(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование сети для электроснабжения группы потребителей
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
КУРГАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра энергетики и технологии металлов
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Проектирование сети для электроснабжения группы потребителей
Курган
Введение
Задачей проектирования энергосистем является разработка с учётом новейших достижений науки и техники и технико-экономического обоснования режима, определяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителя электрической и тепловой энергии в необходимых размерах требуемого качества с наименьшими затратами.
Проектирование развития энергосистем и электрических сетей осуществляется в иерархической последовательности и включает в себя выполнение комплекса проектных работ.
Схема развития распределительных сетей 110 кВ и выше разрабатывается для сетей энергосистемы в целом или по отдельным сетевым районам, а также для промышленных узлов крупных городов, сельской местности.
Схема развития распределительных сетей 110 кВ и выше выполняется на основе решений принятых по схемам развития ОЭС и РЭС.
Проект развития электрических сетей может выполняться в качестве самостоятельной работы или как составная часть схемы развития энергосистемы.
В данном курсовом проекте разработан отдельно проект электрической сети для электроснабжения промышленного района.
1. Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств
Заданные данные, поместим в таблицу 1.
Таблица 1 — Сведения о потребителях
№
Р, МВт
cos?
Uн ном, кВ
1
16
0,8
6
2
24,5
0,75
10
3
25,2
0,76
6
4
23,3
0,85
6
5
16,7
0,72
10
6
5,1
0,74
10
Ртэц=28 МВт, cos?тэц=0,94 => tg?тэц=0,363
сos?рпп=0,93 => tg?рпп=0,395
Расчет баланса активных мощностей
Ртэц + Ррпп = + ?Рл-тр;
где: — сумма активных мощностей потребителей, МВт;
?Рл-тр — потери мощности в линиях и трансформаторах, МВт;
Ррпп = + ?Рл-тр — Ртэц;
Рассчитываем суммарную активную мощность потребителей:
= 16+24,5+25,2+23,3+16,7+5,1 = 110,8 МВт
?Рл-тр = ;
?Рл-тр = МВт
Ррпп = 110,8 + 2,77 — 28 = 85,57 МВт
Расчет баланса реактивной мощности
Qтэц + Qрпп + Qбск = + ?Qтр,
где: Qбск — мощность компенсирующих устройств, Мвар;
?Qтр — потери реактивной мощности в трансформаторах, Мвар.
Зарядную мощность линии, а так — же потери реактивной мощности в линиях не учитываем.
Рассчитываем реактивную мощность ТЭЦ и РПП:
Qтэц = Ртэц · tg?тэц = 10,164 Мвар, Qрпп = Ррпп · tg?рпп = 33,8 Мвар;
Определяем реактивную мощность потребителей:
Qнi = Pнi · tg?
Найдем реактивную мощность 1-го потребителя:
Q1 = 16 · 0,75 = 12;
Аналогично находим реактивные мощности остальных потребителей, результаты занесем в таблицу 2.
Сумма реактивных мощностей равна: = 91,05 Мвар
Рассчитаем потери реактивной мощности в трансформаторах:
?Qтр = (8 — 9%) от
Мвар, ?Qтр = 143,411 · 0,19 = 12,91 Мвар;
Определяем мощность компенсирующих устройств:
Qбск = — ?Qтр — Qтэц — Qрпп;
Qбск = 91,05+12,91 — 10,164 — 33,8 = 59,996 Мвар
Распределение реактивной мощности компенсирующих устройств (КУ) по потребителям
Определим мощность КУ для 1-го потребителя:
Мвар.
Аналогично находим мощности КУ на подстанциях остальных потребителей.
Определим число КУ на подстанциях:
, шт.;
Найдем число КУ для 1-й подстанции:
. Аналогично для других подстанций.
Уточняем мощность КУ: .
Найдем уточненное
Мвар
Аналогично производим расчеты для остальных подстанции.
не удовлетворяет условию Мвар, уменьшаем мощность на 0,4 Мвар, Будем считать что баланс сошелся
Реактивная мощность с учетом установки КУ составит:
Мвар
Аналогично рассчитаем для других подстанции. Все расчеты по балансу мощности сведем в таблицу 2.
Таблица 2 — Баланс активной и реактивной мощности
№ потр.
, Мвт
tg?
, Мвар
, Мвар
, шт.
, Мвар
,
Мвар
1
16
0,75
12
7,908
20
8
6
2
24,5
0,88
21,56
14,208
36
14,4
7,16
3
25,2
0,86
21,672
14,282
36
14,4
7,272
4
23,3
0,62
15,145
9,98
25
10
5,145
5
16,7
0,96
16,032
10,165
26
10
6,032
6
5,1
0,91
4,641
3,058
8
3,2
1,441
2. Составление и выбор вариантов конфигурации сети
Географическое расположение источника и потребителей представлено на рисунке 2.4. Там же указаны расстояния между пунктами (в километрах). Предполагается, что во всех пунктах имеются потребители 1, 2 и 3 категории по надежности, кроме пунктов 3 и 5 (потребители только 3 категории).
Рисунок 1 — Взаимное расположение потребителей и источников питания
Составление вариантов начнем с наиболее простых схем. Вариант 1 (рисунок 2) представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам.
Определяем общую длину линий:
L?=53+33+40+33+25+58+78 = 320 км.
L?экв=1,5·(40+33+25+58+78)+ 53+33 = 437 км.
здесь принято, что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной.
трансформатор подстанция потребитель электроэнергия
Рисунок 2 — Радиально-магистральнаясеть (вариант 1)
Вариант 2 (рисунок 3) представляет собой радиально-магистральную сеть.
Определяем общую длину линий:
L?= 53+33+40+33+25+45+78 =307 км.
L?экв=1,5·(33+40+33+25+45+78)+53 = 434 км.
Рисунок 3 — Радиально-магистральная сеть (вариант 2)
Теперь рассмотрим кольцевую сеть, вариант 3 (рисунок 4). Общая длина ЛЭП (в одноцепном исчислении) при этом минимальна.
L?=53+33+44+33+25+58+78+83 = 403 км.
Существенный недостаток этого варианта — большая протяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возникающем после отключения одного из головных участков, общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой.
Рисунок 4 — Кольцевая сеть (вариант 3)
Далее рассмотрим комбинированные варианты, где часть сети имеет радиально-магистральную конфигурацию, а часть кольцевую. Вариант 4 (рисунок 5), в нем потребители 2,6,3 объединены в кольцевые сети, что позволяет уменьшить суммарную длину линий.
Длина линии в этом варианте равна:
L?=53+33+44+33+25+58+68+78= 318 км.
L?=1,5·(78)+53+33+44+33+25+58+68= 427 км.
Рисунок 5 — Комбинированная сеть (вариант 4)
Вариант 5 (рисунок 6), в нем потребители 1,3,4,5,6 объединены в кольцевую сеть.
