2:

Sс''= =

Потери в обмотке СН автотрансформатора составят:

?S_С=

Мощность в начале обмотки СН, с учетом потерь:

S_С'= S_С''+?S_С=

Мощность на шинах НН автотрансформатора подстанции ПС 2:

S_Н''= =

Потери в обмотке НН автотрансформатора составят:

?S_Н=

Мощность в начале обмотки НН, с учетом потерь:

S_Н'= S_Н''+?S_Н =

Мощность в конце звена обмоток ВН трансформаторов подстанции ПС 2 будет складываться из мощностей обмоток СН и НН

S_В''= =

Потери в обмотке ВН автотрансформатора составят:

?S_В=

Мощность в начале обмотки ВН, с учетом потерь:

S_В'= S_В''+?S_В =

Мощность, подходящая к шинам 220 кВ подстанции ПС1, с учетом с учетом потерь ХХ трансформатора

Выбор проводов линии №А-2

Ток, протекающий по линии:

j_эк = 0.9 для алюминиевых неизолированных проводов по табл. [3.12].

Тогда, сечение линии:

По табл. [3.9] выбираем провод марки АС — 240/32

Со следующими параметрами:

r₀=0,118 Ом/км; x₀=0,435 Ом/км; b₀=2,60 410^-6 См/км; I_доп=610А.

Проверка в послеаварийном режиме

Ток, протекающий в послеаварийном режиме будет в два раза больше максимального тока.

По условию сечение удовлетворяет.

Сопротивления и зарядная мощность линии составят:

Мощность в конце линии № 2, с учетом зарядной мощности в конце линии.

Потери в линии:

?S_Л1=

С учетом потерь, мощность в начале линии будет найдена по формуле:

Мощность, отходящая от ПС, А к узловой ПС 1:

Линия А-1

Рисунок 1.9. Схема замещения линии и трансформатора ПС 1.

Мощность нагрузки на подстанции ПС1

S_н1

Мощность на шинах НН трансформатора будет равна мощности нагрузки:

S_Т1''= S_н1=

Потери в трансформаторах:

?S_T1=

Мощность на шинах ВН трансформаторов:

S_Т1'= S_Т1''+?S_T1=

Мощность, подходящая к шинам 110 кВ подстанции ПС1, с учетом потерь ХХ трансформатора.

Выбор проводов линии А-1

Определение тока, протекающего по линии:

j_эк = 0.9 для алюминиевых неизолированных проводов по табл. [3.12].

Тогда, сечение линии:

По условию «короны» для U_H=110 кВ F›70 мм²

По табл. [3.8] выбираем провод марки АС — 120/19.

Для АС — 120/19 из справочника:

r₀=0,244 Ом/км; x₀=0,427 Ом/км; b₀=2,658 10^-6 См/км; I_доп=390 А Проверка в послеаварийном режиме Ток, протекающий в послеаварийном режиме будет в два раза больше максимального тока.

По условию сечение удовлетворяет.

Сопротивления и зарядная мощность линии составят:

Мощность в конце линии № 1, с учетом зарядной мощности в конце линии.

Потери в линии определяются по следующим формулам:

?S_Л1=

Мощность в начале линии:

Мощность, отходящая от ПС 2 к ПС 3:

Удельные параметры проводов сведены в таблицу 1.3.

Таблица 1.3.

Значения сопротивлений и зарядной мощности участков, сведены в таблицу 1.4

Таблица 1.4.

Баланс мощности.

Потери мощности на участке цепи с подстанцией ПС 1:

Потери мощности на участке цепи с подстанцией ПС 3:

Потери мощности на участке цепи с подстанцией ПС 4:

Потери мощности на участке цепи с подстанцией ПС 2:

Сумма мощностей нагрузок и мощностей потерь равна мощности, передаваемой с подстанции ПС А.

1.6 Определение расчетных нагрузок сети. Определение сечений и марок проводов линий электропередачи кольцевой схемы сети

Рисунок 1.10.Схема замещения для схемы с кольцевым участком сети.

