(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование распределительной электрической сети Дальнего Востока
Министерство образования и науки Русской Федерации
Федеральное государственное экономное образовательное учреждение высшего проф образования
Амурский Муниципальный Институт (ФГБОУ ВПО «АмГУ»)
Факультет Энергетический
Кафедра Энергетики
Направление подготовки 140400.62 — Электроэнергетика и электротехника
Профиль ? электронные станции
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему: Проектирование распределительной электронной сети Далекого Востока
по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети»
Исполнитель
студент группы 142об1
Е.А. Шевченко
Благовещенск 2014
Реферат
Электронная сеть, номинальное напряжение, компенсирующие устройства, силовые трансформаторы, продолжительно допустимый ток, провода, действенная мощность.
Цель работы — по данным начальным величинам создать восемь вероятных вариантов электронной сети для электроснабжения потребителей А — Ж, высчитать рациональное напряжение и на базе этого расчета принять номинальное напряжение в рассматриваемой сети, провести компенсацию реактивной мощности, избрать силовые трансформаторы на подстанциях проектируемой сети и методы регулирования напряжения. Для передачи электронной энергии избранного номинального напряжения нужно произвести выбор проводов, выдерживающих прохождение по ним длительно-допустимых токов.
Базу методологии расчетов составляет способ расчета режима по данным начала.
На базе имеющихся расчетных значений электронных величин и характеристик был произведен выбор 2-ух конкурентно способных вариантов и для произведен их экономический расчет, также расчет наибольшего, малого и послеаварийного режимов с внедрением программки RastrWin 3 для 1-го из их.
Содержание
Введение
1. Климатическая и географическая черта района
1.1 анализ источников питания
1.2 Главные климатические и географические свойства
2. Разработка конкурентноспосодных вариантов электронной сети
2.1 Разработка 8 вариантов конфигурации электронной сети
2.2 Выбор 4 вариантов конфигурации сети
2.3 Выбор типов схем РУ подстанций
2.4 Выбор 2-ух конкурентоспособных вариантов
конфигурации электронной сети
2.5 Расчет облегченного потокораспределения активной мощности и выбор номинального напряжения
2.6 2.7 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
2.8 Выбор сечений проводников
2.9 Конструктивное выполнение электронной сети
3. Выбор рационального варианта электронной сети
3.1 Расчёт финансовложений
3.2 Расчёт эксплуатационных издержек
3.3 Определение среднегодовых эксплуатационных издержек
4. Расчет и анализ установившихся режимов
4.1 Расчет наибольшего режима
4.1.1 Расчет наибольшего режима ручным методом
4.1.2 Расчет наибольшего режима в ПВК RastrWin 3
4.1.3 Расчет послеаварийного режима в ПВК RastrWin 3
5. Регулирование напряжения в сети
5.1 Регулирование напряжения в наивысшем режиме
6. Технико-экономические характеристики проекта
Заключение
Библиографический перечень
определения, обозначения, сокращения
БК — батареи конденсаторов;
ВЛ — воздушная линия;
ГОСТ — муниципальный эталон;
ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) — гидравлическая электростанция;
ИП — источник питания;
КУ — компенсирующие устройства;
ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) — линия электропередач;
ОРУ — открытое распределительное устройство;
ПС — подстанция;
РУ- распределительное устройство;
РУВН — распределительное устройство высшего напряжения;
РУСН — распределительное устройство среднего напряжения;
ТЭС — термическая электростанция.
Введение
Электроэнергетика — это всеохватывающая ветвь хозяйства, которая включает в собственный состав ветвь по производству электроэнергии и передачу ее до пользователя.
Электроэнергетика является важной базисной отраслью индустрии Рф. От уровня ее развития зависит все народное хозяйство страны, также уровень развития научно-технического прогресса в стране. Надежное и действенное функционирование электроэнергетики, бесперебойное снабжение потребителей — база поступательного развития экономики страны и неотъемлемый фактор обеспечения цивилизованных критерий жизни всех ее людей. Электроэнергетика является элементом ТЭК. ТЭК Рф является сильной экономико-производственной системой. Он определяющим образом влияет на состояние и перспективы развития государственной экономики, обеспечивая 1/5 производства валового внутреннего продукта, 1/3 размера промышленного производства и доходов консолидированного бюджета Рф, приблизительно половину доходов федерального бюджета, экспорта и денежных поступлений.
В истинное время электроэнергетика переживает состояние острого кризиса. Есть большие препятствия и нерешенные трудности, не дозволяющие форсировать процесс русских реформ. Это, до этого всего — затянувшийся системный кризис экономики страны, вызвавший суровые перебои в системе валютного воззвания и финансировании отрасли.
Одним из принципов размещения электроэнергетики на современном шаге развития рыночного хозяйства является стройку в большей степени маленьких по мощности термических электростанций, внедрение новейших видов горючего, развитие сети далеких высоковольтных электропередач.
Электронная сеть является главным компонентом электроэнергетики. Сеть электроснабжения свойственна тем, что связывает территориально удалённые пункты источников и потребителей. Это осуществляется с помощью полосы электропередачи — особых инженерных сооружений, состоящих из проводников электронного тока, сооружений для размещения и прокладки (опоры, эстакады, каналы), средств изоляции (навесные и опорные изоляторы) и защиты (грозозащитные тросы, разрядники, заземление).
Целью проектирования электронных сетей является обеспечение действенной и надежной схемы энергоснабжения потребителей.
