Размещено на http://www.allbest.ru/

Чебоксарский институт

Московского политехнического университета

Курсовая работа

По дисциплине: Электроэнергетические системы и сети

На тему: Электроснабжение сетевого района «Амурэнерго»

Выполнил: Марков Павел Андреевич

Чебоксары 2019

Содержание

Введение

1. Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети

1.1 Выбор графа проектируемой сети

1.2 Баланс реактивной мощности

1.3 Выбор схемы проектируемой электрической сети

1.4 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети

2. Расчет основных нормальных и утяжеленных режимов работы сети

2.1 Расчет параметров схемы замещения

2.2 Исходные данные к расчету основных нормальных и утяжеленных режимов максимальных и минимальных нагрузок сети

3. Регулирование напряжения в электрической сети

Заключение

Список использованных источников

Введение

В настоящее время нельзя представить себе жизнь и деятельность современного человека без применения электричества. Основное достоинство электрической энергии -- относительная простота производства, передачи, дробления, и преобразования.

В системе электроснабжения объектов можно выделить три вида электроустановок:

-по производству электроэнергии -- электрические станции; по передаче, преобразованию и распределению электроэнергии -- электрические сети и подстанции;

-по потреблению электроэнергии в производственных и бытовых нуждах -- приемники электроэнергии.

Электрической станцией называется предприятие, на котором вырабатывается электрическая энергия. На этих станциях различные виды энергии (энергия топлива, падающей воды, ветра, атомная и т. д.) с помощью электрических машин, называемых генераторами, преобразуется в электрическую энергию.

В зависимости от используемого вида первичной энергии все существующие станции разделяются на следующие основные группы: тепловые, гидравлические, атомные, ветряные, приливные и др.

Совокупность электроприёмников производственных установок цеха, корпуса, предприятия, присоединённых с помощью электрических сетей к общему пункту электропитания, называется электропотребителем.

Совокупность электрических станций, линий электропередачи подстанций тепловых сетей и приемников, объединенных общим непрерывным процессом выработки, преобразования, распределения тепловой электрической энергии, называется энергетической системой.

1. Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети

1.1 Выбор графа проектируемой сети

Электрическая сеть представляет собой совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящей из подстанций, распределительных устройств, ток проводов, воздушных(ВЛ) и кабельных(КЛ) линий электропередачи(ЛЭП), работающих на определённой территории.

Рисунок 1 Граф электрической сети

Используя рекомендации проектных организаций, основанных на нормативных документах и опыте проектирования электрических сетей в современных условиях, примем длину ЛЭП с учётом коэффициента удлинения трасс. Коэффициент удлинения kуд=1,16. В результате получим:

Таблица 1.1. - Длины линий с коэффициентом трансформации.

Линия	Реальная длина ЛЭП электрической сети, км	Реальная длина ЛЭП электрической сети, округлённая до целых, км
А1	20	20
I2	40	40
B2	20	20
B3	50	50
34	70	70
B4	80	80

Распределение активных мощностей по ЛЭП определим упрощённо, считай сеть однородно, по методике. Активная мощность в каждом пункте вычисляется по формуле: где Pi - активная мощность в i-ом пункте, МВт; Si - максимальная нагрузка в i-ом пункте, МВА; - коэффициент мощности в i-ом пункте, о.е.

Таблица 1.2 Активная мощность подстанций

ПС	Si, МВА	, о.е.	Pi, МВт	Qi,МВАр
1	120	0,85	47,97	44,37
2	80	0,80	57,47	29,02
3	65	0,84	66,5	43,91
4	90	0,87	35,39	34,34

В одной сети сопротивления отдельных участков ЛЭП эквивалентны их длинам. Потребляемая активная мощность

?4pi=47,97+57,47+66,5+35,39=207,33

Мощность источников питания:

PA=?4pi*0,3 PA=207,33*0,3=62,199

PB==?pi*0,7 PB=207,33*0,7=145,31

Рассмотрим тот случай, когда линия В2 одноцепная. Рассчитаем, хватит ли мощности питающих подстанций А и В при выходе из строя линии В2:

Рассмотрим тот случай, когда линия В2 одноцепная. Рассчитаем, хватит ли мощности питающих подстанций А и В при выходе из строя линии В2: PА>Р3+Р4 - условие для использования одноцепной линии. I,II I,II 77,52 < 67,20 (0,05+0,80)+49,20 (0,06+0,68) 77,52 < 93,53, следовательно линия В2 двуцепная.