схема сеть электрический подстанция Для кольцевой схемы необходимо пересчитать мощности, передаваемые по линиям l₂₄, l₄₃, l₃₂.

Представим кольцевую сеть в виде линии с двухсторонним питанием. Допустим, что сечения линий одинаковы.

Рисунок 1.11. Схема кольцевой линии в виде с двухсторонним питанием.

Мощность равна мощности, подходящей к шинам подстанции ПС 3:

Мощность равна мощности, подходящей к шинам подстанции ПС 4:

Мощность, протекающая по линии 24 будет определяться по формуле:

Мощность, в линии 23 будет равна:

Мощность в линии 4−3 будет равна разности между мощностями S₂₃ и S₃:

Проверка:

Сумма мощностей, протекающих по линиям, равна сумме мощностей на шинах подстанций, значит мощности определены верно.

Расчет сечения проводов ЛЭП кольцевой сети.

УЧАСТОК 2−3

Ток, протекающий по линии в нормальном режиме

Сечение линии будет равно:

где j_ЭК=0.9 А/мм² -экономическая плотность тока.

По табл. [3.8] выбираем провод марки АС — 120/19

Со следующими параметрами:

r₀=0,244 Ом/км; x₀=0,427 Ом/км; b₀=2,65 810^-6 См/км; I_доп=390А.

Проверка в послеаварийном режиме:

Для проверки по нагреву отключаем линию 2−4. Сечение линий 2−3 должно выдерживать суммарную мощность ПС4 и ПС 3, протекающую по проводам ЛЭП.

Рисунок 1.12. Схема для проверки сечений проводов линий 2−3 .

Проверяем это условие.

Условию сечение удовлетворяет.

УЧАСТОК 2−4

Ток, протекающий по линии в нормальном режиме

Сечение линии

где j_ЭК=0.9 А/мм² -экономическая плотность тока.

По условию «короны» для U_H=110 кВ F›70 мм². По табл. [3.8] выбираем провод марки АС — 120/19 со следующими параметрами:

r₀=0,244 Ом/км;

x₀=0,427 Ом/км;

b₀=2,65 810^-6 См/км;

I_доп=390А.

Проверка в послеаварийном режиме:

Для проверки по нагреву отключаем линию 2−3. Сечение линии 2−4 должно выдерживать суммарную мощность ПС4 и ПС 3, протекающую по проводам ЛЭП.

Рисунок 1.12. Схема для проверки сечений проводов линий 2−4 и 4−3.

Проверяем сечение по нагреву.

Условию сечение удовлетворяет.

УЧАСТОК 4−3

Ток, протекающий по линии в нормальном режиме

Сечение линии

где j_ЭК=0.9 А/мм² -экономическая плотность тока.

По табл. [3.8] выбираем провод марки АС — 70/11

Со следующими параметрами:

r₀=0.422/км; x₀=0.444м/км; b₀=2.547^.10^-6 См/км; I_доп=265А.

Проверка в послеаварийном режиме:

Проверяем сечение по нагреву.

Условию сечение удовлетворяет.

Таблица 1.5 Удельные параметры проводов.

Таблица 1.6 Значения сопротивлений и зарядной мощности участков

1.7 Уточнённый расчет потокораспределения с учетом фактических значений сопротивлений участков, а также величин зарядной мощности ЛЭП

Потери рассчитываются по потоку мощности в конце элемента.

Для нахождения мощностей кольцевой схемы, разбиваем замкнутую сеть по источнику питания, представляя её как сеть с двухсторонним питанием с напряжением в пунктах питания совпадающим по величине и по фазе.

Рисунок 1.13. Схема для расчета потоков мощности.

Для удобства расчета пересчитаем схему и определим полные сопротивления линий:

Мощность, протекающая по линии 2−4 составит:

Мощность, протекающая в линии 2−3 равна:

Мощность в линии 4−3 будет равна разности мощностей S_р23 и S_р3:

Проверка:

Баланс мощностей сходится, следовательно мощности посчитаны правильно.

Расчет потокораспределения с учетом потерь мощности.

Рисунок 1.14. Схема для расчета потокораспределения с учетом потерь мощности.

