Электрические сети и системы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

"Южно-Уральский государственный университет"

Факультет "Заочный инженерно-экономический"

Кафедра "Системы электроснабжения"

Курсовой проект

по курсу "Электрические сети и системы"

ЭС-511.00.00 ПЗ

Челябинск

2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. Технико-экономическое обоснование выбора сети

1.1 Баланс активных и реактивных мощностей

1.2 Составление вариантов схем соединений сети

1.3 Выбор номинального напряжения

1.4 Выбор сечений проводов по условиям экономичности

1.5 Выбор трансформаторов на подстанциях

2. Технико-экономическое сравнение вариантов сети

2.1 Расчет приведенных затрат для радиального варианта

2.2 Расчет приведенных затрат для кольцевого варианта

2.3 Выбор лучшего варианта

3. Расчет режимов кольцевого варианта сети

4. Регулирование напряжения на подстанциях сети

Заключение

Библиографический список

1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СЕТИ

Ситуационный план расположения подстанций представлен на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Ситуационный план расположения подстанций

1.1 Баланс активных и реактивных мощностей

Баланс активных мощностей.

В каждый момент времени в систему должно поступать от генераторов электростанций столько электроэнергии, сколько в этот момент необходимо всем потребителям с учетом потерь при передаче, т.е. условие баланса по активной мощности при неизменной частоте можно записать так:

P_ист ? Р_пУ + Р_резУ + ДP_лУ + ДP_тУ =Р_НУ, (1)

где Р_ист- суммарная генерируемая активная мощность электростанций;

Р_НУ - суммарное потребление мощности.

Р_пУ - активная нагрузка всех потребителей;

ДР_лУ - потери мощности в линиях;

ДР_тУ - потери мощности в трансформаторах;

Р_резУ - резерв мощностей, 10% от суммарной мощности соответствующей нагрузки;

Р_резУ = 0,1 Р_пУ

Суммарные потери активной мощности в сети принимаем 8% от суммарной активной мощности нагрузки потребителей.

ДР_лУ + ДР_тУ = 0,08 Р_пУ (2)

Определим суммарную активную мощность всех нагрузок в системе:

, (3)

Р_пУ = 13 + 22 + 40 + 30 + 25 = 130 МВт.

ДР_лУ + ДР_тУ = 0,08 130 = 10,4 МВт.

Р_резУ = 0,1 130 = 13 МВт.

Р_нУ = 130 + 13 + 10,4 = 153,4 МВт.

По балансу необходимая обменная мощность в балансирующем узле:

Р_нб = Р_г - Р_нУ, (4)

Р_нб МВт

Получаем, что генерируемая на электростанциях сети мощность, меньше потребляемой мощности, то есть сеть является дефицитной, поэтому недостаток мощности будем брать в балансирующем узле (7).

Баланс реактивных мощностей.

Балансу реактивной мощности в системе соответствует равенство:

Q_нУ = Q_пУ + Q_резУ + ДQ_лУ + ДQ_тУ - Q_с (5)

Режим реактивной мощности линий зависит от режима напряжений. При повышении напряжения потери реактивной мощности уменьшаются, а генерируемая линиями зарядная мощность Q_c увеличивается. На первоначальной стадии проектирования параметры ЭС неизвестны.

Для упрощения полагаем, что все линии работают в режиме натуральной мощности. Тогда принимаем условие ДQ_л ? Q_с. Поэтому получаем следующее уравнение баланса реактивной мощности:

Q_истУ + Q_ку ? Q_пУ + ДQ_тУ + Q_рез = Q_нУ (6)

Q_нУ = 130,75 + 220,8 + 400,9 + 300,85 + 250,85 = 110,1 Мвар

Величину реактивной мощности, поступающей от станции Q_ист следует определять по небалансу активной мощности в ЭС и коэффициенту мощности cosц_ист, с которым запланирована выдача мощности с шин источников, cosц_ист = 0,9:

Q_ист = Р_нб tgц_ист

Q_ист = 78,4 tg(arccos0,9) = 38,0 Мвар

Мощность КУ, обеспечивающая баланс реактивной мощности ЭС:

Q_ку ? Q_нУ - Q_ист = 110,1 - 38,0 = 72,1 Мвар

Получили дефицит реактивной мощности в ЭС. Оцененная суммарная мощность КУ распределяется по потребителям в соответствии со средним по условию баланса коэффициентом мощности подстанций.

.

Тогда можно найти мощность компенсирующих узлов каждой подстанции, отвечающую балансу реактивной мощности ЭС:

КУ снижают общую расчетную мощность подстанции

S_пi = P_пi + j(Q_пi - Q_куi)

№ПС	ПС2	ПС3	ПС4	ПС5	ПС6
Qкуi, Мвар	6,0	11,2	24,4	16,8	14,0
Sпi, МВА	13+j3,8	22+j6,4	40+j11,6	30+j8,7	25+j7,3

1.2 Составление вариантов схем соединений сети

Примем к рассмотрению пять конкурирующих варианта схемы сети: первый вариант - радиальная схема (рисунок 1.2а), второй вариант - кольцевая схема (рисунок 1.2б), третий, четвертый и пятый варианты - смешанные схемы (рисунок 1.2в,г,д).