PB3=P3*(L32+L21+L1A)+P2*(L21+L1A)+P1*L1A

LA1+L12+L23+L3B

PB3=145*(42+53)+49,20*53=104,34

42+62+53

PA1=P1*(L12+L2A)+(P2-PB2)*LA2

LA+L12+L2A

PA1=207,33*(37+49)+(63,70-64,48)*49=201,797

23+37+49

P12=PA1-P1 P12=201,797-64,43=137,367

Таблица 1.3. - мощности в ЛЭП в режимах максимальной нагрузки.

Мощность линии между узлами, МВт
Режим	А-1	2-1	А-2	В-2	В-3	4-3	В-4
Основной	137,367	16,09	20	20	50	59,13
Утяжелённый (при отключ. линии)	78,3	77,52	64,48	116,4	67,2	116,4

Прежде чем приступить к расчёту реактивных мощностей, необходимо оценить значение номинального напряжения линий электропередачи. Обоснование номинального напряжения электропередачи является сложной задачей. В общем случае выбор номинального напряжения районной сети производится одновременно с выбором графа сети и схемы электрических соединений на основе технико-экономических расчётов.

Напряжение определяет параметры ЛЭП и электрооборудования подстанций и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. В основном номинальное напряжение определяется передаваемой мощность. И длиной линии. Для предварительной оценки возможного номинального напряжения (кВ) электропередачи используем эмпирическую формулу Г.А. Илларионова:

где Рi - передаваемая активная мощность по одной цепи ЛЭП, МВт; Li - длина ЛЭП, км. Выбор номинального напряжения проектируемой сети: Для одноцепных линий:

1.2 Баланс реактивной мощности

Реактивная мощность в каждом пункте вычисляется по формуле:

где Q - реактивная мощность в соответствующем пункте, МВАр; S - полная мощность в соответствующем пункте, МВА;

Таблица 1.4. - реактивная мощность подстанций.

ПС	Si, MBA	Qi, МВАр
1	120	44,17
2	80	34,87
3	65	49,85
4	90	39,51

Потребляемая реактивная мощность

Так как часть реактивной мощности экономически целесообразно вырабатывать децентрализованно, то условие баланса реактивной мощности может быть записано в следующем виде: Qг+Qку+QсQм+Qс,

где Qг - реактивная мощность, которая может быть получена от генераторов электростанций;

Qку - реактивная мощность компенсирующих устройств;

Qc - реактивная мощность, генерируемая емкостью линий электропередачи;

Qм - реактивная мощность, одновременно потребляемая приемниками электроэнергии, присоединенными к подстанциям сетевого района;

Qc - потери реактивной мощности в элементах электрической сети. Qм=

Реактивная мощность, получаемая от генераторов электростанций, может быть найдена по формуле

QГ=(Pм+Pc)tgГ,

где Рм - активная мощность, одновременно потребляемая в сетевом районе;

Рс - потери активной мощности в сети; в сетях с одной-двумя ступенями трансформации Рс составляют 4-6 % от полной передаваемой мощности в сети;

tgГ - угол сдвига между векторами тока и напряжения генераторов станций относительно шин высшего напряжения.

Рм= 0.9Pi =257,76 МВт.

Рм=0.9Pi=257,76 МВт.

Pc=0.05Si=0,05*120= 6МВт.

Pр=0.1Si=12 МВт.

Pcн=0.1Si=12МВт.

Вырабатываемая (Pг) и потребляемая (Pп) мощности равны:

Средний коэффициент мощности генераторов cosГ=0.84. Следовательно, tgГ=0.645.

QГ= (257,76 +14,32)0,645=175,492 МВАр.

Потери реактивной мощности в основной электрической сети ориентировочно можно рассчитать:

Qc= (0.06…0.08)Sмnт+(0.04…0.05)Sм,

где Sм - полная мощность потребителей сетевого района;

nт - число ступеней трансформации в сетевом районе

Реактивная мощность, генерируемая линиями, условно принимается для одноцепных линий 30 кВАр/км при напряжении 110 кВ и 120 кВАр/км при напряжении 220 кВ. Qc= 0,12*(41+33+34+55+44+42)=29,88 МВАр.

Из приведенного баланса реактивных мощностей находится мощность компенсирующих устройств:

Qку Qм+Qс-Qс - Qг.

Qку =Qм+Qс-Qс - Qг=159,98+38,295-175,492 -29,88 =-7,097 МВАр.

Следовательно, в компенсирующих устройствах сеть не нуждается

Вычислим реактивные мощности на головных участках ЛЭП. Для простой замкнутой сети (рис.2) распределение мощностей рассчитаем сначала в ветвях, подключенных к источникам питания.



Рисунок 2 Распределение реактивных мощностей от источника A

Из полученных данных найдем, что

Проверим правильность вычисления реактивных мощностей участках ЛЭП:

QА2+QА1 = Q2+Q1.

