Передача и распределение электрической энергии

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«Тверской государственный технический университет»

(«ТвГТУ»)

Кафедра «Электроснабжения и электротехники»

Курсовой проект

«Передача и распределение электрической энергии»

по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети».

Вариант №23

Выполнил: Миловидов А.А.

Группа: ЭЛЭ-1207

Приняла: Араратьян Л.С.

Тверь 2015



Содержание

Введение

1. Исходные данные

2. Графики электрических нагрузок потребителей и системы

3. Выбор конфигурации схемы электроснабжения, схем электрических подстанций и номинальных напряжений сети

4. Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий

5. Выбор генераторов на ТЭЦ и трансформаторов связи

6. Выбор оптимального варианта электрической сети на основе технико-экономического сравнения

7. Расчёт нормальных (максимального, минимального) и послеаварийного режимов для выбранного варианта сети

8. Баланс активных и реактивных мощностей в проектируемой сети

9. Выбор ответвлений трансформаторов из условия допускаемого отклонения напряжения у потребителей

Список литературы



Введение

Энергетические системы - это объединение электростанций, линий передачи, подстанций для параллельной работы на общую нагрузку, а также тепловых сетей, работающих по согласованному режиму.

Районные энергосистемы, объединенные межсистемными связями, служащими для обмена мощностью образуют объединенные энергосистемы.

Основные преимущества объединения энергосистем.

1. Надежность работы. Если поврежден какой-то элемент (генератор, трансформатор или линия), то потребитель продолжает получать энергию от системы через другие неповреждённые элементы или при дефиците мощности в данной энергосистеме энергия может поступать по межсистемным связям от других энергосистем.

2. Использование несовмещения максимумов нагрузок. У каждого потребителя или энергосистемы имеется свой максимум как по величине, так и по времени. В объединённых энергосистемах использование этого несовмещения особенно эффективно. Например, если на Урале наступает ночь и электрическое освещение отключается, то в Москве в это время освещение включается. Естественно, что высвободившуюся энергию в одной энергосистеме можно направить по линиям передач в другую энергосистему или туда, где в ней есть необходимость.

3. Меньшие резервы мощностей. В связи с возможностью передачи мощности из одной энергосистемы в другую резервы мощностей в каждой системе могут быть сокращены, что даёт большой экономический эффект.

4. Совместная работа тепло- и гидростанции. Такая работа позволяет шире использовать станции с дешевым топливом. Источником энергии на гидростанциях является вода. Поэтому, летом, когда воды много, целесообразнее использовать гидростанции, чтобы экономить топливо на тепловых станциях.

5. Использование более крупных агрегатов. Один агрегат большей мощности дешевле, чем несколько мелких такой же суммарной мощности. Применение небольших агрегатов, которые устанавливались ранее для резервирования, в условиях энергосистем и тем более объединенных энергосистем становится нецелесообразным.

6. Большая маневренность. Она дает возможность переключения или отключения линий, трансформаторов и изменения путей их питания.

Потребители России получают энергию в централизованном порядке от энергосистем.

Условно сети можно разбить на три группы: 1) местные, обслуживающие небольшие районы с радиусом действия в десятки километров и напряжения до 110 кВ. К таким сетям относятся городские, сельские, промышленные и др. 2) районные, охватывающие большие районы, !напряжением 110 кВ и выше. 3) межсистемные, связывающие между собой отдельные системы.

Если потребители снабжаются энергией только с одной стороны, то сети называются разомкнутым, если с двух и большего числа сторон - замкнутыми.

Данный курсовой проект посвящен проектированию районной замкнутой электрической сети. Сеть включает в себя пять подстанций, пять или шесть линий электропередач и имеет два источника питания: ТЭЦ, мощностью 270 МВт и связь с системой, которая обозначена у нас как ШБМ (шины бесконечной мощности).



1. Исходные данные для проектирования

Для разработки проекта заданы:

Пять объектов электроснабжения, для которых указывается установленная активная мощность Р_уст, суточные графики нагрузок и коэффициент реактивной мощности, характерный для данной отрасли промышленности tgц.

Источники питания: ТЭЦ с заданной мощностью генераторов Р_г и районная подстанция, которая получает питание от системы бесконечной мощности (ШБМ) при номинальном напряжении рассматриваемой сети.