Длина линии сотавит:
L?=53+33+44+33+25+45+65+78 = 367 км.
L?экв=1,5·(78+25)+53+33+44+33+45+65 = 419 км.
Рисунок 6 — Комбинированная сеть (вариант 5)
Схемы электрических соединений подстанций.
Блочная схема (рис. 7,а) — два блока связанные между собой неавтоматической (ремонтной) перемычкой, для тупиковых подстанций.
Мостик с выключателем в перемычке и цепях линии (или трансформаторов), для проходных подстанций (рис. 7,б).
Схема с одной секционированной системой сборных шин и обходной системой шин, с обходным выключателем, для ответвительных и проходных подстанций (рис. 7,в).
а) б) в)
Рисунок 7 — Типовые схемы соединений подстанций
3. Предварительный приближенный расчет трех отобранных вариантов
Выбрали три варианта: 2, 3 и 5.
2 — радиально-магистральная сеть;
3 — кольцевая сеть.
5 — комбинированная сеть;
3.1 Радиально — магистральная сеть
Расчетная схема этого варианта сети представлена на рисунке 8.
Рисунок 8 — Расчетная схема варианта1
Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 4 — 5 равен мощности потребителя 1, то есть:
МВ·А, аналогично для других участков.
Поток мощности на участке ТЭЦ — 5 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 4:
МВ·А.
Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично,
мощность ТЭЦ берем со знаком минус. Результаты помещаем в табл.3, а также наносим на расчетную схему.
Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на самом загруженном участке РПП — 6:
, кВ,
где: L — длина участка, км;
P — передаваемая активная мощность, МВт.
, принимаем ближайшее стандартное
110 кВ. Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 3.
На всех участках линий предусматривается одно номинальное напряжение 110 кВ.
Таблица 3 — Выбор напряжений
Участок
L, км
P, МВт
Q, Мвар
S, М·ВА
U`, кВ
Uном, кВ
1-РПП
78
16
4
16,492
78,408
110
РПП-6
45
66,8
16,886
68,901
107,875
110
6-3
25
25,2
7,272
28,228
67,665
110
6-2
33
36,5
8,173
37,404
81,074
110
2-ТЭЦ
40
12
1,013
12,043
48,271
110
ТЭЦ-5
33
40
11,177
41,532
84,47
110
5-4
53
23,3
5,145
23,861
92,557
110
Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом в качестве основного метода используем метод экономических интервалов (для всех вариантов).
Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле:
, А,
где: Si — полная мощность передаваемая по участку, МВ·А;
n — количество цепей.
Ток на участке РПП — 6: А
Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 4.
Определяем расчетную токовую нагрузку линии:
, А,
где: — коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 — 220 кВ принимается равным 1,05;
— коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в максимум энергосистемы, для Тнб =5300: .
Расчетная токовая нагрузка участка РПП — 2:
А.
Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 4.
По справочным материалам в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, типа опор, количества цепей и района по гололеду определяем сечение провода воздушной линии.
Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду, и будут использоваться двухцепные ВЛ на железобетонных опорах.
Выбранные по экономическим критериям сечения линии электропередачи проверяются по нагреву токами послеаварийных режимов работы сети. Для двух параллельно работающих линий электропередачи наиболее тяжелым будет отключение одной линии, для замкнутых схем — головных участков. Токи, рассчитанные для послеаварийных режимов Iпав сравнивают с допустимыми токами Iдоп для данного сечения. Выбранное сечение выдерживает длительный нагрев, если выполняется условие:
Iпав ? kt · Iдоп.т,
где: Iдоп.т — табличное
kt=1,0 — поправочный коэффициент на температуру окружающей среды.
Результаты по расчетам сведем в таблицу 4.
Таблица 4 — Расчет токов и выбор сечения проводов
Участок
Imax, А
Ip, A
Iпав ,A
сеч, мм2
Iдоп.т, A
марка провода
1-РПП
43,28
45,444
47,608
120
390
АС-120/19
РПП-6
180,818
189,859
361,64
120
390
АС-120/19
6-3
68,831
72,272
131,661
120
390
АС-120/19
6-2
96,18
103,068
196,32
120
390
АС-120/19
2-ТЭЦ
31,605
33,185
63,209
120
390
АС-120/19
ТЭЦ-5
108,993
114,441
217,986
120
390
АС-120/19
5-4
125,238
131,5
137,762
150
450
АС-150/24
Все провода выдержат нагрев токами послеаварийных режимов сети.
Определяем активные и индуктивные сопротивления участков сети. Погонные активные и индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам и для удобства заносим их в таблицу 5.
,Ом, , Ом,
где: r0 — погонное активное сопротивление, Ом/км;
x0 — погонное индуктивное сопротивление, Ом/км.
Определяем активное и индуктивное сопротивления участка 1-РПП:
,
Определяем потери напряжения на участках, по формуле:
Определим потерю напряжения на участке 1-РПП:
, кВ или .
Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режима работы сети.
Определяем потери активной мощности на участках, по формуле:
, МВт
Определим потери активной мощности на участке РПП — 2:
.
Аналогичные расчеты проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 5.
Таблица 5 — Некоторые параметры линий
Участок
L, км
r0, Ом/км
R, Ом
x0, Ом/км
X, Ом
?U, кВ
?U, %
?P, МВт
1-РПП
78
0,244
9,516
0,427
16,653
1,99
1,809
0,214
РПП-6
45
0,244
5,49
0,427
9,608
3,487
3,17
2,154
6-3
25
0,244
3,05
0,427
5,338
1,05
0,95
0,173
6-2
33
0,244
4,026
0,427
7,046
1,86
1,69
0,465
2-ТЭЦ
40
0,244
4,88
0,427
8,54
0,611
0,55
0,011
ТЭЦ-5
33
0,244
4,026
0,427
7,046
2,18
1,98
0,143
5-4
53
0,204
10,812
0,420
22,26
3,33
3,03
0,509
Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности:
МВт.
Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей:
;
%.
Полученные потери напряжения меньше допустимых (15%).
Делаем проверку с учетом аварийного режима, для участка на котором в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения, при этом потеря напряжения возрастет в два раза.
%.
Потери напряжения при аварийном режиме меньше допустимых (20%).
3.2 Кольцевая сеть
Расчетная схема варианта 3 представлена на рисунке 9. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Рисунок 9 — Расчетная схема варианта 3
Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка по формуле:
, МВт, , Мвар;
где: Li-B — длинна участка, км;
LA-B — длина всей сети, км.
Определим потокораспределение на участке РПП — ТЭЦ:
МВт
Поток мощности на участке 3 — 6 определяем по первому закону Кирхгофа:
МВ·А
Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 6, а также наносим на расчетную схему.
Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на самом загруженном и протяженном участке РПП — 3:
кВ
Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 кВ.
Выбор сечений проводов проводим методом экономических интервалов аналогично расчету радиально — магистральной сети, при условии что сеть выполнена в одноцепном исполнении Результаты расчетов представлены в таблице 6.
