Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Увеличение производства электроэнергии в стране является залогом дальнейшего роста всего материального производства, так как ни одна отрасль не может существовать и успешно развиваться без электроэнергии.

По сравнению с другими видами энергии, электроэнергия обладает такими преимуществами, как универсальность, экономичность передачи на большие расстояния и удобство распределения между потребителями

В настоящее время на объектах РАО «ЕЭС» электроэнергия производится преимущественно в форме трёхфазного переменного тока, частотой 50 Гц.

Передавать электроэнергию на значительные расстояния экономически целесообразно по линиям электропередачи на высоком напряжении.

Основными потребителями электрической энергии являются промышленность, транспорт, сельское хозяйство, коммунальное хозяйство городов.

Электроустановки потребителей электроэнергии имеют свои специфические особенности; к ним предъявляются определённые требования: надёжность питания, качество электроэнергии, резервирование и защита отдельных элементов. Вопрос о надежности электроснабжения потребителей связан с числом источников питания, схемой электроснабжения и категорией потребителей. Приемники 1-й категории должны иметь не менее двух независимых источников питания. Приемники 2-й категории могут иметь один-два источника питания. Приемники 3-й категории, как правило, могут иметь один источник питания, но если по местным условиям можно обеспечить питание без существенных затрат и от второго источника, то применяется резервирование питания и для этой категории приемников.

По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения, питающие потребителей.

Важной особенностью систем электроснабжения является невозможность создания запасов электроэнергии. Вся полученная электроэнергия немедленно потребляется. При непредвиденных колебаниях нагрузок необходима точная и немедленная реализация системы управления, компенсирующая возникший дефицит.

При проектировании, сооружении и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий необходимо правильно в технико-экономическом аспекте осуществлять выбор напряжений, определять электрические нагрузки, выбирать тип, число и мощность трансформаторных подстанций, их защиты, системы компенсации реактивной мощности и способы регулирования напряжения.

Это должно решаться с учётом совершенствования технологических процессов производства, роста мощностей отдельных электроприёмников и особенностей каждого предприятия, цеха, установки, повышения качества и эффективности их работы.

Передача, распределение и потребление выработанной электроэнергии на промышленных предприятиях должны производиться с высокой экономичностью и надёжностью.

Для обеспечения этого российскими энергетиками создана надёжная и экономичная система распределения электроэнергии на всех ступенях применяемого напряжения с максимальным приближением высокого напряжения к потребителям.

Целью выпускной работы является разработка вопросов: электроснабжения промышленного района, где решаются задачи наиболее эффективного способа электроснабжения потребителей с наименьшими потерями мощности и напряжения, а также анализ электрофизических методов воздействия на сточные воды промышленных предприятий.

Решаемые задачи в процессе проектирования, следующие:

- составление вариантов сети и выбор из них наиболее оптимального;

- определение экономически целесообразных напряжений и сечений линий с учетом технических ограничений;

- расчет основных режимов проектируемой сети;

- компенсация реактивной мощности и обеспечение необходимого качества электроэнергии, поставляемой потребителю.

Список сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов

Сокращения:

АВР - автоматический ввод резервного питания;

АПВ - автоматическое повторное включение;

АС - голый алюминиевый провод со стальным сердечником;

БК - батареи конденсаторов;

ВА - выключатель автоматический;

BЛ - воздушная линия электропередачи;

ВН - высшее напряжение;

НН- низшее напряжение;

ВНД- внутренняя норма доходности;

ИД - индекс доходности;

КЗ - короткое замыкание;

ГПП - главная понизительная подстанция;

КТП - комплектная трансформаторная подстанция;

ПУЭ - Правила устройства электроустановок;

РЗА - релейная защита и электроавтоматика;

РУ - распределительное устройство;

СИ - Международная система физических единиц;

СН - собственные нужды;

Т - силовой трансформатор;

ТН - трансформатор напряжения;

ТДН - трехфазный трансформатор с масляным охлаждением, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, регулированием напряжения под нагрузкой;

ТРДН - трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низкого напряжения, масляным охлаждением, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, регулированием напряжения под нагрузкой;

ТМ - трехфазный масляный трансформатор;

НКФ - трансформатор напряжения каскадный, в фарфоровой покрышке;

ЗНОЛ - трансформатор однофазный с естественным масляным охлаждением с заземленным выводом первичной обмотки;

РГПЗ - разъединитель горизонтально - поворотного типа с заземляющими ножами;

ВЭБ - выключатель элегазовый баковый;

ВВЭ - М - выключатель вакуумный электромагнитный привод, модернизированный;

ВВТЭ - М - выключатель вакуумный трехполюсный, электромагнитный привод, модернизированный;

РВС - разрядник вентильный станционный;

ПКТ - предохранитель с кварцевым наполнением для защиты трансформаторов;

ПКН - предохранитель с кварцевым наполнением для защиты трансформаторов напряжения;

ТФНД - трансформатор тока с фарфоровой изоляцией для наружной установки с сердечником для дифференциальной загрузки;

ТПОЛ - трансформатор тока проходной одновитковый с литой смоляной изоляцией;

ТЛ - трансформатор тока с литой смоляной изоляцией;

ТП - трансформаторная подстанция;

ТТ - трансформатор тока;

ТН - трансформатор напряжения;

ЧДД - чистый дисконтированный доход

ВНД - внутренняя норма доходности это та норма дисконта_, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям.