QА2+QА1 =41,73+37,32=79,04 МВАр.

Q2+Q1=44,17+34,87=79,04 МВАр.

Следовательно, реактивные мощности QА2 и QА1 определены верно.

QА3+QА4 = Q3+Q4.

QА3+QА4 =47,06+42,3=89,36 МВАр. Q3+Q4=49,85+39,51=89,36 МВАр.

Следовательно, реактивные мощности QA3 и QA4 определены верно.

1.3 Выбор схемы проектируемой электрической сети

При разработке схемы электроснабжения сетевого района учитываются местоположение источников питания и районных понизительных подстанций, применяемые на данной территории номинальные напряжения, наиболее целесообразный граф сети, число ступеней трансформации и схема электрических соединений подстанций, выбираемая на основе рекомендаций.

Выбор сечений ЛЭП произведем по условию экономического тока, нагрева и потери электроэнергии на корону. Выбранные сечения проводов по условию допустимой потери напряжения будут проверены после расчета основных и утяжеленных режимов сети.

ТмаА1= Тма12=Тм1=7000, ч. Тма34= ТмаА3=Тм3=5100, ч.

JэкA1 = Jэк12= JэкА3= Jэк34=JэкA4= 1.0, А/мм2;

JэкA2= 1.1, А/мм2.

JэкA1 = Jэк12= JэкА3= Jэк34=JэкA4= 1.0, А/мм2;

JэкA2= 1.1, А/мм2.

Таблица 1.5 Нагрузочные (переменные) потери электроэнергии в ЛЭП проектируемой сети

ЛЭП	Тмаij, ч	Jэк,А/мм2	Sij,МВА	Iмij, А	Fмij, мм2	Fлст,мм2
А1	7000	1,0	120	5050	95	AC 240/32
А2	4742	1,1	80	6060	0,024	AC 240/32
А3	5100	1,0	65	7000	0,031	AC 240/32
А4	6035	1,0	90	38000	0,038	AC240/32
12	7000	1,0	60	5500	0,044	AC 50/68
34	5100	1,0	-	-

где Sутij - полная мощность в утяжеленном режиме, МВА.

Рассчитаем токи утяжеленного режима.

Другие случаи обрывов линии мы не рассматриваем т.к. токи в других случаях будут однозначно меньше уже найденных нами.

Таблица 1.6 Cтандартное сечение при IутIдд для проводов марки АС

ЛЭП	IУТij, А	Fлст,мм2
A1	1,85	AC240/32
A2	1,59	AC240/32
A3	1,39	AC240/32
A4	1,25	AC240/32
12	1,25	AC240/32
34	1,14	AC240/32

По условию экономической плотности тока и по нагреву выбираем сечения ЛЭП (таблица 2.3). По условию потери энергии на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений, установленных для 220 кВ - АС 240/32

Таблица 1.7 Экономическая плотность тока и по нагреву выбираем сечения ЛЭП

ЛЭП	Cечение по jэк, мм2	Сечение по нагреву, мм2	Сечение по потерям на корону, мм2	Сечение по потерям на корону, мм2
A1	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32
A2	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32
A3	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32
A4	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32
12	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32
34	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32

При выборе марок проводов на вновь сооружаемых линиях напряжением 110 кВ и выше применяются сталеалюминиевые провода. Для сталеалюминевых проводов рекомендуются следующие области применения: 95 мм2 с отношением А: С=0,024 В районах с толщиной стенки гололеда до 20 мм2 при площади сечения до при площади сечения 240 мм2 и более - с отношением А:С=0,031

В районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм2 при площади сечения до 95 мм2 - с отношением А:С=0,038

Амурэнерго относится к I району по гололеду. Из таблицы 2.2видим, что в I районе по гололеду толщина стенки гололеда до 20 мм2. Так как площадь сечения провода 240 мм2, то соотношение АС=0,024

Силовые трансформаторы выбираются по числу, типу и номинальной мощности. Число трансформаторов зависит от категорий приемников электрической энергии и от мощности, а также наличия резервных источников питания в сетях низшего напряжения.

В соответствии в электроприемники первой категории необходимо обеспечивать, а второй категории - рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующихся источников питания. Поэтому, если в пунктах потребления электроэнергии имеются потребители первой и второй категорий, то на районных подстанциях требуется устанавливать не менее двух трансформаторов.

