Реферат: Проектирование электрической сети
ФЕДЕРАЛЬНОЕАГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственноеобразовательное учреждение высшего профессионального образования
«Амурскийгосударственный университет»
(ГОУВПО «АмГУ»)
Кафедраэнергетики
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему:Проектирование районной электрической сети
по дисциплинеЭлектроэнергетические системы и сети
Исполнитель
студентгруппы 2402
В.Н.Остапенко
Руководитель
Н.В.Савина
Нормоконтроль
Т.Ю.Ильченко
Благовещенск2007
Реферат
Работа65 с., 6 рисунков, 20 таблиц, 14 источников, 8 приложений.
Режимыработы, надёжность энергоснабжения, распределительное устройство, источникпитания, регулирование напряжения, нагрузки потребителей, номинальноенапряжение.
Входе выполнения курсового проекта были разработаны различные варианты схемэлектрических сетей. Отобраны наиболее подходящие по экономическим итехническим требованиям, для них выбиралось электрическое оборудование дляосуществления надёжного электроснабжения потребителей даже в часы аварийнойработы и соблюдения категорийности в соответствии с ПУЭ. Также были посчитанывсе возможные режимы работы одной схемы. По каждому режиму решался вопросрегулирования напряжения.
Содержание
Введение
1. Характеристикаисходной информации для проектирования
1.1 Анализ схемисточников питания
1.2 Требования кэлектрической сети с точки зрения надежности
2. Расчетвероятностных характеристик потребителей
2.1 Цели изадачи расчета
2.2 Расчетрежимных характеристик
3. Разработкавозможных вариантов схем электрической сети и их характеристика
4. Отбор четырехконкурентоспособных варианта
5. Техническийанализ конкурентоспособных вариантов
5.1 Выборноминального напряжения
5.2 Выбор числаи мощности силовых трансформаторов
5.3 Выборсечений линий методом экономических токовых интервалов
5.4 Выбор схемраспределительных устройств
6. Технико-экономическоесравнение двух вариантов
6.1 Общиесведения
6.2 Определениепотерь электроэнергии и их оценка
7. Расчет ианализ установившихся режимов
7.1 Общиесведения
7.2 Расчетмаксимального установившегося режима
7.3 Анализ напряжений в узлах
7.4 Анализ потерь
7.5 Анализбаланса
7.6 Анализ загрузки ВЛ
8.Технико-экономические характеристики принятого варианта сети
Заключение
Библиографическийсписок
Введение
Современные энергетические системы состоят из сотен связанных между собойэлементов, влияющих друг на друга. Однако проектирование всей системы отэлектростанций до потребителей с учетом особенностей элементов с одновременнымрешением множества вопросов (выбора ступеней напряжения, схем станций, релейнойзащиты и автоматики, регулирования режимов работы системы, перенапряжений)нереально. Поэтому общую глобальную задачу необходимо разбить на задачилокальные, которые сводятся к проектированию отдельных элементов системы:станций и подстанций; частей электрических сетей в зависимости от их назначения(районных, промышленных, городских, сельских); релейной защиты и системнойавтоматики и т. д. Однако проектирование должно проводиться с учетом основныхусловий совместной работы элементов, влияющих на данную проектируемую частьсистемы.
Намеченные проектные варианты должны удовлетворять следующим требованиям:надежности, экономичности; удобства эксплуатации; качества энергии ивозможности дальнейшего развития.
Курсовое проектирование должноспособствовать закреплению, углублению и обобщению знаний, полученныхстудентами по данной и смежным дисциплинам на лекциях, практических занятиях, влабораториях и на производственной практике, воспитанию навыков самостоятельнойтворческой работы, ведения инженерных расчетов и технико-экономическогоанализа.
В ходе курсовогопроектирования приобретаются навыки пользования справочной литературой,ГОСТами, едиными нормами и укрупненными показателями, таблицами, номограммами.
Цель курсовогопроектирования является систематизация и расширение теоретических знаний, углубленноеизучение проблем электрических систем и сетей, овладение навыкамисамостоятельного решения инженерных задач по профилирующей специальности.
В задачу курсовогопроектирования входит изучение практических инженерных методов решениякомплексных вопросов сооружения линий электропередач, подстанций и другихэлементов электрических сетей и систем, а также дальнейшее развитиерасчетно-графических навыков, необходимых для проектной работы. В процессепроектирования применяются знания, полученные при изучении курса «Электрическиесистемы и сети» и смежных дисциплин. Необходимо решать задачи, не имеющиеоднозначного решения, оценивать ряд факторов и самостоятельно отвечать навопросы.
Особенностьпроектирования электрических систем и сетей заключается в тесной взаимосвязитехнических и экономических расчетов.
Первые шаги в области проектирования убеждают, что полученные знания,умение проводить различные расчеты сетей недостаточны для выполнения проекта.Задачи, которые поставлены в проекте электрической сети, в большинстве случаевне имеют однозначного решения. Выбор наиболее удачного варианта электрическойсети производиться не только путем теоретических расчетов, но и на основеразличных соображений. Выполнение курсового проекта дает возможность получить некоторыйопыт и навыки проектирования.