Расчет активных и индуктивные сопротивлений, потерь напряжения и активной мощности аналогичен радиально — магистральной сети ( n = 1). Результаты сведены в таблицу 7.
Таблица 6 — Расчет токов и выбор сечений
Участок
L, км
P, МВт
Q, Мвар
S, МВА
Imax, А
Ip, A
Iпав , A
Iдоп.т, А
сечение, мм2
РПП-3
58
47,183
48,249
67,485
177,102
185,957
—-
605
240
3-6
25
21,983
26,577
34,49
90,514
95,04
91,586
605
240
6-2
33
16,883
21,936
27,681
72,634
76,275
110,581
605
240
2-ТЭЦ
40
7,617
0,376
7,262
20,014
21,014
200,51
605
240
ТЭЦ-5
33
20,383
9,788
22,611
59,339
62,306
102,514
605
240
5-4
53
3,683
5,452
6,579
17,267
18,13
164,59
605
240
4-1
83
19,617
20,597
28,444
76,746
78,379
240,216
605
240
1-РПП
78
35,617
32,597
48,282
126,707
133,042
295,237
605
240
Таблица 7 — Некоторые параметры линий
Участок
L, км
r0, Ом/км
R, Ом
x0, Ом/км
X, Ом
?U, %
?P, МВт
РПП-3
58
0,118
6,844
0,435
25,23
3,182
0,644
3-6
25
0,118
2,95
0,435
10,875
0,731
0,073
6-2
33
0,118
3,893
0,435
14,355
0,786
0,062
2-ТЭЦ
40
0,118
4,72
0,435
17,4
0,088
0,006
ТЭЦ-5
33
0,118
3,893
0,435
14,355
0,454
0,041
5-4
53
0,118
6,254
0,435
23,055
0,307
0,006
4-1
83
0,118
9,794
0,435
36,105
1,933
0,164
1-РПП
78
0,118
9,204
0,435
33,93
2,962
0,443
Общие потери мощности составляют:
МВт.
Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка РПП — 3. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рисунке 10. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице 6.
Рисунок 10 — Расчетная схема послеаварийного режима варианта 3
Проверяем выбранные сечения токами послеаварийных режимов. Определяем токи на каждом участке сети по формуле:
, А.
А
Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 6.
Определяем потери напряжения в послеаварийном режиме, аналогично нормальному режиму. Результаты заносим в таблицу 8.
Таблица 8 — Потери напряжения
Участок
3-6
6-2
2-ТЭЦ
ТЭЦ-5
5-4
4-1
1-РПП
?
?U, %
0,64
1,024
2,255
0,992
2,53
5,564
6,374
19,4
Потери напряжения в послеаварийном режиме меньше допустимых (20%).
3.2 Комбинированная сеть
Расчетная схема варианта 4 представлена на рисунке 11.
Рисунок 11 — Расчетная схема варианта 5
Этот вариант сети представляет собой комбинированную сеть, одна часть которой является кольцевой, а другая — радиально-магистральной.
Рассчитываем потокораспределение на головных участках:
МВт,
Мвар
Проверка баланса
,
28,486+38,414=94,8-28
;
30,209+38,677=79,05-10,146
Будем считать, что баланс практически сошелся.
Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку 6-РПП:
кВ.
Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 кВ.
Выбор номинального напряжения, выбор сечений проводов, расчет параметров линий и некоторых параметров режима произведен аналогично ранее рассмотренным вариантам.
Результаты расчета представлены в таблицах 9 и 10.
Таблица 9 — Расчет токов и выбор сечений
Участок
L, км
P, МВт
Q, Мвар
S, МВА
Imax, А
Ip, A
Iпав , A
сечение, мм2
РПП-5
60
2,486
30,209
30,311
79,546
83,523
264,410
240
5-4
53
23,3
15,145
27,790
72,929
76,575
76,575
240
5-ТЭЦ
33
11,514
0,968
11,555
30,323
31,839
127,478
240
ТЭЦ-2
40
16,486
9,196
18,877
49,540
52,017
200,509
240
2-6
33
8,014
12,364
14,734
38,667
40,600
110,581
240
6-3
25
25,2
21,672
33,237
43,613
45,793
45,793
240
6-РПП
45
38,414
38,677
54,512
143,057
150,209
150,209
240
РПП-1
78
16
12
20,000
26,243
27,555
27,555
240
Расчет показывает, что все выбранные провода выдержат нагрев токами послеаварийных режимов сети.
Таблица 10 — Некоторые параметры линий
Участок
L, км
r0, Ом/км
R, Ом
x0, Ом/км
X, Ом
?U, %
?P, МВт
РПП-5
60
0,118
7,080
0,435
26,100
1,665
0,134
5-4
53
0,118
6,254
0,435
23,055
1,022
0,100
5-ТЭЦ
33
0,118
3,894
0,435
14,355
0,121
0,011
ТЭЦ-2
40
0,118
4,720
0,435
17,400
0,491
0,035
2-6
33
0,118
3,894
0,435
14,355
0,431
0,017
6-3
25
0,118
1,475
0,435
5,438
0,320
0,034
6-РПП
45
0,118
5,310
0,435
19,575
1,986
0,326
РПП-1
78
0,118
4,602
0,435
16,965
0,573
0,038
Общие потери мощности составляют:
МВт.
Наиболее тяжелый послеаварийный режим в кольцевой части сети возникает после отказа участка 6-РПП. Кольцевая линия в послеаварийном режиме превращается в магистральную линию. Ее расчетная схема приведена на рисунке 12
Рисунок 12 — Расчетная схема послеаварийного режима варианта 5
Результаты расчета потокораспределения нанесем на схему.
Проверяем выбранные провода токами послеаварийных режимов. Определяем токи на каждом участке сети аналогично п. 3.2, результаты заносим в таблицу 9.
Определяем потери напряжения в послеаварийном режиме, результаты заносим в таблицу 11.
Таблица 11 — Потери напряжения
Участок
РПП-5
5-4
5-ТЭЦ
ТЭЦ-2
2-6
6-3
?
?U, %
4,659
1,022
1,334
2,255
1,024
0,320
13,207
Потеря напряжения от источника до наиболее удаленных точек в послеаварийном режиме в кольцевой части сети составляет 13,207 %, что меньше допустимого значения (20 %).
4. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей
Мощность трансформаторов для двухтрансформторных подстанций выбирается, с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме, возникающем при отключении одного из трансформаторов:
.
Радиально — магистральная сеть (110 кВ)
ПС1: Среди потребителей имеются потребители I, II, III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:
МВ·А;
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
ПС2: Среди потребителей имеются потребители I, II и III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:
МВ·А;
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
ПС3: Среди потребителей имеются потребители I, II и III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:
МВ·А;
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
ПС4: Среди потребителей имеются потребители только III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:
МВ·А;
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
ПС5: Среди потребителей имеются потребители только III категории.
Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:
МВ·А;
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
ПС6: Среди потребителей имеются потребители I, II, III категории.. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:
МВ·А;
Выбираем два трансформатора ТМН-6300/110.
Кольцевая сеть и комбинированная сеть
Так как эти сети имеют одинаковое напряжение (220 кВ) и все потребители удовлетворяют условию:
, МВ·А.
То на всех подстанциях устанавливаем два трансформатора ТРДН-40000/220.
5. Технико — экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего
Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них производится с использованием минимума дисконтированных издержек:
,
где: К — капиталовложения в строительство сети;
Ир.о. — Издержки на ремонт и обслуживание;
И?W — издержки на потери электроэнергии;
i — норматив приведения разновременных затрат, i=0,12.
Капитальные затраты определяются по формуле:
,
где: КЛЭП — капиталовложения в линии электропередачи;
КТ — капиталовложения в трансформаторы;
КОРУ — капиталовложения в открытые распределительные устройства;
КПЧЗ — капиталовложения в постоянную часть затрат.
,
где: Куд — удельная стоимость ЛЭП;
L — длина линии;
n — количество цепей;
h=60,22 — индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2011 г.
,
где: Куд — стоимость трансформатора;
nТ — количество трансформаторов;
h=60,22 — индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2011 г.
,
где: Кяч — стоимость ячейки;
nяч — количество ячеек;
h=60,22 — индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2011 г.
Издержки на ремонт и обслуживание определяются по формуле:
,
где: — Издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи;
— Издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов;
— издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств.
Издержки на потери электроэнергии определяются по формуле:
где: — Издержки на потери в линии,
— время максимальных потерь,
с=2 руб/кВт ч;
— Издержки на потери в трансформаторах,
— потери на холостой ход в трансформаторе,
— потери в обмотках.
5.1 Радиально-магистральная сеть
Рисунок 13 — Однолинейная схема радиально — магистральной сети
Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка 5 — 4. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и материала опоры.
тыс. руб.
Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в таблицу 12.
Таблица 12
Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети
Участок
L, км
Uном, кВ
марка провода
n
Куд, тыс. руб./км
КЛЭП, тыс. руб.
1-рпп
78
110
ас 120/19
2
64,0
300618
рпп-6
45
110
ас 120/19
2
64,0
173434
6-3
25
110
ас 120/19
2
64,0
96352
6-2
33
110
ас 120/19
2
64,0
127185
2-тэц
40
110
ас 120/19
2
64,0
154163
тэц-5
33
110
ас 120/19
2
64,0
127185
5-4
53
110
ас 150/24
1
42,0
134050
Итого
1112986
Рассчитываем капиталовложения в трансформаторы подстанции 1. Стоимость одного трансформатора выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны два трансформатора марки ТРДН — 25000/110 (стоимость одного такого трансформатора на 1991 г. составляла 222 тыс. руб.), тогда капиталовложения в трансформаторы подстанции 1 с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. определятся:
тыс. руб.
Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети, результаты расчета заносим в таблицу 13.
Таблица 13 — Капитальные вложения в трансформаторы
П/ст
Uном, кВ
nТ
Тип
Куд, тыс.руб.
КТ, тыс.руб.
1
110
2
ТРДН 25000/110
222
26738
2
110
2
ТРДН 25000/110
222
26738
3
110
2
ТРДН 25000/110
222
26738
4
110
2
ТРДН 25000/110
222
26738
5
110
2
ТРДН 25000/110
222
26738
6
110
2
ТМН 6300/110
136
16380
Итого:
150068
Рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанции 1.
тыс. руб.
Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ остальных подстанций, а также РПП и ТЭЦ. Результаты расчета заносим в таблицу 14.
На подстанциях 1,4 и 3 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы на 1991 г. составляла 198 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. для подстанций 1,4,3 составят:
тыс. руб.
Таблица 14 — Капитальные вложения в ОРУ
П/ст
Uном, кВ
nяч
Кяч, тыс.руб.
КОРУ, тыс.руб.
1
110
1
198
11924
2
110
8
75
36132
3
110
1
198
11924
4
110
1
198
11924
5
110
8
75
36132
6
110
10
75
45165
Рпп
110
4
75
18066
Тэц
110
4
75
18066
Итого:
189332
Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях напряжение 110/10. На подстанциях 1,3 и 4 используется мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения на 1991 г. составляла 360 — 430 тыс. руб. (берем 380). Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ для подстанций 1,3,4 составит:
тыс. руб.
На остальных подстанциях используются сборные шины, ПЧЗ для каждой такой подстанции на 1991 составляла 490 — 540 тыс. руб. (берем 510). Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ для каждой подстанций 2, 5, 6 составит:
тыс. руб.
Общая постоянная часть затрат составит:
тыс. руб.
Найдем общие капитальные затраты:
,
тыс. руб.
Определим Издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:
тыс. руб.
Определим Издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:
тыс. руб.
Определим Издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:
тыс. руб.
Определим общие Издержки на ремонт и обслуживание:
тыс. руб.
Рассчитаем Издержки на потери электроэнергии в линии. Для этого найдем время максимальных потерь:
ч.
Издержки на потери в линии:
тыс. руб.
Рассчитываем Издержки на потери в трансформаторах подстанции 1. В соответствии со справочными данными для трансформатора ТРДН-25000/110:
кВт и RТ=2,54 Ом.
Рассчитываем потери в обмотках трансформатора:
, МВт.
На подстанции 1 два параллельно работающих трансформатора, следовательно, потери на холостой ход увеличатся в два раза, а потери в обмотках уменьшатся в два раза. Таким образом, Издержки на потери в трансформаторах подстанции 1 составят:
тыс. руб.
Аналогично определяем Издержки на потери электроэнергии в трансформаторах для остальных подстанций. Результаты расчета сводим в таблицу 15.
Таблица 15 — Издержки на потерях в трансформаторах
П/ст
Uном, кВ
тип тр-ра
?Рхх, МВт
RТ, Ом
Sнагр, А
?Робм, МВт
И?WТ, тыс. руб.
1
110
ТРДН 25000/110
0,027
2,540
20,000
0,084
1261
2
110
ТРДН 25000/110
0,027
2,540
32,636
0,224
1784
3
110
ТРДН 25000/110
0,027
2,540
33,237
0,232
1815
4
110
ТРДН 25000/110
0,027
2,540
27,790
0,162
1554
5
110
ТРДН 25000/110
0,027
2,540
23,150
0,112
1368
6
110
ТМН 6300/110
0,012
16,600
6,896
0,065
647
Итого:
8428
Общие Издержки на потери электроэнергии:
тыс. руб.
Дисконтированные Издержки для радиально-магистральной сети составят:
5.2 Кольцевая сеть
Рисунок 14 — Однолинейная схема кольцевой сети
Расчет дисконтированных издержек кольцевой сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.