ИД - индекс доходности - отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений.

ИЭ - интегральный эффект - сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

1. Электроснабжение района

1.1 Баланс активной и реактивной мощностей

Расчёт активной мощности будем производить по формуле:

, (1.1)

где - коэффициент мощности нагрузки,

- наибольшая нагрузка.

Активные мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Активные мощности

P3 МВт	P4 МВт	P5 МВт	P6 МВт	P7 МВт	P8 МВт
28,0	16	18,8	32,8	28,5	34,2

Расчёт реактивных мощностей

Расчёт реактивной мощности будем производить по формуле:

, (1.2)

Реактивные мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Реактивные мощности

Q3 Мвар	Q4 Мвар	Q5 Мвар	Q6 Мвар	Q7 Мвар	Q8 Мвар
21,0	12	16,5	22,9	25,1	16,6

Баланс мощности

Определим суммарные активные и реактивные мощности потребителей сети, по формулам 1.3 и 1.4:

, (1.3)

(МВт),

, (1.4)

114,1(Мвар).

Определим потери активной мощности каждого из потребителей сети по формуле 1.5:

, (1.5)

Потери активной мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 - Потери активной мощности

ДP3 МВт	ДP4 МВт	ДP5 МВт	ДP6 МВт	ДP7 МВт	ДP8 МВт
1,4	0,8	0,9	1,6	1,4	1,7

Определим потери реактивной мощности каждого из потребителей сети по формуле 1.6:

. (1.6)

Потери реактивной мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1.4.

Таблица 1.4 - Потери реактивной мощности

ДQ3 Мвар	ДQ4 Мвар	ДQ5 Мвар	ДQ6 Мвар	ДQ7 Мвар	ДQ8 Мвар
1,3	0,7	1,0	1,4	1,5	1,0

Определим требуемую активную мощность потребителей сети по формуле 1.7:

, (1.7)

МВт.

Определим требуемую реактивную мощность потребителей сети по формуле 1.8:

, (1.8)

Мвар.

Определим активную и реактивную мощности ТЭЦ сети по формулам 1.9 и 1.10:

, (1.9)

где n - число установленных гидрогенераторов ВГС325/89-14- 5 шт.;

Pг - активная мощность одного гидрогенератора ВГС325/89-14.

МВт,

, (1.10)

где ,

квар.

Определим располагаемую реактивную мощность сети по формуле 1.11:

, (1.11)

Мвар.

Определим дефицитную реактивную мощность сети по формуле 1.12:

, (1.12)

Мвар.

Вывод: для проектируемой электрической сети компенсации реактивной мощности требуется.

Для восполнения дефицита реактивной мощности устанавливаются компенсирующие устройства (КУ). При этом расчетная мощность компенсирующих устройств i-той подстанции может быть определена по выражению (1.13):

Q_{ку р i}=(Q_i+Д Q_i)-(Р_i+Д Р_i) tgц_с, (1.13)

Q_{ку р 3}=(21+1,3)-(28+1,4) ^. 0,36=11,7 Мвар,

Q_{ку р 4}=(12+0,7)-(16+0,8) ^. 0,36=6,7 Мвар,

Q_{ку р 5=}(16,5+1)-( 18,8+0,9) ^. 0,36=10,4 Мвар,

Q_{ку р 6}=(22,9+1,4)-( 32,8+1,6) ^. 0,36=11,9 Мвар,

Q_{ку р 7}=(25,1+1,5)-(28,5+1,4) ^. 0,36=15,9 Мвар,

Q_{ку р 8}=(16,6+1)-( 34,2+1,7) ^. 0,36=4,6 Мвар.

На подстанциях, где получается меньше 400 квар, компенсирующие устройства не устанавливаются. На остальных подстанциях мощность компенсирующих устройств округляется до мощностей, кратных 400 квар. Баланс не выполняется более чем на 200 квар, мощности компенсирующих устройств наиболее крупных потребителей увеличиваются на 400 квар.

Определим количество компенсирующих установок, используя выражение (1.14):

, (1.14)

где Q_ед - единичная мощность установки.

n_ед=0,4 Мвар,

n_{ку р 3}=11,7:0,4=29,2,

n_{ку р 4}=6,7:0,4=16,7,

n_{ку р 5}= 10,4:0,4=26,1,

n_{ку р 6}=11,9:0,4=29,7,

n_{ку р 7}= 15,9:0,4=39,7,

n_{ку р 8}= 4,6:0,4=11,6.

Округлим до целого полученные значения:

n'_{ку р 3}= 29,

n'_{ку р 4}=17,

n'_{ку р 5}= 26,

n'_{ку р 6}= 30,

n'_{ку р 7}=40,

n'_{ку р 8}= 12.

Определим номинальное значение мощности компенсирующих устройств. Для этого уравнением (1.15):

Q_{ку ном i}= n'_{ку р i} ^. Q_ед, (1.15)

Q_{ку ном 3}=29 ^. 0,4=11,6 Мвар,

Q_{ку ном 4}=17 ^. 0,4=6,8 Мвар,

Q_{ку ном 5}=26 ^. 0,4=10,4 Мвар,

Q_{ку ном 6}=30 ^. 0,4=12 Мвар,

Q_{ку ном 7}=40 ^. 0,4=16 Мвар,

Q_{ку ном 8}=12 ^. 0,4=4,8 Мвар.

