Электрическая сеть района нагрузок

Размещено на http://www.allbest.ru//

1

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина»

Кафедра «Электрические системы»

Пояснительная записка

к курсовой работе на тему

«Электрическая сеть района нагрузок»

Автор работы

Лубенский А.А.

Иваново 2019



ВВЕДЕНИЕ

нагрузка трансформатор подстанция сеть

В задачи данного проекта входит выбор из множества возможных вариантов конфигурации районной электрической сети двух наиболее рациональных, расчёт их для дальнейшего технико-экономического сравнения. Выбор единственного окончательного варианта зависит исключительно от его экономических характеристик.

Дальнейшие расчёты установившихся режимов для выбранного варианта схемы электрической сети проводятся с помощью программы «Энергия». Регулируются напряжения в узлах, питающих нагрузку, в соответствии с принципом встречного регулирования в пределах допустимых отклонений напряжения.

Для выбранной электрической сети рассчитываются технико-экономические показатели.

Графическая часть проекта содержит принципиальную электрическую схему электрической сети.



1. РАЗРАБОТКА И ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ РАЙОНА НАГРУЗОК

1.1 Анализ исходных данных и выбор вариантов конфигурации сети

В задании на проектирование приведен план расположения источника питания А (существующая подстанция) и проектируемых подстанций (1,2,3,4) в заданном районе энергосистемы. Потребители на подстанции принадлежат к категориям надежности I-III, что предусматривает установку на подстанциях двух трансформаторов. Сеть располагается в ОЭС Урала.

Таблица 1.1 - Данные по нагрузкам района.

Нагрузки при напряжениях в режимах	Состав нагрузки по категориям надежности	Продолжительность использования максимума нагрузки
Номер подстанции на плане	110 кВ	10 кВ
	Pмакс, МВт	tgц	Pмин, МВт	tgц	Pмакс, МВт	tgц	Pмин, МВт	tgц		Tма, ч
1					16	0,35	8	0,38	I,II,III	4500
2	36	0,37	19	0,42	22	0,37	10	0,42	I,II,III	4700
3					32	0,35	9	0,38	I,II,III	4300
4					26	0,37	14	0,42	I,II,III	5000

Варианты конфигурации сети представлены на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Варианты конфигурации сети и расстояния между объектами

Таблица 1.2 - Сравнение вариантов конфигураций сети по суммарной длине линии.

Вариант конфигурации	Длина двухцепных ЛЭП, км	Длина одноцепных ЛЭП, км	Суммарная длина линии,км
1	(40+35+35+25) 1,5	-	202,5
2	(40+35) 1,5	(35+40+25)	212,5
3	(40+35+35+45) 1,5	-	232,5
4	(45+40) 1,5	(35+35+45)	242,5

Выбираем варианты конфигурации сети 1 и 2 из экономичности и эксплуатационных соображений.

1.2 Расчет мощности района нагрузок

Расчет мощности нагрузок на ПС-1:

;

Расчет мощности нагрузок на ПС-2:

;

;



Расчет мощности нагрузок на ПС-3:

;

Расчет мощности нагрузок на ПС-4:

;

Предварительная мощность источника питания:

1.3 Выбор номинальных напряжений участков сети

Для расчета номинальных напряжений выберем 2 и 3 варианты конфигураций сети. Выбор номинальных напряжений ВЛ производится по формуле Г.А. Илларионова, с учетом длин линий и протекающим по ним мощностям в режиме максимальных нагрузок, а также исходя из технико-экономических соображений.

Формула Г.А. Илларионова:

.

Рассчитаем номинальные напряжения для варианта конфигурации сети №3, представленном на рисунке 1.2:

Рисунок 1.2 - Вариант конфигурации сети №3	Рисунок 1.3 - Распределение потоков активной мощности в радиальной схеме сети

Расчет номинальных напряжений линий:

Участок - А-1:

- протяжённость линии электропередачи;

n - число цепей линии;

- активная мощность, передаваемая по линии электропередачи.

Выбираем .

Участок - 2-1:

- протяжённость линии электропередачи;

n - число цепей линии;

- активная мощность, передаваемая по линии электропередачи.

Выбираем.

Участок - 2-3:

- протяжённость линии электропередачи;

n - число цепей линии;

- активная мощность, передаваемая по линии электропередачи.

Выбираем.

Участок - 2-4:

- протяжённость линии электропередачи;

n - число цепей линии;

- активная мощность, передаваемая по линии электропередачи.

Выбираем.

Из шкалы номинальных напряжений выбираем ближайшие большие значения - для линии А-2 - 220 кВ, а для 2-1,2-3,2-4 - 110 кВ

Рассчитаем номинальные напряжения для варианта конфигурации сети №2. Для линий А-2, 2-3 примем такие же номинальные напряжения как и в предыдущем варианте расчета - соответственно 220 кВ и 110 кВ, так как расчеты схожи.