Рисунок 1.2а - Радиальная схема ЭС

Рисунок 1.2б - кольцевая схема ЭС

Рисунок 1.2в - Смешанная схема ЭС



Рисунок 1.2г - Смешанная схема ЭС

Рисунок 1.2д - Смешанная схема ЭС

Исходя из условий обеспечения требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей в разомкнутых схемах сети (радиальные, магистральные участки схем), линии электропередачи, питающие потребителей первой категории надежности (в нашем случае все линии) выполняются двухцепными; в замкнутых схемах сети (кольцевые участки схем) линии электропередачи выполняются одноцепными.

Схема тупиковых подстанций вариантов показана на рисунке 1.3а, магистральных подстанций на рисунке 1.3б.



Рисунок 1.3а - Схема тупиковых подстанций

Рисунок 1.3б - Схема узловых подстанций

1.3 Выбор номинального напряжения

Номинальное напряжение можно приближенно оценить по пропускной способности ЛЭП аналитически по формуле А.М. Залесского

U_рац.

Для радиального (первого) варианта сети:

Общая протяженность воздушных линий 393,4 км.

U_рац = кВ.

Принимаем напряжение U_ном = 220кВ.

Для кольцевого (второго) варианта сети:

Общая протяженность ВЛ 279,7 км.

U_рац =кВ.

Принимаем напряжение U_ном = 220кВ.

Для смешанного (третьего) варианта сети:

Общая протяженность ВЛ 326,0 км.

U_рац =кВ.

Принимаем напряжение U_ном = 220кВ.

Для смешанного (четвертого) варианта сети:

Общая протяженность ВЛ 340,5 км.

U_рац =кВ.

Принимаем напряжение U_ном = 220кВ.

Для смешанного (пятого) варианта сети:

Общая протяженность ВЛ 299,3 км.

U_рац =кВ.

Принимаем напряжение U_ном = 220кВ.

1.4 Выбор сечений проводов по условиям экономичности

Для радиальной (первой) схемы:

Определим наибольший ток, протекающий по линиям в нормальном режиме:

F_экi,

где F_эк - экономически целесообразное сечение, мм²;

I - ток, протекающий по одной цепи линии электропередачи, А;

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм². Для неизолированных сталеалюминевых проводов при продолжительности использования максимальных нагрузок 5500 ч/год j_эк = 1,0 А/мм².

F_экi1-2 мм²,

F_экi1-3 мм²,

F_экi1-4 мм²,

F_экi1-5 мм²,

F_экi1-6 мм²,

F_экiБУ мм².

По условиям ограничения потерь "на корону": для ВЛ-220кВ минимально возможное сечение АС-240/32.

Поэтому принимаем экономически целесообразное сечение для всех ВЛ АС-240/32.

Для линий марки АС 240/32: r₀ = 0,118 Ом/км; x₀ = 0,405 Ом/км; b₀ = 0,281•10^-5 Cм/км.

Для каждой линии определяем активное и реактивное сопротивления, зарядную мощность:

r_лУ = r₀ • L / n_ц,

x_лУ = x₀ • L / n_ц,

Q_c = n_ц • b₀ • L •,

где r₀, x₀, b₀ - удельные параметры схемы замещения, соответственно активное сопротивление, реактивное сопротивление, емкостная проводимость;

L - длина линии, определяем по плану;

n_ц - число цепей в линии;

U_ном - номинальное напряжение линии.

Таблица 1.2 - Результаты выбора сечений линий радиального варианта

Линия	L, км	r0, Ом/км	rУ, Ом	х0, Ом/км	хУ, Ом	b0, Cм/км	QC, Мвар
1-2	50,2	0,118	2,96	0,405	10,17	0, 281	13,7
1-3	74,3		4,38		15,05		20,2
1-4	46		2,71		9,32		12,5
1-5	95		5,61		19,24		25,8
1-6	35		2,07		7,09		9,5
1-Б	93		5,49		18,83		25,3

Для кольцевой (второй) схемы.

Для определения токов, протекающих по линиям кольцевой сети, необходимо рассчитать потоки мощностей по линиям. Активная и реактивная мощность на головных участках сети 1-6 и 1-2:

Р₅ • (L_5-бу + L_бу-6 + L_6-1) + Р_бу • (L_бу-6 + L_6-1) + Р₆ • L_6-1 = 86,1 МВт

Аналогично определяем активную и реактивную мощность на головных участках сети 1-6 и 1-2:

Q_1-2 = 43,1 МВар.

Р_6-1 = 122,3 МВт.

Q_6-1 = 67,0 МВар.

Потоки мощностей на оставшихся участках определяются на основе первого закона Кирхгофа, и равны:

Р_2-3 = 73,1 МВт; Q_2-3 = 33,4 Мвар;

Р_3-5 = 51,1 МВт; Q_3-5 = 15,8 Мвар.

Р_5-бу = 21,1 МВт; Q_5-бу = -9,7 Мвар.

Р_бу-4 = 98,3 МВт; Q_бу-4 = 9,7 Мвар.