Суммарное номинальное значение мощности компенсирующих устройств:

УQ_{ку ном i}=Q_{ку ном 3+}Q_{ку ном 4}+Q_{ку ном 5}+Q_{ку ном 6}+Q_{ку ном 7}+Q_{ку ном 8}, (1.16)

УQ_{ку ном i}=61,6 Мвар.

Составим первоначальный баланс реактивной мощности, используя выражение (1.16).

УQ_{ку ном i}+ Q_расп= Q_треб, (1.17)

61,6+90=121

151,6=121

При составлении баланса он не сходится, следовательно, уменьшаем мощность КУ у потребителей и их количество.

- n =15 шт. =6 Мвар,

- n =5 шт. =2 Мвар,

- n =5 шт. =2 Мвар,

- n =20 шт. =8 Мвар,

- n =28 шт. =11,2 Мвар,

- n =5 шт. =2 Мвар,

УQ_{ку ном i}=31,2 Мвар,

31,2+90=121

121,2=121

Баланс практически сошелся, поэтому все расчеты считаем правильными.

После этого определяем мощность потребителей с учетом установки компенсирующих устройств, используя выражение (1.18):

, (1.18)

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА.

Полученные данные сведем в таблицу 1.5.

Таблица 1.5 - Баланс мощности

N пот	Pi Mвт	Мвт	Si МВА	Qi Мвар	Мвар	Qky Мвар	Мвар		МВА	МВА
3	28	1,4	35	21	1,3	6	11,7	15	15	28+j15
4	16	0,8	20	12	0,7	2	6,7	5	10	16+j10
5	18,8	0,9	25	16,5	1	2	10,4	5	14,5	18,8+j14,5
6	32,8	1,6	40	22,9	1,4	8	11,9	20	14,9	32,8+j14,9
7	28,5	1,4	38	25,1	1,5	11,2	15,9	28	13,9	28,5+j13,9
8	34,2	1,7	38	16,6	1	2	4,6	5	14,6	34,2+j14,6

1.2 Выбор оптимального варианта схемы сети

Исходя из географического положения Елецкого района спроектируем несколько вариантов конфигурации схемы электроснабжения района. Любая сеть может быть выполнена различными конфигурациями и схемами соединений. При составлении вариантов конфигурации сети следует исходить из следующих соображений:

а) Электрическая сеть должна обеспечить заданную надежность электроснабжения потребителей. Согласно ПУЭ, потребители первой и второй категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. При электроснабжении потребителей района от шин распределительных устройств электрических станций или подстанций энергосистемы независимыми источниками можно считать разные секции шин этих распределительных устройств, если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из секций.

Для питания потребителей первой категории применяют резервированные схемы с АВР.

Питание потребителей второй категории осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но включение резерва при этом может быть ручным. Допускается питание потребителей второй категории и по не резервированным схемам, но целесообразность такого решения должна доказываться сравнением ущерба от недоотпуска электроэнергии в послеаварийном режиме при не резервированной схеме с необходимым повышением затрат на создание резервированной схемы.

Питание потребителей третьей категории может, осуществляется по не резервированной схеме.

Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе конфигурации сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.

б) Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:

- разомкнутые не резервированные радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;

- разомкнутые резервированные радиальные и магистральные, выполняемые двуцепными линиями;

- замкнутые резервированные (в том числе с двусторонним питанием), выполняемые одноцепными линиями.

Выбор конкретного типа схемы определяется взаимным расположением пунктов потребления и составом потребителей по категориям.

в) Применение более сложных замкнутых схем повышает надежность электроснабжения, но имеет и отрицательные стороны. Как правило, применение замкнутой схемы электроснабжения экономически целесообразно только в том случае, если суммарная длина линий замкнутой сети получается существенно ниже, чем суммарная длина линий разомкнутой сети (в одноцепном исчислении), то есть, если экономятся капиталовложения на строительство линий и требуется меньший расход алюминия. Применение замкнутой сети, как правило, экономически нецелесообразно, если при объединении линий в замкнутый контур образуется протяженный малонагруженный участок.

г) Комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать необходимое качество электроснабжения потребителей и выполнение технических ограничений электрооборудования линий и подстанций.

Разработку вариантов необходимо начинать на основе принципов, приведенных выше, и с учетом соображений альтернативности качеств и показателей определенных типов схем сетей.

Примеры возможных вариантов расчётных схем показаны на рис. 1-5.



Рисунок 1.1 - Схема электроснабжения Елецкого района вариант №1

Рисунок 1.2 - Схема электроснабжения Елецкого района вариант №2



Рисунок 1.3 - Схема электроснабжения Елецкого района вариант №3

Рисунок 1.4 - Схема электроснабжения Елецкого района вариант №4



Рисунок 1.5 - Схема электроснабжения Елецкого района вариант №5

В соответствии с заданием на выпускную работу состав потребителей в процентах по категориям надёжности 30/30/40. При выборе конфигурации сети исходят из высшей категории потребителей, т.е. первой.

Рассмотрение составленных схем.

Схема №1:

Длина проводов линии электропередач составляет:

?2-3=40 км, ?6-3=40 км, ?6-5=44 км, ?5-1=30 км,

?1-4=45 км, ?1-7=60 км, ?7-8=52 км,

n=24 - количество выключателей и отсюда следует что:

?_выкл =24^.4=96 км,

?_общ=км.