1. Энерго-экономическаяхарактеристика района
1.1 Анализ схемисточников питания
В качестве источникапитания задана ГЭС и ТЭС.
ГЭС – гидроэлектростанция, предназначена для выработки электроэнергиии сооружаются часто в составе гидротехнических комплексов, одновременнорешающих задачи улучшения судоходства, ирригации, водоснабжения, защиты отпаводков и др. Агрегаты для каждой ГЭС конструируются индивидуально применительнок характеристикам выбранного створа.
При проектировании ГЭСнеобходимо учитывать их некоторые особенности, например, то что ГЭС сооружаютсявблизи водоёмов рек, рельефные особенности местности, выработка и передачаэлектроэнергии должна осуществляться непрерывно, независимо от погодных ипрочих условий эксплуатации.
ТЭС – тепловаяэлектрическая станция. На тепловых электрических станциях химическая энергиясжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящегово вращение турбогенератор(паровую турбину, соединенную с генератором).Механическаяэнергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для ТЭСслужат уголь, торф, горючие сланцы, с также газ и мазут. Электроэнергия,вырабатываемая станцией, выдается на напряжении 110 – 750 кВ и лишь часть ееотбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд,подключенный к выводам генератора.
1.2 Требования к электрической сетис точки зрения надежности
В зависимости от выполняемых функции, возможностей обеспечения схемыпитания от энергосистемы, величины и режимов потребления электроэнергии имощности, особенностей правил пользования электроэнергией потребителей принятоделить на следующие основные группы:
· промышленные и приравненные к ним;
· производственныесельскохозяйственные;
· бытовые;
· общественно-коммунальные(учреждения, организации, предприятия торговли и общественного питания и др.).
К промышленным потребителям приравнены следующие предприятия:строительные, транспорта, шахты, рудники, карьеры, нефтяные, газовые и другиепромыслы, связи, коммунального хозяйства и бытового обслуживания.
Промышленные потребители являются наиболее энергоемкой группойпотребителей электрической энергии.
В отношенииобеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются наследующие категории:
Электроприемники I категории – электроприемники,перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизнилюдей, значительный ущерб экономике, повреждение дорогостоящего оборудования,массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса,нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.Перерыв электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматическоговосстановления питания.
Электроприемники II категории – электроприемники,перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции,массовым простоям рабочих, механизмов и значительного количества городских исельских жителей.
Электроприемники III категории – все остальныеэлектроприемники, не подходящие по определению под определение I и II категорий.
По режиму работыэлектроприемники могут быть разделены на группы по сходству режимов, т. е. посходству графиков электрических нагрузок.
Анализ режимовработы потребителей показал, что большинство электродвигателей, обслуживающихтехнологические линии и агрегаты непрерывных производств, работают впродолжительном режиме (например, электродвигатели компрессоров, вентиляторов,насосов и других непрерывных механизмов).
Кратковременный режимхарактерен для электродвигателей электроприводов вспомогательных механизмов,механизмов подъема, гидравлических заслонок, зажимов, затворов.
Повторно-кратковременныйрежим характерен для электродвигателей мостовых кранов, подъемников, сварочныхаппаратов.
Каждая из групппотребителей имеет определенный режим работы. Так, например, электрическаянагрузка коммунально-бытовых потребителей с преимущественно осветительнойнагрузкой отличается большой неравномерностью в различное время суток.Электрическая нагрузка промышленных предприятий более равномерна в течение дняи зависит от вида производства, режима работы и числа смен.
Таблица – 1 Состав икатегорийность потребителей
ПС Потребитель Состав потребителей по категориямPmax
I МВт II МВт III МВт МВт А Угледобыча 30%, металлообработка 20%, станкостроение 25 %, деревообработка 5%, город 20% 5% 0,95 40% 7,6 55% 10,45 19 Б Сельское хозяйство 60%, пищевая промышленность30%, легкая промышленность 10% 10% 2,5 45% 11,25 45% 11,25 25 В Химическая 60%, легкая промышленность 20%, город 20% 10% 3,3 50% 16,5 40% 13,2 33 Г Химическая 60%, легкая промышленность 20%, город 20% 15% 9,6 55% 35,2 30% 19,2 64 Д Химическая 60%, легкая промышленность 20%, город 20% 15% 10,8 55% 39,6 30% 21,6 72 Е Химическая 60%, легкая промышленность 20%, город 20% 20% 16,2 60% 48,6 20% 16,2 81 Ж Химическая 60%, легкая промышленность 20%, город 20% 20% 18,6 60% 55,8 20% 18,6 931.3Климатические условия
В задании накурсовой проект указано, что географическое место расположения источников инагрузок – Дальний Восток. Примем, что проектируемый энергообъект будетнаходиться на территории Амурской области.
Климат Амурской области.