Потери в линии 4−3:

Мощность в конце линии 2−4 с учетом потерь и мощности нагрузки:

Потери в линии 2−4:

Мощность в начале линии 2−4 с учетом потерь:

Мощность в конце линии 2−3 с учетом потерь и мощности нагрузки:

Потери в линии 2−3:

Мощность в начале линии 2−3 с учетом потерь:

Мощность в конце линии А-2 будет складываться из мощностей и, а так же из зарядных мощностей линий:

Линия А-2.

Рисунок 1.15. Схема замещения линии и автотрансформатора ПС 2.

Мощность со стороны низшего напряжения автотрансформатора не изменится:

Определим мощность на шинах СН автотрансформатора Мощность в конце звена обмоток СН трансформаторов подстанции ПС2.

Потери в обмотке СН автотрансформатора составят:

?S_С=

Мощность в начале обмотки СН, с учетом потерь:

S_С'= S_С''+?S_С=

Мощность на шинах НН автотрансформатора подстанции ПС 2:

S_Н''= =

Потери в обмотке НН автотрансформатора составят:

?S_Н=

Мощность в начале обмотки НН, с учетом потерь:

S_Н'= S_Н''+?S_Н =

Мощность в конце звена обмоток ВН трансформаторов подстанции ПС 2 будет складываться из мощностей обмоток СН и НН.

S_В''= =

Потери в обмотке ВН автотрансформатора составят:

?S_В=

Мощность в начале обмотки ВН, с учетом потерь:

Выбор проводов линии А-2

Ток, протекающий по линии:

j_эк = 0.9 для алюминиевых неизолированных проводов по табл. [3.12].

Тогда, сечение линии:

По табл. [3.8] выбираем провод марки АС — 240/32

Со следующими параметрами:

r₀=0.118 Ом/км; x₀=0.435 Ом/км; b₀=2.60 410^-6 См/км; I_доп=610А.

Проверка в послеаварийном режиме

Ток, протекающий в послеаварийном режиме будет в два раза больше максимального тока.

По условию сечение удовлетворяет.

Сопротивления и зарядная мощность линии составят:

Мощность в конце линии № 1, с учетом зарядной мощности в конце линии.

Потери в линии:

?S_Л1=

С учетом потерь, мощность в начале линии будет найдена по формуле:

Мощность, отходящая от ПС, А к узловой ПС 1:

Баланс мощности:

Потери мощности в трансформаторах:

Потери мощности в линиях:

Нагрузка:

Сумма мощностей нагрузок и мощностей потерь равна мощности, передаваемой с подстанции ПС А.

1.8 Выбор электрических соединений РУ ПС и опор линий электропередач

Схема выбирается таким образом, чтобы было обеспечено надежное бесперебойное питание потребителей во всех режимах работы, а именно: нормальном, послеаварийном и ремонтном.

Схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режиме в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети.

Схема должна быть экономичной, простой в эксплуатации и обеспечивать, средствами релейной защиты и автоматики, защиту оборудования и восстановление питания потребителей в послеаварийном режиме.

Схема должна предусматривать развитие сети без длительных работ по реконструкции и перерыва в питании потребителя.

Число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Выбранные схемы представлены в рис. № 17,18(для радиальной схемы и схемы с кольцевым участком сети).

Рисунок 1.16. Схема распределительных устройств для радиально-магистральной сети Рисунок 1.18. Схема распределительных устройств для радиальной сети с кольцевым участком Таблица 1.7. Распределительные устройства подстанций.

Выбор опор линий электропередач.

По выбираем для линии с U_H=220 кВ (для радиальной и кольцевой схемы) опоры стальные, двухцепные. Для радиальной схемы линии с U_H=110 кВ — опоры железобетонные двухцепные.

В схеме с кольцевым участком, для линий, входящих в кольцо выбираем опоры железобетонные одноцепные.

1.9 Выбор варианта электрической сети на основе технико-экономических расчётов

Для проведения технико-экономических расчетов будем использовать метод дисконтированных затрат. Дисконтированные затраты — это затраты на сооружение сети, приведенные к началу сооружения вариантов сети и начала инвестирования.