Главные задачки проектирования электронных сетей:
1. расчет и прогнозирование электронных нагрузок на базе теории вероятности;
2. составление балансов активных и реактивных мощностей;
3. разработка конкурентных вариантов развития либо реконструкции электронной сети;
4. проектирование полосы электропередачи;
5. расчет и анализ установившихся режимов;
6. организация релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи;
7. оптимизация характеристик режима;
Проектирование осуществляется по известному обоюдному географическому расположению источников питания и пт приема электроэнергии, погодных и географических особенностей района проектирования, длительности использования большей перегрузки. В проекте применим такие способы, как:
— расчёт и прогнозирование электронных нагрузок;
— технический анализ вариантов конфигураций электронной сети.
Данный проект предугадывает проектирование электроэнергетической сети на примере Приморского края, энергетическая ветвь которого имеет огромные перспективы предстоящего развития.
Для облегчения расчета в проекте будут применены промышленные программки: «Расчёт нагрузок» и «Mathcad 14».
1. Черта района проектирования электронной сети
1.1 анализ источников питания
В качестве источников питания проектируемой распределительной сети центра Приморского края выбраны подстанция «Уссурийск-2» и ВТЭЦ-2.
Подстанция «Уссурийск-2» мощностью 688 МВА находится в эксплуатации около 40 лет и участвует в транзите электроэнергии от Приморской ГРЭС на юг Приморского края. От размеренной работы подстанции зависит надежность электроснабжения таковых больших потребителей региона, как Уссурийский локомотиворемонтный завод, ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Спасскцемент», объекты Дальневосточной жд магистрали и остальных.
Схема подстанции «Уссурийск-2» показана на рисунке 1. На местности ПС «Уссурийск-2» находится четыре распределительных устройства на 6, 35, 110, 220 кВ. РУ 110 кВ выполнено по схеме две секционированные системы шин с обходной. В РУ имеются 1 обходной, 13 рабочих, 1 секционный, 8 линейных и 5 трансформаторных выключателей.
К плюсам данной схемы можно отнести взаимозаменяемость выключателей, другими словами при отказе 1-го из их его может продублировать обходной выключатель, возможность резвого восстановления питания методом переключения на неповрежденную систему шин, высочайшая ремонтопригодность. К недочетам данной схемы можно отнести тот факт, что из-за огромного количества присоединений появляются аварийные ситуации, связанные с неверными действиями при оперативных переключениях.
РУ 220 кВ выполнено по схеме две рабочие и обходная системы шин. В РУ находятся 5 рабочих, 1 секционный, 3 линейных, 2 трансформаторных выключателя. РУ 35 и 6 кВ выполнены по схеме одна секционированная система шин.
Основным достоинством схемы будет то, что при отказе 1-го из выключателей все присоединения остаются в работе. Последующим плюсом данной схемы является её высочайшая надежность, потому что даже при повреждении на шинах все цепи остаются в работе. Операции с разъединителями существенно меньше, чем в схемах с рабочими системами шин.
К большенному недочету можно отнести отключение недлинного замыкания 2-мя выключателями, что наращивает число действий с выключателями. Так же к минусам можно отнести усложнение цепей релейной защиты и повышение количества выключателей в цепи, что ведет к удорожанию цены распределительного устройства.
ВТЭЦ-2 обеспечивает электроэнергией и теплом наиболее 60 процентов всех потребителей во Владивостоке. Численность коллектива станции составляет практически 900 человек 10-ов различных профессий. В декабре 2010 года ВТЭЦ-2, как и остальные станции ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Дальэнерго»: Артёмовская ТЭЦ и Партизанская ГРЭС, — вошла в новейший филиал энергокомпании Примгенерация. Распределительные устройства ВТЭЦ-2 110, 220 кВ выполнены по схеме — две рабочие и обходная системы шин. Основная схема подстанции показана на рисунке 2. В РУ 110 кВ имеются 1 обходной, 11 рабочих, 1 секционный, 5 линейных и 6 трансформаторных выключателей. На подстанции установлено 2 трехобмоточных трансформатора и 3 двухобмоточных транформатора. В РУ 220 кВ находятся 4 рабочих, 1 обходной, 1 линейных, 3 трансформаторных выключателя. На подстанции установлено 2 двухобмоточных трансформатора.
1.2 Главные климатические и географические свойства нужные для проектирования электронной сети
Приморский край занимает юго-восточную окраину Рф. Он размещен в самой южной части Далекого Востока на берегу Японского моря.
В рельефе Приморского края верно выделяются две горные системы (Восточно-Маньчжурская и Сихотэ-Алинь), также Приханкайская равнина. Сихотэ-Алинь, включающая в себя бессчетные горные ряды и обособленные возвышенности, составляет около 70 % всей Приморской местности. Средняя высота данной нам системы над уровнем моря около 500-100м.
Земли в районе расположения буротаежные, болотистые. Глубина промерзания 1,85 м. 1-ый слой земли занимают суглинки маловлажные (1,5 м), 2-ой слой — пески (до 7 м).
Средняя температура в зимнюю пору составляет -20 0С, в летнюю пору + 17,7 0С.
Малая температура в январе месяце составляет -45 0С, наибольшая температура в июле месяце составляет +28 0С.
В границах береговой зоны скорости ветра в зимнюю пору значительны. Так, средние скорости ветра составляют везде наиболее 5 м/сек, достигая местами на открытых участках 10 м/сек. Высокоскоростной больший нормативный напор ветра равен 650 Па. Район по ветру — IV. Преобладающее направление ветров — северо-западное.