Территория Амурскойобласти располагается в зоне перехода от континента к океану. Она специфична повсему комплексу природных условий. Ведущимфактором, определяющимсвоеобразие этой зоны, считается климат, в частности, перераспределение влаги итепла под влиянием морей и океана.
Противоборство климатовкрупнейших по размерам континента и океана оказывает существенное воздействиена природные условия. Широтноепростирание физико-географических зонсменяется на восточной окраине Азиатского материка широтно-меридиональным илидаже меридиональным. Границы зон по сравнению с другими районами странысмещаются на юг. Территория Амурской области относится к континентально-переходнойгруппе экосистем с муссонным климатом. Эта группа испытывает влияние морей иокеанов лишь в теплый период года и в меньшей степени, чем другие группыДальнего Востока. Благодаря значительной удаленности от Тихого океана (около1200 км) климат имеет резко выраженные черты континентальности: большиеколебания суточных и годовых температур, низкие зимние и отрицательные годовыетемпературы. В холодное время года здесь господствуют воздушные массы,приходящие из Восточной Сибири, Монголии и со стороны Северного Ледовитогоокеана. Летом преобладают ветры, дующие с Тихого океана, которые приносятосновное количество годовых осадков. Такое распределение их в условиях горногорельефа, например, средней и верхней частей бассейна реки Зеи, обусловливаетвозникновение высоких паводков и катастрофических наводнений.
Годовые изотермы вобщих чертах следуют по течению Амура, отклоняясь к северу в бассейне Зеи, чтообъясняется отепляющим действием реки на прилегающие территории. Наиболеехолодными районами Амурской области являются Тындинский, Сковородинский(северо-запад области) и Селемджинский (восток области). Тында занимает самоесеверное положение и часто подвержена беспрепятственным вторжениям арктическогофронта Селемджинский район расположен в горном массиве, в долине реки Селемджи,окруженный с трех сторон Селемджинским хребтом, хребтами Ям-Алинь и Турана, исюда стекают выхоложенные, более тяжелые массы воздуха – это определяет низкиезимние температуры и отрицательные среднегодовые. Наиболее тёплое место вобласти – её юго-западная часть, примыкающая к Амуру. Это район Благовещенск –Поярково.
Годовые амплитудытемпературы составляют 60-70°С. Минимальные температуры воздуха в южных районахАмурской области колеблются от — 45 до -48°С, в центральных от -48 до -52°С, всеверных – от -50 до -55°С. Максимальные температуры воздуха на территории всейобласти от +33 до +38°С. Абсолютный максимум, наблюдавшийся в 1907 году, вг.Благовещенске и г.Шимановске составил +41°С, в с.Константиновке – +42°С.Таким образом, если учесть крайние значения, то температурная амплитудаувеличивается почти до 90°С.Годовое количествоосадков возрастает с северо-запада на юго-восток: наименьшее годовое количествоосадков за последние 25 лет зарегистрировано на северо-западе области, вп.Ерофей Павлович – 231 мм, а наибольшее – на юго-востоке, в Архаре – 771 мм.Более 90% влагивыпадает с апреля по октябрь. В этот период проходят ливневые и обложные дожди,иногда град.
Отмечаются значительныеколебания количества осадков по годам: в Благовещенске, например, от 260 мм в1921 году до 820 мм в 1972 году.Климатические условияАмурской области можно принимать по картам климатического районирования ирегиональным картам по скоростному напору ветру и толщине стенки гололеда.
По скоростному напоруветра Амурская область имеет IIIрайон, по толщине стенки гололеда – II.
В холодное времягода преобладают ветры северо-западного и северного направления,преимущественно слабые. Повторяемость штилей в зимние месяцы составляет в среднем30-40%. На юге Амурской области зимой образуется слой сезонной мерзлоты до2.5-3 м, полностью оттаивающий к началу июля. В средней и северной зонемаксимальная мощность островной многолетней мерзлоты достигает 70-80 м.
Высота снежного покрова незначительна.Снежный покров высотой 3-5 см образуется в ноябре. Зимой он нарастает медленно,а в марте достигает своего максимума: от 17-20 см на юге до 35-42 см на севере,в горных районах – до 50-60 см. Устойчивый снежный покров сходит во второйполовине марта и начале апреля.
1.4Физико-географическая характеристика
В современныхграницах Амурская область существует со 2 августа 1948 года, когда она былавыделена из состава Хабаровского края. Площадь территории 363700 кв.км.Наибольшая протяженность территории области с севера на юг составляет 750 км, ас северо-запада на юго-восток – 1150 км. Общая протяженность границ превышает4300 км. С севера область граничит с республикой Саха (Якутия), с северо-запада– с Читинской областью, с востока – с Хабаровским краем. На юго-западе границаобласти совпадает с государственной границей Российской Федерации.