Таблица 16 — Капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети
Участок
L, км
Uном, кВ
марка провода
nц
Куд, тыс. руб./км
КЛЭП, тыс. руб.
рпп-3
58
220
ас 240/32
1
38
132725
3-6
25
220
ас 240/32
1
38
57209
6-2
33
220
ас 240/32
1
38
75516
2-тэц
40
220
ас 240/32
1
38
91534
тэц-5
33
220
ас 240/32
1
38
75516
5-4
53
220
ас 240/32
1
38
121283
4-1
83
220
ас 240/32
1
38
189934
1-рпп
78
220
ас 240/32
1
38
178492
Итого
922209
Так как на всех подстанциях кольцевой сети установлены трансформаторы типа ТРДН-40000/220, тогда капиталовложения в трансформаторы каждой подстанции составит:
тыс. руб.
Тогда капитальные затраты на трансформаторы составит:
тыс. руб.
Рассчитываем капиталовложения в ОРУ кольцевой сети (см. рис. 14). На подстанциях используется мостиковая схема РУ (мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий). Расчеты аналогичны радиально — магистральной сети, результаты заносим в таблицу 17.
Таблица 17 — Капитальные вложения в ОРУ
П/ст
Uном, кВ
nяч
Кяч, тыс.руб.
КОРУ, тыс.руб.
1
220
1
480
28906
2
220
1
480
28906
3
220
1
480
28906
4
220
1
480
28906
5
220
1
480
28906
6
220
1
480
28906
Рпп
220
2
600
72264
Тэц
220
2
600
72264
Итого:
317962
Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях кольцевой сети используется мостиковая схема, постоянная часть затрат для данной схемы в 1991 г. составляла 610 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ по подстанциям составит:
тыс. руб.
Найдем общие капитальные затраты:
тыс. руб.
Определим Издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:
тыс. руб.
Определим Издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:
тыс. руб.
Определим Издержки на ремонт и обслуживание ОРУ:
тыс. руб.
Определим общие Издержки на ремонт и обслуживание:
тыс. руб.
Издержки на потери в линии:
тыс. руб.
Издержки на потери в трансформаторах кольцевой сети рассчитываются аналогично как и в п. 5.1. Результаты расчета сводим в таблицу 18.
Таблица 18 — Издержки на потерях в трансформаторах
П/ст
Uном, кВ
Тип трансформатора
?Рхх, МВт
RТ, Ом
Sнагр, А
?Робм, МВт
И?WТ, тыс. руб.
1
220
ТРДН 40000/220
0,05
5,6
20,000
0,046
1925
2
220
ТРДН 40000/220
0,05
5,6
32,636
0,123
2214
3
220
ТРДН 40000/220
0,05
5,6
33,237
0,128
2231
4
220
ТРДН 40000/220
0,05
5,6
27,790
0,089
2087
5
220
ТРДН 40000/220
0,05
5,6
23,150
0,062
1984
6
220
ТРДН 40000/220
0,05
5,6
6,896
0,006
1773
Итого
12214
Общие Издержки на потери электроэнергии:
тыс. руб.
Дисконтированные Издержки для кольцевой сети составят:
5.3 Комбинированная сеть
Рисунок 15 — Однолинейная схема комбинированной сети
Расчет дисконтированных издержек комбинированной сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1 и кольцевой сети в п. 5.2. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.
Капиталовложения в трансформаторы комбинированной сети совпадут с капитальными затратами на трансформаторы кольцевой сети сети, т.к. для них выбраны одинаковые трансформаторы. Таким образом, капитальные затраты на трансформаторы составят:
КТ=289056 тыс. руб.
Таблица 19 — Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети
Участок
L, км
Uном, кВ
марка провода
nц
Куд, тыс. руб./км
КЛЭП, тыс. руб.
рпп-5
60
220
ас 240/32
1
38
137302
5-4
53
220
ас 240/32
1
38
121283
5-тэц
33
220
ас 240/32
1
38
75516
тэц-2
40
220
ас 240/32
1
38
91534
2-6
33
220
ас 240/32
1
38
75516
6-3
25
220
ас 240/32
2
66
99363
6-рпп
45
220
ас 240/32
1
38
102976
рпп-1
78
220
ас 240/32
2
66
310013
Итого
1013503
Рассчитываем капиталовложения в ОРУ комбинированной сети (см. рис. 15). На подстанциях используется мостиковая схема РУ (мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий. Результаты по расчетам заносим в таблицу 20.
Таблица 20 — Капитальные вложения в ОРУ
П/ст
Uном, кВ
nяч
Кяч, тыс.руб.
КОРУ, тыс.руб.
1
220
1
480
28906
2
220
1
480
28906
3
220
1
480
28906
4
220
1
480
28906
5
220
8
600
289056
6
220
8
600
289056
Рпп
220
4
600
144528
Тэц
220
2
600
72264
Итого
910526
Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях, кольцевой сети используется мостиковая схема, постоянная часть затрат для данной схемы в 1991 г. составляла 610 тыс. руб. На подстанции 2 используются сборные шины. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ по подстанциям составит:
тыс. руб.
Найдем общие капитальные затраты:
тыс. руб.
Определим Издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:
тыс. руб.
Определим Издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:
тыс. руб.
Определим Издержки на ремонт и обслуживание ОРУ:
тыс. руб.
Определим общие Издержки на ремонт и обслуживание:
тыс. руб.
Издержки на потери в линии:
тыс. руб.
Издержки на потери в трансформаторах комбинированной сети совпадают с издержками на потери в трансформаторах кольцевой сети. Таким образом, они составят:
тыс. руб.
Общие Издержки на потери электроэнергии:
тыс. руб.
Дисконтированные Издержки для кольцевой сети составят:
Таким образом, наименьшие дисконтированные Издержки мы получили в радиально — магистральной сети (она является экономически выгоднее кольцевой и комбинированной). Дальнейшие расчеты будем производить для радиально — магистральной сети.
6. Уточненный расчет электрических режимов выборного варианта
Для расчета уточненного режима используем исходные данные из пункта 3.1.
Прежде всего, определяем зарядную мощность воздушных линийпо формуле:
, Мвар;
где: b0 — величина погонной реактивной проводимости ВЛ, мкСм/км,
nц — количество цепей, шт.
Для линии 1-РПП половина зарядной мощности составит:
Мвар.
Величина погонной реактивной проводимости линии b0 взята по [5,табл.П4] для ВЛ — 110 кВ с проводом марки АС-120/19. Расчет зарядных мощностей для остальных линий проведен в таблице 21.