Район по гололеду — IV. температура при образовании гололеда -10С.
Среднегодовая длительность гроз на избранной местности составляет от 10 до 20 часов.
2. Разработка конкурентных вариантов электронной сети
2.1 Разработка 8 вариантов конфигурации электронной сети
По точкам обоюдного расположения подстанций и источников питания разрабатываются разные варианты конфигурации электронной сети с учетом последующих принципов:
1) В разомкнутых сетях нужно исключить оборотные перетоки мощности;
2) В замкнутых сетях должен быть один класс номинального напряжения;
3) Разветвление электронной сети целенаправлено созодать на подстанциях;
4) нужно учитывать, что кольцевые сети наиболее надежны и комфортны в обслуживании, но имеют завышенный уровень утрат. Разомкнутые сети наиболее ординарны в выполнении имеют наименьший уровень утрат, но наименее надежны;
5) При разработке вариантов нужно применять наиболее обыкновенные схемы распределительных устройств подстанций;
6) Любой вариант сети должен соответствовать требованиям по надежности электроснабжения собственных потребителей;
Любой вариант должен вычерчиваться в масштабе с указанием числа цепей и длин линий под ними.
2.2 Выбор 4 вариантов конфигурации сети для предстоящего анализа
Из всех составленных вариантов нужно избрать 4 варианта конфигурации сети методом их сопоставления. Для этого все варианты сетей мы разбиваем попарно, руководствуясь схожестью их конфигурации и избираем тот вариант, который владеет большей надежностью и большей экономичностью: меньшей длиной линий либо минимальным числом выключателей в цепях линий и распределительных устройств.
Ниже на рисунках приведены 4 избранных варианта, также подробное описание к ним.
Набросок 1 — Схемы 1 (слева) и 2 (справа).
Набросок 2 — Схемы 3 (слева) и 4 (справа).
Схема 1 характеризуется наличием 2-ух связей меж источниками питания: через подстанции В, Г и А, Д, Ж соответственно. Подстанции Б и Е — тупиковые и питание к ним подводится по двухцепным ВЛ.
В схеме 2 связь меж источниками питания осуществляется через подстанции Е, Б и А, Д, Ж. Подстанции В и Г питаются по двухцепной полосы.
В схеме 3 реализована связь меж источниками питания через подстанции Е, Б, Г и Д, Ж. Подстанция Б запитана по двухцепной ВЛ. Подстанция В питается по двухцепной полосы.
Схема 4 характеризуется наличием 2-ух тупиковых подстанции А и Е, связь источников питания осуществляется через подстанции В, Г и Д, Ж.
2.3 Выбор типов схем РУ подстанций
При выбирании схем РУ подстанций нужно учесть число пригодных к подстанции линий, класс номинального напряжения и требования по надежности электроснабжения потребителей. Так же следует учесть стоимость подстанции, что бы она была мало вероятная. Для этого нужно выбирать более облегченные схемы подстанции, с минимальным количеством выключателей.
Данным требованиям и вариантам сети данного курсового проекта будут отвечать последующие схем РУ:
1) Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны полосы. Применяется для тупиковых либо ответвительных двухтрансформаторных подстанций, питаемые по двум линиям на напряжение 35-220 кВ.
Набросок 3 — Схема: сдвоенный блок линия — трансформатор
2) Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы. Применяется для проходных подстанций на напряжение 35-220 кВ.
Набросок 4 — Схема: мостик с выключателями в цепях линий
Избранные распределительные устройства для проектируемой сети покажем в таблице 1.
Таблица 1 — Типы распределительных устройств.
ПС
Распределительные устройства
Схема №1
Схема №2
Схема №3
Схема №4
А
Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Б
Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
В
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Г
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Д
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Е
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Ж
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны полосы.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы.
2.4 Выбор 2-ух конкурентоспособных вариантов конфигурации электронной сети
Выбор 2-ух конкурентоспособных вариантов конфигурации электронной сети от суммарной длины полосы и количества выключателей.
Определим суммарную длину полосы в одноцепном выполнении с учетом коэффициента трассы. Для Приморского края принимаем коэффициент трассы равный 1,2.
Суммарная длина линий для варианта 1, км
км
Суммарная длина линий для варианта 2, км:
км
Суммарная длина линий для варианта 3, км
км
Суммарная длина линий для варианта 4, км:
км
Рассчитаем количество выключателей для каждой подстанции и суммарное число выключателей в любом варианте сети с учетом выключателей, через которые проектируемая сеть подключается к источникам питания.
В схеме мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны полосы находится 3 выключателя.
В схеме два блока с выключателями с неавтоматизированной ремонтной перемычкой со стороны полосы находится 2 выключателя.
Для удобства нужные нам данные сведем в таблицу 2.
Таблица 2 — Длины линий и количество выключателей для всех вариантов
Номер варианта
Суммарная длина линий, км
Суммарное число выключателей
1
342,689
27
2
336,751
27
3
352,216
27
4
358,154
27
2.5 Расчет облегченного потокораспределения активной мощности и выбор номинального напряжения в любом из 4 вариантов
задачка сводится к определению номинального напряжения в любом из вариантов. Напряжение мы можем определять как по номограммам, так и по эмпирическим формулам. В данном курсовом проекте для определения напряжения мы будем воспользоваться формулой Илларионова, которая применяется на напряжение 35 кВ и выше. Для определения напряжения нужно знать длину полосы всякого участка сети и потоки наибольшей активной мощности по линиям. Разглядим пример расчета на схеме №1.