Рельеф. На территории Амурской области преобладает горныйрельеф (60%). Горные и возвышенные участки расположены преимущественно всеверных и центральных районах. В основном это горные хребты, все они низкиеили средневысокие. Наибольшая высота в пределах области – 2312 м, на востокеСтанового хребта, который протянулся на 800 км вдоль северной границы,несколькими параллельными цепями. К востоку от истоков Зеи расположен хребетДжугдыр, направленный на юго-восток. Южнее, параллельно Становому хребту,тянется 500-километровая цепь средневысотных хребтов Янкан – Тукурингра –Соктахан – Джагды. Наибольшая высота – в хребте Тукурингра (1604 м). К югу отпредгорий Тукурингра до Амура, а на востоке и северо-востоке – по правобережьюрек Зеи, Селемджи и Норы расположена Амуро-Зейская равнина. Ее западная частьявляется водоразделом Амура и Зеи. Равнина дренируется притоками Амура и Зеи.Левобережье нижнего участка долины реки Зеи обычно называется Зейско-Буреинскойравниной. Средние абсолютные отметки – около 200 м, на юге, в долине реки Амур– до 100 м, на востоке – более 300 м. В центральной части равнины, в долинеАмура высота составляет 125 – 128 метров над уровнем моря.
Реки и озера. Территория Амурской области пересечена большими ималыми водными потоками, образующими густую речную сеть. Многочисленнынебольшие озера, преимущественно пойменные; крупных озер в области нет. Обильныгрунтовые и почвенные воды. Общая длина рек составляет 77 тыс.км. самые длинныереки Амурской области:
Амур (от слияния Шилки иАргуни),2824 км;
Зея, 1242 км;
Селемджа, 647 км;
Бурея, 623км;
Реки относятся кбассейну Амура (86.9%), Лены (11.7%) и Уды (1.4%). К бассейну Зеи относится 65%территории области. Горные реки характеризуются большим падением, быстрымтечением, перекатами, порогами, иногда водопадами; равнинные – хорошоразработанными широкими террасированными долинами, малым падением, меньшейскоростью течения. Питание рек в основном дождевое. У малых рек южной частиобласти увеличивается доля грунтового питания. Сезонные колебания уровнейдостигают 6-8 м, летние расходы в сотни раз превышают зимние. Весеннееполоводье незначительно, в основном паводки отмечаются во второй половине лета.Характерны наводнения, иногда катастрофические, которые в Амурской областинаблюдались в 1872, 1895, 1928, 1958, 1959, 1972, 1984 гг. Верховья малых рек,начинающихся на Зейско-Буреинской низменности, сильно заболочены. Русла их невыражены и разбиваются на ряд отдельных небольших водоемов со стоячей водой.Долины рек Амуро-Зейского плато, текущих в Амур, в верхнем их течении врезанынеглубоко. Вниз по реке они все более углубляются. Изменяется и скоростьтечения – от малозаметной в верхнем течении до 0.8 м/с в нижнем. Значительнаяширина долин рек на плато обязана интенсивной боковой эрозии рек в песчаномгрунте. В процессе меандрирования река подходит вплотную к коренному песчаномуберегу и подмывает его.
Разница температур водыразличных рек довольно значительна. Если в июле-августе в южных районахтемпература малых рек достигает 21-22°С, то несколько севернее уже 10-12°С.
Почва. Основные группы: буро-таежныегорные и равнинные (59% территории), болотные, лесные подбелы, бурые лесные,горно-тундровые, пойменные, луговые подбелы, лугово-черноземновидные. Вбассейне Амура находятся обширные массивы пахотно-пригодных земель, взначительной степени уже вовлеченных в процесс сельскохозяйственногоиспользования. Особенно высокой степенью освоения отличается Зейско-Буреинскаяравнина с ее плодородными черноземовидными почвами приамурских прерий, толщинаперегнойного слоя которых составляет 20-40 см. Это так называемые амурскиечерноземы. В меньшей степени используются южная часть Амуро-Зейского междуречьяс тем же типом почв. Распространены дерново-подзолистые и пойменные почвы. Влесной зоне преобладают бурые лесные и подзолистые почвы. В горных районахпреобладающий тип почв буро-таежные горные. Горы выше 1200-1500 м покрытыгорно-тундровыми почвами. В верхнем Приамурье – мерзлотно-таежные почвы. Напереувлажненных участках равнин, в долинах со слабым стоком – болотные почвы.По долинам крупных рек – пойменные почвы.
2.Расчет вероятностных характеристик
2.1 Цели и задачи расчета
Цель расчета: определение вероятностно– статистических и режимных характеристик потребителей.
Под режимными характеристикамипотребителей понимают их участие в максимуме нагрузок энергосистемы, а такжеформирование средней и эффективной мощности сетей энергосистемы.
Задача расчета: по заданныммаксимальным зимним нагрузкам определить остальные зимние и летниевероятностные характеристики
2.2 Расчет режимных характеристик взимний период времени
Приведем расчет режимных характеристикдля подстанции Ж.