Схема №2:

Длина проводов линии электропередач составляет:

?2-3=40 км, ?6-3=40 км, ?6-5=44 км, ?5-1=30 км,

?1-4=30 км, ?4-7=50 км, ?7-8=35 км, ?8-2=22 км,

n=22 - количество выключателей и отсюда следует что:

?_выкл =22^.4=88 км,

?_общ = км.

Схема №3:

Длина проводов линии электропередач составляет:

?6-3=60 км, ?6-5=66 км, ?5-1=45 км,

?1-4=30 км, ?4-7=50 км, ?7-8=35 км, ?8-2=22 км,

n=25 - количество выключателей и отсюда следует что:

?_выкл =25^.4=100 км,

?_общ = км.

Схема №4:

Длина проводов линии электропередач составляет:

?2-3=40 км, ?6-3=40 км, ?6-1=60 км, ?1-5=45 км,

?1-7=60 км, ?1-4=30 км, ?4-8=65 км, ?8-2=22 км,

n=24 - количество выключателей и отсюда следует что:

?_выкл =24^.4=96 км,

?_общ = км.

Схема №5:

Длина проводов линии электропередач составляет:

?6-3=60 км, ?6-1=90 км, ?1-5=45 км, ?2-7=20 км,

?1-7=40 км, ?1-4=30 км, ?4-8=65 км, ?8-2=22 км,

n=26 - количество выключателей и отсюда следует что:

?_выкл =26^.4=104 км,

?_общ = км.

Исходя из минимальных затрат выбираются три схемы, которые являются наименьшими по протяжённости:

Схема №1=407 км,

Схема №2=379 км,

Схема №3=408 км,

Схема №4=458 км,

Схема №5=476 км.

Учитывая, что кольцевые схемы дешевле, для предварительного расчёта приняты три схемы: схема№1, схема№2, схема№3.

1.3 Предварительный электрический расчет отобранных вариантов

Задачей предварительного расчета является приближенное определение некоторых параметров сети, на основании которых можно было бы сделать технико-экономическое сравнение отобранных вариантов и выбрать из них лучший.

В приближенном расчете находим:

1. Потокораспределение сети;

2. Сечение проводов на всех участках;

3. Потери активной мощности и наибольшая потеря напряжения в нормальном режиме;

4. Потокораспределение в наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

При предварительном расчете режима сети делаются следующие допущения:

1. Потери мощности в трансформаторах и зарядная мощность линий не учитывается;

2. Источники ограниченной мощности учитываются как нагрузки с отрицательным знаком;

3. Напряжения во всех точках сети считаются равными номинальному;

4. Район по гололеду - 3.

Расчет потокораспределения сетей производится по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленного потребителя к источнику питания.

Схема Определение потоков мощности на каждом участке линии

Рисунок 1.6 - Потокораспределение в нормальном режиме

При аварии на участке линии 5-6, питание потребителя 6 от источника 2 будет недостаточным, следовательно, участок 1-6 необходимо выполнить двухцепной линией.

Определяются потоки мощности на участках ЛЭП:

МВА.

По 1 закону Кирхгофа для узла 7:

,

.

Так как источник 2 - источник ограниченной мощности, то потокораспределение начинается с источника №2:

.

По 1 закону Кирхгофа для узла 3:

.

По 1 закону Кирхгофа для узла 6:

.

Направление потока мощности на участках 5-6 и 6 -3 изменится и точка 6 будет точкой потокораздела.

Рисунок 1.7 - Потокораспределение в нормальном режиме

По 1 закону Кирхгофа для узла 5:

,

Для предварительного выбора напряжения источника пользуются формулой Илларионова:

, (1.19)

где Р_kj - передаваемая мощность по наиболее загруженному головному участку активная мощность, МВт,

l_kj - длина этого участка, км.

кВ.

Принимается кВ.

Определение токов на участках линии и выбор сечения линии

Определяются токи на участках линии, и методом экономических интервалов тока определяем сечение участков сети, т.к. линия 1-6, 1-7, 1-4 двухцепные, то значение тока уменьшаем в два раза. Ток участка линии определяется по формуле:

, (1.20)

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240.

Выбираются расчётные данные проводов ЛЭП марки АС. Принимается: материал опор - железобетон, 3 район по гололёду, ЛЭП-220 кВ.

Определение активных и индуктивных сопротивлений участков линии

Выбираются активные и реактивные сопротивления проводов ЛЭП марки АС.

Для каждого выбранного сечения определяют активные и индуктивные сопротивления двухцепных участков линии:

, , (1.21)

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом.

Определение потерь активной мощности и потери напряжения

Потери активной мощности по участкам определяются по формуле:

, (1.22)

где , - потоки активной и реактивной мощности на участке сети.

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт.

Далее потери мощности суммируются для всей сети:

МВт.

Затем определяется потери напряжения на участках ЛЭП по формуле.

, (1.23)

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ.

Определяется потеря напряжения в %:

 %,

%,

%,

%,

%,

%,

%.

Определение наибольшей потери напряжения, то есть потери напряжения от источника до самого удаленного потребителя:

%,

%.

Расчет послеаварийного режима данного варианта сети

Исключается одну из цепей линии на участке цепи 1-7 и 1-4

Рисунок 1.8 - Потокораспределение участка 1-7 и 1-4 в аварийном режиме

Рассчитываются активное и индуктивное сопротивление:

Ом, Ом,

Ом, Ом.

Рассчитываются потери напряжения на этом участке цепи:

кВ,

кВ,

кВ.

