Выбор номинального напряжения электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Выбор номинального напряжения электрической сети

Для выбранной конфигурации электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение по формуле

Длины трасс линий:

км; км; км; км; км.

Предварительно рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности, и используя вместо сопротивлений длины линий.

Расчет начинаем с замкнутого контура (кольца) А-9-7-А. Разрежем его по точке питания А, представим в виде линии с двухсторонним питанием, (рис. 2) и определим соответствующие мощности. Задаем точку потокораздела и направления мощностей.

По первому закону Кирхгофа определим мощность на участке 7-9 :

Определим мощности, передаваемые по каждой цепи двухцепных линий:

Для первой цепи (1ц) линии А-6

Для первой цепи (1ц) линии 2-6

Для вторых цепей (2ц) указанных линий значения мощностей будут такими же.

Экономически целесообразными напряжениями для указанных линий:



Длины трасс линий:

км; км; км; км.

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой электрической сети

Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети рассчитывается по формуле:

,

где - наибольшая активная нагрузка подстанции i, i=1,2,….n;

=0,95-0,96 - коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанций;

=0,05 - суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанций.

По формуле определим наибольшую суммарную активную мощность, потребляемую в проектируемой сети, с учетом коэффициента , и суммарных потерь мощности в сети :

.

Для каждого узла определим наибольшую реактивную нагрузку [Мвар] и наибольшую полную нагрузку [МВ·А]:

Для 2-ой подстанции наибольшая реактивная нагрузка:

Для 6-ой:

Для 7-ой:

Для 9-ой:

Затем по формуле находим наибольшую полную нагрузку для каждой подстанции:

Для 2-ой подстанции наибольшая полная нагрузка:

Учитывая, что по условиям задачи мы производим одну трансформацию напряжения со 110 кВ до 10 кВ, то = 1:

Суммарную наибольшую реактивную мощность, потребляемую от источника питания (А) проектируемой сети определяем по формуле:

- коэффициент одновременности наибольших реактивных нагрузок потребителей 0,98;

н - наибольшая реактивная нагрузка узла i;

n - количество пунктов потребления электроэнергии;

- потери реактивной мощности в линии l;

l - номера линий в проектируемой сети;

- реактивная мощность, генерируемая линией l;

- суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах.

3. Выбор типа, мощности и места установки компенсирующих устройств

Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности сравниваем со значением реактивной мощности Qc, которую экономически целесообразно получать из системы в проектируемую сеть:

Qc =1070,395=42, 265 Мвар

Учитывая, что Qп,нб > Qс , то в проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется из выражения:

Расчетная мощность конденсаторных батарей в каждом узле, удовлетворяющая требованиям баланса реактивной мощности в проектируемой сети определяется по формуле:

,

а удовлетворяющей условиям экономической целесообразности и минимизации приведенных затрат на передачу реактивной мощности по формуле:

Так как проектируется сеть напряжением 110/10кВ, то базовый экономический коэффициент реактивной мощности , а приравнивается к коэффициенту реактивной мощности источника питания сети «А» и равняется 0,395.

Количество конденсаторных установок на подстанции должно быть равным или кратным количеству секций (или обмоток низшего напряжения силовых трансформаторов). Данное условие необходимо выполнять для равномерной загрузки секций ПС (обмоток НН трансформаторов).

Для 2-ой подстанции:

,

Окончательное решение о необходимости установки конденсаторных батарей на каждой из подстанций принимается по большей из величин, вычисленных по вышеприведенным выражениям. В нашем случае по последней формуле.

Таблица 1

№ узла	Количество КУ	Тип КУ
2	4	УКЛ - 10,5 - 3150 У3
6	4	УКЛ - 10,5 - 2250 У3
7	4	УКЛ - 10,5 - 2250 У3
9	8	УКЛ - 10,5 - 2700 У3

Для 2-го узла: ,

Для 6-го узла: ,

Для 7-го узла: ,

Для 9-го узла:

где Qi - реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.



4. Выбор силовых трансформаторов понижающих подстанций

Учитывая, что по условиям задания на каждой ПС присутствуют потребители I и II категории и , то по правилам устройства электроустановок число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.

Согласно [3] и [6] мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах. Расчетная мощность одного трансформатора определяется по формуле:

Кперегр.тр. - допустимый коэффициент перегруза для трансформаторов при продолжительности перегрузки в течение суток равной по заданию tперег.сут. = 8час., Si - мощность потребляемая на подстанциях (в узлах) из системы, т.е. с учетом компенсации реактивной мощности.

По таблице Н.1. [6] согласно условиям задания определяем коэффициент Кперегр.тр.=1,1.

Таблица 2

№ узла	Полная мощность в узле, МВ·А	Расчетная мощность одного трансформатора	Количество и тип трансформаторов
2	29,03	26,39
6	19,71	17,92
7	21,75	19,77
9	40,73	37,03

Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов с обмоткой НН расщепленной на две напряжением 10 кВ

Таблица 3

Справочные данные
	25	40
Пределы регулирования на стороне ВН
	115	115
	10,5	10,5
Uк ВН-НН , %	10,5	10,5
	120	170
	25	34
	0,45	0,55

5. Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи

Вариант 1

Для проектируемой сети определим распределение полных мощностей (S) без учета потерь в линиях по участкам сети.