В нормальном режиме работы подстанции нагрузка трансформаторов не должна быть выше номинальной. Для двухтрансформаторной подстанции мощность каждого трансформатора должна выбираться из условия обеспечения питания нагрузок с учетом допустимых перегрузок, а также возможностей резервирования по сетям НН. Так, на подстанции с двумя однотипными двухобмоточными трансформаторами необходимая мощность трансформатора ST может быть рассчитана по выражению

В нормальном режиме работы подстанции нагрузка трансформаторов не должна быть выше номинальной. Для двух трансформаторной подстанции мощность каждого трансформатора должна выбираться из условия обеспечения питания нагрузок с учетом допустимых перегрузок, а также возможностей резервирования по сетям НН. Так, на подстанции с двумя однотипными двух обмоточными трансформаторами необходимая мощность трансформатора ST может быть рассчитана по выражению

где Sрез - нагрузка, которая может быть резервирована по сети НН от других источников питания;

Kab - допустимый коэффициент перегрузки трансформатора, при проектировании принимается равным 1,4, так как согласно [2.4] в аварийных случаях трансформаторы в течение пяти суток допускают перегрузку в 1,4 номинальной мощности, на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки.

Таким образом, для двухтрансформаторной подстанции при Kab=1.4 выбирается трансформатор мощностью около 0.7 максимальной нагрузки подстанции с учетом мощности компенсирующих устройств. Для увеличения коэффициента загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы двухтрансформаторной подстанции допускается выбирать мощность трансформаторов с учетом отключения потребителей третьей категории при аварийном выходе одного из трансформаторов по условию

где КIi и КIii - коэффициенты участия в суммарной нагрузке потребителей первой и второй категорий i-й подстанции

Таблица 1.8 Параметры схемы замещения силовых трансформаторов

ПС	Состав потребителей э/э в пунктах питания, %	Si, MBA	Sтiрасч, МВА	Sтном, МВА	Силовой тр-р	Силовой тр-р
1	10	120	10	93	63	ТРДЦН-63000/220
2	10	80	10	54,36	63	ТРДЦН-63000/220
3	6	65	6	38,5	63	ТРДЦН-63000/220
4	6	90	6	51,71	63	ТРДЦН-63000/220

1.4 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети

Технико-экономические показатели складываются из капиталовложений и расходов, необходимых для сооружения и эксплуатации сети.

В этом разделе проекта определяются следующие основные технико экономические показатели: капиталовложения на сооружение линий электропередачи, подстанции, компенсирующим устройствам и сети в целом; ежегодные расходы по линиям, подстанциям, компенсирующим устройствам и сети в целом; себестоимость передачи электроэнергии по ЛЭП, удельные капитальные вложения на линии электропередачи сетевого района, потери активной мощности и энергии в спроектированных линиях, трансформаторах и сети.

Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле

где n - число воздушных линий электропередачи сетевого района;

Kу,лi- удельная стоимость 1 км ВЛЭП с учетом климатических условий, тыс. р./км; km=1.0 территориальный поясной (укрупненный зональный) коэффициент.

Таблица 1.9 Капитальные вложения на сооружение ЛЭП

Линия	Kу,лi, тыс. руб/км	Li, км	Kу,лi, тыс. руб/км
A1	0,16	55	0,86
A2	0,26	42	0,99
A3	0,39	33	1,08
A4	0,51	34	1,61
12	0,5	44	0,16
34	0,69	41	0,26

КЛ=0,16*550*0,86= 75,68 тыс. руб.

Капиталовложения на сооружение подстанций определяются по УПС открытых распределительных устройств 35-220 кВ (ОРУ), закрытых распределительных устройств 6- 10 кВ (ЗРУ), трансформаторов и компенсирующих устройств. К полученной стоимости добавляется постоянная часть на сооружение подстанций. Определению капитальных вложений на сооружение ОРУ 25-220 кВ выполняется в соответствии со схемой электрических соединений и УПС.

Капиталовложения на сооружение ЗРУ 6-10 кВ рассчитывается приближенно, с учетом стоимости основных ячеек. В числе последних следует учесть ячейки выключателей понижающих трансформаторов, секционных выключателей и выключателей 6-10 кВ, отходящих от шин понизительных подстанций. Количество таких линий определяется условно исходя из суммарной нагрузки подстанции. По одной линии в нормальных режимах сети при напряжении 6 кВ передается 2…3 МВА, а при 10 кВ -3…4 МВА.

УПС ячеек включает стоимость выключателей, отделителей, короткозамыкателей, трансформаторов тока и напряжения, аппаратуры цепей управления, сигнализации, автоматики и релейной защиты, контрольных кабелей, ошиновки, металлоконструкций и фундаментов конструкции и связанных с их установкой строительно-монтажных работ.

Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций могут быть определены по расчетной стоимости силовых трансформаторов. Расчетная стоимость включает стоимость трансформаторов, ошиновки, гибких связей и шинопроводов, порталов ошиновки, грозозащиты, заземления силовых кабелей к вентиляторам, контрольных кабелей пульта управления, релейной защиты, а также стоимость строительных и монтажных работ. Стоимость установки синхронных компенсаторов или батарей статических конденсаторов определяется также по расчетной стоимости, которая включает в себя стоимость оборудования, строительных и монтажных работ, связанных с установкой и присоединений устройств, релейной защиты и контрольной аппаратуры.

В постоянную часть капиталовложений включены стоимости элементов: аккумуляторной батарей, компрессорной, вспомогательных зданий, связи и телемеханики, маслосклада и маслостоков, маслоуловителей, наружного освещения, подъездного железнодорожного пути, внутриплощадочной железной дороги, подъездной и внутриплощадочной дороги, планировки, озеленения и прочие затраты.

Следовательно, капитальные вложения на сооружение подстанции рассчитываются по формуле:

где KT,KЯ,KK.Уk-стоимость трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений компенсирующих устройств соответственно, КП -постоянные затраты подстанции. Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций

КТ=8·193=1544 тыс. руб.

Стоимость ячеек определяется KЯ=КЯ.ОРУ+КЯ.ЗРУ

Таблица 1.10 Где стоимость КЯ. ЗРУ определим исходя из общего числа ячеек на ЗРУ.

Si,МВА	Uном	Выводы	КУ	Секцион. ячейки	Отход. линии	Всего	Итого
120	0,80	4	4	2	40	50
80	6	4	4	2	32	42
65	6	4	4	2	28	38
90	10	4	4	2	24	34

КЯ. ЗРУ=2,3*120=2760 тыс. руб.

Стоимость установки батарей статических конденсаторов определяется

ККУ=0 тыс. руб.

Постоянная часть на сооружение подстанций равна КПост=4*360=1440 тыс. руб.

Таким образом, капиталовложения на сооружение подстанций равны

КЯ. ОРУ=80*4+120*4=800 тыс. руб.

Таким образом, сумма капитальных вложений на сооружение ЛЭП, трансформаторов подстанций определяет стоимость спроектированной сети: КС=КЛ+КПС

Кс= 27600+8000 =35600 тыс. руб.

Ежегодные эксплутационные расходы состоят из амортизационных отчислений Са, отчислений на обслуживание Со и возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети СП: С= Са+ Со+ СП

Амортизационные отчисления предназначены для проведения капитальных ремонтов электрооборудования и восстановления его первоначальной стоимости (реновации). Они определяются суммой отчислений от капитальных вложений по группам однотипного оборудования. Если принять, что капитальные вложения в электрическую сеть используется в течение одного года, то амортизационные отчисления могут быть определены по формуле:

Где, нормы амортизационных отчислений на воздушных ЛЭП, трансформаторные подстанции, компенсирующие устройства в процентах.

Са=2.4* 5702,1 /100+6.4*( 4150,2)/100=402,463 тыс.руб.

Отчисления на обслуживание идут на покрытие расходов, связанных с текущим ремонтом, зарплатой обслуживаемого персонала и другими расходами. Отчисления на обслуживание допускается определять по норме отчислений от капиталовложений:

Где, нормы отчислений на ЛЭП, трансформаторные подстанции, компенсирующих устройств.

СО=0.4* 5702,1 /100+2.0*( 4150,2)/100=105,812 тыс.руб

Потери мощности в элементах электрической сети увеличивают максимум нагрузки, вызывают необходимость в дополнительной выработке электроэнергии. Это связано с вводом дополнительных генерирующих мощностей, с расширением топливной базы. Поэтому оценка стоимости потерь производится по приведенным затратам, отнесенным на 1кВтч потерь электроэнергии в зависимости от времени максимальных потерь t и с учетом их попадания в максимум нагрузки энергосистем. Значение берется в соответствии с заданием. Кривые удельных приведенных затрат на возмещение потерь мощности и электроэнергии приведены в справочнике.

Для определения размеров отчисления на возмущение стоимости потерь СП необходимо знать потери электроэнергии в элементах электрической энергии в элементах сети. Следует подразделять потери электрической энергии на переменные и постоянные. К переменным потерям следует отнести потери в активных сопротивлениях проводов ЛЭП и обмоток силовых трансформаторов. К постоянным потерям - потери в магнитопроводе трансформаторов, на корону в ЛЭП, и компенсирующих устройствах. Переменные потери электроэнергии допускается определить по времени максимальных потерь. Постоянные потери электроэнергии определяются по времени работы оборудования в году ТГ. По времени максимальных потерь, времени работы оборудования TГ и кривым удельных затрат на возмещение потерь электроэнергии соответственно находятся значения З`Э и З``Э. мощность электрический сеть замещение

Суммарные потери электроэнергии могут быть рассчитаны по формуле:

Где - суммарные потери мощности в элементах сети, зависящие и не зависящие от нагрузки.