Таблица 21 — Расчет зарядных мощностей ВЛ
Участок
Uном, кВ
L, км
nц
Провод
b0·10-6, См/км
Qзар/2, Мвар
1-рпп
110
78
2
АС 120/19
2,66
2,511
рпп-6
110
45
2
АС 120/19
2,66
1,448
6-3
110
25
2
АС 120/19
2,66
0,805
6-2
110
33
2
АС 120/19
2,66
1,062
2-тэц
110
40
2
АС 120/19
2,66
1,287
тэц-5
110
33
2
АС 120/19
2,66
1,062
5-4
110
53
1
АС 150/24
2,7
0,866
6.1 Уточненный расчет режима наибольших нагрузок
Определяем расчётную нагрузку подстанций для этого режима. На подстанции 1 установлены два трансформатора ТРДН-25000/110. Активные потери холостого хода одного такого трансформатора ?Рх=27 кВт, реактивные ?Qх=175 кВАр. Сопротивления: активное Rт=2,54 Ом, реактивное Хт= 55,9 Ом.
Определяем потери мощности в трансформаторах:
, Мвар;
Аналогичный расчёт делаем для других подстанций, данные заносим в таблицу 22.
Расчётная нагрузка подстанции 1 составит:
Sрасч1=Sнб1+2Рх+ j2Qx+ Робм+ jQобм — jQзар5-1/2,Мвар;
Sрасч1= 16+6+2·0,027+0,029+2·j0,175+ j0,628+ j2,511= 16,083+j4,467 Мвар
Результаты сводим в таблицу 23.
SрасчТЭЦ= -(28+j10,146) — j1,282 — j1,062 = -(28+j12,49)
Таблица 22 — Потери мощности в обмотках трансформаторов
П/ст
Рi, МВт
Qi, МВАр
Тип трансформатора
Rт, Ом
Хт, Ом
?Робм, МВт
?Qобм, МВАр
1
16
6
ТРДН -25000/110
2,54
55,9
0,029
0,628
2
24,5
7,16
ТРДН -25000/110
2,54
55,9
0,074
1,62
3
25,2
7,272
ТРДН -25000/110
2,54
55,9
0,072
1,589
4
23,3
5,145
ТРДН -25000/110
2,54
55,9
0,06
1,315
5
16,7
6,032
ТРДН -25000/110
2,54
55,9
0,033
0,728
6
5,1
1,441
ТМН 6300/110
14,7
220,4
0,003
0,063
Таблица 23 — Расчётные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок
П/ст
Рi, МВт
Qi, МВАр
?Робм, МВт
?Qобм, МВАр
Рх, МВт
Qх, МВАр
Ррасч, МВт
Qрасч, МВАр
1
16
6
0,029
0,628
0,027
0,175
16,083
4,467
2
24,5
7,16
0,074
1,62
0,027
0,175
24,628
8,068
3
25,2
7,272
0,072
1,589
0,027
0,175
25,326
8,406
4
23,3
5,145
0,06
1,315
0,027
0,175
23,414
5,944
5
16,7
6,032
0,033
0,728
0,027
0,175
16,787
6,048
6
5,1
1,441
0,003
0,063
0,0115
0,0504
5,126
0,157
Составляем расчетную схему сети (рис. 16).
Рисунок 16 — Расчетная схема режима наибольших нагрузок
Проводим уточненный расчет потокораспределения:
Поток мощности в конце участка 5 — 4 магистральной линии принимается равным расчётной нагрузки 1 потребителя.
Мвар
Определяем потери на участках:
, Мвар;
Тогда поток в начале участка составит:
, Мвар;
Расчеты по остальным участкам производим аналогично. Результаты помещаем в таблицу 24 и наносим на расчетную схему (рис 16).
Рисунок 17 — Уточненная расчетная схема для режима наибольших нагрузок
Таблица 24 — Уточненный расчет потокораспределения
Участок
Pк, МВт
Qк, Мвар
R, Ом
Х, Ом
Р, МВт
Q, Мвар
Рн, МВт
Qн, Мвар
1-рпп
16,083
4,467
9,516
16,653
0,219
0,383
16,302
4,85
рпп-6
67,281
16,133
5,49
9,608
2,172
3,801
69,453
19,934
6-3
25,326
8,406
3,05
5,338
0,179
0,314
25,505
8,72
6-2
36,829
7,57
4,026
7,046
0,47
0,823
37,299
8,393
2-тэц
12,201
-0,498
4,88
8,54
0,06
0,105
12,261
-0,393
тэц-5
40,201
11,992
4,026
7,046
0,586
1,025
40,787
13,017
5-4
23,414
5,944
10,812
22,26
0,521
1,074
23,935
7,018
Общие потери активной мощности в этом режиме МВт
Двигаясь от начала линии к её концу, определяем точные значения напряжений на всех подстанциях.
На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжения 1,05 от номинального.Uрпп=110·1,05=115,5 кВ. Напряжение рассчитывается по формуле:
, кВ
Рассчитаем напряжение на подстанции 6:
Расчеты по остальным участкам выполнены аналогично. Результаты помещены в таблицу 25.
Таблица 25 — Расчет напряжения на шинах подстанций
Участок
U, кВ
?U, кВ
П/ст
UВ, кВ
1-РПП
2,042
1,951
1
113,474
РПП-6
4,960
4,830
2
113,705
6-3
1,077
0,948
3
114,427
6-2
1,812
1,983
4
111,977
2-ТЭЦ
0,489
0,923
5
113,302
ТЭЦ-5
2,216
2,034
6
110,646
5-4
3,593
3,956
РПП
115,500
ТЭЦ
115,015
6.2 Уточненный расчет режима наименьших нагрузок
Определяем нагрузки потребителей в этом режиме. Согласно заданию активная мощность снижается на 50 %, а tg увеличивается на 0,03. Тогда для первого потребителя:
Pнмi=(1 — 0,4) · Рнбi,
Pнм1=(1 — 0,5) · 16=8 МВт
Мвар
Проверяем целесообразность отключения одного из параллельно работающих трансформаторов. Отключение выгодно, если выполняется условие:
Проверяем целесообразность отключения одного из трансформаторов для ПС1
Мвар
Результаты по расчетам заносим в таблицу 26.
Из расчета видно, что отключение одного трансформатора возможно только на подстанции 6.
Таблица 26 — Мощности потребителей в режиме наименьших нагрузок
П/ст
Рнм, МВт
Qнм, Мвар
Sнм, Мвар
?Рх, МВт
?Рк, МВт
Sоткл, Мвар
1
8,000
6,240
10,146
0,027
0,120
16,771
2
12,250
11,148
16,563
0,027
0,120
16,771
3
12,600
11,214
16,868
0,027
0,120
16,771
4
11,650
7,573
13,895
0,027
0,120
16,771
5
8,350
8,266
11,749
0,027
0,120
16,771
6
2,550
2,397
3,500
0,012
0,044
4,555
Определяем расчётную нагрузку подстанций для этого режима, аналогично п. 6.1.
Для подстанции 1:
Мвар,
Sрасч1= 8+j6,24+2·0,027+0,011+2·j0,175+ j0,238- j2,511= 8,065+j4,317 Мвар
Расчетные мощности остальных подстанций определены аналогично. Результаты сведены в таблице 27 и нанесены на расчетную схему (рис.17).