Расчет активной средней нагрузки сучетом коэффициента максимума Кmax:
/> (1)
/>МВт
Расчет активной эффективнойнагрузки с учетом коэффициента формы Кф:
/> (2)
/> МВт
Расчет реактивной нагрузки с учетомtg />, заданного в задании для каждойподстанции:
/>Мвар (3)
С учетом коэффициента летнегоснижения нагрузки найдем активную нагрузку в летний период:
/>МВт (4)
Расчет реактивной нагрузки в летнийпериод времени:
/>Мвар (5)
Таблица 2 – Рассчитанные режимные характеристикипотребителейРассчитанная характеристика Подстанции А Б В Г Д Е Ж Зимний периодPMAXi, МВт
19 25 33 64 72 81 93Pсрi, МВт
17,27 22,73 30 58,18 65,45 73,64 84,5Pэфi,<sub/>МВт
18,14 23,86 31,5 61,09 68,73 77,32 88,77QMAXi, Мвар
16,15 19,75 23,43 40,96 40,32 40,5 39,06 Летний периодPЛ.i, МВт
13,3 17,5 23,1 44,8 50,4 56,7 65,1PЛ.срi, МВт
12,09 15,91 21 40,73 45,82 51,54 59,18PЛ.эфi,<sub/>МВт
12,69 16,71 22,05 42,76 48,11 54,12 62,14QЛ.i, Мвар
11,31 13,82 16,4 28,67 28,22 28,35 27,34
Для того, чтобы рассчитать нагрузкидля летнего времени, необходимо умножить режимные характеристики для зимы накоэффициент летнего снижения нагрузки Кл.сн.н., который равен 0,7.Для остальных подстанций расчет производится аналогично, результаты расчетовприведены в таблице 2.
В данном разделе был произведенрасчет режимных характеристик, из которого видно, что для их определения нетнеобходимости в построении графика нагрузки. Достаточно данных о максимальныхнагрузках потребителей.
3. Разработка вариантов схемэлектрической сети
3.1Принципы составления вариантов схем
Выбор схемы и параметровсетей производиться на перспективу 5 – 10 лет. При решении вопросов целесообразностивведения высшего напряжения в сетях следует рассматривать период,соответствующий полному использованию пропускной способности линий болеевысокого напряжения.
1) Каждый вариантсхемы вычерчивается в масштабе с указанием длин и числа цепей.
2) При составленииварианта разветвление сети целесообразно учитывать в узле нагрузки, т. е. впункте приема электроэнергии.
3) Необходимоисключать обратные потоки мощности в разомкнутых сетях.
4) Применять простыесхемы распределительных устройств подстанций, с минимальным количествомвыключателей.
5) В кольцевых сетяхприменять только один уровень напряжения.
6) Необходимоучитывать и то, что радиально-магистральные цепи имеют, по сравнению скольцевыми, большую протяженность ВЛ в одноцепном исполнении, менее сложные РУ,меньшую стоимость потерь электроэнергии. Кольцевые схемы более надежны и удобныпри диспетчерском управлении. Вероятность отказа двухцепных линии больше, чем укольцевых схем.
7) Учитыватьвозможность дальнейшего развития электрических нагрузок в пунктах потребления.
3.2Построение и краткая характеристика 10 принятых вариантов
Руководствуясь принципами построения вариантов схем, составляются 10вариантов схем конфигурации электрической сети. Все варианты должны бытьпостроены с учетом категорийности электроприемников и степени их надежности.Потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией отдвух независимых источников питания по двум отдельным линиям. Перерыв в ихэлектроснабжении допускается лишь на время автоматического включения резервногопитания. Не всегда двухцепная линия обеспечивает необходимую надежность, таккак при повреждении опор, гололеде, ветре и т. п. возможен полный перерывпитания. Для потребителей II категории в большинстве случаев также предусматриваетсяпитание по двум отдельным линиям либо по двухцепной линии. Так как аварийныйремонт воздушных линий непродолжителен, правила допускают электроснабжениепотребителей II категории и по одной линии. Для потребителей IIIкатегории достаточно одной линии. В связи с этим применяют резервированные инерезервированные схемы.
Нерезервированные – без резервныхлиний и трансформаторов. К этой группе, питающей потребителей III категории (иногда II), относятся радиальные схемы.Резервированные — питают потребителей I и II.
Для электроснабженияособой группы электроприемников Iкатегории должно предусматриваться дополнительное питание от третьегонезависимого взаимного резервирующего источника питания.
Для электроприемников III категории электроснабжение можетвыполняться от одного источника питания при условии, что перерывыэлектроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элементасистемы электроснабжения, не превышают 1 суток.
Замкнутые электрические сети – эторезервированные сети. В этих сетях каждый потребитель получает питание не менеечем по двум ветвям. При отключении любой ветви в таких сетях потребительполучает питание по второй ветви. Замкнутые сети более надежны, чем разомкнутые.Недостатки таких сетей состоят в усложнении эксплуатации, трудностях приосуществлении автоматизации и селективности релейной защиты, выборе плавкихпредохранителей и тепловых автоматов. Замкнутые сети подразделяются на простыеи сложно-замкнутые. В простых замкнутых сетях каждый узел питается не более чемпо двум ветвям. Эти сети состоят из одного контура. В свою очередь простые замкнутыесети делятся на линии с двухсторонним питанием и кольцевые, которые широкоприменяются в сельских и городских распределительных сетях.