Рассчитаем потоки наибольшей активной мощности по линиям, МВт:
Рассчитаем рациональное напряжение в проектируемой сети по формуле Г.А. Илларионова [1, с.553]:
; кВ (1)
и получим:
При всех расчетах мы учитывали, что подстанции, соединенные в кольцо имеют однообразное напряжение, потому потоки активной мощности и рациональное напряжение числились лишь на головных участках.
Расчетные значения приведены в таблице 3.
Таблица 3 — Номинальные напряжения
Номер варианта
Участок
Длина участка, км
Потоки наибольшей активной мощности, МВт
Рациональное напряжение, кВ
Номинальное напряжение, кВ
1
ИП1-А
29.516
92.586
150.856
110
ИП1-Б
74.67
15.074
76.129
110
ИП2-В
41.742
25.652
95.591
110
ИП1-Г
26.4
45.498
116.336
110
ИП2-Д
26.4
103.392
152.287
110
ИП2-Е
37.335
9.647
60.575
110
2
ИП1-А
29.516
92.586
150.856
110
ИП1-Б
37.335
21.586
87.262
110
ИП1-Г
52.8
24.119
94.02
110
ИП2-Д
26.4
103.392
152.287
110
ИП2-Е
18.668
28.245
93.131
110
3
ИП1-А
59.032
39.688
118.294
110
ИП1-Ж
52.8
35.518
111.904
110
ИП2-В
83.484
11.456
66.784
110
ИП1-Г
26.4
53.578
109.454
110
ИП2-Д
26.4
81.084
141.745
110
ИП2-Е
18.668
44.102
123.466
110
4
ИП1-А
59.03
39.688
127,1
110
ИП1-Б
37.335
57.195
139,1
110
ИП2-Д
26.4
81.084
124,1
110
ИП2-В
41.593
44.103
102,4
110
ИП2-Е
37.335
9.647
60.575
110
ИП1-Ж
52.8
35.518
113,7
110
Анализируя приобретенные расчеты для предстоящего анализа избираем схему 1 как более экономную в плане цены ВЛ и схему 2 как более экономную в плане количества выключателей и величины утрат в связи с номинальным напряжением 220 кВ.
2.6 В согласовании с приказом №893 от 11 декабря 2006 года: «отсутствие КРМ приводит к увеличению потоков реактивной мощности, росту утрат, росту тарифов, понижению маневренности режимами работы сетей, к ухудшению свойства электронной энергии и надежности электроснабжения потребителей».
Компенсирующие устройства инсталлируются на стороне низкого напряжения, потому максимально допустимый коэффициент реактивной мощности принимаем равным 0,4. Для расчетов нам нужно сопоставить этот коэффициент с данным и избрать меньший.
До этого, чем найти мощности устанавливаемых на подстанциях КУ, нужно избрать по какому коэффициенту мощности будет выполняться выбор компенсирующих устройств. Это быть может балансирующий коэффициент tgбал, выбирающийся из условия равенства коэффициентов мощности на шинах 10 кВ подстанции, или экономический коэффициент tgэк, обеспечивающий минимум суммарных утрат мощности в схеме. значения для tgэк для всякого уровня напряжения приведены в задании.
Таковым образом, нам нужно отыскать экономически целесообразный коэффициент мощности, удовлетворяющий требованиям минимума суммарных утрат мощности в сети. Он выходит путём сопоставления tgбал с tgэк.
Производится расчет баланса реактивной мощности, в итоге которого определяется балансирующий тангенс tgбал.
(2)
где — коэффициент одновременности больших реактивных нагрузок потребителей 0,98;
— количество пт употребления электроэнергии;
— суммарные утраты реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах;
— утраты реактивной мощности в полосы;
— реактивная мощность, генерируемая линией.
Утраты реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах подсчитываются по формуле:
(3)
Где — наибольшая мощность на подстанции, которая определяется по формуле:
(4)
Для воздушных линий 110 кВ допускается на данной нам стадии расчета принимать равными величины утрат и генерации реактивной мощности. Для сетей с номинальным напряжением 220 кВ целесообразен расчет утрат реактивной мощности и зарядной мощности линий. Для оценки утрат реактивной мощности в воздушных линиях 220 кВ удельное реактивное сопротивление полосы быть может принято равным 0,42 Ом/км, а удельная генерация реактивной мощности qc=0,14 МВар/км. При всем этом следует учесть количество цепей воздушной полосы.
Дальше находим суммарную генерацию от источников питания на примере схемы 1:
Считаем суммарную мощность компенсирующих устройств
= —
Если окажется > 0 то нужно избрать КУ, если же окажется < 0 то установка КУ не требуется.
При известной суммарной мощности КУ можно отыскать балансирующий тангенс по формуле:
(5)
Для последующих расчетов принимаем наименьший из tgэк и tgбал.
Определяем требуемую мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции. Эти мощности будут схожими для 2-ух схем, потому что расчёт обоих схем ведем по tgэк для зимы и лета соответственно:
Для выбора компенсирующих устройств нужно вычислить фактическую мощность для каждой из подстанций для зимы и лета:
Из фактических значений зимы и лета находим ном , они являются обычными справочными величинами.
Подбираем количество БК приблизительно близкое к данному значению по последующей формуле:
, (6)
где nку — количество устанавливаемых батарей конденсаторов;
Sку — мощность батарей конденсаторов, МВА.