Таким образом, сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии определяются по формуле

Где ЗЭ' и ЗЭ' ` - удельные приведенные затраты для значений ?м / и ТГ =8760ч соответственно, ?W' и ?W'' - переменные и постоянные потери электроэнергии соответственно.

Таблица 1.11 Этап проектирования учитываем только нагрузочные потери электроэнергии

Элемент	Тмаij,ч	м, ч	м /,ч	ЗЭ',коп/кВт ч	Pij,кВт	Wij,МВт*ч	Сn, тыс.руб/г
ЛЭП
A1	7000	5498	6261	1,83	0,789	4935,55	90,32
A2	4742	3310	3484	2,2	0,836	2913,32	64,04
A3	5100	3521	3706	2,07	0,486	1803,34	37,33
A4	6036	4638	4882	6,9	0,473	2307,72	43,84
12	7000	5948	6261	1,83	0,0196	123,34	2,26
34	5100	3532	3706	2,07	0,0194	72,06	1,5
ПС
1	7000	5498	4882	1,63	0,341	2137,51	39,12
2	4500	2886	6261	2,25	0,2435	746,13	64,09
3	5100	3521	3706	2,07	0,2772	1027,31	20,42

С= (402,463 +105,812 +336,94) * 80=67617,2 т.р.

На основе полученных капитальных вложений и ежегодных эксплуатационных расходов рассчитываются приведенные (расчетные) затраты для каждого из намеченных вариантов электрической сети по формуле:

Зi=0,12Ki+Ci

2. Расчет основных нормальных и утяжеленных режимов работы сети

2.1 Расчет параметров схемы замещения

Прежде, чем перейти к расчету параметров схемы замещения электрической сети, необходимо выбрать тип опор ЛЭП.

При проектировании реальных сетей выбор материала опор производится на основании технико-экономических сопоставлений с учетом конкретных экономических и климатических условий района сооружения воздушных линий.

Основную часть опор линии составляют облегченные так называемые промежуточные опоры. Для тяжения провода и повышения надежности работы линии, а также при переходе через железные дороги, при пересечении другими воздушными линиями устанавливают анкерные опоры.

Среднегеометрическое расстояние для обоих типов опор вычисляется одинаково

После выбора опор производится определение параметров, проектируемых ЛЭП. К параметрам ЛЭП относятся активные и индуктивные сопротивления, активные и емкостные проводимости, равномерно распределенные по длине линии. Для практических расчетов равномерно распределенные параметры линий заменяются сосредоточенными параметрами. С исходные данные проектирования в основном включены районные электрические сети протяженностью не более 150 км. Активная проводимость ЛЭП определяется потерями активной мощности, обусловленными несовершенством изоляции и коронированием. Потери активной мощности на корону, зависящие от напряженности электрического поля на поверхности провода, малы, поэтому в схему замещения линий (рис. 3) не вводится активная проводимость при напряжении 110 кВ и ниже.



Рисунок 3 Схема замещения ЛЭП

Воздушные ЛЭП в основном выполняются сталеалюминевыми проводами, для которых явление поверхностного эффекта ослаблено и может не учитываться. Активные индуктивные сопротивления вычисляются по расчетным удельным сопротивлениям проводов на единицу длины ЛЭП: r=r0L,

где r0 - удельное активное сопротивление прохода при +200С, Ом/км; для АС 240/32 r0=0.124 Ом/км.

Удельное индуктивное сопротивление можно определить по формуле

где Dсг - среднегеометрическое расстояние между проводами линий, м;

- относительная магнитная проницаемость материала проводника.

Для всех проводов выбрана марка провода АС 240/32, цвМе=1.

Емкостная проводимость (bc) линии, обусловленная емкостями между проводами, проводами и землей, определяется по формуле bc=b0L,

где bc - удельная емкостная проводимость ЛЭП, См/км.

Генерируемая линией реактивная мощность, МВАр:

где Uном - номинальное линейное напряжение сети, U=220 кВ.

В действительности напряжение сети не равно номинальному, и мощность Qc отличается от расчетной. Однако этим изменением при проектировании пренебрегают.

