Расчет участка электрической сети района энергосистемы

Задания к курсовой работе на тему «Расчет участка электрической сети района энергосистемы»

Рис. 1. Схема участка электрической сети

Таблица 1. Исходные данные

Общие данные для всех вариантов:

1. В режиме минимальных нагрузок принять Р_МИН= 0,3 Р_МАКС; Q_МИН= 0,4 Q_МАКС.

2. Напряжение на шинах подстанции, А (U_A) принять:

· в режимах максимальных нагрузок и послеаварийном U_{A МАКС} =1,05 U_Н СЕТИ,

· в режиме минимальных нагрузок U_{A МИН} = U_Н СЕТИ

3. Послеаварийный режим — отключение одной цепи ВЛ при максимальных нагрузках подстанции.

4. Температура окружающей среды — + 20 о С.

1. Выбор номинального напряжения сети

Номинальное напряжение сети существенно влияет как на ее технико-экономические показатели, так и на технические характеристики.

Так, например, при повышении номинального напряжения снижаются потери мощности и электроэнергии, то есть снижаются эксплуатационные расходы, уменьшаются сечения проводов и затраты металла на сооружение линий, растут предельные мощности, передаваемые по линиям. Таким образом, облегчается будущее развитие сети, но увеличиваются капитальные вложения на ее сооружение.

Сеть меньшего номинального напряжения требует, наоборот, меньших капитальных затрат, но приводит к большим эксплуатационным расходам из-за роста потерь мощности и электроэнергии и, кроме того, обладает меньшей пропускной способностью.

Очевидно, что очень важно правильно выбрать номинальное напряжение сети при проектировании.

Номинальное напряжение сети зависит от нагрузки и длины ВЛ и определяется по формуле [1]:

где — активная нагрузка на одну цепь двухцепной линии.

Тогда номинальное напряжение сети равно:

Принимаем номинальное напряжение сети — .

2. Выбор типа и номинальной мощности силовых трансформаторов на подстанции

Выбор типа и номинальной мощности трансформаторов на подстанциях района осуществляется в зависимости от мощности потребителей и степени их ответственности (категории).

Выбор начинается с определения требуемого количества силовых трансформаторов для данной подстанции по условиям надежности электроснабжения. Так как от подстанции питаются потребители II и III категории, то требуется установка двух силовых трансформаторов.

Мощность каждого трансформатора выбирается так, чтобы при отключении одного, оставшийся в работе трансформатор обеспечивал с допустимой перегрузкой питание нагрузки подстанции. В случае, когда на подстанции предусматривается установка двух трансформаторов, номинальная мощность каждого из них определяется по формуле:

где.

Реактивная мощность определятся по формуле:

.

Тогда максимальная полная мощность будет равна:

.

Таким образом, номинальная мощность равна:

.

По данному параметру выбран трехфазный двухобмоточный трансформатор типа ТДН-40 000/110 со следующими параметрами:

Таблица 2. Параметры трансформатора.

Произведем проверку по загрузке трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах:

· в нормальном режиме (обе цепи ВЛ в работе):

;

· в послеаварийном режиме:

.

В нормальном режиме коэффициент загрузки трансформаторов для потребителей II и III категории, в послеаварийном режиме —. Таким образом, данные условия выполняются. Принимаем к установке 2 трансформатора типа ТДН-40 000/110.

3. Выбор сечения проводов воздушной линии электропередачи

Сечение — важнейший параметр линии. С увеличением сечения проводов возрастают затраты на сооружение ЛЭП. Одновременно уменьшаются потери электроэнергии и их стоимость за год.

Комплексная полная мощность, подводимая к силовым трансформаторам с учетом потерь мощности в трансформаторах равна:

где каждый из параметров равен:

Значит, комплексная полная мощность, потребляемая трансформатором, будет равна:

Комплексная полная мощность, подводимая к силовым трансформаторам равна:

;

Полная мощность, подводимая к трансформаторам, будет равна:

;

Ток нормального режима равен:

;

Экономического сечение ВЛ:

где — экономическая плотность тока для проводов ВЛ по /8/.

Выбран провод АС-185/29 мм² со следующими параметрами:

/2/.

Проверка по нагреву:

Проверка по нагреву выполняется для случая, когда одна из цепей двухцепной ВЛ будет отключена. При этом рассчитывается послеаварийный ток, который равен:

где — поправочный коэффициента температуры окружающей среды (см.задание).

Допустимое значение тока для сечения проводов 185/29мм² равно: .

Поправочный коэффициент на температуру равен:

где .

Тогда получим, что:

А.

Из этого соотношения следует, что ток не превысит допустимого значения в послеаварийном режиме (при отключении одной из цепей двухцепной линии).

4. Схема замещения участка электрической сети и ее параметры

Схема замещения участка электрической сети имеет следующий вид:

Определены параметры линии по /2/:

· Активное сопротивление линии:

· Реактивное сопротивление линии:

· Зарядная мощность воздушной линии:

Определены параметры трансформаторов по /2/:

· Активное сопротивление линии:

· Реактивное сопротивление линии:

· Активная мощность холостого хода:

· Реактивная мощность холостого хода:

· Коэффициент трансформации:

где, ,

Пределы регулирования напряжения зависят от параметра n. Для каждого режима работы этот параметр свой.