Нескомпенсированную реактивную мощность находим как:
, Мвар. (7)
Аналогичным образом рассчитываем мощности для других подстанций, как для зимнего, так и летнего максимумов. Результаты расчетов занесены в таблицу 4. Необходимо подчеркнуть, что по результатам расчетов требуемая мощность КУ в летнее время для большинства подстанций отрицательная, как следует в компенсации нет необходимости. Для других подстанций установка остальных устройств также не требуется, потому что приобретенные значения меньше нужных в зимнее время, а сами батареи имеют возможность регулирования (ступень регулирования указана в марке КУ).
Таблица 4 — ПС
Тип КУ
Мощность, Мвар
количество
А
9.604
УКРЛ(П)56-10,5-1800-300 У3
1.763
4
2.4
14.66
Б
0,995
УКРЛ(П)56-10,5-1800-150 У3
1.809
2
1.2
6.21
В
2.268
УКРЛ(П)56-10,5-4050-150 У3
4.124
2
1.2
6.06
Г
0,796
УКРЛ(П)56-10,5-150-300 У3
1.447
2
1.8
9.17
Д
12.88
УКРЛ(П)56-10,5-2250-300 У3
2.319
4
2.4
30.25
Е
3.184
УКРЛ(П)56-10,5-600-300 У3
5.788
3
2.7
3.34
Ж
3.184
УКРЛ(П)56-10,5-300-150 У3
1.061
2
1.2
4.81
2.7 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
Мощность силовых трансформаторов определяется из суммы средней активной мощности и нескомпенсированной реактивной мощности. количество трансформаторов на подстанции определяется согласно группы по надежности потребителей, в случае 1 и 2 группы на подстанции обязано быть установлено не наименее 2-ух трансформаторов. В случае трагедии на одном из их, 2-ой должен обеспечивать пользователя полной мощностью.
Для выбора трансформатора из каталога нужно высчитать его расчетную мощность, МВА:
, (8)
где n — число трансформаторов, устанавливаемых на подстанции;
КЗ — коэффициент загрузки (принимается равным 0,7);
РСРi — среднее
Qнескi — нескомпенсированная мощность в зимний период.
Опосля выбора трансформатора его нужно проверить по коэффициентам загрузки в номинальном и послеаварийном режимах работы.
, (9)
Приобретенное значение номинального коэффициента загрузки не обязано выходить за границы интервала 0,45 — 0,7.
Проверку трансформаторов осуществляем по средней летней перегрузке на подстанциях:
. (10)
Так же рассчитываем коэффициент загрузки в послеаварийном режиме.
Все расчеты сведем в таблицы 5 и 6:
Таблица 5 — Выбор трансформаторов для схемы № 1
ПС
Sрасч, МВа
Sтр, МВа
kз
kз.п/ав
Марка
А
26.991
25
0.756
1.512
ТДН — 25000/110
Б
18.485
25
0.518
1.035
ТДН — 25000/110
В
14.309
16
0.626
1.252
ТДН — 16000/110
Г
29.45
40
0.515
1.0311
ТДН — 40000/110
Д
35.665
40
0.624
1.248
ТДН — 40000/110
Е
11.73
16
0.513
1.026
ТДН- 16000/110
Ж
16.161
40
0.283
0.566
ТДН — 40000/110
Таблица 6 — Выбор трансформаторов для схемы № 2
ПС
Sрасч, МВа
Sтр, МВа
kз
kз.п/ав
Марка
А
26.991
25
0.756
1.512
ТДН — 25000/110
Б
18.485
25
0.518
1.035
ТДН — 25000/110
В
14.309
16
0.626
1.252
ТДН — 16000/110
Г
29.45
40
0.515
1.031
ТДН — 40000/110
Д
35.665
40
0.624
1.248
ТДН — 40000/110
Е
11.73
16
0.513
1.026
ТДН- 16000/110
Ж
16.161
40
0.283
0.566
ТДН — 40000/110
2.9 Выбор сечений проводников
Одним из принципиальных характеристик полосы является размер сечения провода. Чем больше сечение, тем больше издержки на сооружение ВЛЭП и амортизационные отчисления.
Выбор сечения проводов делается способом экономических токовых интервалов. Проверка пригодности избранных сечений проводов делается расчетом послеаварийного режима.
Расчетное
, (11)
где — расчётный ток, А;
— наибольший ток, А;
— коэффициент, учитывающий изменение тока по годам эксплуатации;
— коэффициент, учитывающий число часов использования большей перегрузки и коэффициент попадания перегрузки в максимум энергосистемы (Тм).
Для воздушных линий 110 — 220 кВ, принимается равным 1,05.
Принимаем равным 1.
Наибольший ток в воздушных линиях меж подстанциями рассчитывается по формуле:
, (12)
где — наибольший ток, кА;
, — потоки активной наибольшей и наибольшей нескомпенсированной реактивной мощности, передаваемой по полосы в зимний период, МВт, Мвар;
— количество цепей;
— номинальное напряжение, кВ.
Потоки мощности на участках сети для всякого из вариантов посчитаны ранее. Марку проводов избираем лишь для головных участков, как более загруженных. Для всех других участков марки проводов выбираются такие же, как и на головных участках, чтоб обеспечить послеаварийный режим.
Таблица 7 — Расчетные токи ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) для схемы 1
Участок сети
Расчетный ток, А
ИП1-А
43
ИП1-Б
27
ИП1-В
157
ИП2-Г
552
ИП1-Д
27
ИП2-Ж
43
Таблица 8 — Расчетные токи ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) для схемы 2
Участок сети
Расчетный ток, кА
ИП1-А
36
ИП1-Б
112
ИП2-Г
71
ИП2-Ж
290
ИП2-Е
112
Покажем избранные сечения проводников в любом из 2-ух вариантов.