Рассмотрим в начале «кольцо А-7-9-А» - линию с двухсторонним питанием (А-7-9-А)

Определим потоки полной мощности по упрощенным формулам по участкам А-7, А-9, 7-9:

По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :



Определим потоки полной мощности по участкам А-6, 6-2 по каждой цепи двухцепных линий:

Сечение проводов (F) определяется из соотношения: , где

Сечения, полученные в результате расчета, округляются до ближайшего стандартного значения.

Выбираем сечения сталеалюминевых проводов. Для линий 110 кВ наименьшее сечение сталеалюминевого провода по механической прочности равно 120. Таким образом, для линий выбираем следующие сечения:

Для А-7: 120/19; для 7-9: 120/19; для А-9: 185/29; для А-6: 120/19; для 6-2: 120/19.

Проверяем выбранные сечения по условиям нагрева проводов ВЛ в послеаварийном режиме.

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:

Рассмотрим кольцо (А-7-9-А):

- при обрыве линии А - 7 (наиболее нагруженной будет линия А - 9):



Затем рассмотрим двухцепные линии А-6 и 6-2:

- обрыв одной цепи линии А - 6:

- обрыв одной цепи линии 6 - 2:

По вычисленным расчетным токам по таблице определяем ближайшие большие или равные допустимые токи по нагреву и уже по ним выбираем допустимые сечения:

Для А - 9: 344,33 А < 510 A (185/29);

Для А - 7: 344,33 А < 390 A, (120/19);

Для 7 - 9: 224,46 А < 390 А (120/19);

Для А - 6: 268,61 А < 390 А (120/19);

Для 6 - 3: 160 А < 390 А (120/19);

Окончательный выбор сечений проводов заключается в принятии большего сечения из двух вышеперечисленных условий выбора. Все полученные результаты запишем в таблицу.



Таблица 4

Линия	А - 7	А - 9	7 - 9	А - 6	6 - 2
	122	222,32	2,05	122	72,73
	344,33	344,33	224,46	268,61	160
	390	510	390	390	390
Марка провода	АС - 120/19	АС - 185/29	АС - 120/19	АС - 120/19	АС - 120/19

Для этого вычислим потоки полной мощности в линиях в послеаварийном режиме

Затем определим расчетные токи в линиях в послеаварийном режиме

Для А - 9: 344,33 А < 450 A (150/24);

Для 7 - 9: 120А < 390 А (120/19);

Для А - 6: 268,61 А < 390 А (120/19);

Для 6 - 3: 160 А < 390 А (120/19);

Полученные результаты заносим в таблицу:

Таблица 5

Линия	А - 9	7 - 9	А - 6	6 - 2
	172,16	59,9	134,3	80
	344,33	120	268,61	160
	450	390	390	390
Марка провода	АС - 150/24	АС - 120/19	АС - 120/19	АС - 120/19

6. Расчет технико-экономических показателей районной
электрической сети

Метод среднегодового необходимого дохода, применим для поиска и оценки вариантов электрических схем соединения подстанции нагрузок в единую распределительную электрическую сеть 110 кВ. Данный метод применяется многими регулируемыми энерго-компаниями России и является достаточным критерием оценки экономической эффективности для выбора электрической сети.

Определим капитальные вложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи по формуле (16)

(базисные показатели стоимости ВЛ приведены в ценах 2000г, коэффициент индексации цен )



Капитальные вложения в строительство распределительных устройств 110/10 кВ.

Стоимость трансформаторов:

Стоимость компенсирующих устройств с выключателями. Таблица 6

Марка	Стоимость, тыс. руб.	Количество	Итоговая стоимость, тыс. руб.
УКЛ-10,5-3150У3	760*4,27=3245,2	4	12980,8
УКЛ-10,5-2250У3	525,5*4,27=2243,885	4	8975,54
УКЛ-10,5-2250У3	525,5*4,27=2243,885	4	8975,54
УКЛ-10,5-2700У3	615,5*4,27=2628,185	8	21025,48

Таблица 7

Наименование РУ	Стоимость, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Номер узла	Всего, тыс. руб.
РУ-110 кВ. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	66000*4,27= 281820	38000*4,27= 162260	2	444080
РУ-110 кВ. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	69000*4,27= 294630	41000*4,27= 175070	7, 9	939400
РУ 110 кВ. одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин	130000*4,27= 555100	47500*4,27= 202825	А, 6	1515850

Итоговые капитальные затраты на строительство электрической сети 110/10 кВ определяется по формуле



Расчёт суммарных годовых потерь электроэнергии.

Потери электрической энергии в трансформаторах определяется формулой: электрический сеть трансформатор проводник

,

Потери электрической мощности в линиях электропередач определяются как:

Суммарные потери в линиях:

Стоимость электроэнергии принимаем условно равной 1 руб/кВт•ч. Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле:

:

Определим капитальные вложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи по формуле (базисные показатели стоимости ВЛ приведены в ценах 2000г, коэффициент индексации цен ):

Стоимость трансформаторов:

Стоимость компенсирующих устройств с выключателями.