Определяется потеря напряжения в % в аварийном режиме:

,

.

Исключается одну из цепей линии на участке цепи 1 -2

Рисунок 1.9 - Потокораспределение участка 1-2 в аварийном режиме

Определяется потокораспределение:

S₃₆ = S' ₃ = 28 + j15 МВА,

S₅₆ = S₃₆ + S₆' = 60,8+ j29,9 МВА,

S₁₅ = S₅₆ + S₅' = 79,6+ j44,4 МВА.

Рассчитываются потери напряжения на участках цепи:

Все данные предварительного расчета схемы № 1 заносятся в таб. 1.6.

Таблица 1.6 - Нормальный режим схемы № 1

Участок	Длина км	Число цепей	Поток мощности МВА	Расчетный ток А	Стандартное сечение мм2	r0 Ом/км	x0 Ом/км	r Ом	x Ом	?P МВт	?U кВ
1-5	30	2	39,6+j14,4	55	240	0,12	0,43	1,8	6,5	0,07	1,3
5-6	44	2	20,8-j0,1	27	240	0,12	0,43	2,6	9,5	0,02	0,3
6-3	40	1	12+j15	50	240	0,12	0,43	4,8	17,2	0,02	1,4
3-2	40	1	40+j30	65	240	0,12	0,43	4,8	17,2	0,15	3,3
1-7	60	2	62,7+j28,5	90	240	0,12	0,43	3,6	12,9	0,4	2,8
7-8	52	2	34,2+j14,6	48	240	0,12	0,43	3,1	11,2	0,08	1,1
1-4	45	2	16+j10	34	240	0,12	0,43	2,7	9,7	0,04	1

В результате проведенных расчетов в послеаварийном режиме получилось что, суммарные потери в аварийном режиме находятся не выше допустимого предела УДU_доп% =12%, значит, схема подходит для дальнейшего экономического расчета.

Схема 2. Определение потоков мощности на каждом участке линии

Рисунок 1.10 - Потокораспределение в нормальном режиме



Получим следующее потокораспределение:

Направление потока мощности на участках 6-3 и 3-2 изменится и точка 3 будет точкой потокораздела.

Направление потока мощности на участках 2-8 и 8-7 изменится и точка 8 будет точкой потокораздела.

Рисунок 1.11 - Потокораспределение участка 1-3 в нормальном режиме



Рисунок 1.12 - Потокораспределение участка 3-8 и 8-1 в нормальном режиме

При аварии на участке линии 6-3 и 7-8, питание потребителя 3 и 8 соответственно от источника 2 будет недостаточным, следовательно, участок 1-3 и 1-8 необходимо выполнить двухцепной линией.

Определение номинального напряжения:

.

Принимается кВ.

Определение токов на участках линии и выбор сечения линии

Определяются токи на участках линии, и методом экономических интервалов тока определяются сечения участков сети.

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240.

Определение активных и индуктивных сопротивлений участков линии

Для каждого выбранного сечения определяют активные и индуктивные сопротивления участков линии, которые для одноцепной линии определяются по формуле:

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом.

Определение потерь активной мощности и потери напряжения

Потери активной мощности по участкам:

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт.

Далее потери мощности суммируются для всей сети:

МВт.

Определяется потери напряжения на участках ЛЭП:

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ.

кВ.

Определяется потеря напряжения в %:

%,

%,

%,

%,

%,

%,

%,

%.

Определяются наибольшие потери напряжения, то есть потери напряжения от источника до самого удаленного потребителя:

%,

%.

Рисунок 1.13 - Потокораспределение участка 1-2 в аварийном режиме

Расчет послеаварийного режима данного варианта сети

Исключается одну из цепей линии на участке цепи 1 -2

Определяется потокораспределение:

S₃₆ = S' ₃ = 28 + j15 МВА,

S₅₆ = S₃₆ + S₆' = 60,8+ j29,9 МВА,

S₁₅ = S₅₆ + S₅' = 79,6+ j44,4 МВА.

Рассчитываются потери напряжения на участках цепи:



Исключается линия на участке цепи 1-2.

Рисунок 1.14 - Потокораспределение в аварийном режиме

Определяется потокораспределение:

S₇₈ = S' ₈ = 34,2 + j14,6 МВА,

S₄₇ = S₇₈ + S₇' = 62,7 + j28,5 МВА,

S₁₄ = S₄₇ + S₄' = 78,9+ j38,5 МВА.

Рассчитываются потери напряжения на участках цепи:

В результате проведенных расчетов в послеаварийном режиме получили что, суммарные потери в аварийном режиме не превысили допустимый предел УДU_доп% =12%. Поэтому схему 2 в экономический расчет включаем.

По итогам расчета нормального и аварийного режима сети для схемы 2 составляется таблица 1.7.

Таблица 1.7 - Нормальный режим схемы № 2

Уч.	Длина км	Число цепей	Поток мощности МВА	Расчетный ток А	Стандартное сечение мм2	r0 Ом/км	x0 Ом/км	R Ом	X Ом	?P МВт	?U кВ
1-4	30	2	55,8+25,9j	87	240	0,12	0,43	1,8	6,5	0,16	2,2
4-7	50	2	39,8+j15,9	57	240	0,12	0,43	2,6	9,5	0,12	1,2
7-8	35	2	11,3+2j	10	240	0,12	0,43	2,4	8,6	0,003	0,1
8-2	22	1	22,9+j12,6	64	240	0,12	0,43	4,8	17,2	0,06	1,6
1-5	30	2	62,5+30j	99	240	0,12	0,43	1,8	6,5	0,23	1,4
5-6	44	2	43,7+j15,5	63	240	0,12	0,43	3	10,8	0,14	1,3
6-3	40	2	10,9+0,6j	18	240	0,12	0,43	2,1	7,5	0,01	0,2
3-2	40	1	17,1+j14,4	64	240	0,12	0,43	2,6	4,7	0,03	0,6

При аварии на участке линии 4-7, питание потребителя 7 от источника 2 будет недостаточным, следовательно, участок 1-7 необходимо выполнить двухцепной линией.