Таблица 9 — Расчетные токи и сечения ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) для схемы 1
Участок сети
Марка провода
Продолжительно-допустимый ток, А
ИП1-А
АС-240/32
579
ИП1-Б
АС-95/11
45
ИП2-В
АС-95/11
164
ИП2-Г
АС-95/11
164
ИП1-Д
АС-240/32
579
ИП2-Ж
АС-240/32
579
Таблица 10 — Расчетные токи и сечения ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) для схемы 2
Участок сети
Марка провода
Продолжительно-допустимый ток, кА
ИП1-А
АС-240/32
290
ИП1-Б
АС-240/32
160
ИП2-Г
АС-95/11
68
ИП2-В
АС-95/11
36
ИП2-Ж
АС-240/32
290
2.9 Конструктивное выполнение электронной сети
По избранной марке провода, и исходя из районирования погодных критерий: условия местности страны по толщине гололедных образований, ветровому давлению, грозовой активности, интенсивности «пляски» проводов, рельефу местности избираем унифицированные опоры.
При применении унифицированных опор на ВЛ употребляется различная линейная арматура: для крепления проводов к штыревым либо навесным изоляторам, сцепки изоляторов в гирлянды, крепление изоляторов к опорам, подвески к опорам молниезащитных тросов и др. выбор арматуры делается в согласовании с ее определенным предназначением, номинальным напряжением ВЛ, зависимо от марок проводов и их числа в расщепленных фазах, от марок молниезащитных тросов и т.д.
Выбор изоляторов для поддерживающих и натяжных гирлянд делается зависимо от усилий, работающих по оси гирлянды в обычных и аварийных режиме, возникающего при обрыве провода и назначаемых коэффициентов припаса прочности.
В данном курсовом проекте примем к установке железные опоры, в каких главные конструктивные элементы опор изготовляются из стали марки ВМ Ст 3.
3. Выбор рационального варианта электронной сети
При технико-экономическом сопоставлении сопоставляются лишь допустимые по техническим требованиям варианты, другими словами такие, в каких пользователь получает подходящую электроэнергию данного свойства при данной степени надежности.
Ранее были выбраны варианты схем сети №1 и №2. На данном шаге из их нужно избрать лучший по технико-экономическим показателям. Сравнение вариантов осуществляется в итоге расчетов сравнительной экономической эффективности серьезных вложений. Экономическим аспектом, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных издержек, вычисляемых по формуле:
З = Е•К + И, (13)
где Е — норматив дисконтирования, принимаемый равным 0,1 1/год;
К — серьезные вложения, руб., нужные для сооружения сети;
И — эксплуатационные Издержки, руб./год.
3.1 Расчёт финансовложений
Применительно к электронным сетям серьезные вложения состоят из серьезных вложений на сооружение подстанций (КПС) и серьезных вложений на сооружение линий (КЛ):
К = КПС + КЛ (14)
Серьезные вложения на сооружение подстанций:
КПС = (КПОСТ + КОРУ + КТР + ККУ), (15)
где КПОСТ — неизменная часть издержек;
КОРУ — издержки на сооружение ОРУ;
КТР — Издержки на покупку силовых трансформаторов/2, стр 346/;
ККУ — Издержки на компенсирующие устройства.
Серьезные вложения на сооружение линий:
КЛ = К0•lТР, (16)
где К0 — удельные Издержки на сооружение 1 км полосы, руб./км.
Расчёт финансовложений будем проводить по укрупненным стоимостным показателям. Цены на основное оборудование будем брать на 2009 г. с учетом коэффициента Стоимость трансформаторов берём по укрупнённым стоимостным показателям зависимо от номинальной мощности, также учтем, что на каждой подстанции установлено два трансформатора. Финансовложения на сооружения подстанций найдём суммированием всех издержек.
Дальше считаем финансовложения в линиях. Цены на стройку линий берём по укрупнённым стоимостным показателям, на один километр полосы, и умножаем на коэффициент 3.2 Расчёт эксплуатационных издержек
Эксплуатационные Издержки — это расходы нужные для эксплуатации оборудования, и сетей в течение 1-го года. Каждогодние издержки на эксплуатацию сети содержат в себе:
— Издержки на эксплуатацию и ремонт (ИЭ.Р);
— издержки на амортизацию (ИАМ);
— стоимость утрат электроэнергии (И?W).
Издержки на эксплуатацию и ремонт определяются по формуле:
, (17)
где ?тэоВЛ, ?тэоПС — нормы каждогодних отчислений на ремонт и эксплуатацию.
Нормы каждогодних отчислений для линий и подстанций будут равны ?рэоВЛ = 0,008; ?рэоПС = 0,059.
Издержки на амортизацию за рассматриваемый период службы (ТСЛ = 20 лет), находим по формуле:
(18)
Издержки цены утрат электроэнергии состоят из величины утрат и цены утрат электронной энергии:
, (19)
где — утраты электроэнергии, МВт•ч;
С?W — стоимость утрат 1 МВт•ч электроэнергии.