Сложнозамкнутые сети содержатнесколько замкнутых контуров. В этих сетях есть хотя бы один узел, получающийпитание по трем и более ветвям. Такие схемы широко распространены в питающихсетях напряжением 110 кВ и выше.
Схемы, составленные с учётомпринципов построения и полученных знаний, приведём в приложении А.
Рассматривая отдельно каждую частьлюбой схемы, можно сделать вывод отдельно по каждой её структурной части. Втаблице 3 приведем суммарную длину линий и число выключателей для каждоговарианта.
Таблица 3 – Суммарнаядлина линий и количество выключателей
№ схемы Длина линии, км Число выключателей № схемы Длина линии, км Число выключателей 1 601,32 28 6 605,52 29 2 584,64 28 7 587,04 28 3 617,16 29 8 612,36 28 4 668,88 29 9 653,04 29 5 700,2 29 10 598,32 283.3 Выборчетырёх вариантов
Выбор четырех вариантов из принятыхдесяти схем будет осуществляться по следующим показателям:
1) Суммарной длинелинии в одноцепном исполнении.
2) Минимальномуколичеству выключателей.
3) Минимальномучислу трансформаций.
Схемы № 4 и 5 имеют наибольшуюпротяженность, поэтому исключим их из дальнейшего рассмотрения. Схемы №1 и № 10практически идентичны по своему построению, но схема 10 имеет меньшую длину,примем ее для дальнейшего рассмотрения, а также схемы под номерами 2 и 7. Средиоставшихся четырех схем (№3, 6, 8 и 9) необходимо выбрать еще одну. Схема №9имеет большую суммарную дину линий, поэтому рационально исключить ее. Следуетоставить схему №6, т.к. она менее протяженна и имеет на один выключательменьше.
Поэтому к дальнейшейпроработке примем схемы 2, 7, 6 и 10.
4. Балансактивной и реактивной мощности
4.1 Балансактивных мощностей
Особенностью производстваи потребления электроэнергии является равенство выработанной и израсходованнойв единицу времени электроэнергии (мощности). Следовательно, в электрическойсистеме должно выполняться равенство (баланс) активных мощностей:
PГ=Pпотр+∆Pпер+Pс.н, (6)
где PГ – суммарная активная мощность, отдаваемая в сетьгенераторами электростанций (в данном случае с шин УРП); Pпотр – суммарная совмещенная активнаянагрузка потребителей системы; ∆Pпер –суммарные потери активной мощности во всех элементах передачи электроэнергии(линиях, трансформаторах) по электрическим сетям; Pс.н. – суммарная активная нагрузка собственных нужд УРП принаибольшей нагрузке потребителей.
Основная долявыработанной мощности идет на покрытие нагрузки потребителей. Суммарные потерина передачу зависят от протяженности линий электрических сетей, их сечений ичисла трансформаторов и находятся в пределах 5 – 15% от суммарной нагрузки.Нагрузка собственных нужд электростанции зависит от их типа, рода топлива итипа оборудования. Для УРП составляют 8%. Располагаемая мощность генераторовсистемы несколько больше, чем рабочая мощность в режиме максимальных нагрузок.Требуется учитывать необходимость резервирования при аварийных и плановых(ремонтных) отключениях части основного оборудования. Для УРП мощность резервасистемы должна быть не меньше 10 – 12% от ее рабочей мощности. Расчет балансаактивной мощности приведен в приложении Б.
4.2 Балансреактивных мощностей
В электрической системе суммарная генерируемая реактивная мощность должнабыть равна суммарной потребляемой. В отличие от активной мощности, источникамикоторой являются только генераторы электростанций, реактивная мощность генерируетсякак ими, так и другими источниками, к которым относятся воздушные и кабельныелинии разных напряжений Qл, а такжеустановленные в сетях источники реактивной мощности (компенсирующие устройства– КУ) мощностью QКУ.
Поэтому баланс реактивноймощности в электрической системе представляется уравнением:
Qг + Qл + QКУ = Qпотр + ∆Qпер + Qс.н (7)
Уравнение баланса реактивных мощностей связано с уравнением балансаактивных мощностей, так как:
Qг = Pг·tgφг (8)
Потери реактивноймощности на передачу ∆Qпер в основном определяются потерямиреактивной мощности в трансформаторах. В линиях напряжением 110 кВ и вышегенерация реактивной мощности (зарядная мощность) компенсирует реактивныепотери в линиях и может превысить их. Но реактивная мощность без дополнительногоиспользования ИРМ может оказаться меньше требуемой по условию балансареактивных мощностей. В этом случае образуется дефицит реактивной мощности,который приводит к следующему:
· Большая загрузкареактивной мощностью генераторов электростанций приводит к перегрузке по токугенераторов.
· Передача большихпотоков реактивной мощности от генераторов по элементам сети приводит кперегрузке по току генераторов и, как следствие к увеличению затрат насооружение сети, повышенным потерям активной мощности.