Для определения затрат одинаковые элементы разных схем не учитываются.

1) Определение капиталовложений.

=65 =1.5

Капиталовложения в линии электропередач для радиальной схемы:

Капиталовложения в линии электропередач для схемы с кольцевым участком:

Капиталовложения в подстанции для радиальной схемы:

Капиталовложения в подстанции для схемы с кольцевым участком:

2) Определение издержек.

а) Издержки на техническое обслуживание и ремонт

Издержки на техническое обслуживание и ремонт для радиальной схемы:

Издержки на техническое обслуживание и ремонт схемы с кольцевым участком:

б) Издержки на потерю электроэнергии:

Издержки на возмещение потерь электроэнергии для радиальной схемы:

Время использования максимальной полной мощности:

Время максимальных потерь:

Потери активной мощности в линиях:

Потери энергии в линии:

Цена на электроэнергию приводиться в задании к курсовому проекту:

Издержки на возмещение потерь электроэнергии составят:

Суммарные издержки для радиальной сети будут равны:

Издержки на возмещение потерь электроэнергии схемы с кольцевым участком:

Потери активной мощности линий, входящих в «кольцо»:

Потери энергии в кольцевом участке:

Издержки на возмещение потерь электроэнергии составят:

Суммарные издержки для схемы с кольцевым участком будут равны:

Дисконтированные затраты определяются следующей формулой:

Таблица 1.8. Расчет дисконтированных затрат.

При сопоставлении вариантов отличие составляет более 5%. Принимаем к расчету вариант радиальной схемы электрической сети.

2. Расчет установившихся режимов на ПЭВМ. Выбор средств регулирования

2.1 Расчет установившихся режимов и регулирование напряжения в сети

Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения:

загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности;

сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;

уровня напряжений в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах: потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь;

уровня токов КЗ, соответствия существующей или намечаемой к установке аппаратуры ожидаемым токам КЗ, мероприятий по ограничению токов КЗ;

пропускной способности сети по условиям устойчивости;

интегральных показателей условий работы сети в целом за длительный период — передаваемой энергии, средних значений отдельных параметров режима (напряжения в узлах, нагрузки трансформаторов, плотности тока в линиях электропередач и т. п.) или диапазона изменения значения какого-либо параметра для расчетных элементов сети и др.

Соответственно, выбираем следующие расчетные режимы:

1. Режим максимальных нагрузок.

2. Режим минимальных нагрузок.

3. Послеаварийный режим: отключение одной цепи ВЛ 220 кВ.

4. Послеаварийный режим: отключение одного автотрансформатора на узловой подстанции ПС 2.

5. Послеаварийный режим: отключение одной цепи самой нагруженной потребительской линии, ведущей к подстанции ПС 2.

Режимы максимальных и минимальных нагрузок используем для выявления наибольших значений расчетных длительных потоков мощности.

Для выявления максимальных значений нерегулярных потоков мощности рассматриваем послеаварийные режимы.

Согласно ГОСТ 13 109–97, в процессе эксплуатации необходимо обеспечивать качество электрической энергии, т. е. поддерживать напряжение на шинах всех электроприемников в заданных пределах. Выполнение этого условия будем обеспечивать с помощью устройств регулирования напряжения, а именно: устройств РПН в обмотках трансформаторов и применением линейных регулировочных трансформаторов.

Устройство РПН обеспечивает суточное регулирование напряжения на подстанциях. Изменение коэффициента трансформации в этом случае осуществляется переключением ответвлений без отключения трансформатора. Диапазон регулирования у РПН значительно больше чем у ПБВ, за счет увеличения числа регулировочных ответвлений. Ступень же изменения коэффициента трансформации меньше, что позволяет плавно производить регулирование.

Для поддержания необходимого в режимах максимальных и минимальных нагрузок установим компенсирующие устройства на шинах НН ПС-2. В качестве компенсирующего устройства выбираем синхронные компенсаторы, которые являются регулируемыми и могут потреблять и генерировать реактивную мощность.