Физическая карта района, т.e. координаты X, Y, определяющие места расположения подстанций и источников питания в прямоугольной системе координат. ТЭЦ территориально совмещается с одним из промышленных объектов города.

Таблица 1. Исходные данные для проектирования.

№ подстанции	п/ст №1	п/ст №2	п/ст №3	п/ст №4	п/ст №5	ШБМ
Тип отрасли промышленности	1. Город с населением 20…250 тыс.	4- черная металлургия	7. Химическая промышленность	5- обработка цветных металлов	8. Производство синтетического каучука	-
Установленная активная мощность.Pуст, МВт	40	85	90	75	45
Мощность ТЭЦ. Pг, МВт.	160	-	-	-	-	-
tg ц	0,36	0,63	0,63	0,63	0,57	-
Координаты X;Y, км	45;65	5;40	35;95	10;40	5;65	10;85



2. Графики электрических нагрузок потребителей и системы

Суточные графики нагрузок отдельных потребителей строят по типовым графикам данной отрасли промышленности (рис. 1). Графики строят на миллиметровой бумаге без чрезмерной детализации, т.е. достаточно принимать нагрузку неизменной в течение двух часов, для чего скорректировать типовые графики нагрузок, пользуясь табл.1.

Если подстанция обеспечивает электроэнергией только один промышленный объект, то графики их совпадают. Если же от подстанции получают питание несколько потребителей, график ее строится путем почасового суммирования ординат графиков указанных потребителей.

Суммарный график системы складывается из графиков отдельных подстанций и показывает, какое количество энергии потребляет рассматриваемый промышленный район за зимние и летние сутки.

Графики для отмеченных характерных периодов и число суток, которые могут быть отнесены к тому или иному периоду (зима -- 183 дня, лето -- 182 дня), позволяют получить годовые графики продолжительности нагрузок системы,

В курсовом проекте рекомендуется построить годовой график изменения мощности энергосистемы по продолжительности и определить Т_нб и .

Параметры Т_нб и можно найти аналитически по формулам:

где Р_i - значение мощности в интервале времени t; n - количество интервалов; Р_нб - пиковая (наибольшая) мощность в 30-минутном интервале по графику.

Для работы потребителей электрической энергии необходима передача по сетям не только активной, но и реактивной мощности. Поэтому для полной характеристики нагрузки нужны ещё графики реактивной мощности. При проектировании электрических сетей реактивная мощность учитывается приближённо по значению tgц.

В соответствии с принятыми ограничениями t_i=2 часам, n=12 интервалам, P_НБ определяется по суммарному графику системы: P_НБ=317,25 МВт.

Таблица 2. Значения электрических нагрузок потребителей и системы.

Потребитель	Сутки	Часы
		0...2	2...4	4...6	6...8	8...10	10...12	12...14	14...16	16...18	18...20	20...22	22...24	0...2
1. Город с населением 20…250 тыс. Руст=40 Мвт	Зимние	75	65	70	80	75	70	75	80	90	100	90	80	75
		30	26	28	32	30	28	30	32	36	40	36	32	30
	Летние	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
		-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4- черная металлургия Руст=85 МВт	Зимние	78	72	77	85	94	91	93	88	100	87	97	84	78
		66,3	61,2	65,45	72,25	79,9	77,35	79,05	74,8	85	73,95	82,45	71,4	66,3
	Летние	77	69	73	80	88	86	84	82	90	81	88	79	77
		65,45	58,65	62,05	68	74,8	73,1	71,4	69,7	76,5	68,85	74,8	67,15	65,45
7. Химическая промышленность Руст=90 МВт	Зимние	86	81	84	92	100	90	97	89	95	90	88	86	86
		77,4	72,9	75,6	82,8	90	81	87,3	80,1	85,5	81	79,2	77,4	77,4
	Летние	81	80	84	88	93	86	90	87	90	86	84	81	81
		72,9	72	75,6	79,2	83,7	77,4	81	78,3	81	77,4	75,6	72,9	72,9
5- обработка цветных металлов Руст=75 МВт	Зимние	57	55	70	100	90	90	93	86	80	80	72	65	57
		42,75	41,25	52,5	75	67,5	67,5	69,75	64,5	60	60	54	48,75	42,75
	Летние	53	51	54	90	86	87	84	80	72	72	67	59	53
		39,75	38,25	40,5	67,5	64,5	65,25	63	60	54	54	50,25	44,25	39,75
8. Производство синт. каучука Руст=45 МВт	Зимние	70	73	75	82	100	88	98	87	90	86	88	80	70
		31,5	73	33,75	36,9	45	39,6	44,1	39,15	40,5	38,7	39,6	36	31,5
	Летние	68	71	73	75	90	82	90	83	85	83	84	76	68
		30,6	31,95	32,85	33,7	40,5	36,9	40,5	37,35	38,25	37,35	37,8	34,2	30,6
Суммарный график нагрузки потребителей	Зимние	255,4	280,8	262,3	306,95	319,9	300,	317,7	298,5	316	303,6	300,2	249,5	255,4
	Летние	208,7	200,8	211	248	263,5	252	255,9	245,3	249,7	237,6	238,4	218,5	208,7