Рисунок 1.4 - Вариант конфигурации сети №2

Рисунок 1.5 - Распределение потоков активной мощности в схеме с кольцевым участком

Активные мощности, передаваемые по линиям, найдём разрезав замкнутую сеть по источнику и применив правило электрических моментов:

Участок - 1-2:

МВт - активная мощность, передаваемая по линии электропередачи.

Выбираем.

Переток мощности между ПС 1 и ПС 4:

Переток мощности между ПС2 и ПС 4:

Выбираем.

Проверка расчёта по балансу приходящей в кольцо мощности, вычисленной без учёта потерь мощности и потреблению в нём:

МВт; 42=42 МВт

Номинальным напряжением кольца примем наибольшее из вычисленных по параметрам Л 21 и Л 24. Из шкалы номинальных напряжений выбираем ближайшее большее значение - 110 кВ.



1.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на понижающих подстанция

Выбор трансформаторов на подстанциях, питающих нагрузку первой и второй категории по надёжности питания, производится по условию (с учётом обязательной установки не менее чем двух трансформаторов) по [3]:

;(1)

;(2)

Условие (2) выбрано по [3]. В соответствие с требованием по [2] для маслонаполненных трансформаторов, работающих с коэффициентом начальной нагрузки К1<0,93, допускается перегрузка на 40 % сверх номинального тока не более 5 суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 ч в сутки при принятии всех мер для усиления охлаждения трансформатора.

При этом учитывается допустимая перегрузка трансформатора. Все трансформаторы обязательно имеют устройство регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Необходимые для расчётов параметры трансформаторов принимаются по справочнику [1].

Подстанция 1.

Максимальная полная мощность нагрузки подстанции:

Выбираем согласно [1] трансформатор типа: ТДН - 16000/110.

В маркировке трансформатора:

Т - трансформатор трёхфазный;

Д - масляный с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха;

Н - наличие устройства РПН;

16000 - номинальная полная мощность, кВА;

110 - класс номинального напряжения обмотки высшего напряжения.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Проверка по перегрузочной способности:

Для данного трансформатора проверим допустимые аварийные перегрузки для следующих данных: продолжительность максимума зимнего суточного графика h = 6 ч, зимняя эквивалентная температура охлаждающей среды ? = -10° С.

из этого следует, что при дальнейших расчетах используем данный трансформатор.

Подстанция 3.

Максимальная полная мощность нагрузки подстанции:

Выбираем согласно [1] трансформатор типа: ТРДН - 25000/110

В маркировке трансформатора:

Т - трансформатор трёхфазный;

Д - масляный с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха;

Н - наличие устройства РПН;

Р - обмотка низшего напряжения расщеплена на две;

25000 - номинальная полная мощность, кВА;

110 - класс номинального напряжения обмотки высшего напряжения.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Проверка по перегрузочной способности:

Для данного трансформатора проверим допустимые аварийные перегрузки для следующих данных: продолжительность максимума зимнего суточного графика h = 6 ч, зимняя эквивалентная температура охлаждающей среды ? = -10° С.

из этого следует, что при дальнейших расчетах используем данный трансформатор.

Подстанция 4.

Максимальная полная мощность нагрузки подстанции:

Выбираем согласно [1] трансформатор типа: ТРДН - 25000/110

В маркировке трансформатора:

Т - трансформатор трёхфазный;

Д - масляный с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха;

Н - наличие устройства РПН;

Р - обмотка низшего напряжения расщеплена на две;

25000 - номинальная полная мощность, кВА;

110 - класс номинального напряжения обмотки высшего напряжения.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Проверка по перегрузочной способности:

Для данного трансформатора проверим допустимые аварийные перегрузки для следующих данных: продолжительность максимума зимнего суточного графика h = 6 ч, зимняя эквивалентная температура охлаждающей среды ? = -10° С.

из этого следует, что при дальнейших расчетах используем данный автотрансформатор.

Подстанция 2.

Максимальная полная мощность нагрузки на АТ равна мощности

передаваемой:

Выбирается по [1] автотрансформатор АТДЦТН - 125000/220/110.

В маркировке трансформатора:

А - автотрансформатор;

Т - трёхфазный;

ДЦ - охлаждение масляное с дутьём и принудительной циркуляцией масла;

Т - трёхобмоточный;

Н - наличие устройства РПН;

125000 - номинальная полная мощность, кВА;

220 - класс номинального напряжения обмотки высшего напряжения.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Проверка по перегрузочной способности:

Для данного трансформатора проверим допустимые аварийные перегрузки для следующих данных: продолжительность максимума зимнего суточного графика h = 6 ч, зимняя эквивалентная температура охлаждающей среды ? = -10° С.

из этого следует, что при дальнейших расчетах используем данный автотрансформатор.

Параметры трансформаторов приведены в таблицу 1.3.