Стоимость утрат на данный момент времени составляет 1570 руб•кВт/ч, соответственно в МВт — 1,57 руб•МВт/ч
Утраты электронной энергии в элементах сети (полосы (?WЛ), трансформаторы (?WТР), компенсирующие устройства (?WКУ):
?W = ?WЛ + ?WТР + ?WКУ. (20)
Утраты в линиях:
, (21)
где — потоки среднеквадратичной активной мощности по полосы в зимнюю пору (в летнюю пору), МВт;
— потоки нескомпенсированной реактивной мощности по полосы в зимнюю пору (в летнюю пору), Мвар;
— активное сопротивление полосы, Ом;
— число зимних (летних) часов; = 4800 ч., = 3960 ч;
— утраты на «корону», МВт.
Активное сопротивление полосы определяется через удельное сопротивление r0 и длину трассы с учетом числа цепей n:
. (22)
Утраты на «корону» определяются через удельные утраты, длину трассы с учетом числа цепей n:
. (23)
Утраты в силовых трансформаторах:
(24)
где — действенная перегрузка в зимнюю пору (в летнюю пору), МВт;
— нескомпенсированная реактивная мощность в зимнюю пору (в летнюю пору), Мвар;
— активное сопротивление трансформатора, Ом;
— утраты активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, МВт;
п — количество трансформаторов на подстанции.
Утраты в компенсирующих устройствах:
, (25)
где — удельные утраты в КУ; = 0,003 МВт/Мвар;
, — мощность КУ соответственно в зимнюю пору и в летнюю пору, Мвар.
Определяем серьезные вложения (в расчетах используем укрупненные стоимостные характеристики).
Расчет серьезных издержек, издержек и среднегодовых расчетов для варианта схемы 1 и 2 и отражены в таблице 11.
Таблица 11 — Технико-экономические характеристики 2-ух вариантов
Показатель
Вариант 1
Вариант 2
Серьезные вложения, тыс. руб.
2706000
2671000
Издержки, тыс. руб.
228053
226005
Суммарные утраты, тыс. руб.
330200
336900
3.3 Определение среднегодовых эксплуатационных издержек и выбор рационального варианта сети
Среднегодовые приведённые Издержки находим по формуле (13). Резуль-таты расчета заносим в таблицу 12.
Таблица 12 — Среднегодовые Издержки.
Показатель
Вариант 1
Вариант 2
Среднегодовые издержки, тыс. руб.
498666
493070
Вывод: Для предстоящего расчета избираем схему № 2, рассчитанную в габаритах 110 кВ, т.к. она имеет наименьшие среднегодовые Издержки, наименьшие финансовложения и меньшие Издержки.
4. Расчет и анализ установившихся режимов
Целью расчета установившихся режимов является определение потоков мощности по участкам сети, напряжений в узлах, также утрат мощности в элементах сети. Основная задачка расчета верно избрать отпайки РПН и верно отрегулировать напряжения в наивысшем режиме.
Начальными данными для расчета режимов являются режимные свойства потребителей, конфигурация схемы сети, также характеристики её частей.
4.1 Расчет наибольшего режима
4.1.1 Расчет наибольшего режима ручным методом
1) Находим сопротивления линий по формуле [3, с.7-13]:
(26)
где — активное погонное сопротивление полосы, Ом/км;
— реактивное погонное сопротивление полосы, Ом/км;
— длина полосы, км.
Погонные активное и реактивное сопротивления избираем по таблице зависимо от сечения полосы и класса напряжения [4, с. 432].
2) Находим зарядные мощности линий:
(27)
где — погонная емкостная проводимость воздушной полосы, См/км.
Погонную емкостную проводимость определяем по таблицам [4, с.432]:
3) Определяем приведенную нагрузку в узлах:
(28)
где — мощность перегрузки, МВА;
— утраты мощности в силовом трансформаторе, МВА.
Мощность перегрузки:
. (29)
Утраты мощности в силовом трансформаторе:
, (30)
где — сопротивление трансформатора, Ом;
— утраты мощности холостого хода, МВА.
4) Определяем расчетную нагрузку узлов, МВА:
. (31)
5) Рассчитываем потокораспределение на различных участках сети. Для этого сначала находим потоки мощности на головных участках и рассчитываем потоки мощности в сети с обоесторонним питанием. Потом определяем потоки мощности в разомкнутых сетях.
6) Определяем напряжения в узлах по рассчитанным потокам мощности и известному напряжению источника питания.
(32)
Для обеспечения нужных режимов напряжения во всей распределительной сети должны выбираться централизованные средства регулирования напряжения, к которым относятся трансформаторы с РПН. Для определения добавки напряжения, создаваемой трансформатором с РПН, нужно избрать необходимое напряжение ответвлений (отпаек) РПН.
Определяем приведенное к стороне ВН напряжение стороны НН силового трансформатора:
(33)
где UВН — фактическое напряжение на стороне ВН, приобретенное в итоге расчета режима сети высочайшего напряжения, кВ;
— модуль падения напряжения в силовом трансформаторе, кВ.
Модуль падения напряжения в силовом трансформаторе:
. (34)
Определяем хотимый коэффициент трансформации:
, (35)
где — хотимое напряжение на стороне НН силового трансформатора, кВ.
Хотимый номер отпайки РПН для обеспечения требуемого значения напряжения на низкой стороне трансформатора:
(36)
где t* — шаг регулирования в относительных единицах.
Приобретенный номер отпайки округляем до наиблежайшего целого .
По отысканному определяется фактическое напряжение низкой стороны:
. (37)
По итогам проведенного расчета составляем таблицу 13.