Определяются потоки мощности на участках ЛЭП:

МВА.

Схема 3. Определение потоков мощности на каждом участке линии

Рисунок 1.15 - Потокораспределение в нормальном режиме

По 1 закону Кирхгофа для узла 6:

.

По 1 закону Кирхгофа для узла 5:

.

Так как источник 2 - источник ограниченной мощности, то потокораспределение начинается с источника №2:

.

По 1 закону Кирхгофа для узла 8:

.

По 1 закону Кирхгофа для узла 7:

.

Направление потока мощности на участках 4-7 и 7 -2 изменится и точка 7 будет точкой потокораздела.

По 1 закону Кирхгофа для узла 4:

,



Рисунок 1.16 - Потокораспределение в нормальном режиме

Определение номинального напряжения:

кВ.

Примем U_н =220 кВ.

Определение токов на участках линии и выбор сечения линии

Определяются токи на участках линии, и методом экономических интервалов тока определяем сечение участков сети, так как линии выполнены двуцепными линиями, то значение тока уменьшаем в 2 раза:

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240,

А провод АС-240.

Определение активных и индуктивных сопротивлений участков линии

- для двухцепной линии:

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Ом, Ом.

Определение потерь активной мощности и потери напряжения

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт.

Далее потери мощности суммируются для всей сети:

МВт.

Затем определяется потери напряжения на участках ЛЭП.

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ,

кВ.

Определяются потери напряжения в %:

%,

%,

%,

%,

%,

%,

%.

Определяется наибольшая потеря напряжения, то есть потерю напряжения от источника до самого удаленного потребителя:

%,

Расчет послеаварийного режима данного варианта сети

Исключается линия на участке цепи 1-2



Рисунок 1.17 - Потокораспределение в аварийном режиме

Определяется потокораспределение:

S₇₈ = S' ₈ = 34,2 + j14,6 МВА,

S₄₇ = S₇₈ + S₇' = 62,7 + j28,5 МВА,

S₁₄ = S₄₇ + S₄' = 78,9+ j38,5 МВА.

Рассчитываются потери напряжения на участках цепи:

Исключается линия на участке цепи 1-5

Рисунок 1.18 - Потокораспределение в аварийном режиме

Рассчитается активное и индуктивное сопротивление:

Ом, Ом,

Рассчитывается потеря напряжения на участках цепи:

кВ,

кВ,

кВ,

Определяется потеря напряжения в % в аварийном режиме:

.

Все данные предварительного расчета схемы № 3 занесем в таб. 1.8.

Таблица 1.8 - Нормальный режим схемы № 3

Уч.	Длина км	Число цепей	Поток мощности МВА	Расчетный ток А	Стандарт ное сечение мм2	r0 Ом/км	x0 Ом/км	r Ом	x Ом	?P МВт	?U кВ
1-4	30	2	38,7+j8,1	66	240	0,12	0,43	1,8	6,5	0,1	0,8
4-7	50	2	2,7-j1,9	35	240	0,12	0,43	3	10,8	0,05	0,5
7-8	35	1	5,8+j15,4	42	240	0,12	0,43	4,2	15	0,02	1,1
8-2	22	1	40+j30	130	240	0,12	0,43	2,6	4,7	0,13	1,1
1-5	45	2	91,3+j37,1	128	240	0,12	0,43	1,8	6,5	0,35	3,1
5-6	66	2	53,5+26,8j	79	240	0,12	0,43	2,6	9,5	0,2	1,9
6-3	60	2	28+j15	41	240	0,12	0,43	2,4	8,6	0,05	0,9

Вывод: Согласно заданию предельно допустимыми потерями напряжения считается УДU_доп%=12%. Значит, схема № 3 проходит для дальнейшего расчета по допустимым потерям напряжения и по допустимому длительному току.

1.4 Технико-экономическое сравнение вариантов сети

Для выбора наиболее оптимальной схемы электроснабжения района необходимо провести оценку экономической эффективности каждого из рассматриваемых вариантов.

Более подробный расчет приведен в пункте 4 (Организационно-экономическая чать) дипломного проекта.

На основании анализа экономической эффективности сравниваемых вариантов делается вывод, что предпочтение отдаётся к реализации варианта схемы № 3 СЭС, поэтому принимается более экономичная схема №1.