Для режима максимальных нагрузок:

Мощность потребляемая с шин ПС-А без компенсации реактивной мощности согласно расчетам (приложение 1):

Мощность потребляемая с шин ПС=А при компенсации на шинах СН ПС-2 (110 кВ) мощности 62,3 Мвар:

Построение графика в режиме максимальных нагрузок:

допустимый уровень

Рисунок 2.1 График определения мощности КУ в режиме максимальных нагрузок.

Получаем мощность генерации КУ в режиме максимальных нагрузок 4 Мвар.

Для режима минимальных нагрузок:

Мощность потребляемая с шин ПС-А без компенсации реактивной мощности согласно расчетам (приложение 1):

Мощность потребляемая с шин ПС=А при компенсации на шинах СН ПС-2 (110 кВ) мощности 62,3 Мвар:

Построение графика в режиме минимальных нагрузок: допустимый уровень

Рисунок 2.2 График определения мощности КУ в режиме минимальных нагрузок.

Получаем мощность генерации КУ в режиме минимальных нагрузок 18 Мвар.

По ПУЭ, в режиме максимальных нагрузок, на шинах подстанций необходимо поддерживать напряжение, а в режиме минимальных нагрузок ;

Таким образом, стремимся обеспечить уровень напряжения:

в режиме максимальных нагрузок и послеаварийных режимах — =1.06; в режиме минимальных нагрузок — =1.01.

При проведении моделирования установившихся режимов электрической сети района нагрузок были рассчитаны режимы максимальных, минимальных нагрузок, а также три послеаварийных режима.

Результаты расчетов по регулированию напряжения для каждого режима представлены в виде таблицы и на принципиальных схемах сети.

Таблица 2.1. Результаты расчетов по регулированию напряжения для подстанций.

Для обеспечения требуемых уровней напряжения на шинах 10 кВ ПС-2 с автотрансформаторами выбираем линейный регулировочный трансформатор (ЛР). Номинальная (проходная) мощность его выбирается по пропускной способности обмотки НН автотрансформатора или по нагрузке этой обмотки. Применяем ЛТМН-40 000 с диапазоном регулирования равным 15%, что делает его весьма эффективным техническим средством регулирования напряжения. ЛР обеспечивает лишь продольное регулирование напряжения.

2.2 Анализ результатов расчетов режимов

Результаты расчета режимов приведены ниже. На схеме показаны уровни напряжения в узлах сети, потоки активной и реактивной мощностей в ветвях, загрузка линий и трансформаторов (коэффициенты загрузки), потери мощности в элементах сети, а также токи, протекающие по каждому элементу сети.

Анализ результатов расчета УР включает оценку уровней напряжения в рассматриваемом режиме, загрузки ВЛ и трансформаторов, величины потерь активной мощности в сети, а также значения коэффициента реактивной мощности (tgц) на шинах ПС А.

Уровни напряжения у потребителей (на шинах 10кВ ПС) удовлетворяют требованиям встречного регулирования. Уровни напряжения на шинах ПС 10 и 110 кВ не превышают номинальных значений более чем на 15%, что удовлетворяет условиям работы изоляции.

Минимальные значения напряжения в этих сетях не нормируются, а определяются целым рядом факторов (условиями регулирования напряжения, потерями энергии, условиями статической устойчивости станций и нагрузок и т. п.). Приближенно можно считать, что минимальные значения напряжения не должны быть ниже 0.9 Uном сети. Полученные значения напряжений удовлетворяют этому условию.

Для всех ВЛ выполняется условие Iдоп ? Iр,

Где Iдоп-допустимый ток провода ВЛ,

Iр —ток линий, определенный в результате расчета УР сети.

Программа «Энергия» позволяет автоматически выявить ВЛ, которые перегружены по току.

Загрузка трансформаторов оценивается по коэффициентам загрузки, которые должны соответствовать ГОСТ.

2.3 Составление и анализ баланса активной и реактивной мощностей

УР электрических сетей характеризуется балансам активных и реактивных мощностей. Уравнения баланса мощностей устанавливают соотношения между генерацией и потреблением мощностей.