· Недостатокреактивной мощности в системе влечет за собой снижение напряжения в узлахэлектрических сетей и у потребителей.
На основеспециальных расчетов распределения реактивной мощности в электроэнергетическойсистеме, для каждого узла системы определяется реактивная мощность, которуюцелесообразно передавать из системы в распределительные сети, питающиеся оттого или иного узла.
Суммарная наибольшаяреактивная мощность, потребляемая с шин электростанции, являющаяся источникомпитания для проектируемой сети, может быть оценена по выражению:
/> (9)
где kО.Q – коэффициент одновременности наибольших реактивныхнагрузок потребителей kО.Q=0,98;
QП.нб – наибольшая реактивная нагрузкаузла i;
n – количество пунктов потребленияэлектроэнергии;
/> – суммарные потери реактивноймощности в трансформаторах и автотрансформаторах;
/> – потери реактивной мощности в линии;
/> – реактивная мощность, генерируемаялинией;
Для оценки потерьреактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах можно принять, чтопри каждой трансформации напряжения, потери реактивной мощности составляютприблизительно 10% от передаваемой через трансформатор полной мощности:
/> (10)
где /> – количество трансформацийнапряжения от источника до потребителей.
Потери реактивноймощности в линии DQВЛ существенно зависят от передаваемоймощности и длины линии; генерируемая линией реактивная мощность Qc.ВЛ пропорциональна длине линии. Обе этивеличины зависят от напряжения электропередачи, при чем потери мощности обратнопропорциональны, а зарядная мощность прямо пропорциональна квадрату напряжениялинии электропередачи. Вследствие этого соотношение DQВЛ и Qc.ВЛ весьма различается для линий разныхноминальных напряжений. Сечение проводов воздушной линии практически неоказывает влияния на величины DQВЛ и Qc.ВЛ. Для воздушных линий 110 кВдопускается на этой стадии расчета принимать равными величины потерь игенерации реактивной мощности.
Наибольшая суммарнаяактивная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:
/> (11)
где PП.нб – наибольшая активная нагрузкаподстанции i;
kо.P=0,95 — 0,96 – коэффициент одновременности наибольшихнагрузок подстанций;
DPс=0,05 – суммарные потери мощности в сети в долях отсуммарной нагрузки подстанций.
Соответствующая данной PП.нб необходимая установленная мощностьгенераторов электростанций определяется следующими составляющими:
PЭС= PП.Нб + PЭС.сн + PЭС.рез (12)
где РЭС.сн– электрическая нагрузка собственных нужд станции;
РЭС.рез – оперативныйрезерв мощности станции.
Нагрузка собственных нуждзависит от типа электрической станции и может быть ориентировочно принята дляТЭЦ 8 — 14 %, от установленной мощности генераторов электрической станции.
Оперативный резерв (РЭС.рез)обосновывается экономическим сопоставлением ущербов от вероятного недоотпускаэлектроэнергии при аварийном повреждении агрегатов на электростанции сдополнительными затратами на создание резерва мощности. Ориентировочнорезервная мощность электростанций должна составлять 10—12% от суммарнойустановленной мощности генераторов, питающих рассматриваемых потребителей.
Расчет баланса реактивной мощности приведен в приложении В.
4.3 Выборкомпенсирующих устройств
Для получения балансареактивных мощностей вблизи основных потребителей реактивной мощностиустанавливают дополнительные источники с выдаваемой реактивной мощностью QКУ. Отсюда возникает задача оптимизациирежима реактивной мощности в системе электроснабжения промышленногопредприятия, выбора типа и мощности, а также места установки компенсирующихустройств.
Прежде, чем определить мощностиустанавливаемых на подстанциях трансформаторов, необходимо выбрать по какомукоэффициенту мощности будет производиться выбор компенсирующих устройств. Этоможет быть балансирующий коэффициент tgjбал, выбирающийся из условия равенства коэффициентов мощностина шинах 10 кВ подстанции, либо экономический коэффициент tgjэк, обеспечивающий минимум суммарныхпотерь мощности в схеме. Значения для tgjэк для каждого уровня напряжения приведены в задании.
Таким образом, нам необходимо найтиэкономически целесообразный коэффициент мощности, удовлетворяющий требованиямминимума суммарных потерь мощности в сети. Он получается путём сравнения tgjбал с tgjэк. Расчет баланса активной иреактивной мощности приведен в приложении Б.
С учетом баланса реактивноймощности определяем требуемую реактивную мощность для каждой секции шин. Еслиполученное значение не превосходит 10 Мвар, то целесообразно установить батареистатических конденсаторов (БСК). В противном случае устанавливаются синхронныекомпенсаторы.
Определяем требуемую реактивнуюмощность на подстанции А, на одну секцию шин для схемы 2 по формуле:
/> (13)
Мощность, требуемая ПС А, менее 10Мвар. Значит к установке принимаем комплектные конденсаторные установки (ККУ)типа УКЛ(П) напряжением 10 кВ.