5. Расчеты установившихся режимов и анализ полученных результатов

1) Режим максимальных нагрузок.

Схема замещения участка электрической сети в режиме максимальных нагрузок имеет следующий вид:

В режиме максимальных нагрузок активная и реактивная мощности в конце сети с напряжением равна (1 закон Кирхгофа) по /3/:

В режиме максимальных нагрузок активная и реактивная мощности в начале трансформатора с напряжением равна:

где и — переменные активные и реактивные потери мощности в трансформаторе.

Тогда:

Мощности, поступающие в трансформатор с учетом потерь холостого хода, :

.

Активная и реактивная мощности (с учетом зарядной мощности ВЛ) в конце линии равны:

.

Потери активной и реактивной мощности в линиях в режиме максимальной нагрузки:

Активная и реактивная мощности в начале линии равны:

Напряжение на шинах подстанции, А в режиме максимальных нагрузок согласно исходным данным:

.

Потеря напряжения в двухцепной линии :

;

Тогда напряжение в конце линии () равно:

Потеря напряжения в двух трансформаторах:

.

Тогда напряжение равно:

Напряжение на шинах 10 кВ подстанции () равно:

;

При n=0 напряжение :

2) Режим минимальных нагрузок.

В режиме минимальных нагрузок активная и реактивная мощности, поступающие к потребителю, равны:

.

С целью снижения потерь мощности и энергии в сети произведен расчет работы сети с одним трансформатором. Полная нагрузка подстанции в этом режиме:

Активные потери мощности с учетом работы одного трансформатора:

Активные потери с учетом работы двух трансформаторов:

Из данных двух уравнений, приравнивая их правые части, найдена мощность нагрузки при которой потери одинаковы:

Так как мощность нагрузки в минимальном режиме меньше (), то используется в работе только один трансформатор (другой отключен).

Схема замещения участка электрической сети в режиме минимальных нагрузок имеет следующий вид:

В режиме минимальных нагрузок активная и реактивная мощности в конце сети с напряжением :

В режиме минимальных нагрузок активная и реактивная мощности в начале трансформатора с напряжением :

,

где и — активные и реактивные переменные потери мощности в трансформаторе.

Тогда:

Определим переток мощности:

.

Активная и реактивная мощности в конце линии равны:

.

Потери активной и реактивной мощности в линиях в режиме минимальной нагрузки:

Тогда активная и реактивная мощности в начале линии равны:

Напряжение на шинах подстанции, А в режиме минимальных нагрузок по заданию: .

Потеря напряжения на линии:

;

Тогда напряжение равно:

Потеря напряжения в трансформаторе:

.

Тогда напряжение равно:

Напряжение на шинах подстанции () равно:

;

При n=0 напряжение :

3) Послеаварийный режим.

Послеаварийный режим возникает при отключении одной цепи воздушной линии при максимальной нагрузке.

Схема замещения участка электрической сети в послеаварийном режиме имеет следующий вид (увеличились сопротивления линии в 2 раза):

Активная и реактивная мощности в конце линии равны:

.

Потери активной и реактивной мощности в линии в режиме максимальной нагрузки:

Тогда активная и реактивная мощности в начале линии равны:

Напряжение на шинах подстанции, А в послеаварийном режиме по заданию:

.

Потеря напряжения в линии:

;

Тогда напряжение равно:

Потеря напряжения в трансформаторах:

.

Тогда напряжение равно:

Напряжение равно:

;

При n=0 напряжение на шинах 10 кВ подстанции :

В результате расчетов установлено, что потери мощности в линиях и трансформаторах растут при увеличении нагрузки. Послеаварийный режим является «тяжелым» для работы системы в целом. В данном случае предполагается отключение одной цепи, в результате чего нагрузка на оставшуюся в работе линию возрастет в два раза. В этом случае увеличиваются и потери мощности в линии по сравнению с работой сети в режиме максимальных нагрузок.

Необходимо оценить уровни напряжения на шинах 10 кВ подстанции во всех режимах работы и, если необходимо, то принять меры по обеспечению качества напряжения потребителям, получающим электроэнергию от этой подстанции.

6. Регулирование напряжения на подстанции изменением коэффициента трансформации силовых трансформаторов

На шинах напряжением 6−20 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети (потребители), устройства регулирования должны обеспечивать подержание напряжения в пределах:

· в режиме максимальных нагрузок — не ниже 1,05 U_ном;

· в режиме минимальных нагрузок — на уровне U_ном.

В послеаварийных режимах целесообразно, если имеется техническая возможность, поддерживать напряжение на уровне1,05 U_ном, как в режимах максимальных нагрузок.

Анализ уровней напряжений показал :

1) Напряжение на шинах 10 кВ подстанции, работающей в режиме максимальной нагрузки, удовлетворяет требованиям, т. е.