Минимальный режим^ ^Максимальный режим

Суточные графики нагрузок отдельных потребителей активной мощности

Потребитель	Сутки	Часы
			0...2	2...4	4...6	6...8	8...10	10...12	12...14	14...16	16...18	18...20	20...22	22...24
1. Город с населением 20…250 тыс. Руст=50 Мвт	Зимние	%	75	65	70	80	75	70	75	80	90	100	90	80
		МВт	10,8	9,36	10,08	11,52	10,8	10,08	10,8	11,52	12,96	14,4	12,96	11,52
	Летние	%	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
		МВт	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4- черная металлургия Руст=85 МВт	Зимние	%	78	72	77	85	94	91	93	88	100	87	97	84
		МВт	41,769	38,556	41,2335	45,5175	50,337	48,7305	49,8015	47,124	53,55	46,5885	51,9435	44,982
	Летние	%	77	69	73	80	88	86	84	82	90	81	88	79
		МВт	41,2335	36,9495	39,0915	42,84	47,124	46,053	44,982	43,911	48,195	43,3755	47,124	42,3045
7. Химическая промышленность Руст=90 МВт	Зимние	%	86	81	84	92	100	90	97	89	95	90	88	86
		МВт	48,762	45,927	47,628	52,164	56,7	51,03	54,999	50,463	53,865	51,03	49,896	48,762
	Летние	%	81	80	84	88	93	86	90	87	90	86	84	81
		МВт	45,927	45,36	47,628	49,896	52,731	48,762	51,03	49,329	51,03	48,762	47,628	45,927
5- обработка цветных металлов Руст=75 МВт	Зимние	%	57	55	70	100	90	90	93	86	80	80	72	65
		МВт	26,9325	25,9875	33,075	47,25	42,525	42,525	43,9425	40,635	37,8	37,8	34,02	30,7125
	Летние	%	53	51	54	90	86	87	84	80	72	72	67	59
		МВт	25,0425	24,0975	25,515	42,525	40,635	41,1075	39,69	37,8	34,02	34,02	31,6575	27,8775
8. Производство синт. каучука Руст=45 МВт	Зимние	%	70	73	75	82	100	88	98	87	90	86	88	80
		МВт	17,955	18,7245	19,2375	21,033	25,65	22,572	25,137	22,3155	23,085	22,059	22,572	20,52
	Летние	%	68	71	73	75	90	82	90	83	85	83	84	76
		МВт	17,442	18,2115	18,7245	19,2375	23,085	21,033	23,085	21,2895	21,8025	21,2895	21,546	19,494
Суммарный график нагрузки потребителей	Зимние	МВт	148,9185	140,895	153,774	180,3645	188,712	177,4575	187,38	174,9375	184,5	175,4775	174,6315	159,3765
	Летние	МВт	129,645	124,6185	130,959	154,4985	163,575	156,9555	158,787	152,3295	155,0475	147,447	147,9555	135,603

Суточные графики нагрузок отдельных потребителей реактивной мощности

3. Выбор конфигурации схемы электроснабжения, схем электрических подстанций и номинальных напряжений сети

Выбор конфигурации схемы сети производится одновременно с выбором номинального напряжения и заключается в объединении для совместной работы потребителей и источников электрической энергии.