1.5 Выбор трансформаторов на подстанции потребителей

Основными критериями выбора оптимальной мощности трансформаторов являются:

Таблица 1.9 - Технико-экономическое сравнение вариантов

№ п/п	Составляющие затрат	Расчет затрат	Величина затрат т.руб
		Схема 1 - (1 вариант)	Схема 2 - (2 вариант)	Схема 3 - (вариант 3)	Схема 1	Схема 2	Схема 3
1	Стоимость ВЛ 220 кВ	154 · 1120 + 157 · 2120	299 · 1120	137 · 1120 + 171 · 2120	505320	334880	515960
2	Затраты на устройство лежневых дорог	311 · 370	291 · 370	308 · 370	115070	107670	113960
3	Затраты с учетом зонального коэф.	(505320+115070)·1,0	(334880+107670)·1,0	(515960+113960)·1,0	620390	442550	529920
4	Ст-ть земельного участка под опоры	19·40·311·10-3	19·40·291·10-3	19·40·308·10-3	236,4	221,2	234,1
5	НДС по п. 5	236,4·1,18	221,2·1,18	234,1·1,18	278,95	261,02	276,24
6	Ст-ть в текущем уровне цен	620390·3,86+278,95·1,1204	442550·3,86+261,02·1,1204	529920·3,86+276,24·1,1204	2395017,82	1708535,34	2045800,59
7	Затраты на ПИР, благоустройство (12%)	2395017,82·0,12	1708535,34·0,12	2045800,59·0,12	287402,14	205024,24	245496,07
8	Общие затраты	2395017,82+287402,14	1708535,34+205024,24	2045800,59+245496,07	2682420	1913560	2291297

- экономические соображения, обеспечивающие максимум ЧДД (чистый дисконтированный доход);

- условия нагрева, зависящие от графика нагрузки;

- температуры окружающей среды, коэффициента начальной загрузки и длительности максимума.

Так как преобладают потребители 1-й и 2-й категорий, принимается к установке по два трансформатора в пунктах (подстанциях) № 3, 4, 5, 6, 7, 8.

Определяется расчётная мощность трансформатора на подстанции по формуле:

, (1.24)

где - коэффициент загрузки, =0,7,

n - количество транчформаторов, n=2.

МВА.

Для пункта № 3 выбирается трансформатор типа ТРДН - 40000/220.

МВА.

Для пункта № 4 выбирается трансформатор типа ТРДН - 40000/220.

МВА.

Для пункта № 5 выбирается трансформатор типа ТРДН - 40000/220.

МВА.

Для пункта № 6 выбирается трансформатор типа ТРДН - 40000/220.

МВА.

Для пункта № 7 выбирается трансформатор типа ТРДН - 40000/220.

МВА.

Для пункта № 8 выбирается трансформатор типа ТРДН -40000/220.

По справочнику выбираются силовые трансформаторы с высшим напряжением 220 кВ для каждого пункта, сведения о которых представлены в табл. 1.11.

Таблица 1.11 - Технические данные выбранных трансформаторов

Тип трансформатора	SТР МВА	UH BH кВ	UH HH кВ	UK %	кВт	кВт	%	R, Ом	X, Ом	Пункт потребителя
ТРДН - 40000/220	40	230	10,5	12	170	50	0,9	5,6	158,7	3,4,5,6,7,8

Типы выбранных трансформаторов:

ТРДН - трансформатор трехфазный с расщеплённой обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла с системой регулирования напряжения под нагрузкой.

Рассчитываются потери активной мощности в трансформаторе по формуле:

, (1.25)

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт,

МВт.

Рассчитываются потери реактивной мощности в трансформаторе по формуле:

, (1.26)

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Мвар.

Определяется зарядная мощность участков сети, примыкающих к подстанции по формуле:

, (1.27)

Мвар,

Мвар,



Рисунок 1.19 - Расчетная схема сети

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Мвар.

Определяются расчетные нагрузки подстанций по формуле:

, (1.28)

где S_i - нагрузка потребителя в соответствующем режиме на стороне низшего напряжения подстанции, МВА,

ДP_тр, ДQ_тр - потери активной и реактивной мощности в трансформаторах, соответственно МВт, Мвар,

Q_ci/2 - зарядная мощность участка сети, примыкающего к подстанции, Мвар.

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА.

1.7 Определение действительных напряжений

Основным экономически целесообразным средством регулирования напряжения в сети являются трансформаторы с регулированием коэффициента трансформации под нагрузкой (РПН).

В этом пункте проекта выбираем рабочие ответвления понижающих трансформаторов, обеспечивающие поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех рассматриваемых режимах работы.

Рассчитаем только напряжение 7 потребителя в наибольшем, наименьшем и аварийном режимах соответственно.

Регулирование напряжения в режиме наибольших нагрузок

Напряжение расчетного ответвления устройства РПН, которое бы обеспечило желаемое напряжение на стороне низкого напряжения определяется по формуле:

, (1.29)

где U_i^' -напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН, кВ,

U_хх = 11кВ - напряжение холостого хода трансформатора, кВ,

U_жел = 10,4кВ - желаемое напряжение на стороне НН, кВ.

Определяется напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН по формуле:

, (1.30)

кВ.

Стандартное напряжение ответвления находится по формуле:

, (1.31)

где n - номер ответвления,

Е - ступень регулирования, %,

nE - предел регулирования, равный ±9•1,78.

Подбирая номер ответвления n добиваются, чтобы U_1отв = U_отв.

В наибольшем режиме n = +5 соответственно:

кВ.

Определяется действительное напряжение на шинах НН по формуле (1.29):

кВ.

Регулирование напряжения в режиме наименьших нагрузок

Определяется напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН:

кВ.

В наименьшем режиме n = +4 соответственно:

кВ.

Определяется действительное напряжение на шинах НН в режиме наибольших нагрузок:

кВ.