Таблица 1.3 - Параметры трансформаторов

№ ПС	Тип	Sном, МВА	Uном, В	кВт	кВт	кВар	RТ, Ом	ХТ, Ом
			ВН	СН	НН
									ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
1	ТДН - 16000/110	16	115	-	11	85	19	112	4,38	-	-	86,7	-	-
2	АТДЦТН-125000/220/110	125	230	121	11	305	65	625	0,52	0,52	3,2	49,0	0	131
3	ТРДН - 25000/110	25	115	-	10,5	120	27	175	2,54	-	-	55,9	-	-
4	ТРДН - 25000/110	25	115	-	10,5	120	27	175	2,54	-	-	55,9	-	-

Рисунок 1.6 - Принципиальная схема радиальной сети

Рисунок 1.7- Принципиальная схема кольцевой сети

Рисунок 1.8- Схема замещения радиальной сети

Рисунок 1.9 - Схема замещения кольцевой сети

1.5 Расчет установившегося режима работы радиальной сети. Определение сечений и марок проводов линий электропередачи

Участок 2-4:

;

Потери в трансформаторе:

.



Мощность с учетом потерь в трансформаторе:

Учет потерь холостого хода:

.

Расчетная мощность подстанции:

.

Выбор проводов линии электропередачи 2 - 4.

Мощность подстанции 4 в режиме максимальных нагрузок:

Максимальный ток, протекающий по проводу:

,

где n - число цепей линии.

Экономическая плотность тока принимается по [2] .

Экономически целесообразное сечение провода:

По условию отсутствия «короны» для линий с =110 кВ минимальное сечение линии =70 . Согласно минимально допустимым сечением сталеалюминиевых провод ВЛ на двухцепных опорах, по условию механической прочности является сечение 120/19. С учетом этого округляем полученное значение до ближайшего стандартного.

Принимаем провод марки АС-120/19.

В маркировке провода:

А - алюминиевый;

С - со стальным сердечником;

120 - сечение алюминиевой части, мм2;

19 - сечение стали, мм2.

Проверка провода на допустимую токовую нагрузку по [1] в случае отключения одной из двух цепей линии:

Расчёт параметров линии электропередачи (для одной цепи).

Активное сопротивление участка:

.

Индуктивное сопротивление:

.

Зарядная мощность:

.

Расчёт линии 2 - 4.

Мощность в линии с учетом зарядной мощности в конце линии:

.

Потери в линиях:

.

Мощность в линии с учетом потерь в линиях:

Мощность в линии с учетом зарядной мощности в начале линии:

Участок 2-3:

;

.

Потери в трансформаторе:

Мощность с учетом потерь в трансформаторе:

Учет потерь холостого хода:

.

Расчетная мощность подстанции:

.

Выбор проводов линии электропередачи 2 - 3.

Мощность подстанции 3 в режиме максимальных нагрузок:

Максимальный ток, протекающий по проводу:

,

где n - число цепей линии.

Экономическая плотность тока принимается по [2] .

Экономически целесообразное сечение провода:

По условию отсутствия «короны» для линий с =110 кВ минимальное сечение линии =70 . Согласно минимально допустимым сечением сталеалюминиевых провод ВЛ на двухцепных опорах, по условию механической прочности является сечение 120/19. С учетом этого округляем полученное значение до ближайшего стандартного.

Принимаем провод марки АС-120/19.

В маркировке провода:

А - алюминиевый;

С - со стальным сердечником;

120 - сечение алюминиевой части, мм2;

19 - сечение стали, мм2.

Проверка провода на допустимую токовую нагрузку по [1] в случае отключения одной из двух цепей линии:

Расчёт параметров линии электропередачи (для одной цепи).

Активное сопротивление участка:

.

Индуктивное сопротивление:

.

Зарядная мощность:

.

Расчёт линии 2 - 3.

Мощность в линии с учетом зарядной мощности в конце линии:

.

Потери в линиях:

.

Мощность в линии с учетом потерь в линиях:

Мощность в линии с учетом зарядной мощности в начале линии:

Участок 2-1:

;

Потери в трансформаторе:

Мощность с учетом потерь в трансформаторе:

Учет потерь холостого хода и мощности передаваемой к подстанции 3:

.

Расчетная мощность подстанции.

.

Выбор проводов линии электропередачи 2 - 1.

Мощность подстанции 1 в режиме максимальных нагрузок:

Максимальный ток, протекающий по проводу:



,

где n - число цепей линии.

Экономическая плотность тока принимается по [2] .

Экономически целесообразное сечение провода:

По условию отсутствия «короны» для линий с =110 кВ минимальное сечение линии =70 . Согласно минимально допустимым сечением сталеалюминиевых провод ВЛ на двухцепных опорах, по условию механической прочности является сечение 120/19. С учетом этого округляем полученное значение до ближайшего стандартного.

Принимаем провод марки АС-120/19.

В маркировке провода:

А - алюминиевый;

С - со стальным сердечником;

120 - сечение алюминиевой части, мм2;

19 - сечение стали, мм2.

Проверка провода на допустимую токовую нагрузку по [1] в случае отключения одной из двух цепей линии:

Расчёт параметров линии электропередачи (для одной цепи).