1.Наибольшую активную мощность, поступающую в систему от ТЭЦ, можно определить по формуле:

где Р_г - мощность генераторов; Р_сн - мощность, расходуемая на собственные нужды ТЭЦ (составляет 8…12 % от установленной мощности станции); Р_п1 - мощность потребителя, территориально совмещённого с ТЭЦ; ?Р_т - потери в трансформаторах (примерно составляют 2…4% от трансформируемой мощности).

Вторым источником питания является районная подстанция, которая получает питание от системы бесконечной мощности-ШБМ, при нормальном напряжении рассматриваемой сети.

2. Определяем категории промышленных потребителей по требуемой степени надежности электроснабжения: все потребители относятся к первой или второй категории надежности электроснабжения, т.е. должны питаться не менее чем от двух независимых источников.

3. По данным курсового задания составляем физическую карту района, с указанием местоположения промышленных объектов и источников питания и их активных мощностей. Рассмотрим возможные варианты районной электрической сети.

Разработку и выбор вариантов схемы производим в соответствии со следующими требованиями:

а) схемы сети должны обеспечивать надежность электроснабжения потребителей в соответствии с их категорией.

! б) схема сети должна быть по возможности простой, и передача электроэнергии потребителям должна осуществляться по кратчайшему пути, что обеспечивает снижение стоимости сооружения линий и экономию потерь мощности и электроэнергии.

в) схемы электрических соединений понижающих подстанций также должны быть по возможности простыми, что обеспечивает снижение их стоимости сооружения и эксплуатации, также повышение надежности их работы. электрический нагрузка трансформатор сеть

г) Проектируемая электрическая сеть должна иметь минимально возможное количество трансформаций напряжения, что снижает необходимую установленную мощность трансформаторов, а также потери мощности и электроэнергии.

На основе этих принципов формируем вариант электрической сети заданного района.

Кольцевая схема сети, в которой все потребители и ШБМ объединены одноцепными линиями.

3. Номинальное напряжение линии определяется в зависимости от передаваемой мощности по эмперической формуле:

где Р_л - нагрузка линии, МВт ; L_л- протяжённость линии, км

Исходя из заданных координат потребителей, определяем длинну линий для данного варианта электрической сети.

Таблица 3. Результаты расчета потокораспределения в сети для двух вариантов.

Обозначение линии.	Длина линии, км.	Протекающая мощность, МВт.	Напряжение на линии, В
Вариант 1
L1-4	43	79,41	122,32
L0-3	26,93	68,53	104,87
L0-5	20,62	125,59	114,14
L4-2	5	4,41	34,68
L5-2	25	80,59	107,19
L3-1	31,62	21,47	81,67
Вариант 2
	26.93	97,77	114,61
	60,42	7,77	74,47
	5	33,65	57,62
	25	51,35	95,77
L0-5	20,62	96,35	106,82
	43,01	100,88	120,24

Рассчитываем потокораспределение в кольцевой сети (вариант 1)

МВт

МВт

МВт

МВт

Рассчитываем значения напряжений на участках сети.

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

В соответствии со стандартной шкалой напряжений принимают ближайшее большее.

U_Л=220 кВ

Вариант 2

-

-

Рассчитываем значения напряжений на участках сети.

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

В соответствии со стандартной шкалой напряжений принимают ближайшее большее.

U_Л=220 кВ

4. Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий

Приступая к выбору трансформаторов на подстанциях, необходимо, в первую очередь, определить номинальное напряжение его обмоток. Номинальные напряжения для обмоток высокого напряжения трансформатора равны выбранному номинальному напряжению сети U_ВНном=220 кВ.

Для питания промышленных потребителей на шинах понизительных подстанций со стороны низкого напряжения широко используется напряжение U_ННном=10 кВ.

Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности к электроснабжения потребителей.

В практике проектирования на подстанциях потребителей всех категорий, как правило, предусматривается установка не менее двух трансформаторов. При этом секции сборных шин при раздельной работе трансформаторов и наличии устройств АВР считаются независимым источником питания.

Мощность трансформаторов понизительной подстанции определяется из условия полного обеспечения максимально возможной активной составляющей мощности потребителя в послеаварийном, при аварийном отключении одного из трансформаторов. С учетом длительно допустимой перегрузки трансформатора равной 40%:

где Р_нб - пиковая (наибольшая) мощность в 30-минутном интервале по суточному графику нагрузки потребителя; n - принятое количество трансформаторов на подстанции.