Таблица 1.12 Основной режим минимальных нагрузок

ЛЭП	Zл, ОМ	Ркор, мВт	bc,10-6 См/км	Qc(Uном), МВАр	Qc(1,1Uном), МВАр
A1	0,154+j23,1	0,020	0,020	147,95	8,66
A2	0,255+j6,93	0,07	0,07	112,98	6,62
A3(2xцепная)	0,376+6,93	0,35	0,35	88,77	10,4
A42xцепная)	0,543+j18,48	1,21	1,21	91,46	10,7

В исходных данных на курсовое проектирование отсутствуют варианты подстанций с различными значениями вторичных напряжений, поэтому используются только двухобмоточные трансформаторы. Для упрощения расчетов в схеме замещения двухобмоточных трансформаторов проводимости предлагается заменить мощностью намагничивания, т.е. рекомендуется схема замещения трансформаторов с отбором мощности. Используя каталожные данные трансформаторов, выбранных для установки на подстанциях электрической сети, вычислим параметры схемы замещения трансформатора

где Ркз - потери активной мощности в обмотках трансформатора при опыте короткого замыкания между обмотками ВН-НН;

Uкз - напряжение короткого замыкания, %;

Iхх - ток холостого хода, %;

Sном - номинальная мощность трансформатора;

Uном - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения;

Sхх - потери комплексной мощности в магнитопроводе трансформатора (стали).

Для ТРДЦН-63000/220:

2.2 Исходные данные к расчету основных нормальных и утяжеленных режимов максимальных и минимальных нагрузок сети

К параметрам схемы замещения ЛЭП относятся активные и индуктивные сопротивления, активные и емкостные проводимости, равномерно распределенные по всей длине линии.

Полная мощность для двуцепных линий для одноцепных линий 2Sxx1=2Sxx2=2 Sxx3=2 Sxx4=2(0.082+j0.504) = 0,308+0,51 МВА.

По первому закону Кирхгоффа

S1=2Sxx1+SА1'+S12';

S2=2Sxx2+S12” +SА2”;

S3=2Sxx3+SА3”;

S4=2Sxx4+SА4”.

Так как на каждой подстанции по 2 трансформатора, то

Утяжеленный режим (обрыв ЛЭП 12)

S1=2Sxx1+SА1';

S2=2Sxx2+ SА2”;

Для режима максимальных нагрузок:

S4=-0,376+6,93 МВА;

S5=-0,543+18,48 МВА;

Для режима минимальных нагрузок:

S4= S4=-0,376+6,93 МВА;

S5=-0,543+18,48 МВА;

Исходные данные к расчету основного режима максимальных нагрузок

1312 242.000 0.100 Ветви, узлы , Uc , точность.

13 1 6.820 23.100 1.000 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

13 2 5.208 17.640 1.000 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

13 3 2.046 6.930 1.000 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

13 4 2.108 7.240 1.000 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

2 1 5.456 18.480 1.000 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

5 1 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

6 1 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

7 2 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

8 2 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

9 3 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

10 3 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

11 4 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

12 4 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

1 -0.342 6.573 Узел: мощности P и Q.

2 -0.323 5.550 Узел: мощности P и Q.

3 -0.294 3.983 Узел: мощности P и Q.

4 -0.298 4.128 Узел: мощности P и Q.

5 -40.920 -22.085 Узел: мощности P и Q.

6 -40.920 -22.085 Узел: мощности P и Q.

7 -36.000 -17.435 Узел: мощности P и Q.

8 -36.000 -17.435 Узел: мощности P и Q.

9 -34.425 -24.295 Узел: мощности P и Q.

10 -34.425 -24.295 Узел: мощности P и Q.

11 -31.875 -19.775 Узел: мощности P и Q.

12 -31.875 -19.775 Узел: мощности P и Q.

Выбранные сечения проводов ЛЭП удовлетворяют условиям нагрева токами утяжеленного режима и потерям напряжения.

Распределение активных мощностей в основном режиме максимальных нагрузок с небольшими погрешностями соответствует распределению, рассчитанному в подразделе 1.2.

Суммарные нагрузочные потери составляют 1,61%. Минимальный уровень напряжения в замкнутой части схемы электроснабжения в утяжеленном режиме максимальных нагрузок - 236,1 кВ. Минимальный уровень напряжения на шинах НН трансформаторных подстанций - 6,099 кВ.

3. Регулирование напряжения в электрической сети

В максимальном режиме нужно обеспечить напряжение на шинах НН трансформаторных подстанций в пределах. Это достигается набором рабочих ответвлений.

Требуемое желаемое напряжение ответвления обмотки ВН:где -напряжение на шинах НН приведённое к высшей стороне; напряжение на шинах НН, которое нужно поддержать в данном режиме.

Ближайший номер стандартного ответвления. Стандартное напряжение регулируемого ответвления.