Активное сопротивление участка:

.

Индуктивное сопротивление:

.

Зарядная мощность:

.

Расчёт линии 1 - 2:

Мощность в линии с учетом зарядной мощности в конце линии:

.

Потери в линиях:

.

Мощность в линии с учетом потерь в линиях:

.

Мощность в линии с учетом зарядной мощности в начале линии:

.

Нагрузка подстанции 2, подведённая к шинам высшего напряжения:

Нагрузка на низшем напряжении:

;

;

Потери в трансформаторе:

Мощность с учетом потерь в трансформаторе:

Нагрузка на среднем напряжении:

;

.

Потери в трансформаторе:

.

Мощность с учетом потерь в трансформаторе:

.

Мощность S на высшем напряжении, как сумма среднего и низшего:

.

Потери в трансформаторе:

.

Мощность с учетом потерь в трансформаторе:

.

Учет потерь холостого хода:

.

Выбор провода линии А - 2.

Мощность, передаваемая по линии:

Максимальный ток, протекающий по проводу:

,

где n - число цепей линии.

Экономическая плотность тока принимается по [2] .

Экономически целесообразное сечение провода:

.

Для того чтобы не было потерь активной мощности на корону, для ВЛ напряжением 110 и 220 кВ установлены наименьшие допустимые сечения проводов 70 и 240 мм2 соответственно. Bыбираем провод марки АС-240/32 с расчетными данными:

Проверка провода на допустимую токовую нагрузку по [1] в случае отключения одной из двух цепей линии:

Расчёт параметров линии электропередачи (для одной цепи).

Активное сопротивление участка:

.

Индуктивное сопротивление:

.

Зарядная мощность:

.

Расчёт линии А - 2:

Мощность в линии с учетом зарядной мощности в конце линии:

.

Потери в линиях:

.

Мощность в линии с учетом потерь в линиях:

Мощность в линии с учетом зарядной мощности в начале линии:

Суммарная мощность в узле А:

.

Баланс активной мощности:

.

Баланс реактивной мощности:

+

Оба баланса активной и реактивной мощности выполняются.

1.6 Определение сечений и марок проводов линий электропередачи кольцевого участка сети

Рисунок 1.10 - Условно разрезанная по источнику питания кольцевая сеть

Потокораспределение в кольцевой схеме (предварительно):

Из приведённого расчёта видно, что точка потокораздела активной и реактивной мощности находится на подстанции 4.

Выбор проводов линии 2 - 1.

Мощность, передаваемая по проводам:

Максимальный ток, протекающий по проводам:

Экономическая плотность тока принимается по [2] .

Экономически целесообразное сечение провода:

Выбирается по [1] провод АС-120/19 (берём большее сечение из соображений увеличения пропускной способности линии).

Проверка провода на допустимую токовую нагрузку при разрыве кольцевой схемы:

Расчёт параметров линии электропередачи.

Активное сопротивление участка:

.

Индуктивное сопротивление:

.

Зарядная мощность:

.

Выбор провода линии 1 - 4.

Мощность, передаваемая по проводам:

Максимальный ток, протекающий по проводам:

Экономическая плотность тока принимается по [2] .

Экономически целесообразное сечение провода:

Выбирается по [1] провод АС-70/11 (берём большее сечение из соображений увеличения пропускной способности линии).

Проверка провода на допустимую токовую нагрузку при разрыве кольцевой схемы:

Расчёт параметров линии электропередачи.

Активное сопротивление участка:

.

Индуктивное сопротивление:

.

Зарядная мощность:

.

Выбор провода линии 2 - 4.

Мощность, передаваемая по проводам:

Максимальный ток, протекающий по проводам:

Экономически целесообразное сечение провода:

Выбирается по [1] провод АС-120/19.

Проверка провода на допустимую токовую нагрузку при разрыве кольцевой схемы:

Расчёт параметров линии электропередачи.

Активное сопротивление участка:

.

Индуктивное сопротивление:

.

Зарядная мощность:

.

1.7 Уточненный расчет потокораспределения

Расчётные мощности подстанции 2 и станции 3:

Потокораспределение в кольцевой схеме:

Рисунок 1.11 Схема замещения кольцевой схемы

;

;

Проверка:

;

Точка потокораздела подстанция 4

Потери мощности на участках кольцевой схемы:

Потери в линии:

.

Мощность, приведённая к шинам подстанции 2:

Мощность в линии с учетом зарядной мощности в конце линии:

Потери в линии:

Мощность в линии с учетом потерь в линиях:

.

Потери в линии:

Мощность в линии с учетом потерь в линиях:

Мощность в линии с учетом зарядной мощности в начале линии:

Нагрузка подстанции 2, приведённая к шинам высшего напряжения.

Нагрузка на низшем напряжении:

;

.

Потери в трансформаторе:

Мощность с учетом потерь в трансформаторе:

Нагрузка на среднем напряжении:

;

Потери в трансформаторе:

Мощность с учетом потерь в трансформаторе:

Мощность S на высшем напряжении, как сумма среднего и низшего:

Потери в трансформаторе:

Мощность с учетом потерь в трансформаторе:

.