Р_4-6 = 97,3 МВт; Q_4-6 = 45,7 Мвар.

После определения потоков мощностей определим сечение линий, учитывая условие "короны":

F_эк1-6 = 366,5 мм²; принимаем провод АС-2х185/29;

F_эк1-2 = 252,9 мм²; принимаем провод АС-300/39;

F_эк2-3 = 211,0 мм²; принимаем провод АС-240/32;

F_эк3-5 = 140,4 мм²; принимаем провод АС-240/32;

F_эк5-бу = 61,0 мм²; принимаем провод АС-240/32;

F_экбу-4 = 246,6 мм²; принимаем провод АС-300/39;

F_эк4-6 = 282,6 мм²; принимаем провод АС-300/39.

Для линий марки АС 2х185/29: r₀ = 0,088 Ом/км; x₀ = 0,385 Ом/км; b₀ = 0,288•10^-5 Cм/км; АС 240/32: r₀ = 0,118 Ом/км; x₀ = 0,405 Ом/км; b₀ = 0,281•10^-5 Cм/км; АС 300/39: r₀ = 0,098 Ом/км; x₀ = 0,395 Ом/км; b₀ = 0,284•10^-5 Cм/км.

Таблица 1.3 - Результаты выбора сечений линий кольцевого варианта

Линия	L, км	r0, Ом/км	rУ, Ом	х0, Ом/км	хУ, Ом	b0, Cм/км	QC, Мвар
1-2	50,2	0,098	2,46	0,395	9,91	0, 284	13,8
2-3	28	0,118	1,65	0,405	5,67	0, 281	7,6
3-5	76,3	0,118	4,50	0,405	15,45	0, 281	20,8
5-бу	5	0,118	0,30	0,405	1,01	0, 281	1,4
бу-4	55,2	0,098	2,70	0,395	10,90	0, 284	15,2
4-6	30	0,098	1,47	0,395	5,93	0, 284	8,2
6-1	35	0,088	1,54	0,385	6,74	0, 288	9,8

Для смешанной (третей) схемы.

Из расчета первой схемы: F_экi1-2 = 21,3 мм², F_экi1-3 =37,0 мм². Принимаем провод АС-240/32.

Для определения токов, протекающих по линиям кольцевой сети, необходимо рассчитать потоки мощностей по линиям. Активная и реактивная мощность на головных участках сети 1-6 и 1-4:

P_1-4 = 87,3 МВт; Q_1-4 = 44,2 МВар.

Р_1-6 = 86,1 МВт; Q_1-6 = 38,6 МВар.

Потоки мощностей на оставшихся участках определяются на основе первого закона Кирхгофа, и равны:

Р_4-5 = 47,3 МВт; Q_4-5 = 8,2 Мвар;

Р_5-бу = 13,3 МВт; Q_5-бу = -17,3 Мвар;

Р_6-бу = 61,1 МВт; Q_6-бу = 17,3 Мвар.

После определения потоков мощностей определим сечение линий, учитывая условие "короны":

F_эк1-4 = 256,9 мм²; принимаем провод АС-300/39;

F_эк1-6 = 248,1 мм²; принимаем провод АС-300/39;

F_эк4-5 = 126,1 мм²; принимаем провод АС-240/32;

F_эк5-бу = 57,3 мм²; принимаем провод АС-240/32;

F_эк6-бу = 166,8 мм²; принимаем провод АС-240/32.

Для линий марки АС 240/32: r₀ = 0,118 Ом/км; x₀ = 0,405 Ом/км; b₀ = 0,281•10^-5 Cм/км;

АС 300/39: r₀ = 0,098 Ом/км; x₀ = 0,395 Ом/км; b₀ = 0,284•10^-5 Cм/км.

Таблица 1.4 - Результаты выбора сечений линий смешанного (третьего) варианта

Линия	L, км	r0, Ом/км	rУ, Ом	х0, Ом/км	хУ, Ом	b0, Cм/км	QC, Мвар
1-4	46,1	0,098	4,52	0,395	18,21	0,284	6,3
4-5	55	0,118	6,49	0,405	22,28	0,281	7,5
5-бу	5	0,118	0,59	0,405	2,03	0,281	0,7
бу-6	60,4	0,118	7,13	0,405	24,46	0,281	8,2
6-1	35	0,098	3,43	0,395	13,83	0,284	4,8
1-2	50,2	0,118	2,96	0,405	10,17	0, 281	13,7
1-3	74,3	0,118	4,38	0,405	15,05	0, 281	20,2

Для смешанной (четвертой) схемы.

Определим мощности в линиях для ветки 1-6-БУ-5:

P_бу-5 = P₅ = 30 МВт; Q_бу-5 = Q₅ = 25,5 МВар;

P_6-бу = P₅ + P_бу = 108,4 МВт; Q_6-бу = Q₅ + Q_бу = 25,5 МВар;

P_1-6 = P_6-бу + P₆ = 133,4 МВт; Q_1-6 = Q_6-бу + Q₆ = 46,8 МВар.