Уравнение баланса активной мощности электрической сети может быть представлено в виде выражения

Д

Гдеактивная мощность, потребляемая районом нагрузок с шин ПСА (в расчетах УР на ПК-мощность БУ);

— суммарная активная мощность потребителей района (на шинах 10 и 110кВ);

— суммарные переменные потери активной мощности в сети (постоянные потери активной мощности на корону и холостой ход можно не учитывать в связи с их относительно небольшими величинами).

Расчет УР выполняется с заданной точностью по мощности, которая составляет обычно 1 МВт. Реальная величина небаланса (невязки) уравнения дР определяется по выражению:

Где величины принимаются по результатам расчета УР, а величинапо исходным данным или по сводным результатам расчета УР.

Составляющие уравнения баланса определяются для режимов максимальных и минимальных нагрузок электрической сети при работающем КУ и представлены в таблице 2.2.

Определение составляющих уравнения баланса активных мощностей в процентах производится по выражению:

;

Таблица 2.2

Уравнение баланса реактивной мощности электрической сети может быть представлено в виде:

Гдесуммарная реактивная мощность, потребляемая с шин ПСА (мощность БУ)

— суммарная реактивная нагрузка потребителей района,

— зарядная мощность электрической сети,

— потери реактивной мощности суммарные, переменные, сети

— мощность компенсирующих устройств (потребление или генерация).

Все составляющие уравнения относятся к одному и тому же режиму работы электрической сети (режимы максимальной и минимальной нагрузок) и, за исключением величины зарядной мощности, определяются в ходе расчетов установившихся режимов работы сети с помощью программного комплекса «Энергия».

Реальная величина небаланса определяется по выражению где величины принимаются по результатам расчета УР, а величина Q-по исходным данным или сводным показателям результатов расчета УР на ПК Таблица 2.3

Таким образом, баланс сходится как по активной, так и по реактивной мощности при минимальных и максимальных нагрузках сети.

3. Механический расчет проводов ЛЭП и проверка основных габаритов выбранной типовой опоры

Механический расчет проводов проводится с целью обеспечения в них нормативных запасов прочности и определение величин стрел провеса при работе линии в различных климатических условиях.

1. Исходные данные:

Воздушная ЛЭП напряжением 220 кВ на промежуточных опорах 1П220−2 (двухцепная);

Район по гололеду — 2;

Район по скоростному напору ветра — 3;

Длина пролета — 530−360 м; (табл. П. 2.20 [3 ]);

Провод марки АС — 240/32

Наименьшая температура воздуха Vн = -30?C;

Наибольшая температура воздуха Vнб = 21? C;

Среднегодовая (эксплуатационная) температура воздуха Vэ = -12?С.

2. Расчетные климатические условия:

Нормативное ветровое давление определяем по [2, табл. 2.5.1] - W = 650 Па;

Расчетная толщина стеки гололеда b = 15 мм [2, табл. 2.5.3];

Тип местности — В.

3.1 Определение удельных механических нагрузок проводов

Технические характеристики провода АС — 240/32:

Сечение: — алюминиевой части провода;

— стальной части провода;

— расчетное сечение провода.

Отношение сечения алюминия части провода к сечению стальной части

.

Удельная масса провода — .

Диаметр провода ;

Допустимые напряжения в материале комбинированного провода по [2, табл. 2.5.7]:

;; ;

где, , — соответственно, допускаемые механические напряжения в материале провода в режимах низшей и среднегодовой температур и наибольшей механической нагрузки.

По [2, табл. 2.5.8] определяем:

модуль упругости — ;

температурный коэффициент линейного удлинения — .

Нагрузка от действия массы провода:

Нагрузка от действия гололеда:

где: с = 0.9 г/см³ — плотность льда;

g = 9.8 м/с² — ускорение свободного падения;

Кг — коэффициент надежности по гололедной нагрузке, для 2-го района по гололеду равен 1.3;

Кр = 0.5 — коэффициент условий работы.