Учет потерь холостого хода:

.

Выбор провода линии А - 2.

Мощность, передаваемая по линии:

Максимальный ток, протекающий по проводу:

,

где n - число цепей линии.

Экономическая плотность тока принимается по [2] .

Экономически целесообразное сечение провода:

Выбирается по [1] провод марки АС-240/32 (по условию короны).

Проверка провода на допустимую токовую нагрузку по [1] в случае отключения одной из двух цепей линии:

Расчёт параметров линии электропередачи (для одной цепи).

Активное сопротивление участка:

.

Индуктивное сопротивление:

.

Зарядная мощность:

.

Расчёт линии А - 2.

Мощность в линии с учетом зарядной мощности в конце линии:

Потери в линиях:

Мощность в линии с учетом потерь в линиях:

Мощность в линии с учетом зарядной мощности в начале линии:

Суммарная мощность в узле А:

.

Баланс активной мощности:

Баланс реактивной мощности:

Оба баланса активной и реактивной мощности выполняются.

1.8 Выбор линейного регулятора

Линейный регулятор выбирается по классу напряжения сети НН и по пропускной способности, то есть его номинальная мощность должна быть не меньше типовой мощности, которую может пропустить обмотка НН автотрансформатора, или мощности нагрузки в режиме максимальных нагрузок:

МВА.

Выбираем линейный регулятор: ЛТДН 40000/10.



1.9 Выбор схем распределительных устройств подстанций

Таблица 1.5 - Выбор схем распределительных устройств подстанций на ВН, СН и НН для радиальной сети

ПС №	Напряжение, кВ
	220	110	10
	Наимено-вание схемы	Число ячеек выключателей	Наименование схемы	Число ячеек выключателей	Наименование схемы	Число ячеек выключателей
2	Четырех- угольник	4	9Н - Одна секционированная система шин с подключением трансформаторов через развилку из двух выключателей	12	Одна одиночная секциониро-ванная выключате-лем система шин	3
1	-	-	4Н -Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	2	Одна секционированная система шин	3
3	-	-	4Н -Два блока с выключателями и ремонтной перемычкой по стороны линии	2	Две секционированные системы шин	6
4	-	-	4Н -Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	2	Две секционированные системы шин	6
Итого:	4		18		18

Таблица 1.6 - Выбор схем распределительных устройств подстанций на ВН, СН и НН для схемы с кольцевым участком

ПС №	Напряжение, кВ
	220	110	10
	Наименование схемы	Число ячеек выключателей	Наименование схемы	Число ячеек выключателей	Наименование схемы	Число ячеек выключателей
2	Четырех- угольник	4	9Н - Одна секционированная система шин с подключением трансформаторов через развилку из двух выключателей	10	Одна одиночная секциониро-ванная выключателем система шин	3
1	-	-	4Н -Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	2	Одна секционированная система шин	3
3	-	-	5Н -Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	3	Две секционированные системы шин	6
4	-	-	5Н -Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	3	Две секционированные системы шин	6
Итого:	4		18		18

Рисунок 1.12. - РУ радиальной сети

Рисунок 1.13. - РУ кольцевой сети.

40

1.10 Технико-экономическое сравнение вариантов выбранных схем методом дисконтированных затрат

Экономическим критерием, по которому определяют более выгодный вариант, является минимум суммарных дисконтированных затрат, вычисленных по формуле:

,

где - суммарные капиталовложения в сеть;

- эксплуатационные издержки;

- норма дисконта;

- текущие годы строительства и эксплуатации сети;

- срок службы сети.

При определении затрат для сравнения вариантов одинаковые элементы сети не учитываются. За базисный принимаются цены 2000 г.

Таблица 1.7 - Ведомость основного оборудования сети

Наименование элемента	Вариант 1	Вариант 2
Количество выключателей в РУ - 220 кВ	4	4
Количество выключателей в РУ - 110 кВ	18	18
Количество выключателей в РУ - 10 кВ	18	18
ЛЭП	ЛА2 - 2xAC-240/32 (40 км) Л23 - 2xAC-120/19 (35 км) Л21 - 2xAC-120/19 (25 км) Л24 - 2xAC-120/19 (35 км	ЛА2 - 2xAC-240/32 (40 км) Л23 - 2xAC-120/19 (35 км) Л21 - AC-120/19 (25 км) Л24 - AC-120/19 (35 км) Л14 - АС-70/11 (40 км)
Трансформаторы	ПС-2- АТДЦТН-125000/220/110 ПС-1-ТДН-16000/110 ПС-3- ТРДН-25000/110 ПС-4- ТРДН-25000/110	ПС-2- АТДЦТН-125000/220/110 ПС-1-ТДН-16000/110 ПС-3- ТРДН-25000/110 ПС-4- ТРДН-25000/110

Капиталовложения по РУ будем сравнивать на подстанциях 2, 3 и 4, так как схема радиальной и кольцевой схемы имеют различное количество выключателей именно на этих ПС, а в методе дисконтированных затрат, учитываются затраты только в те элементы, которые различаются в вариантах сети.