Регулирование напряжения в послеаварийном режиме

Определяется напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН:

кВ.

Стандартное напряжение ответвления:

В аварийном режиме n = +2 соответственно

кВ.

Определяется действительное напряжение на шинах НН в режиме аварийных нагрузок:

кВ.

2. Проектирование понизительной трансформаторной подстанции

2.1 Разработка электрической части трансформаторной подстанции

В настоящее время на проектирование подстанций занято огромное количество инженерно-технических работников, накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и, в частности, в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередь оказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационного и ремонтного персонала на подстанции.

При проектировании ТП решены следующие вопросы, являющиеся исходными для выполнения проекта подстанции:

• назначение и роль подстанции;

• схема присоединения к системе;

• мощность и токи короткого замыкания на сторонах ВН и НН;

• режим заземления нейтралей трансформаторов.

Требования к схеме подстанции, вытекающие из расчетов электродинамической устойчивости.

Надежность уже выбранной главной схемы электрических соединений определяется надежностью ее составляющих элементов, в число которых входят силовые трансформаторы, отделители, разъединители, короткозамыкатели, сборные шины, выключатели, а также линии электропередачи.

Экономическая целесообразность главной схемы электрических соединений подстанции определяется суммарными минимальными расчетными затратами.

Экономичность главной схемы подстанции достигается за счет:

Применения упрощенной схемы без выключателей на высшем напряжении;

Избежание создания сложных коммутационных узлов;

Применение трехфазных трансформаторов.

Из выше изложенного следует, что основными требованиями, которыми должна удовлетворять главная схема электрических соединений подстанции являются:

Надежность электроснабжения, экономичность, сохранение устойчивости электропередачи.

Таким образом, курсовой проект представленный далее раскрывает все аспекты, изложенные выше, поэтому можно с уверенностью сказать, что вопросы, решённые в данной работе могли бы применятся на практике в различных энергетических предприятиях и объектах.

Выбор силового трансформатора производится в зависимости от его номинальной мощности и напряжения подаваемого на первичную обмотку трансформатора.

Таблица 2.1 Технические данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов

Тип трансформатора	SТР МВА	UH BH кВ	UH HH кВ	UK %	кВт	кВт	R, Ом	Х, Ом	%
ТРДН - 40000/220	40	230	11	12	170	50	5,6	159	0,9

Составление схемы выдачи электрической энергии.

На основании задания на дипломный проект составляется схема выдачи электроэнергии, которая необходима для расчетов токов в нормальном режиме работы. Согласно заданию имеются три категории потребителей электроэнергии, две питающие линии напряжением 220 кВ и 12 отходящих линий напряжением 10 кВ.

Деление схемы на две секции секционированным выключателем делает ее более гибкой и обеспечивает бесперебойность питания потребителей. Для надежности применена мостиковая перемычка.

Определение значений токов на присоединениях.

Определяются значения токов на стороне высшего напряжения.

, (2.1)

Рисунок 2.1 - Схема выдачи электроэнергии ТП 220/10 кВ с двумя трансформаторами мощностью 40 МВА

.

Определяются значения токов на стороне низшего напряжения.

, (2.2)

.

Определяются значения токов на отходящих линиях.

, (2.3)

,

,

,

.

Составление схемы первичных соединений трансформаторной подстанции.

Так как данная подстанция является ответвительной, то на этом основании выбирается проходная схема 220-5Н, которая представлена на рисунке 2.2.

В зависимости от величины напряжения ее тока выбираются коммутационные аппараты.

Принципиальный выбор аппаратов на присоединение.



Рисунок 2.2 - Схема первичных соединений подстанции 220/10 с двумя трансформаторами ТРДЦН Sн=40 МВА.

Проектируемая ТП-220/10 кВ предназначена для электроснабжения коммунально-бытовых и промышленных потребителей. На всех ступенях электроснабжения применяются блочные схемы электрических соединений подстанции без сборных шин. На напряжение 10 кВ применяется схема с двойной системой шин, секционированной на две части выключателем. К каждой секции присоединено несколько кабельных или воздушных линии напряжением 10 кВ.

2.2 Выбор оборудования и коммутационной аппаратуры по параметрам рабочего режима

Согласно нормам технологического проектирования выбор схем распределительных устройств определяется напряжением распределительных устройств, количеством присоединений и наличием аварийного резерва в системе.

Критерием оптимальности является минимум приведенных затрат с учетом ущерба от недоотпуска электрической энергии с шин проектируемой подстанции из-за отказов оборудования распределительных устройств.

Для определения вероятности ремонтного режима схемы распределительных устройств выявляются элементы, вывод в ремонт которых влияет на надежность схемы. К числу таких элементов относятся выключатели и системы шин, непосредственно соединенные с трансформатором и потребителем.

Проектируемая ТП-220/10 кВ имеет распределительные устройства, служащие для приема и распределения электроэнергии и содержащие коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные шины и вспомогательные устройства.

Распределительные устройства высшего напряжения выполняют открытыми (ОРУ), низшего - закрытыми (ЗРУ) или комплектными (КРУ). Применение ОРУ уменьшает стоимость и сокращает сроки монтажа, замены и демонтажа электрического оборудования подстанций. Однако обслуживание ОРУ несколько сложнее, чем ЗРУ.

В проекте рассматривается вариант применения комплектной трансформаторной подстанции блочной модернизированной на напряжение 220 кВ типа КТПБ(М)220.

Таблица 2....