Нагрузка от действия массы провода и гололеда:

Нагрузка от действия ветра на провод, свободный от гололеда:

;

где: — коэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра по длине пролета ВЛ, принимаем равным 0.7 (по табл. 1.17 [3]);

— коэффициент лобового сопротивления. Для проводов диаметром менее 20 мм (по [3]);

К_l — коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку. При длине пролета 360 м равен 1.0;

K_W — коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте в зависимости от типа местности. По табл. 2.5.2. принимаем 0.65.

Нагрузка от действия ветра на провод, покрытый гололедом:

Результирующая нагрузка, действующая на провод, свободный от гололеда:

Результирующая нагрузка на провод, покрытый гололедом:

3.2 Расчет критических пролётов и определение исходного режима для расчета проводов

В процессе расчета проводов должен быть определен исходный режим, т. е. наиболее тяжелый режим работы проводов ВЛ, при котором в металле возникнут наибольшие механические напряжения. В качестве исходного режима должен быть выбран один из следующих режимов:

— низшей температуры;

— среднегодовой температуры;

— наибольших механических нагрузок.

Исходный режим определяется путем сопоставления величины расчетного пролета ВЛ со значениями критических пролетов, определяемых для комбинированных проводов.

где: — коэффициент температурного упругого удлинения комбинированного провода,

;

, — низшая температура, температура, соответствующая режиму гололеда или режиму наибольшей механической нагрузки (принимается равной -5?С) и среднегодовая температура;

При мнимом, и исходным режимом будет являться режим наибольшей механической нагрузки ()

;; .

3.3 Определение напряжений в материале проводов и максимальной стрелы провеса проводов

По основному уравнению состояния, определив исходный режим для расчета, можно рассчитать величину напряжения в любом другом режиме работы ВЛ:

;

где:, , — соответственно допускаемое напряжение, удельная механическая нагрузка и температура в исходном режиме;

, — напряжение, удельная механическая нагрузка и температура в расчетном режиме.

Определяем максимальную стрелу провеса провода, которая может возникнуть на ВЛ в одном из двух расчетных режимов работы:

— в режиме наибольшей температуры ();

— в режиме гололеда без ветра ().

Решение основного уравнения состояния провода для этих двух режимов работы ВЛ дает значения напряжений в металле провода.

Режим наибольшей температуры.

.

Определяем стрелу провеса в режиме наибольшей температуры:

Режим гололеда без ветра:

;

Определяем стрелу провеса в режиме гололеда без ветра:

Расчетной стрелой провеса является .

3.4 Проверка габаритов типовой опоры

Расчетная высота опоры до нижней траверсы:

где: — допустимый габарит приближения провода к земле. По табл. 2.5.22 получаем 8 метров;

= 2.135 м — длина гирлянды изоляторов, определяем по табл. П. 2.21.

Стандартная высота до нижней траверсы опоры 1.2ПCБ — 220−1 26 метров. Опора соответствует расчетным условиям.

4. Определение технико-экономических показателей электрической сети

4.1 Определение стоимости сооружения сети.

Капиталовложения в линии:

где — зональный поправочный коэффициент

— стоимость сооружения 1 км ВЛ в зависимости от напряжения и сечения провода с учетом конструкций, материала опор и района по гололёду [1], — длина ВЛ, км, 6,3? коэффициент дефляции, приводящий цены 2000 г. к ценам 2012 г.

Капитальные вложения в ЛЭП сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Капитальные вложения в ВЛ

* Стоимость сооружения 1 км воздушной линии приведена по данным 2000 г. по табл. 7.4 ,.

** Общая стоимость приближенно приведена к ценам 2012 г.

Капиталовложения в подстанции:

где — капиталовложения в распределительные устройства высшего, среднего и низшего напряжения[1],

— постоянная часть затрат [1],

— стоимость трансформаторов [1],

— стоимость линейных регулировочных трансформаторов.

Если число выключателей на РУ больше трёх, то:

где — стоимость ячейки ОРУ с выключателем [1], — число ячеек.