Радиальная схема сети.

Стоимость ЛЭП и ПС:

;

.

Расчет стоимости ЛЭП 2-1 и 2-4:

Расчет стоимости выключателей РУ ПС3 и ПС4:

Капиталовложения в сеть:

Определение издержек сети:

Ежегодные издержки на потери электроэнергии в линиях.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии:

где - годовые потери электроэнергии:

- средневзвешенное время максимальных потерь:

Дисконтированные затраты радиальной сети:

Схема с кольцевым участком.

Расчет стоимости ЛЭП 2-4, 2-1 и 1-4:

Расчет стоимости выключателей РУ ПС1, ПС3 и ПС4:

Капиталовложения в сеть:

Определение издержек сети:

Ежегодные издержки на потери электроэнергии в линиях.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии:

где - годовые потери электроэнергии:

- средневзвешенное время максимальных потерь:

Дисконтированные затраты для схемы с кольцевым участком:

Разница дисконтированных затрат:

.

Разница дисконтированных затрат больше 5%, следовательно, для дальнейшего расчета выбираем вариант радиальной схемы сети, как более дешёвому варианту в данном случае.



2. РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ НА ПЭВМ

2.1 Выбор расчётных режимов

Расчеты установившихся режимов электрических сетей выполняем для определения:

- загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности;

- сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;

- уровня напряжений в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах;

- потерь мощности и энергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь.

Режимы максимальных и минимальных нагрузок используем для выявления наибольших значений расчетных длительных потоков мощности.

Для выявления максимальных значений нерегулярных потоков мощности рассматриваем послеаварийные режимы.

Согласно ГОСТ 32144-2013 в процессе эксплуатации необходимо обеспечивать качество электрической энергии. По [2] необходимо поддерживать напряжение на шинах всех электроприемников в допустимых пределах. Выполнение этого условия будем обеспечивать с помощью устройств регулирования напряжения.

По правилам устройства электроустановок необходимо поддерживать напряжение на шинах подстанций с Uн = 6-20 кВ в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок (режим максимальных нагрузок и все послеаварийные режимы) и 100% от номинального в период наименьших нагрузок этих сетей.

Таким образом, стремимся обеспечить уровень напряжения:

- в режиме максимальных нагрузок и послеаварийных режимах - Uжел = 1.05*Uн ;

- в режиме минимальных нагрузок - Uжел = 1.0*Uн;

При проведении моделирования установившихся режимов электрической сети района нагрузок были рассчитаны режимы максимальных, минимальных нагрузок, а также послеаварийные режимы.

Были рассмотрены также послеаварийные режимы:

- отключение одной цепи линии А-2;

-отключение одного автотрансформатора на ПС2;

-отключение одной цепи линии 2-1 и одного трансформатора на ПС1;

-отключение одной цепи линии 2-3 и трансформатора на ПС3;

-отключение одной цепи линии 2-4 и трансформатора на ПС4.

Существуют следующие способы регулирования напряжения:

- с помощью генераторов электрических станций;

- изменение коэффициентов трансформации силовых трансформаторов и АТ на ПС;

-изменение перетоков реактивной мощности с помощью компенсирующих устройств;

- с помощью специальных трансформаторов;

- с помощью изменения параметров сети.

В данном случае используем 2.

2.2 Результаты расчета установившихся режимов на ПЭВМ

Таблица 2.1 - Результаты расчета установившихся режимов на ПЭВМ

№ ПС	Режимы
	максимальных нагрузок
	Кзагр тр-ров	nРПН	UHH, кВ
Режим максимальных нагрузок без регулирования напряжения
1	0,548	0	10,6
2 АТ	0,605	0	10,3
2 ЛР	0,317	0	10,2
3	0,716	0	9,94
4	0,58	0	10
Режим минимальных нагрузок без регулирования напряжения
1	0,273	0	10,8
2 АТ	0,274	0	10,4
2 ЛР	0,145	0	10,3
3	0,215	0	10,3
4	0,312	0	10,2
Режим максимальных нагрузок с регулированием напряжения
1	0,548	0	10,6
2 АТ	0,603	0	10,3
2 ЛР	0,317	+2	10,5
3	0,713	-3	10,5
4	0,578	-3	10,6
Режим минимальных нагрузок с регулированием напряжения
1	0,273	+5	9,89
2 АТ	0,272	0	10,4
2 ЛР	0,145	-2	9,98
3	0,196	+2	9,96
4	0,312	+1	10
п/а режим: отключение одной цепи линии А-2
1	0,56	-1	10,6
2 АТ	0,617	0	10,1
2 ЛР	0,324	+4	10,6
3	0,729	-4	10,5
4	0,591	-4	10,6
п/а режим: отключение одного автотрансформатора на 2 ПС
1	0,575	-2	10,5
2 АТ	1,27	0	9,71
2 ЛР	0,687	+8	10,5
3	0,747	-6	10,6
4	0,606	-5	10,5
п/а режим: отключение одного трансформатора на ПС1 и линии 2-1
1	1,14	-2	10,7
2 АТ	0,608	0	10,3
2 ЛР	0,317	+2	10,5
3	0,714	-3	10,5
4	0,579	-3	10,6
п/а режим: отключение трансформатора на ПС4 и линии 2-4
1	0,55	0	10,5
2 АТ	0611	0	10,3
2 ЛР	0,318	+2	10,5
3	0,715	-3	10,5
4	1,21	-5	10,5
п/а режим: отключение трансформатора на ПС3 и линии 2-3
1	0,55	0	10,6
2 АТ	0,614	0	10,3
2 ЛР	0,318	+3	10,6
3	1,51	-6	10,6
4	0,58	-3	10,6