Для определения токов, протекающих по линиям кольцевой сети, необходимо рассчитать потоки мощностей по линиям. Активная и реактивная мощность на головных участках сети 1-6 и 1-4:

P_1-4 = 43,2 МВт; Q_1-4 = 37,3 МВар.

Р_1-2 = 31,8 МВт; Q_1-2 = 26,1 МВар.

Потоки мощностей на оставшихся участках определяются на основе первого закона Кирхгофа, и равны:

Р_4-3 = 3,2 МВт; Q_4-3 = 1,3 Мвар;

Р_2-3 = 18,8 МВт; Q_2-3 = 16,3 Мвар.

После определения потоков мощностей определим сечение линий, учитывая условие "короны":

F_эк1-4 = 150,0 мм²; принимаем провод АС-240/32;

F_эк1-2 = 108,0 мм²; принимаем провод АС-240/32;

F_эк4-3 = 9,1 мм²; принимаем провод АС-240/32;

F_эк2-3 = 65,4 мм²; принимаем провод АС-240/32;

F_экбу-5 = 51,8 мм²; принимаем провод АС-240/32;

F_эк6-бу = 146,3 мм²; принимаем провод АС-240/32;

F_эк1-6 = 185,7 мм²; принимаем провод АС-240/32.

Для линий марки АС 240/32: r₀ = 0,118 Ом/км; x₀ = 0,405 Ом/км; b₀ = 0,281•10^-5 Cм/км.

Таблица 1.5 - Результаты выбора сечений линий смешанного (четвертого) варианта

Линия	L, км	r0, Ом/км	rУ, Ом	х0, Ом/км	хУ, Ом	b0, Cм/км	QC, Мвар
1-4	46,1	0,118	5,44	0,405	18,67	0,281	6,3
1-2	50,2	0,118	5,92	0,405	20,33	0,281	6,8
4-3	41,2	0,118	4,86	0,405	16,69	0,281	5,6
2-3	28,3	0,118	3,34	0,405	11,46	0,281	3,8
бу-5	5	0,118	0,30	0,405	1,01	0,281	1,4
6-бу	60,4	0,118	3,56	0,405	12,23	0,281	16,4
1-6	35	0,118	2,07	0,405	7,09	0,281	9,5

Для смешанной (пятой) схемы.

Из расчета четвертого варианта:

F_экбу-5 = 51,8 мм²; принимаем провод АС-240/32;

F_эк6-бу = 146,3 мм²; принимаем провод АС-240/32;

F_эк1-6 = 185,7 мм²; принимаем провод АС-240/32.

Из расчета первого варианта:

F_экi2-3 = 37,0 мм², принимаем провод АС-240/32;

F_экi1-4 = 70,7 мм², принимаем провод АС-240/32.

P_1-2 = P₂+ P₃ = 35,0 МВт; Q_1-2 = Q₂ + Q₃ =27,4 МВар.

F_экi1-2 = 58,4 мм², принимаем провод АС-240/32.

Таблица 1.6 - Результаты выбора сечений линий смешанного (пятого) варианта

Линия	L, км	r0, Ом/км	rУ, Ом	х0, Ом/км	хУ, Ом	b0, Cм/км	QC, Мвар
1-4	46,1	0,118	2,72	0,405	9,33	0,281	3,1
1-2	50,2	0,118	2,96	0,405	10,16	0,281	3,4
2-3	28,3	0,118	1,67	0,405	5,73	0,281	1,9
бу-5	5	0,118	0,30	0,405	1,01	0,281	1,4
6-бу	60,4	0,118	3,56	0,405	12,23	0,281	16,4
1-6	35	0,118	2,07	0,405	7,09	0,281	9,5

1.5 Выбор трансформаторов на подстанциях

На всех подстанциях устанавливается по два трансформатора, так как данные подстанции питают потребителей первой категории.

Мощность трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях выбирается из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах:

,

где S - нагрузка подстанции,

k_ав - коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме работы, k_ав = 1,4.

S_т.ном2 = 11,6 МВА; Выбираем трансформатор мощностью 16 МВА.

S_т.ном3 = 20,1 МВА; Выбираем трансформатор мощностью 20 МВА.

S_т.ном4 = 38,4 МВА; Выбираем трансформатор мощностью 40 МВА.

S_т.ном5 = 28,1 МВА; Выбираем трансформатор мощностью 32 МВА.

S_т.ном6 = 23,4 МВА; Выбираем трансформатор мощностью 25 МВА.

2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СЕТИ

При сравнении вариантов по приведенным затратам, учитываются затраты только на различающейся части двух вариантах. Так как в обоих вариантах на подстанциях устанавливаются одинаковые трансформаторы, то затраты на них не учитываются.

В качестве наилучшего принимаем вариант с наименьшими затратами.

2.1 Расчет приведенных затрат для радиального варианта

Определим время потерь:

Tнб / 104,

где Т_нб - годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки,

ч/год.