Таблица 27 — Расчётные нагрузки подстанций в режиме наименьших нагрузок
П/ст
Рнм, МВт
Qнм, Мвар
Тип тр-ра
?Робм, МВт
?Qобм, МВАр
Рх, МВт
Qх, МВАр
Ррасч, МВт
Qрасч, МВАр
1
8,000
6,240
ТРДН -25000/110
0,011
0,238
0,027
0,175
8,065
4,317
2
12,250
11,148
ТРДН -25000/110
0,029
0,634
0,027
0,175
12,333
11,07
3
12,600
11,214
ТРДН -25000/110
0,03
0,657
0,027
0,175
12,684
11,416
4
11,650
7,573
ТРДН -25000/110
0,02
0,446
0,027
0,175
11,724
7,503
5
8,350
8,266
ТРДН -25000/110
0,014
0,319
0,027
0,175
8,418
7,873
6
2,550
2,397
ТМН 6300/110
0,007
0,112
0,012
0,0504
4,977
1,235
SрасчТЭЦ= -(28+j10,164) — j1.282 — j1,062 = -(28+j12,49) МВ•А
Рисунок 18 — Расчетная схема для режима наименьших нагрузок
Проводим уточненный расчет потокораспределения, аналогично п. 6.1:
Мвар,
Мвар,
Мвар.
Аналогично рассчитываем потоки на остальных участках, результаты заносим в таблицу 28 и наносим на расчетную схему (рис.19).
Таблица 28 — Уточненный расчет потокораспределения
Участок
Pк, МВт
Qк, Мвар
R, Ом
Х, Ом
?P, МВт
?Q, Мвар
Рн, МВт
Qн, Мвар
?U, кВ
?U, кВ
1-РПП
8,065
4,317
9,516
16,653
0,066
0,115
8,131
4,432
1,309
0,807
РПП-6
22,136
14,139
5,49
9,608
0,313
0,548
22,449
14,687
2,289
1,169
6-3
12,684
11,416
3,05
5,338
0,073
0,128
12,757
11,544
0,870
0,285
6-2
4,475
13,958
4,026
7,046
0,072
0,126
4,547
14,084
1,018
-0,214
2-ТЭЦ
-7,858
2,888
4,88
8,54
0,028
0,049
-7,83
2,937
-0,114
-0,703
ТЭЦ-5
20,142
15,378
4,026
7,046
0,214
0,374
20,356
15,752
1,670
0,693
5-4
11,724
7,503
10,812
22,26
0,173
0,356
11,897
7,859
2,628
1,557
Общие потери активной мощности в этом режиме МВт
Рисунок 19 — Уточненная расчетная схема для режима наименьших нагрузок
Определяем точные значения напряжений на всех подстанциях. Для подстанции 3:
Аналогично находим напряжения на других подстанциях, результаты заносим в таблицу 29:
Таблица 29 — Расчет напряжения на шинах подстанций
ПС
1
2
3
4
5
6
ТЭЦ
РПП
U,кВ
114,194
114,483
114,630
112,882
113,832
113,217
115,616
115,500
6.3 Уточненный расчет послеаварийного режима
В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима выбираем режим, возникающий в часы наибольших нагрузок после отказа одной из цепей на участке РПП — 6. Соответственно сопротивления на этих участках увеличатся вдвое, а зарядная мощность ВЛ уменьшится в два раза. Расчеты аналогичны предыдущим пунктам, все результаты сведены в таблицу 30.
Расчетные нагрузки подстанций 1, 2, 3, 4, 5 остаются такими же, как в нормальном режиме наибольших нагрузок, а расчетная нагрузка подстанции 6 изменится за счет уменьшения зарядных мощностей отключенных ВЛ:
Sрасч6= (5,126+j0,157) + j0,724 = (5,126+j0,881) Мвар.
Таблица 30 — Уточненные параметры подстанций и линий в послеаварийном режиме
Участок
Pк, МВт
Qк, Мвар
R, Ом
Х, Ом
?P, МВт
?Q, Мвар
Рн, МВт
Qн, Мвар
?U, кВ
?U, кВ
1-РПП
16,083
4,467
9,516
16,653
0,219
0,383
16,302
4,85
2,042
1,951
РПП-6
67,281
16,857
10,98
19,216
2,172
3,801
69,453
20,658
10,039
9,591
6-3
25,326
8,406
3,05
5,338
0,179
0,314
25,505
8,72
1,077
0,948
6-2
36,829
7,57
4,026
7,046
0,47
0,823
37,299
8,393
1,812
1,983
2-ТЭЦ
12,201
-0,498
4,88
8,54
0,06
0,105
12,261
-0,393
0,489
0,923
ТЭЦ-5
40,201
11,992
4,026
7,046
0,586
1,025
40,787
13,017
2,216
2,034
5-4
23,414
5,944
10,812
22,26
0,521
1,074
23,935
7,018
3,593
3,956
Общие потери активной мощности в этом режиме МВт
Рисунок 20 — Уточненная расчетная схема для послеаварийного режима
Производим расчет падения напряжения и напряжения на шинах 110 кВ всех потребителей. Результаты помещаем в таблицу 30и 31.
Таблица 31 — Напряжения потребителей в послеаварийном режиме
ПС
1
2
3
4
5
6
ТЭЦ
РПП
U,кВ
113,474
113,705
114,427
111,977
113,302
105,896
115,015
115,500
7. Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов
Рисунок 21 — Схема замещения трансформатора
Режим наибольших нагрузок
Проверяем достаточность регулировочного диапазона РПН на П/ст1.
,Мвар,
;
Мвар
Определим для П/ст 1 низшее напряжение, приведенное к высшему:
, кВ,
кВ;
Тогда фактическое низшее напряжение, поддерживаемое на ПС1, составит:
, кВ.
Полученное напряжение отличается от желаемого напряжения, равного кВ, значит, необходимо отрегулировать это напряжение.
Определим напряжение, соответствующее желаемому коэффициенту трансформации:
кВ.
Определим величину, на которую необходимо изменить высшее напряжение:
Изменение напряжения за счет регулирования уровня одной ступенью составит ( берется из паспортных данных трансформатора):
кВ.
Тогда необходимое количество ступеней составит:
Тогда напряжение ответвления составит:
кВ.
Определим отрегулированное низшее напряжение:
кВ.
Проводим аналогичные результаты для остальных подстанций, результаты заносим в таблицу 39. Также аналогично режиму наибольших нагрузок производим расчеты для режима наименьших нагрузок и послеаварийного режима результаты заносим в соответствующие таблицы.