Для п/ст №2: МВА

Согласно стандатной шкале номинальных мощностей трансформаторов принимаем: S_НОМ=63 МВА; (ТРДЦН 63000/220).

К_з= = = 0,67;К_п= = = 1,35

Для п/ст №3: МВА

Согласно стандатной шкале номинальных мощностей трансформаторов принимаем: S_НОМ=80 МВА; (ТРДН 80000/220).

К_з= = = 0,56;К_п= = = 1,13

Для п/ст №4: МВА

Согласно стандатной шкале номинальных мощностей трансформаторов принимаем: S_НОМ=63 МВА; (ТРДЦН 63000/220).

К_з= = = 0,6;К_п= = = 1,19

Для п/ст №5: МВА

Согласно стандатной шкале номинальных мощностей трансформаторов принимаем: S_НОМ=40 МВА; (ТРДНС 40000/220).

К_з= = = 0,56;К_п= = = 1,13

Таблица 4. Паспортные данные трансформаторов подстанций потребителей.

Тип тр-ра	Sном, МВА	Uном, кВ	Рхх, кВт	Рк, Вт	Uк, %	Iхх, %
		ВН	НН
ТРДН-63000/220	63	230	11	70	265	11,5	0,5
ТРДН-40000/220	40	230	11	50	170	11,5	0,9
ТРДН-80000/220	80	242	10,5	105	320	11	0,6

Производим проверку на необходимость установки на подстанциях компенсирующих устройств. Необходимая мощность компенсирующих устройств определяется по формуле:

где Р_НБ - пиковая (наибольшая) мощность в 30-минутном интервале по суточному графику нагрузки потребителя; tg - коэффициент реактивной мощности потребителя; S_НОМ - выбранная номинальная мощность трансформаторов; n - принятое количество трансформаторов на подстанции.

В случае, если на рассматриваемой подстанции вычисленная мощность компенсирующих устройств окажется отрицательной, то это свидетельствует о том, что пропускная способность выбранных трансформаторов достаточна высока и установка компенсирующих устройств на данной подстанции не требуется.

П/ст №2:

Мвар

П/ст №3:

Мвар

П/ст №4:

Мвар

П/ст №5:

Мвар

Для компенсации реактивной мощности на 2-ой и 4-ой п/ст выбираем компенсирующие устройства типа УКРЛ(П)57-10,5-4050-450 У3, с ном. данными U_НОМ=10,5 кВ, Q_НОМ=4050 Квар. Принимаем к установке 8 элемента: Q_куНОМ=32,4 Мвар. На 4-ой п/ст выбираем УКРЛ(П)57-10,5-900-300 У3, с ном. данными U_НОМ=10,5 кВ, Q_НОМ=0,9 Мвар. Принимаем к установке элемента: Q_куНОМ=0,9 Мвар

Суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств вычисляется:

где Р_mi - мощность потребителя в мах реж. работы системы; tgц_i - коэф. реактивной мощности потребителя; Q_куi - мощность компенсирующих устройств, выбранная для данной подстанции, исходя из ее пропускной способности: tgц_э=0,4

5. Выбор генераторов на ТЭЦ и трансформаторов связи

Нам задана величина суммарной установленной мощности генераторов на ТЭЦ, которая равна P_ТЭЦ=270 МВт. При этом следует определить возможное утяжеление схемы при выходе в ремонт или при аварийном отключении одного из агрегатов. Для !генераторов мощность более 12 МВт включительно, как правило, применяется напряжение 10,5 кВ.

Выбираем 2 турбогенератора ТФ-32-2: P_НОМ=32 МВт, S_НОМ=40, U_НОМ=10,5 кВ, cosц=0,8.

Выбираем 2 турбогенератора ТФ-50-2: P_НОМ=50 МВт, S_НОМ=62,5, U_НОМ=10,5 кВ, cosц=0,8.

Находим максимально возможную мощность станции:

S_нм1 - наименьшая мощность в 30-минутном интервале по суточному (летний период) графику нагрузки потребителя.

Устанавливаем 4 трансформаторов.

МВА

Выбираем трансформаторы связи с номинальной мощностью S_НОМ=63 МВА.

Они должны быть проверены по коэффициентам загрузки и перегрузки и перегрузки.