Потери электроэнергии в ЛЭП:

ДЭr_лУ

ДЭ_1-2 = 870,5 МВт•ч/год; ДЭ_1-3 = 2233,8 МВт•ч/год; ДЭ_1-4 = 2641,6 МВт•ч/год;

ДЭ_1-5 = 3991,4 МВт•ч/год; ДЭ_1-6 = 1225,4 МВт•ч/год; ДЭ_1-БУ = 7780,4 МВт•ч/год.

Суммарные потери электроэнергии в линиях:

ДЭ_У = ДЭ_У1-i = 18743,1 МВт•ч/год.;

Суммарные издержки на возмещение потерь электроэнергии:

И_ДЭ = с_Э • ДЭ_У,

где с_Э - тариф на электроэнергию, руб/кВт•ч;

И_ДЭ тыс.руб/год.

Капиталовложения в ЛЭП:

К_ЛЭП = К₀ • L_ЛЭП,

где К₀ - удельные капиталовложения в 1км линии электропередачи, тыс.руб/км;

К_1-2 = 239454 тыс.руб.; К_1-3 = 354411 тыс.руб.; К_1-4 = 219420 тыс.руб.;

К_1-5 = 453150 тыс.руб.; К_1-6 = 166950 тыс.руб.; К_1-бу = 443610 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения в линии электропередачи:

К_ЛЭПУ = УК_1-i = 1876995 тыс. руб.

Капиталовложения в оборудование подстанций включает только капиталовложения в ячейки выключателей.

К_ПСУ = К_выклУ = К_выкл • n_У,

где К_выкл - капиталовложения в один выключатель, для 220 кВ К_выкл =24900 тыс.руб.;

n_У - суммарное количество выключателей в РУ ВН подстанций;

Суммарное количество выключателей в РУ ВН ПС сети определяем по из расчета, что на тупиковых подстанциях применяется схема мостика. При этом секционный выключатель на шинах источника питания не учитываем, так как он присутствует в обоих схемах. Получаем n_У = 30.

К_ПСУ = 24900 • 30 = 747000 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения в вариант сети складываются из суммарных капиталовложений в ЛЭП и суммарных капиталовложений в оборудование ПС.

К_У = К_ЛЭПУ + К_ПСУ = 1876995 + 747000 = 2623995 тыс. руб.

Суммарные издержки эксплуатации ЛЭП:

а_ЛЭПУ / 100% • К_ЛЭПУ,

где а_ЛЭПУ - суммарная норма отчислений на амортизацию и обслуживание ЛЭП, для ВЛ а_ЛЭПУ = 2,8%.

И_{экспл.ЛЭПУ} тыс. руб./год

Суммарные издержки эксплуатации выключателей ПС:

И_{экспл.ПСУ} = а_ПСУ / 100% • К_ПСУ,

где а_ПСУ - суммарная норма отчислений на амортизацию и обслуживание электрооборудования ПС, а_ЛЭПУ = 9,4%.

И_{экспл.ПСУ} тыс. руб./год

Суммарные издержки эксплуатации оборудования равны:

И_{экспл.У} = И_{экспл.ЛЭПУ} + И_{экспл.ПСУ}

И_{экспл.У} тыс. руб./год.

Суммарные издержки определяются по формуле:

И_У = И_{экспл.У} +И_ДЭ

И_У тыс. руб./год.

Приведенные затраты на радиальный вариант сети:

З_пр = Е_Н • К_У + И_У,

где Е_Н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, Е_Н =0,12;

З_пр тыс. руб./год.

2.2 Расчет приведенных затрат для кольцевого варианта

Потери электроэнергии в ЛЭП:

ДЭ_1-2 = 4282,4 МВт•ч/год; ДЭ_2-3 = 2399,9 МВт•ч/год; ДЭ_3-5 = 4351,1 МВт•ч/год;

ДЭ_5-бу = 123,8 МВт•ч/год; ДЭ_бу-4 = 4590,9 МВт•ч/год; ДЭ_4-6 = 2859,3 МВт•ч/год ДЭ_1-6 = 3884,8 МВт•ч/год.

Суммарные потери электроэнергии в линиях:

ДЭ_УМВт•ч/год.

Суммарные издержки на возмещение потерь электроэнергии:

И_ДЭтыс.руб/год.

Капиталовложения в ЛЭП:

К_1-2 = 176202 тыс.руб.; К_2-3 = 98280 тыс.руб.; К_3-5 = 267813 тыс.руб.;

К_5-бу = 17550 тыс.руб.; К_бу-4 = 193752 тыс.руб.; К_4-6 = 105300 тыс.руб;

К_1-6 = 122850 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения в линии электропередачи:

К_ЛЭПУтыс. руб.

Капиталовложения в оборудование подстанций включает только капиталовложения в ячейки выключателей.

К_ПСУ = К_выклУ = К_выкл • n_У,

где К_выкл - капиталовложения в один выключатель, для 220 кВ К_выкл =24900 тыс.руб.;

n_У - суммарное количество выключателей в РУ ВН подстанций;

Суммарное количество выключателей в РУ ВН ПС сети определяем из расчета, что на ПС с трансформаторами до 25 МВА применяется схема мостика, а на ПС с трансформаторами, мощностью свыше 32 МВА схема четырехугольника. При этом секционный выключатель на шинах источника питания не учитываем, так как он присутствует в обоих схемах. Получаем n_У = 24.