ПС	U2расч,кВ	U2`, Кв	U2отв ж, кВ	N	Uотв ст, кВ	Uотв ст, кВ
1	6,454	236,15	6,3	2	236,9	6,343
2	6,547	239,55	6,3	3	240,35	6,342
3	10,92	239,47	10,5	3	240,35	10,449
4	11,03	242,15	10,5	3	240,35	10,55

Коэффициенты полезного действия электропередачи в основном режиме максимальных нагрузок и среднегодовой КПД в основном режиме максимальных нагрузок

где МВт; - суммарные потери мощности в элементах сети. Суммарные потери мощности в элементах сети вычисляются по формуле

где - суммарные переменные (нагрузочные) потери активной мощности в воздушных линиях электропередачи и силовых трансформаторах общего назначения; - суммарные условно-постоянные потери активной мощности (потери холостого хода) в трансформаторах; - потери активной мощности на погодные условия.

P?=6,027+1,034+0,54=76,08 МВТ

Для спроектированной сети КПД в основном режиме максимальных нагрузок:

Среднегодовой КПД определяется по отношению переданной энергии потребителям к электроэнергии, отпущенной с РУ НН источника, %

где - полезно отпущенная потребителям электроэнергия за год, - суммарные годовые потери электроэнергии в элементах спроектированной сети. Полезно отпущенная потребителям электроэнергия рассчитывается по формуле

Wno=44,000*700+11,03*6010=97090,3тыс. МВТ

Суммарные годовые потери электроэнергии в элементах спроектированной сети рассчитываются по формуле



где - время наибольших потерь в проводах ВЛ и обмотках трансформаторов (ветвей между узлами и); - удельные годовые потери электроэнергии, зависящие от погодных условий; - число ВЛ 35 - 330 кВ в спроектированном сетевом районе; - число трёхфазных силовых трансформаторов общего назначения.

Заключение

Проектируемая сеть (Амурэнерго) располагается на территории Кемеровской области, которая относится к IV району по гололеду и к 4 региону по погодным условиям.

Спроектированная районная электрическая сеть имеет номинальные напряжения 220 кВ и 110 кВ.

Районная электрическая сеть имеет 2 источника электрической энергии и они обеспечивают электрической энергией четыре понизительных подстанций, на которых установлены трехфазные двухобмоточные трансформаторы общего назначения типа ТРДЦН-63000/110, ТДЦ-80000/110, ТРДЦН-63000/220, ТРДН-40000/220 с устройствами для регулирования напряжения под нагрузкой и два автотрансформатора типа АТДЦТН-63000/220/110.

В качестве основного средства регулирования напряжения выбраны трансформаторы с устройством РПН (переключение рабочих ответвлений обмотки посредством переключателя под нагрузкой). Воздушные ЛЭП укомплектованы сталеалюминевыми проводами марки АС240/32, АС185/29 и AC120/19 и железобетонными промежуточными опорами марки ПБ 220-1, ПБ 110-2 и ПБ 110-1. Удельные капитальные вложения на сооружение ЛЭП, отнесенные к 1 кВт передаваемой мощности составляют 1,17 тыс. руб., а к 1 кВт км длины линии 3,31 руб.

Ежегодные эксплуатационные затраты на элементы электрической сети 45659,43 тыс.р/г. Суммарные потери активной мощности в основном режиме максимальных нагрузок составляют 7,608МВт, что составляет 1,50% от поступившей полной мощности в районную сеть. Годовые потери электроэнергии в элементах сети составляет 40455,27 МВт·ч, что соответствует среднегодовому коэффициенту полезного действия 97,131 %. КПД при основном режиме максимальных нагрузок составляет 97,61%.

Список использованных источников

1 ГОСТ 2.709-89. Обозначения условные проводов и контактных соединений электрических элементов, оборудования и участков цепей в электрических схемах.

2 ГОСТ 2.755-87. Обозначения условные графические в электрических схемах. Устройства коммутационные и контактные соединения.

3 Электропитающие системы и электрические сети: Задание на курсовое проектирование/ Сост: Н.А.Кокорев, Г.А.Осипенко, И.Н.Степанов; Чуваш. ун-т. Чебоксары, 2018. 36 с.

4 Электроэнергетические системы и сети: Метод. указания к курсовому проекту/ Сост.: Г.А.Осипенко, И.Г.Злобина, Н.А.Кокорев, И.Н.Степано - Чебоксары: Изд-во Чуваш. ун-та. 2018. - 64 с.

5 Электропитающие системы и электрические сети: Справочные материалы к курсовому проекту, лабораторным работам и практическим занятиям/ Сост.: Н.А.Кокорев, Г.А.Осипенко, Л.А.Шестакова; Чуваш. ун-т.-Чебоксары, 2017.- 72 с. В.И. Идельчик.

6 Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 2018 - 592 с

7 Неклепаев Б.И., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справ. материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 2017 - 608 с.

Размещено на Allbest.ru

...