Выбираем 5 трансформаторов ТДТН 63000/220.

Таблица 5. Паспортные данные трансформаторов связи.

Тип трансформатора	Sном, МВА	ВН, кВ	СН, кВ	НН, кВ	PХХ, кВт	PК, кВт	IХХ, %	UК,%
								В-С	В-Н	С-Н
ТДТН 63000/220	100	230	38,5	11	91	320	1	12,5	24	10,5

6. Выбор оптимального варианта электрической сети на основе технико-экономического сравнения

Определим нагрузки потребителей сети в максимальном режиме работы системы.

Максимальный режим наступает в часы, когда имеет место наибольшая суммарная нагрузка сети (берётся по суммарному зимнему графику энергосистемы).

В данном случае берем промежуток с 8 до 10 часов.

П/ст № 1: S_MAX1=(30+j10,8) МВА

П/ст № 2: S_MAX2=(79,9+j50,337) МВА

П/ст № 3: S_MAX3=(90+j56.7) МВА

П/ст № 4: S_MAX4=(67.5+j42,525) МВА

П/ст № 5: S_MAX5=(45+j25,65) МВА

Приведённые нагрузки подстанций S_ПР:

где S_{max i}=P_{max i}+j·Q_{max i-} нагрузка подстанции со стороны шин низшего напряжения в рассматриваемом режиме работы сети; ДS_Ti=ДP_Ti+j·ДQ_Ti- потери в трансформаторах, установленных на подстанциях.

Для нахождения потерь мощности в n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах можно использовать формулы:

!

МВт

Мвар

МВт;

Мвар

МВт

Мвар

МВт;

Мвар

Находим приведенные нагрузки подстанций:

МВА

МВА

МВА

МВА

Определяем мощность ТЭЦ в максимальном режиме работы системы.

При нагрузке потребителя Smax₁=39,856 МВА, соответствующей максимальному режиму, и ограничении мощности генераторов ТЭЦ, потери в трёхобмоточных трансформаторах находят по следующим мощностям обмоток:

Мощность обмотки низкого напряжения:

Мощность обмотки среднего напряжения:

Мощность обмотки высокого напряжения:

Потери мощности в параллельно работающих трёхобмоточных трансформаторах:

где,

Р_КВ=Р_КС=Р_КН=0,5·Р_К=0,5·320=160 кВт

Мвар

МВА

При этом приведенная мощность первого потребителя равна:

=127.46МВА

Производим расчёт потокораспределения в выбранных схемах без учёта потерь мощности в линиях. Потоки мощности на участках определяем приближенно, считая, что все участки имеют одинаковые сечения.

Рассчитываем потокораспределение в сети (вариант 1)

МВА

МВА

МВА

МВА

Рассчитываем потокораспределение в сети (вариант2)

=108,34

=94,06

МВА

МВА

МВА

МВА

По найденным потокам мощности в линиях электрической сети определяют экономически целесообразные сечения проводов .

Для выбранной конструкции линии и марки провода по времени использования наибольших нагрузок Тнб =>5000 ч., находим значение экономической плотности тока j_э = 1 А/мм² и рассчитываем сечения.

Экономическое сечение провода рассчитывают:

Где - расчетная токовая нагрузка; _I = 1,05 - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки линии по годам ее эксплуатации; _Т = 1,3 при Тнб >6000 ч - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии.

Вариант 1: кольцевая сеть.

Вариант 2: радиально кольцевая сеть.

Поскольку j_э= 1 А/мм², мм². Полученные сечения округляем до ближайшего стандартного значения: к установке принимаем провода марки АС - 90,240 и 500 мм².

Проверяем техническую допустимость выбранных стандартных сечений по условию недопущения короны для ЛЭП 220 кВ: все выбранные сечения должны быть не менее 240 мм².

Проверяем провода по допустимому нагреву. Для каждого участка находим максимально возможное значение тока, рассматривая последовательно все послеаварийные режимы работы сети:, где I_АВ - наибольший ток по проводам линии в послеаварийном режиме, А; _ДОП - длительно-допустимая по нагреву токовая нагрузка провода, А.