К_ПСУ = 24900 •24 = 597600 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения в вариант сети складываются из суммарных капиталовложений в ЛЭП и суммарных капиталовложений в оборудование ПС.

К_У = К_ЛЭПУ + К_ПСУ = 981747 + 597600 = 1579347 тыс. руб.

Суммарные издержки эксплуатации ЛЭП:

И_{экспл.ЛЭПУ} тыс. руб./год

Суммарные издержки эксплуатации выключателей ПС:

И_{экспл.ПСУ} тыс. руб./год

Суммарные издержки эксплуатации оборудования равны:

И_{экспл.У} тыс. руб./год.

Суммарные издержки определяются по формуле:

И_У тыс. руб./год.

Приведенные затраты на радиальный вариант сети:

З_пр тыс. руб./год.

Расчет приведенных затрат для смешанного (третьего) варианта

Потери электроэнергии в ЛЭП:

ДЭ_1-2 = 870,5 МВт•ч/год; ДЭ_1-3 = 2233,8 МВт•ч/год; ДЭ_1-4 = 3636,1 МВт•ч/год;

ДЭ_1-6 = 2660,7 МВт•ч/год; ДЭ_4-5 = 2561,3 МВт•ч/год; ДЭ_5-бу = 105,8 МВт•ч/год; ДЭ_бу-6 = 3722,2 МВт•ч/год.

Суммарные потери электроэнергии в линиях:

ДЭ_УМВт•ч/год.

Суммарные издержки на возмещение потерь электроэнергии:

И_ДЭтыс.руб/год.

Капиталовложения в ЛЭП:

К_1-4 = 254933 тыс.руб.; К_4-5 = 262350 тыс.руб.; К_5-бу = 23850 тыс.руб.; К_бу-6 = 288108 тыс.руб.; К_1-6 = 193550 тыс.руб; К_1-2 = 239454 тыс.руб; К_1-3 = 354411 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения в линии электропередачи:

К_ЛЭПУ = 1 616 656 тыс. руб.

Капиталовложения в оборудование подстанций включает только капиталовложения в ячейки выключателей.

К_ПСУ = К_выклУ = К_выкл • n_У,

где К_выкл - капиталовложения в один выключатель, для 220 кВ К_выкл =24900 тыс.руб.;

n_У - суммарное количество выключателей в РУ ВН подстанций;

Суммарное количество выключателей в РУ ВН ПС сети определяем из расчета, что на ПС с трансформаторами до 25 МВА применяется схема мостика, а на ПС с трансформаторами, мощностью свыше 32 МВА схема четырехугольника. При этом секционный выключатель на шинах источника питания не учитываем, так как он присутствует в обоих схемах. Получаем n_У = 24.

К_ПСУ = 24900 •24 = 597600 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения в вариант сети складываются из суммарных капиталовложений в ЛЭП и суммарных капиталовложений в оборудование ПС.

К_У = К_ЛЭПУ + К_ПСУ = 1616656 + 597600 = 2 214 256 тыс. руб.

Суммарные издержки эксплуатации ЛЭП:

И_{экспл.ЛЭПУ} тыс. руб./год

Суммарные издержки эксплуатации выключателей ПС:

И_{экспл.ПСУ} тыс. руб./год

Суммарные издержки эксплуатации оборудования равны:

И_{экспл.У} = 45266 + 56174 = 101440 тыс. руб./год.

Суммарные издержки определяются по формуле:

И_У = 101440 + 15790,5 = 117230,5 тыс. руб./год.

Приведенные затраты на радиальный вариант сети:

З_пр тыс. руб./год.

Расчет приведенных затрат для смешанного (четвертого) варианта

Потери электроэнергии в ЛЭП:

ДЭ_1-6 = 2405,8 МВт•ч/год; ДЭ_6-бу = 3529,1 МВт•ч/год; ДЭ_бу-5 = 97,1 МВт•ч/год;

ДЭ_1-4 = 2552,5 МВт•ч/год; ДЭ_4-3 = 138,0 МВт•ч/год; ДЭ_1-2 = 2002,2 МВт•ч/год;

ДЭ_2-3 = 683,2 МВт•ч/год.

Суммарные потери электроэнергии в линиях:

ДЭ_У = 11138,0 МВт•ч/год.

Суммарные издержки на возмещение потерь электроэнергии:

И_ДЭтыс.руб/год.

Капиталовложения в ЛЭП:

К_1-6 = 166950 тыс.руб.; К_6-бу = 288108 тыс.руб.; К_бу-5 = 23850 тыс.руб.; К_1-4 = 175641 тыс.руб.; К_4-3= 156972 тыс.руб; К_1-2 = 191292 тыс.руб; К_2-3 = 107823 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения в линии электропередачи:

К_ЛЭПУ = 1 110 606 тыс. руб.

Капиталовложения в оборудование подстанций включает только капиталовложения в ячейки выключателей.