Таблица 32 — Проверка достаточности регулировочного диапазона РПН трансформаторов в режиме наибольших нагрузок
П/ст
Uв ном, кВ
Uн ном, кВ
Uв, кВ
UНВ, кВ
UНфакт, кВ
nрасч
nфакт
Uн отр, кВ
1
115
10,5
113,474
111,665
10,665
-1,629
-2
10,572
2
115
10,5
113,705
111,323
10,164
-1,796
-2
10,54
3
115
10,5
114,427
112,04
10,23
-1,446
-2
10,607
4
115
10,5
111,977
110,119
10,054
-2,385
-3
10,621
5
115
10,5
113,302
111,462
10,177
-1,728
-2
10,553
6
115
11
110,646
100,901
9,651
-6,888
-7
11,025
Таблица 33 — Проверка достаточности регулировочного диапазона РПН трансформаторов в режиме наименьших нагрузок
П/ст
Uв ном, кВ
Uн ном, кВ
Uв, кВ
UНВ, кВ
UНфакт, кВ
nрасч
nфакт
Uн отр, кВ
1
115
10,5
114,194
112,396
10,262
-2,604
-3
10,841
2
115
10,5
114,483
111,812
10,209
-1,555
-2
10,586
3
115
10,5
114,630
112,241
10,248
-2,759
-3
10,826
4
115
10,5
112,882
111,047
10,139
-3,953
-4
10,916
5
115
10,5
113,832
112,001
10,226
-2,999
-3
10,803
6
115
11
113,217
111,255
10,642
-3,745
-4
11,458
Таблица 34 — Проверка достаточности регулировочного диапазона РПН трансформаторов в послеаварийном режиме
П/ст
Uв ном, кВ
Uн ном, кВ
Uв, кВ
UНВ, кВ
UНфакт, кВ
nрасч
nфакт
Uн отр, кВ
1
115
10,5
113,474
111,665
10,159
-1,629
-2
10,575
2
115
10,5
113,705
111,332
10,165
-1,792
-2
10,545
3
115
10,5
114,427
112,033
10,229
-2,967
-3
10,806
4
115
10,5
111,977
110,128
10,055
-2,38
-3
10,622
5
115
10,5
113,302
109,429
9,991
-2,721
-3
10,555
6
115
11
105,896
103,798
9,928
-5,472
-5
10,898
8. Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи электрической энергии
Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого суммируем потоки активной и реактивной мощности на головных участках для режима наименьших нагрузок:
Определяем потребляемую активную и реактивную мощность из системы:
,
,
МВт,
Мвар.
Определяем реактивную мощность энергосистемы:
,
Мвар.
Т. к. , то принимаем решение увеличить общее количество компенсирующих устройств на:
; штук
Компенсирующие устройства следует увеличить на подстанциях ближайших к РПП. Таким образом увеличиваем КУ на подстанциях 1 и 6, тогда реактивная мощность, потребляемая на этих подстанциях после уменьшения КУ составит:
Мвар;
Мвар;
Тогда общее количество КУ составит 151+12=163
Определение себестоимости передачи электрической энергии
Pmax = 110,8 МВт — мощность потребляемая из сети в режиме наибольших нагрузок.
Pmin = Pmax •0,5 = 55,4 МВт — мощность потребляемая из сети в режиме наименьших нагрузок.
?Pmax = 4,207 МВт — потери активной мощности в линиях в режиме наибольших нагрузок.
?Pmin = 0,939 МВт — потери активной мощности в линиях в режиме наименьших нагрузок.
Тнб = 5300 число часов использования максимума
Определим число часов работы с максимальной нагрузкой, и число часов работы с минимальной нагрузкой.
Pmax•Tmax = Pmax •tmax + Pmin •tmin
tmax + tmin = 8760.
110,8•5300 = 110,8• tmax + 77,56•tmin;
tmax + tmin = 8760.
Число часов работы с максимальной нагрузкой tmax = 1840 ч,
Число часов работы с минимальной нагрузкой tmin = 6920 ч.
Потери электроэнергии в сети:
?W = ?Pmax • tmax + ?Pmin • tmin,
?W = 4,207•1840 + 0,939•6920 = 14238,76 МВт•ч.
Полезный отпуск энергии в сеть:
Wп = Pmax • tmax + Pmin • tmin,
Wп = 110,8•1840 + 55,4•6920 = 587240 МВт•ч.
Вся энергия, отпущенная в сеть за год:
W = ?W + Wп,
W = 14238,76 + 587240 = 601478,76.
Издержки на потери энергии:
И?W = ?W•с,
И?W = 14238,76 • 2 = 28477,52 тыс. руб.
Стоимость КУ:
КЗ = КУД • QКУ • n • 60,22
КЗ = 450 • 0,4 • 163 • 60,22 = 1766854,8 тыс. руб.
количество выключателей на стороне низшего напряжения подстанции:
n6,10 =,
где: — нагрузка на ПС (с учетом изменения количества КУ),
— мощность одного фидера.
,
,
,
,
.
Стоимость выключателей:
Тогда дисконтированные Издержки составят:
Себестоимость переданной потребителям энергии составит:
.
КПД спроектированной сети составит:
%
Заключение
В выполненной курсовой работе была спроектирована сеть для электроснабжения промышленного района.
В качестве исходных данных были заданы электрические нагрузки потребителей, представленные в виде активной мощности в часы максимума и коэффициента мощности, а также категория потребителей по требуемой надежности электроснабжения. Также было задано географическое расположение потребителей и источников питания.
В ходе проектирования были составлены варианты сети и рассчитаны потокораспределения в них; определены экономически целесообразные напряжения и сечений проводов для линий с учетом технических ограничений; произведено технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них наиболее оптимального; расчет основных режимов проектируемой сети; Издержки ДИ = 3681021,8 тыс. руб.;
— себестоимость передаваемой энергии C0 = 9,46 коп/кВт •ч;
— КПД сети ? = 97,63%.
Список использованных источников
1 Хусаинов И.М. Примеры расчетов электрических сетей: Учебное пособие для студентов специальности 100400 и направления 551700. Саратов: СГТУ. 1998 94 с.
2 Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989. 592 с.
3 Выбор номинального напряжения и конфигурации схемы электрической сети: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» / Сост. В.И. Мошкин. — Курган: Изд-во КГУ, 2004. — 24 с.
4 Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия. Ч.1: Методические указания к курсовому проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» / Сост. В.И. Мошкин, Н.С. Деркач, Т.А. Стрижова. — Курган: Изд-во КГУ, 2005. — 55 с.
5 Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия. Ч. 2: Методические указания к курсовому проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» / Сост. В.И. Мошкин, Н.С. Деркач, Т.А. Стрижова- Курган: Изд-во КГУ, 2006. — 31 с.
6 Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Методическое пособие по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» для студентов специальностей 100200 — Электроэнергетические системы и сети, 100100 — Электрические станции, 210400 — Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем очной, заочной и заочной в сокращенные сроки форм обучения / Сост. С.С. Ананичева, А.Л. Мызин, С.Н. Шелюг — Екатеринбург: Изд-во УГТУ-УПИ, 2005. -52 с.
]]>