Вариант 1

Допустим, повреждена линия L_0-3:

МВА

МВА

МВА

МВА

Вариант 2

Допустим, повреждена линия L_0-3:

МВА

МВА

МВА

МВА

Остальные расчёты заносим в таблицу 6

Таблица 6

№ ВЛЭП	В нормальном режиме сети	В послеаварийном режиме сети	Принимаем к установке марку и F провода мм2
	, МВА	, А	F провода по jэ, мм2	IДД, А	, МВА	, А
Вариант 1: кольцевая сеть.
L0-3	72,63	260	330	730	Отключение, ,202.4	725	АС - 400/22
L3-1	39,04	139	240	605	Отключение, ,,127.46	456	АС -240/32
L4-1	88,42	316	330	730	Отключение, ,218,19	781	АС -400/22
L4-2	5,46	19	240	605	Отключение, ,135,23	484	АС -240/32
L2-5	75,04	268	300	680	Отключение, ,,169,85	608	АС -300/66
L5-0	129,77	464	500	960	Отключение, ,217.82	780	АС - 500/27
Вариант 2:радиально- кольцевая сеть.
	108,34	388	400	860	Отключение, ,228,98	821	АС - 400/51
	3,33	11,9	240	605	Отключение, ,117,31	420	АС -240/32
	41,17	147	240	605	Отключение, ,135,23	484	АС -240/32
	39,33	140	240	605	Отключение, ,,174,25	624	АС -300/39
	94,06	336	400	860	Отключение, ,228,98	821	АС -400/22
	127,46	248	300	680	Отключение, ,100,88	361	2хАС -300/66

Технико-экономическое сравнение вариантов

Вариант 1: кольцевая сеть.

Выбираю металлические опоры, район по гололёду 3.

Таблица 8. Стоимость воздушных линий.

Стоимость воздушных линий, тыс.руб./км	Длина линии, км	Стоимость воздушных линий, тыс.руб.
L0-3 25	26,93	673,25
L3-1 22,9	31,62	724,098
L1-4 25	43,01	1075,25
L4-2 22,9	5	114,5
L2-5 23,1	25	577,5
L5-0 29	20,62	597,98

Критерием целесообразности является условие

З=р_НК+И+У

З-приведённые затраты, К-капитальные вложения, р_н-нормативный коэффициент (0,12), И-ежегодные издержки.

Капитальные затраты составят:

Капиталовложения в строительство подстанции включают стоимость силовых трансформаторов К_тр, стоимость ячеек открытых распределительных устройств (ОРУ) и закрытых распределительных устройств (ЗРУ), К_ору, К_зру, постоянные затраты на строительство подстанции (К_пост), зависящие в основном от напряжения и общего количества выключателей на подстанции и стоимость КУ (К_ку):

К_ПС=(К_тр+К_РУ+К_ПОСТ+К_КУ)*К_уд=(189*2+157*2+130*2+100*2+15*80+240+460)*20=75440 тыс.руб.

К_ВЛ==

(323,81+538,18+1835,66+114,5+1434,68+412,64)*20=93189,4 тыс.руб.

К=К_ПС+К_ВЛ=75440+93189,4=168629,4 тыс.руб.

Формула для расчёта ежегодных издержек имеет вид:

И=И_а+И_экс+И_n

Здесь И_а- амортизационные отчисления на восстановление и капитальный ремонт, определяются по формуле И_а=Р_а*К, где К-капитальные вложения; Р_а -норма амортизационных отчислений (2,8%); И_экс-расходы по эксплуатации, включающие в себя расходы на зароботную плату персонала подстанции, общеподстанционные расходы и расходы на текущий ремонт, определяются по формуле:И_экс=К_э*К

Здесь К_э=0,4%; И_п -составляющие издержек на покрытие потерь электроэнергии.

И_а=Р_а*К=0,028*168629,4=4721,62 тыс.руб.

И_экс=К_э*К=0,004*168629,4=674,55 тыс.руб.

Ежегодные издержки на покрытие потерь электроэнергии составляют:

И_n=д(a*k_м*?Р_нб+в*?А)

?Р_нб -максимальные потери активной мощности в линиях и трансформаторах при наибольшей заданной нагрузке на всех промышленных объектах; а-удельные затраты, связанные с необходимостью расширения электростанций для компенсации потерь мощности в сети, руб./кВт; в - себестоимость электроэнергии на шинах электростанций или удельные затраты на выработку электроэнергии и на расширение топливной базы, руб./кВт*ч (для европейской части России а=24,2 руб./кВт и в=0,47*10^-2 руб./кВт*ч); д-коэффициент, учитывающий увеличение стоимости электроэнергии в зависимости от удаленности данной сети от источников питания; k_м -коэффициент совпадения расчётной нагрузки проектируемой сети с максимумом энергосистемы.