Таблица 13 — Результаты расчета наибольшего режима
Подстанция
Номер отпайки
Фактическое напряжение, кВ
Хотимое напряжение, кВ
А
17
10,2
10,3
Б
8
10
10
В
12
10,4
10,4
Г
10
10,2
10,3
Д
16
10,22
10,2
Е
10
10,8
10,5
Ж
8
10
10,1
Таблица 14 — Потоки мощности в линиях
Ветки
Поток мощности сначала полосы, МВА
Поток мощности в конце полосы, МВА
Утраты мощности в полосы, МВА
ИП1-А
154.9+j117.58
150.09+j101.38
4.80+j16.21
ИП1-Б
21.25+j6.29
21.10+j5.98
0.15+j0.31
ИП1-Г
36.12+j13.05
34.39+j10.6
1.73+j2.45
ИП2-Д
65.102+j38.8
63.73+ j34.18
1.37+j4.62
ИП2-Е
35.38+j10.83
34.98+j9.97
0.404+j0.86
ИП2-В
16.67+j6.89
16.05+j6.01
0.62+j0.88
А-Ж
94.41+j80.31
90.66+j67.67
3.75+j12.64
Ж-Д
72.08+j62.33
63.73+j34.18
8.34+j28.16
Е-Б
21.46+j6.49
21.10+j5.98
0.36+j0.51
4.1.2 Расчет наибольшего режима при помощи ПВК RASTRWIN
ПВК RASTRWIN предназначен для решения задач анализа и синтеза, возникающих при исследовании установившихся режимов электроэнер-гетических систем (ЭЭС) и может употребляться при эксплуатации и проек-тировании.
В данном проекте он употребляется при расчетах установившихся режимов (наибольшего и послеаварийного).
Для задания начальных данных при расчете в RASTRWIN нужно заполнить таблицы, содержащую информацию по узлам и по веткам схемы.
4.2 Расчет послеаварийного режима
Послеаварийный режим — это наибольший режим сети, когда часть частей сети отключена, остальная часть находится в работе при пониженном напряжении источников питания.
Определим более загруженный головной участок, где, представим, может появиться обрыв полосы.
5. Регулирование напряжения в сети
5.1 Регулирование напряжения в наивысшем режиме
РПН — устройство для переключения ответвлений обмотки силового трансформатора под перегрузкой. Устройство РПН служит для регулирования напряжения на низшей (низших) напряжениях трансформатора, производится на стороне высочайшего напряжения (ниже токи, проще реализация). Регулирование напряжения может выполняться автоматом или вручную — дистанционно либо по месту.
Для определения добавки напряжения, создаваемой трансформатором с РПН (линейным регулятором), нужно избрать необходимое напряжение ответвлений (отпаек) РПН трансформатора либо линейного регулятора.
В данном пт дадим доброкачественную оценку избранным в прошлом разделе отпайкам для наибольшего режима.
Таблица 17 — Отпайки РПН трансформатора.
ПС
ПС А
ПС Б
ПС В
ПС Г
ПС Д
ПС Е
ПС Ж
№отп
17
8
12
10
16
10
8
6. Технико-экономические характеристики проекта
В данном разделе главной целью является оценить разработанный проект с учетом всех приобретенных результатов.
В особенности берутся в учет проделанные экономические расчеты. Все результаты по серьезным вложениям в проект, стоимость утрат электроэнергии, суммарные эксплуатационные Издержки и себестоимость передачи электроэнергии были приведены ранее в таблице 12.
2-ой вариант схемы оказался преимущественнее первого варианта.
Срок окупаемости определяется по формуле:
(39)
Проект является экономически целесообразным, потому что имеет маленькие финансовложения, допустимые Издержки, также настоящую на нынешний денек стоимость и себестоимость. Отметим, исходя из режима, что утраты электроэнергии будут ерундовы, если такую сеть подключить к уже имеющейся энергосистеме.
реактивный мощность трансформатор сеть
Заключение
В процессе выполнения курсового проекта была спроектирована электронная сеть, позволяющая обеспечить потребителей электроэнергией соответственного свойства с нужной надежностью.
Расчет выполнялся на базе формирования ряда вариантов конфигурации сети, владеющих отличающимися техническими и технико-экономическими чертами и показателями.
В проекте определены вероятностные свойства электронных нагрузок, определяющиеся с целью проектирования надежной и экономически прибыльной электронной сети.
Для всякого из конкурентоспособных вариантов выбраны элементы электронной сети (провода, трансформаторы, компенсирующие устройства).
По расчету приведенных издержек, серьезных вложений и эксплуатационных расходов был избран лучший вариант конфигурации.
В итоге расчетов установившихся режимов определены: утраты в линиях и силовых трансформаторах; определены фактические напряжения на высочайшей и низкой стороне с учетом регулирования РПН.
Библиографический перечень
1 Идельчик В.И. электронные системы и сети: учебник для вузов / В.И. Идельчик — М.: Энергоатомиздат, 2012. — 592 с.
2 Неклепаев Б.Н. Электронная часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учебное пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. — 5-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 2013. — 608 с.
3 Справочник по проектированию электронных сетей — под ред. Д.Л. Файбисовича — 4-е изд., перераб. и доп. — М. : ЭНАС, 2012. — 376 с.
4 Савина Н.В. электронные сети в примерах и расчетах / Н.В. Савина, Ю.В. Мясоедов, Л.Н. Дудченко. Учебное пособие. Благовещенск, Издательство АмГУ, 2007. 238с.
5 Электротехнический справочник: В 4 т. / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. А.И. Попов). — 9-е изд., стер. — М. : Издательство МЭИ, 2004. — Т 3: Создание, передача и распределение электронной энергии. — 964 с.
]]>