Рисунок 2.1. - Режим максимальных нагрузок без регулирования напряжения

Рисунок 2.2. - Режим минимальных нагрузок без регулирования напряжения

Рисунок 2.3. - Режим максимальных нагрузок с регулированием напряжения

Рисунок 2.4. - Режим минимальных нагрузок с регулированием напряжения

Рисунок 2.5. - Отключение одной цепи линии А-2

Рисунок 2.6. -Послеаварийный режим: отключение одного автотрансформатора на ПС2

Рисунок 2.7. - Послеаварийный режим: отключение одной цепи линии 2-1 и трансформатора на ПС1

Рисунок 2.8. - Послеаварийный режим: отключение одной цепи линии 2-4 и трансформатора на ПС4

Рисунок 2.9. - Послеаварийный режим: отключение одной цепи линии 2-3 и трансформатора на ПС3

2.3 Составление и анализ баланса активных и реактивных мощностей

Установившиеся режимы электрических сетей характеризуются балансом активных и реактивных мощностей. Уравнения баланса мощностей устанавливают соотношения между генерацией и потреблением мощностей.

Уравнение баланса активной мощности электрической сети может быть представлено в виде выражения

,

где - активная мощность, потребляемая районом нагрузок с шин подстанции А;

- активная суммарная мощность потребителей района (на шинах 10 и 110 кВ);

- суммарные переменные потери активной мощности в электрической сети.

Расчет УР выполняется с заданной точностью по мощности, которая составляет 1 МВт. Реальная величина небаланса (невязки) уравнения Р определяется по выражению

,

где величины РА, Р принимаются по результатам расчета УР, а величина Р - по исходным данным.

Составляющие уравнения баланса определяются для режимов максимальных и минимальных нагрузок электрической сети при работающем компенсирующем устройстве. Результаты представлены в таблице 2.2.

Определение составляющих уравнения баланса активных мощностей в процентах производится по выражениям:

;

.

Таблица 2.2 - Баланс активной мощности

№	Название составляющей уравнения баланса	Величины составляющих в режимах
		Максимальная нагрузка	Минимальная нагрузка
		МВт	%	МВт	%
1	Суммарная нагрузка потребителей:
	в сети 10 кВ	96	71,1	41	67,54
	в сети 110 кВ	36	26,7	19	31,3
2	Потери мощности:
	в линиях	1,81	1,34	0,335	0,55
	в трансформаторах	0,73	0,54	0,375	0,61
3	Суммарная мощность РА, потреб-ляемая районом нагрузки с шин ПСА	134,54	100	61	100
4	Невязка (небаланс) уравнения баланса активной мощности	0	0,32	0,29	0

Уравнение баланса реактивной мощности электрической сети может быть представлено в виде соотношения

,

где - суммарная реактивная мощность, потребляемая с шин ПСА;

- реактивная суммарная нагрузка потребителей района;

- зарядная мощность электрической сети;

- потери реактивной мощности суммарные, переменные в сети;

- мощность компенсирующих устройств (потребление или генерация).

льная величина небаланса (невязки) уравнения определяется по выражению:

,

где величины , , принимаются по результатам расчета УР, а величина - по исходным данным.

Определение составляющих уравнения баланса реактивных мощностей в процентах производится по выражениям:

; ; ; .

Составляющие уравнения баланса представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Баланс реактивной мощности

№	Название составляющей уравнения баланса	Величины составляющих в режимах
		Максимальная нагрузка	Минимальная нагрузка
		Мвар	%	Мвар	%
1	Суммарная нагрузка потребителей:
	в сети 10 кВ	34,56	60,42	16,54	103,37
	в сети 110 кВ	13,32	23,28	7,98	49,87
2	Потери мощности:
	в линиях	4,71	8,23	0,896	5,6
	в трансформаторах	22,09	38,61	7,654	47,83
3.	Зарядная мощность	17,5	30,59	17	106,25
4.	Суммарная мощность QА, потреб-ляемая районом нагрузки с шин ПСА	57,18	100	16,07	100
5.	Невязка (небаланс) уравнения баланса активной мощности	0	0,05	0	0,42