Таблица 8

Марка	Стоимость, тыс. руб.	Количество	Итоговая стоимость, тыс. руб.
УКЛ-10,5-3150У3	760*4,27=3245,2	4	12980,8
УКЛ-10,5-2250У3	525,5*4,27=2243,885	4	8975,54
УКЛ-10,5-2250У3	525,5*4,27=2243,885	4	8975,54
УКЛ-10,5-2700У3	615,5*4,27=2628,185	8	21025,48

В сумме:

Стоимость оборудования подстанции 110/10 кВ.

Таблица 9

Наименование РУ	Стоимость, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Номер узла	Всего, тыс. руб.
РУ-110 кВ. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	66000*4,27= 281820	38000*4,27= 162260	2, 7	888160
РУ 110 кВ. одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин	130000*4,27=555100	47500*4,27= 202825	А, 6, 9	2273775

Расчёт суммарных годовых потерь электроэнергии.

Потери электрической энергии в трансформаторах определяется формулой:

,

где - время, в течение которого используется максимум нагрузки.

Суммарные потери в трансформаторах:

Потери электрической мощности в линиях электропередач определяются как:



Стоимость электроэнергии принимаем условно равной 1 руб/кВт•ч.

Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле::

Сравним экономическую эффективность обоих вариантов.

Объём реализованной продукции.

Издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание определяются по формуле по таблице 6.1. [1]

Стоимость потерь электроэнергии:

Суммарные издержки определяем по формуле

Определяем прибыль как



Налог на прибыль принимаем 24%:

Т.е. рентабельность второго варианта несколько выше, чем у первого.

Определим срок окупаемости по формуле

:

,

7. Расчет режимов сети

Максимальный режим

Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах

Определение расчетной нагрузки узлов (ПС) предшествует расчету режимов РЭС. Напряжение в сети принимается равным номинальному.

Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:

- потери полной мощности в трансформаторе, состоящие из потерь холостого хода и потерь короткого замыкания (нагрузочных) МВА;

- генерируемые реактивные мощности линий подходящих к узлу Мвар.

Емкостные мощности линий определяются по номинальным напряжениям:

Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:

- длина линии, км.

Для параллельных линий:

- реальная загрузка одного трансформатора i-ой ПС;

, , , - справочные данные.

.

Для ПС № 6 ():

.

.

Определим расчетные нагрузки по каждому трансформатору соответствующих ПС:



;

;

;

.

;

.

Полное сопротивление линии А - 6:

.

Определение значения напряжения в узловых точках в точках на стороне ВН) в максимальном режиме

Расчет проводим от начала (от известного заданного значения напряжения в т. А) к концам.



;

Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения для каждого из трансформаторов с расщепленными обмотками типа ТРДН для подстанций 2, 6, 7 и 9 , определяется по формуле:

Регулирование напряжения в электрической сетив максимальном режиме

;

;

;

;

;

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения , определим по выражению:

По выражению рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения ():

Для ПС № 2:



, округляем .

, округляем .

, округляем .

Таблица 10

№ ПС
2	114,77	0	10,48	4,8
6	115,33	0	10,53	5,3
7	114,56	0	10,46	4,6
9	114,57	0	10,46	4,6

Расчет послеаварийного режима

Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения для каждого из трансформаторов с расщепленными обмотками типа ТРДН для подстанций 2, 6, 7 и 9 , определяется по формуле:

,



где - активная и реактивная мощности, поступающие в трансформатор (после потерь холостого хода) на стороне ВН;

, - активное и реактивное сопротивления обмотки ВН;

, - активное и реактивное сопротивления обмотки НН1 или НН2 трансформаторов, определенные расчетным путем.

;

;

Для ПС № 6 и 7 ():

;

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения , определим по выражению:

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле:



По выражению рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения ():

Для ПС № 2:

, округляем .

, округляем .

Для ПС № 7:

, округляем .

Для ПС № 9:

, округляем .



Результаты расчета запишем в таблицу

Таблица 10

№ ПС
2	102,4	-6	10,47	4,7
6	103,04	-6	10,53	5,3
7	102,16	-6	10,44	4,4
9	102,16	-6	10,44	4,4

Выбранные рабочие ответвления понижающих трансформаторов обеспечивают поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех рассмотренных режимах работы.



Заключение

В заключение следует отметить, что при проектировании различных возможных конфигураций районной электрической сети не может присутствовать шаблонность. Даже при одинаковых в основной массе параметрах, несущественная, казалось бы на первый взгляд, разница остальных в итоге может привести к несостоятельности проектируемых электросетях, как по техническим показателям, так и по экономическим. То есть если по техническим параметрам проектируемая РЭС, может полностью удовлетворять предъявляемым требованиям, то при проведении экономических расчетов ее рентабельность вызывает сомнения и наоборот.

В результате проведенных расчетов из двух выбранных вариантов конфигурации районной электрической сети, наиболее выгодным и по техническим и по экономическим показателям оказался второй вариант.

Размещено на Allbest.ru

...