2) Напряжение на шинах 10кВ подстанции, работающей в режиме минимальной нагрузки, удовлетворяет требованиям, т. е.

3) Напряжение на шинах 10кВ подстанции, работающей в послеаварийном режиме нагрузки, удовлетворяет требованиям, т. е.

Поддержание рабочего напряжения в сети на предельно допустимом высшем уровне рационально с точки зрения снижения потерь мощности и электроэнергии. Для этого необходимо располагать достаточным арсеналом регулирующих устройств и обеспечить баланс реактивной мощности в основных узлах сети. С точки зрения обеспечения требований на вторичных шинах понижающих трансформаторов необходимо добиться напряжения 1,05ч1,1 от номинального значения для режимов максимальной нагрузки и номинального значения для режимов минимальной нагрузки.

7. Определение потерь электроэнергии в линии и трансформаторах и анализ их структуры

трансформатор провод электрический сеть Потери энергии в сети определены по времени наибольших потерь. Этот метод позволяет определить потери энергии с некоторой погрешностью и используется при отсутствии графиков нагрузки (при проектировании) /5/.

Из режима максимальной нагрузки:

· Потери активной мощности в трансформаторах:

;

· Потери активной мощности в линиях:

;

· Потери активной мощности в сети:

;

Потери в сети в процентном выражении:

.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

где , — время максимальных потерь;

;

Тогда, время максимальных потерь равно:

Тогда потери энергии в трансформаторах за год:

.

Потери электроэнергии в линиях электропередачи равны:

Общие потери электроэнергии в сети равны:

.

Потери электроэнергии в трансформаторе в процентном соотношении равны:

Постоянные потери в трансформаторе в процентном соотношении:

Переменные потери в трансформаторе в процентном соотношении:

Потери электроэнергии в линии электропередач в процентном соотношении равны:

Общие потери электроэнергии в сети в процентном выражении:

Из расчетов видно, что потери энергии в линиях больше потерь энергии в трансформаторе. Также следует обратить внимание на то, что потери энергии в линиях составляют 2,04% от общих потерь, что считается приемлемым. Потери энергии в трансформаторах равны 0,72%, что также не превышает норму.

8. Выбор схемы подстанции

Схема РУ-110 подстанции принята типовой по /2,рис.4.10,а/ «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий». РУ-10 кВ выполнено по схеме «Одна секционированная система шин» по /2, рис. 4.9 (1)/.

9. Технико-экономические показатели

Коэффициент полезного действия передачи электроэнергии (средневзвешенный):

.

Коэффициент полезного действия передачи электроэнергии (максимальный):

.

Себестоимость электроэнергии равна:

где — эксплуатационные расходы;

;

где — затраты на возмещение электроэнергии; - затраты на содержание электрической сети.

где а_НОРМ — отчисления на ремонт на сети в % (а_НОРМ = 2,5%); К_сети - первичная стоимость оборудования подстанции и ЛЭП;

где К_ПС — стоимость оборудования подстанции /9/:

В стоимость распределительного устройства высшего напряжения входит стоимость двух блоков с выключателями со стороны трансформатора и ремонтной перемычкой со стороны линии [2,табл.7.15] с учетом индексации цен Крувн = 198 тыс. руб. х 45 = 8910 тыс. руб.

Стоимость распределительного устройства низшего напряжения:

Стоимость трансформатора /2,табл.7.17/:

Постоянная часть затрат по подстанциям /9/:

К_ЛЭП — стоимость линии электропередач:

К_ЛО зависит от района ОЭС, сечения провода, напряжения и вида опор /2,табл.7.5/.

Откуда:

где — тариф на передачу электроэнергии, принимаем; - общие потери электроэнергии в сети,

Себестоимость передачи электроэнергии равна:

.

Заключение

В курсовой работе выполнен проект участка электрической сети напряжением 110 кВ Волго-Вятского района РФ, в котором на подстанции приняты к установке два трансформатора ТДН-16 000/110.

Связь проектируемой подстанции с существующей подстанцией, А осуществляется двухцепной воздушной ЛЭП, выполненной проводом АС-70/11.

Выполнены расчеты установившихся режимов сети: максимальных (наибольших) нагрузок, минимальных (наименьших) нагрузок и послеаварийного режима с целью оценки режимных параметров.

Качество напряжения в сети обеспечивается с помощью РПН силовых трансформаторов изменением коэффициентов трансформации. В режиме максимальных нагрузок напряжение на шинах 10 кВ подстанции поддерживается на уровне 10,67 кВ (n=0), в режиме минимальных нагрузок- 10 кВ (n= +1), в послеаварийном режиме- 10,62 кВ (n= 0).

Определены потери электроэнергии в сети и выявлена их структура. Общие потери электроэнергии в сети составили 0,9%, потери в трансформаторах — 0,76%, в линиях — 14%.

Определены стоимости (укрупнено) элементов сети: Кпс = 31 860 тыс. руб., Клэп = 35 910 тыс. руб., а также определены эксплуатационные расходы, которые составили И = 2522,25 тыс. руб./год.

Себестоимость передачи электроэнергии составила 0,027 руб./кВт* ч.