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

3.1 Определение капиталовложений на сооружения ЛЭП

Таблица 3.1 - Капиталовложения в ЛЭП

Участок	UНОМ, кВ	Марка провода	Кол-во цепей	Тип опоры	Длина линии	Стоимость, тыс. руб.
						1 км. длины	Всего
Л А-2	220	АС-240/32	2	стальная	40	2195	87800
Л 2-3	110	АС-120/19	2	стальная	35	1280	44800
Л 2-1	110	АС-120/19	2	стальная	25	1280	32000
Л 2-4	110	АС-120/19	2	стальная	35	1280	44800
Итого:	209 400
С учётом Kдеф=6,116:	1280690,4

3.2 Расчет капиталовложений на сооружения подстанций

Таблица 3.2 - Капиталовложения в подстанции

Номер ПС	Наименование и тип элементов подстанции	Количество оборудования	Стоимость, тыс. руб.
			Единицы	Всего
ПС А	Выкл. э/г 220 кВ	2	12500	25 000
С учётом Kдеф=6,116:	152900
ПС 2	РУВН 220 кВ (выключатели э/г) четырехугольник	4	12500	50 000
	РУСН (выкл. э/г) 110 кВ	12	7000	84 000
	РУНН (вакуумные) 10 кВ	3	120	360
	Автотрансформатор АТДЦТН/125000/220/110	2	22900	45 800
	Линейный регулятор	2	7000	14 000
	Постоянная часть затрат		35000	35 000
	Итого по ПС:			229160
		С учётом Kдеф=6,116:	1401542,56
ПС 1	РУВН (выкл. э/г) 110 кВ	2	7000	14 000
	РУНН (вакуумные) 10 кВ	3	120	360
	Трансформатор ТДН-16000/110	2	5900	11 800
	Постоянная часть затрат		11 000	11 000
	Итого по ПС:		37 040
	С учётом Kдеф=6,116:	226536,64

Капиталовложения в сеть

3.3 Расчет ежегодных эксплуатационных издержек

.

Отчисления от капиталовложений на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП

,

где - ежегодные издержки на текущий ремонт и обслуживание элементов ЛЭП.

ПС:

=

Затраты на возмещение потерь электроэнергии

,

.

Продолжительность использования максимальной полной нагрузки

Среднее время максимальных потерь

Потери энергии в линиях

МВт•ч.

Постоянные потери энергии в трансформаторах ПС

МВт•ч.

Переменные потери энергии в трансформаторах ПС

МВт•ч.

Суммарные потери энергии в трансформаторах ПС

МВт•ч.

Потери энергии в сети

МВт•ч.

Затраты на возмещение потерь электроэнергии

Издержки сети

3.4 Определение КПД сети и потерь энергии в процентах

Электроэнергия, полученная потребителями

Потери энергии в проектируемой сети в процентах

Себестоимость передачи электроэнергии

Коэффициент полезного действия в режиме максимальных нагрузок

Средневзвешенный КПД сети

Таблица 3.3 - Результаты расчетов технико-экономических показателей

, тыс. руб.	,	,	, %	, %	, %
				98,1	98,5



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте приведён расчёт оптимального варианта электрической сети района нагрузок, которая соответствует требованиям ПУЭ по обеспечению надежного снабжения потребителей электроэнергией.

В первой части курсового проекта было намечено четыре варианта схемы электрической сети, затем на основе предварительной оценки удельной стоимости ВЛ выбраны две: радиальная схема сети и радиальная схема сети с кольцевым участком.

В ходе расчета были выбраны номинальные напряжения ВЛ электрической сети в режиме максимальных нагрузок, трансформаторы типа АТДЦТН-125000/220/110, ТДН-16000/110, ТРДН-25000/110 и ТРДН-25000/110. При выборе сечений воздушных линий используемые провода были проверены по условиям нагрева, по условиям механической прочности и по условиям отсутствия "короны".

В результате сравнительного технико-экономического расчета было определено, что наиболее экономичным и рациональным с точки зрения потерь мощности и энергии вариантом является вариант радиальной схемы сети.

С помощью программы "Энергия" для варианта радиальной схемы сети были рассчитаны режимы максимальных и минимальных нагрузок, а также послеаварийные режимы.

Для варианта радиальной схемы сети был проведен полный технико-экономический расчет, в результате которого были получены следующие данные:

- Суммарные капиталовложения в сеть:

К = 3 348 143, 04 тыс. руб.

- Максимальный КПД сети:

= 98,1 %.

- Средневзвешенный КПД сети:

= 98,5 %.

- Себестоимость передачи и распределения электроэнергии:



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Справочник по проектированию электрических сетей / под ред.

Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд-во ЭНАС, 2012 - 376 с., ил.

Аржанникова, А.Е. Проектирование электрической сети: учеб. пособие к курсовой работе / А.Е. Аржанникова, Т.Ю. Мингалева; Ивановский государстве...