Издержки на потерю электроэнергии:

?Р_нб=*r_0i*L_i ; ?А=?Р_нб*ф ; И_?А=в*?А

Таблица 9

Линия	Удельное активное сопротивление фазы линии, Ом/км	Сопротивление линии, Ом	Потери активной мощности, кВт
0-3	0,132	1,87	38,77
3-2	0,062	1,28	478,35
2-1	0,132	10,58	68,02
1-5	0,132	0,66	0,38
5-4	0,132	8,27	177,6
4-0	0,062	0,98	232,08

?А=*ф*в=995,2*6333,76*0,0047=29,62 тыс.руб.

И=И_а+И_экс+И_n=4721,62+674,55+29,62=5425,79 тыс.руб.

З=р_НК+И=0,12*168629,4+5425,79=25661,32 тыс.руб.

Вариант 2:радиально- кольцевая сеть.

Выбираю металлические опоры, район по гололёду 3.



Таблица 10

Стоимость воздушных линий, тыс.руб./км	Длина линии, км	Стоимость воздушных линий,тыс.руб.
L0-3 25	26,93	673,25
L3-4 22,9	60,42	1383,618
L4-2 22,9	5	114,5
L2-5 23,1	25	577,5
L5-0 25	20,62	515,5
L3-4 23,1	43,01	1987,062

К_ПС=(К_тр+К_РУ+К_ПОСТ+К_КУ)*К_уд=(189*2+157*2+130*2+69*2+15*80+240+201*2+460)*20=86240 тыс.руб.

К_ВЛ==

(538,18+1835,66+114,5+1300,31+412,64+323,81)*20=90502 тыс.руб.

К=К_ПС+К_ВЛ=86240+90502=176742 тыс.руб.

И_а=Р_а*К=0,028*176742=4948,78тыс.руб.

И_экс=К_э*К=0,004*176742=706,97 тыс.руб.

Линия	Удельное активное сопротивление фазы линии, Ом/км	Сопротивление линии, Ом	Потери активной мощности, кВт
1-2	0,062	1,28	400,3
2-3	0,132	10,58	8,35
3-5	0,54	2,7	484,56
3-4	0,102	5,95	34,41
4-0	0,062	0,98	169,71
0-1	0,132	1,87	71,9

?А=*ф*в=1169,23*6333,76*0,0047=34,81 тыс.руб.

И=И_а+И_экс+И_n=4948,78+706,97+34,81 =5690,56 тыс.руб.

З=р_НК+И=0,12*176742+5690,56=26899,6 тыс.руб.

Разница затрат:*100%=4,82%

Вывод: более выгодным является первый вариант схемы. Поэтому,исходя из условий экономической целесообразности ,для дальнейшей разработки, расчета и анализа режимов работы сети выбираем вариант 1.

8. Расчет нормальных (максимального и минимального) и послеаварийного режимов для выбранного варианта сети

Задача расчета режима сети заключается в нахождении его параметров с целью определения условий, в которых работают электрооборудование сети и ее потребители.

Перед выполнением расчета необходимо упростить заданную схему замещения, т.е. привести ее к расчетному виду и определить расчетные нагрузки. Расчетная схема сети представляет собой набор последовательно и параллельно включенных, элементов, содержащих активные и индуктивные сопротивления.

Исходными данными при расчете режима являются мощности потребителей, источники питания с указанными напряжениями на шинах, элементы сети и связь между ними, которая отражается с помощью схемы замещения. Обычно рассматриваются некоторые характерные рабочие режимы электрических сетей, при этом используются усредненные графики нагрузок системы, в которых нагрузки за 2 часа предполагаются неизменными. Все значения нагрузок находятся в пределах между наибольшими и наименьшими нагрузками. Поэтому режимы наибольших и наименьших нагрузок энергосистемы во многих случаях можно считать достаточно показательными.

Рассматриваются характерные рабочие режимы электрических сетей: режимы наибольших и наимень...