К_ПСУ = К_выклУ = К_выкл • n_У,

где К_выкл - капиталовложения в один выключатель, для 220 кВ К_выкл =24900 тыс.руб.;

n_У - суммарное количество выключателей в РУ ВН подстанций;

Суммарное количество выключателей в РУ ВН ПС сети определяем из расчета, что на ПС с трансформаторами до 25 МВА применяется схема мостика, а на ПС с трансформаторами, мощностью свыше 32 МВА схема четырехугольника. При этом секционный выключатель на шинах источника питания не учитываем, так как он присутствует в обоих схемах. Получаем n_У = 24.

К_ПСУ = 24900 • 33 = 821700 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения в вариант сети складываются из суммарных капиталовложений в ЛЭП и суммарных капиталовложений в оборудование ПС.

К_У = К_ЛЭПУ + К_ПСУ = 1110606 + 821700 = 1932306 тыс. руб.

Суммарные издержки эксплуатации ЛЭП:

И_{экспл.ЛЭПУ} тыс. руб./год.

Суммарные издержки эксплуатации выключателей ПС:

И_{экспл.ПСУ} тыс. руб./год.

Суммарные издержки эксплуатации оборудования равны:

И_{экспл.У} = 31097 + 77240 = 108337 тыс. руб./год.

Суммарные издержки определяются по формуле:

И_У = 108337 + 16707 = 125044 тыс. руб./год.

Приведенные затраты на радиальный вариант сети:

З_пр тыс. руб./год.

Расчет приведенных затрат для смешанного (пятого) варианта

Потери электроэнергии в ЛЭП:

ДЭ_1-6 = 2405,8 МВт•ч/год; ДЭ_6-бу = 3529,1 МВт•ч/год; ДЭ_бу-5 = 97,1 МВт•ч/год;

ДЭ_1-4 = 2641,6 МВт•ч/год; ДЭ_1-2 = 1081,7 МВт•ч/год; ДЭ_2-3 = 386,8 МВт•ч/год.

Суммарные потери электроэнергии в линиях:

ДЭ_У = 10024,1 МВт•ч/год.

Суммарные издержки на возмещение потерь электроэнергии:

И_ДЭтыс.руб/год.

Капиталовложения в ЛЭП:

К_1-6 = 166950 тыс.руб.; К_6-бу = 288108 тыс.руб.; К_бу-5 = 23850 тыс.руб.;

К_1-4 = 219420 тыс.руб.; К_1-2 = 239454 тыс.руб; К_2-3 = 134991 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения в линии электропередачи:

К_ЛЭПУ = 1 072 773 тыс. руб.

Капиталовложения в оборудование подстанций включает только капиталовложения в ячейки выключателей.

К_ПСУ = К_выклУ = К_выкл • n_У,

где К_выкл - капиталовложения в один выключатель, для 220 кВ К_выкл =24900 тыс.руб.;

n_У - суммарное количество выключателей в РУ ВН подстанций;

Суммарное количество выключателей в РУ ВН ПС сети определяем из расчета, что на ПС с трансформаторами до 25 МВА применяется схема мостика, а на ПС с трансформаторами, мощностью свыше 32 МВА схема четырехугольника. При этом секционный выключатель на шинах источника питания не учитываем, так как он присутствует в обоих схемах. Получаем n_У = 24.

К_ПСУ = 24900 • 27 = 672300 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения в вариант сети складываются из суммарных капиталовложений в ЛЭП и суммарных капиталовложений в оборудование ПС.

К_У = К_ЛЭПУ + К_ПСУ = 1072773 + 672300 = 1745073 тыс. руб.

Суммарные издержки эксплуатации ЛЭП:

И_{экспл.ЛЭПУ} тыс. руб./год.

Суммарные издержки эксплуатации выключателей ПС:

И_{экспл.ПСУ} тыс. руб./год.

Суммарные издержки эксплуатации оборудования равны:

И_{экспл.У} = 30038 + 63196 = 93234 тыс. руб./год.

Суммарные издержки определяются по формуле:

И_У = 93234 + 15036 = 108270 тыс. руб./год.

Приведенные затраты на радиальный вариант сети:

З_пр тыс. руб./год.

2.3 Выбор лучшего варианта

Результаты расчета приведенных затрат рассматриваемых вариантов сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Составляющие приведенных затрат вариантов сети

Вариант сети	КУ, тыс. руб.	ЕНКУ, тыс. руб./год	ИэксплУ, тыс. руб./год	ИДЭ, тыс. руб./год	ИУ, тыс. руб./год	Зпр, тыс. руб./год
Радиальный	2623995	314880	122774	28114	150888	465768
Кольцевой	1579347	189521	83663	33739	117402	306923
Смешанный (третий)	2214256	265711	101440	15790,5	117230,5	382941
Смешанный (четвертый)	1932306	231877	108337	16707	125044	356921
Смешанный (пятый)	1745073	209409	93234	15036	108270	317679

Из пяти рассмотренных вариантов выбираем самый экономически целесообразный вариант, которому соответствуют наименьшие приведенные затраты. Следовательно, выбираем кольцевой вариант сети.

3. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ КОЛЬЦЕВОГО ВАРИАНТА СЕТИ

По точке потокораздела (узел БУ) разделим сеть на две разомкнутые части: левую (1-2-3-5-БУ) и правую (1-6-4-БУ).

Определяем мощность в конце линий 5-БУ и 4-БУ:

_БУ = Р_5-БУ = 21,1МВт; _БУ = Q_5-БУ = 9,7 МВт;

_БУ = Р_4-БУ = 98,3МВт; _БУ = Q_4-БУ = 9,7 Мвар.

Определяем потери мощности в линиях 5-БУ и 4-БУ:

МВт,

Мвар.

Аналогично МВт, Мвар.

Определяем мощность в начале линии 5-БУ и 4-БУ:

P'_Л = P''_Л + ДP_Л, Q'_Л = Q''_Л + ДQ_Л,

МВт;

Мвар;

МВт;

Мвар.

Аналогично определяем мощность в начале и в конце остальных линий. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1.

Определяем напряжение в конце линий:

U_кон = U_нач - (P'_Л • r_лУ + Q'_Л • x_лУ) / U_нач,

где U_нач - напряжение в начале линии;

Результаты расчета сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

Линия	S', МВА	S'', МВА	ДP, МВт	ДQ, Мвар	Uкон, кВ
1-2	87,3+j67,2	86,7+j64,8	0,6	2,4	216,00
2-3	73,7+j55.0	73,5+j54,0	0,3	1,0	213,99
3-5	51.5+j36,4	51,1+j35,2	0,4	1,2	210,27
5-бу	21,1+j9,7	21,1+j9,7	0,0	0,0	210,20
4-бу	98,8+j11,9	98,3+j9,7	0,5	2,2	212,32
6-4	139,5+j50,5	138,8+j47,9	0,7	2,6	214,18
1-6	165,5+j76,3	164,5+j71,8	1,0	4,5	216,51

U_БУ = 0,5 • (U^сл_бу + U^сп_бу) = 0,5 • (210,20 + 212,32) 211,26кВ.

4. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ПОДСТАНЦИЯХ СЕТИ

На понижающих подстанциях 220/10 кВ осуществляется встречное регулирование напряжения с помощью устройств РПН трансформаторов. Встречное регулирование напряжения состоит в изменении напряжения в зависимости как от суточных, так и от сезонных изменений нагрузки в течении года. Оно предполагает поддержание уровня напряжения на шинах 10 кВ понижающих подстанций в период наибольших нагрузок на 5% выше номинального, а в период наименьших нагрузок равно номинальному.

Таким образом,

U_макс = 1,15 • U_ном = 11,5 кВ.

Ответвление регулируемой части обмотки понижающего трансформатора, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения U_н.жел. определяется по формуле:

n_{отв.жел} = (() / (U_Н.ЖЕЛ • U_ВН) - 1),

где ДU_отв - ступень регулирования напряжения;

- напряжение в конце линии, соответствующее искомой ПС;

U_ВН, U_НН - номинальные напряжения соответственно обмоток высшего и низшего напряжения трансформатора.

Результаты расчета сводим в таблицу 4.1.

Вычисленное значение округляем до ближайшего целого числа n_отв с учетом максимального числа ответвлений (9).

После этого определяем действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции:

.

Результаты расчета сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Результаты регулирования напряжения на подстанциях сети в режиме наибольших нагрузок

ПС	U'н, кВ	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Д Uотв, %	nотв.жел	nотв	Uн, кВ
2	216,00	230	10	1,78	-8,2	-9	11,49
3	213,99	230	10	1,78	-8,7	-9	11,44
4	214,18	230	10	1,78	-8,6	-9	11,49
5	210,27	230	10	1,78	-8,9	-9	11,38
6	216,51	230	10	1,78	-8,1	-9	11,49
БУ	211,26	230	10	1,78	-8,9	-9	11,41

электрическая сеть трансформатор

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте была разработана электрическая сеть промышленного района. По заданным координатам было составлено 2 конфигураций электрической сети. Для этих конфигураций производился расчёт номинального напряжения и выбор марки проводов линии, а также выбор трансформаторов на подстанциях. После этого делался расчёт потокораспределения, на основании чего можно было уточнить конфигурацию сети. На основании вышесказанного и составленных однолинейных схем можно было составить технико-экономические показатели для двух вариантов схем и сравнить их, далее произвели электрические расчёты характерных режимов сети, сделали оценку достаточности регулировочного диапазона трансформаторов, проверку токонесущей способности проводов линий и расчёт технико-экономических показателей.

На основе полученных данных можно сделать вывод о правильности спроектированной схемы. Во всех узлах сети поддерживается необходимый уровень напряжения. По данным экономического расчета показатели сети примерно соответствуют показателям реальных сетей такого же класса.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Боровиков В.А,, Косарев В.К., Ходот Г.А. Электрические сети энергетических систем. - Л.: Энергия, 1977;

2. Правила устройства электроустановок. - М.:Энергоатомиздат, 2007;

3. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. - М.:Изд-во НЦ ЭНАС, 2005;

4. Методические указания и справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по предмету "Проектирование электрических сетей".

Размещено на Allbest.ru

...