Капитальные вложения в ПС сведены в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 Капитальные вложения в ПС

* Стоимость элементов ПС приведена по данным 2000 г. по табл. 7.15, 7.16, 7.17, 7.21, 7.28,.

** Общая стоимость приближенно приведена к ценам 2012 г.

Суммарные капитальные вложения в сеть:

4.2 Определение ежегодных эксплуатационных расходов

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание электрической сети:

.

где — ежегодные издержки на ремонты и обслуживание элементов электрической сети, % капитальных затрат, выбираемые по табл. 6.2. [1],

— составляющие стоимости оборудования по ВЛ и ПС, выбираемые по табл. 7.4. [1],

средневзвешенное время максимальных потерь для всей сети в течении года,

Определим издержки на возмещение потерь энергии в сети:

.

Определим ежегодные эксплуатационные расходы:

.

4.3 Определение коэффициента полезного действия сети в режиме максимальных нагрузок и средневзвешенного за год

Максимальный КПД сети:

.

Средневзвешенный КПД сети:

;

— суммарная энергия, потребляемая потребителем за год.

.

4.5 Расчёт себестоимости передачи и распределения электроэнергии

Определение стоимости 1 кВтч электроэнергии:

где И — ежегодные эксплуатационные издержки; Э_У — суммарная энергия, потребляемая потребителем за год.

Заключение

В ходе решения данного курсового проекта, был выбран и разработан оптимальный вариант электрической сети из нескольких предложенных.

Из нескольких вариантов было выбрано два, отличающихся друг от друга, варианта сети, а именно, радиальная схема сети и схема сети с кольцевым участком. Проведенный технико-экономический расчет показал, что наиболее выгодным, с точки зрения экономичности и простоты эксплуатации, является радиальная схема сети.

Напряжение проектируемой сети составляет 110−220 кВ. Питание осуществляется от подстанции ПС А. Район нагрузок состоит из четырех подстанций, от которых питаются потребители первой, второй и третьей категории.

Надежность электроснабжения обеспечивается путем прокладывания двухцепных линий и установкой по два трансформатора на каждой подстанции. Для линии 220 кВ выбраны стальные двухцепные опоры, а для линий 110 кВ — двухцепные железобетонные опоры. Сечение проводов линий было выбрано с учетом экономической плотности тока и проверены по допустимому току перегрузки.

Качество электрической энергии, требуемое ГОСТом 13 109−97, обеспечивается с помощью устройств РПН у всех трансформаторов. Для сети выбраны следующие трансформаторы: АТДЦТН 63 000/220/110 — для узловой подстанции, два ТДН 25 000/110 и ТДН 16 000/110 — для тупиковых подстанций. Установившиеся режимы были изучены и проанализированы с помощью программы «Энергия».

Технико-экономические расчеты дали следующие показатели сети:

1. Суммарные капиталовложения сети К_СЕТИ=6 176 913,75 тыс. руб.

2. Издержки на эксплуатацию оборудования И=103 201,92 тыс. руб./год.

3. Потери мощности и энергии в сети Р=3,38 МВт, Эл=8874 МВтчас.

4. Себестоимость передачи энергии = 16 коп/кВтчас.

5. Максимальный коэффициент полезного действия сети =97.78%.

6. Средневзвешенный коэффициент полезного действия =98.63%.

На основании того, что выбранный вариант электрической сети удовлетворяет предъявленным к нему требованиям, считаем его оптимальным.

Список используемой литературы

1. «Справочник по проектированию электрических сетей», под ред. Д. Л. Файбисовича. — 4-е изд., перераб. И доп. — М.: ЭНАС, 2012. — 376 с. г.

2. Правила устройства электроустановок. Издание 7-е / утверждены приказом Минэнерго России От 08.07.2002 № 204

3. О. А. Бушуева, А. И. Кулешов «Электрическая сеть района нагрузок», Иваново 2006 г.

4. М. И. Соколов «Выбор силовых трансформаторов подстанций энергосистем и промышленных предприятий с учетом допустимых нагрузок». (методические указания) 1999 г.

5. О. А. Бушуева «Применение типовых схем распределительных устройств понижающих подстанций». 2006 г.