Батареи конденсаторов комплектуютсяиз отдельных конденсаторов, соединенных последовательно и параллельно. Конденсаторывыпускаются в однофазном и трехфазном исполнениях на номинальное напряжение0,22 – 10,5 кВ. Увеличение рабочего напряжения БК достигается увеличением числапоследовательно включенных конденсаторов. Для увеличения мощности БК применяютпараллельное их соединение.
Эти установки не дают полнойкомпенсация, они обладают ступенчатой регулировкой. При изменении требуемойреактивной мощности – снижении нагрузки, например, в летний период, можнопросто отключить часть из них. Батареи конденсаторов выполнены мощностью 300,450, 900, 1350, 1800, 2250, 2700 и 3150 квар. Подбираем количество батарей так,что скомпенсировать реактивную мощность на подстанции более точно.
Подберём установленную мощностьбатареи на одну секцию шин:
/> (14)
где /> –число БК;
/>– номинальная реактивная мощностьбатареи конденсаторов, Мвар.
Часть нескомпенсированнойреактивной мощности определяем из разницы:
/> (15)
В таблицах 4 и 5 приведемрассчитанные данные по компенсации реактивной мощности и выбранныекомпенсирующие устройства.
Расчёт для каждой изчетырёх схем приведём в приложении В.
Таблица 4 – Компенсацияреактивной мощности в зимний период
ПСQТРКУ, Мвар
Компенсирующее устройствоQфактКУ1СШ, Мвар
QНЕСК,<sub/>Мвар
А 5,41 6УКЛ-10-900 5,4 5,35 Б 6,38 7УКЛ-10-900 6,3 7,15 В 7,1 5УКЛ-10-1350 6,75 9,93 Г 11,52 СК-10-20 11,52 17,92 Д 10,08 СК-10-20 10,08 20,16 Е 5,26 11УКЛ-10-450 4,95 30,6 Ж 2,32 5УКЛ-10-450 2,25 34,56Таблица 5 – Компенсацияреактивной мощности в летний период
ПСQТРКУ.Л, Мвар
Компенсирующее устройствоQфактКУ1СШ.Л,<sub/>Мвар
QНЕСК.Л,<sub/>Мвар
А 3,79 4УКЛ-10-900 3,6 4,1 Б 4,5 5УКЛ-10-900 4,5 4,82 В 4,97 3УКЛ-10-1350 4,05 8,3 Г 8,06 СК-10-20 8,06 12,54 Д 7,06 СК-10-20 7,06 14,11 Е 3,68 8УКЛ-10-450 3,6 21,15 Ж 1,63 3УКЛ-10-450 1,35 26,645.Технический анализ четырёх вариантов
5.1 Выборноминального напряжения
Для определения номинальногонапряжения выбранных схем будем пользоваться формулой Илларионова, котораяиспользуется для всей шкалы номинальных напряжений от 35 кВ до 1150 кВ. Дляэтого необходимо знать активную мощность /> идлину, определяемого участка с учётом коэффициента трассы, который длядальневосточного региона берём равным: Kтр=1,2. Следует также заметить, чторасчет не требует нахождения напряжения на каждом участке сети в кольцевыхсетях и сетях с двухсторонним питанием. Достаточно найти напряжения на головныхучастках схем. Напряжения на других участках будут равны напряжениям наголовных. Приведем пример такого расчета для схемы 2 (приложение А), котораясостоит из двух колец и участка двухцепной линии.
Нахождение потоков мощностей вкольцах без учета потерь сводиться к расчету простых разомкнутых магистралей сдвусторонним питанием, для чего их разрезают по источнику питания (рисунок 1).
Определим мощности, текущие поголовным участкам схемы.
/>
Рисунок 1 – Вид кольца ГЭС – Ж – Е– ГЭС¢,разрезанного по источнику питания
Сечения проводов еще не выбрано, аследовательно, сопротивления линий не определены, необходимо знать длины линийкаждого участка, с помощью которых, и будет проводиться расчет. Длина каждогоучастка приведена в приложении А. Так как на коэффициент трассы умножается ичислитель и знаменатель – можно его не учитывать, а просто подставлять длинуучастка.
Потоки активных мощностей без учетапотерь:
Ø головного участка ГЭС-Ж:
/> (16)
Ø головного участка ГЭС`-Е:
/>
/>
/>
Для того, чтобы убедиться вправильности расчета произведём проверку по I закону Кирхгофа: сумма мощностей на головныхучастках, равна сумме нагрузок рассматриваемого кольца.
/> (17)
/>МВА
Проверка подтверждает, что расчетвыполнен верно.
Теперь, зная мощности, текущие поголовным участкам, находим номинальное напряжение кольца по формулеИлларионова:
/> (18)
/>
Принимаем номинальное напряжениекольца равным 220 кВ.
Таким же образом находим значениярациональных напряжений для всех четырех схем. Расчет указан в приложении В.
5.2Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
Число силовых трансформатороввыбирается с учетом того, каких именно потребителей они должны питать. Как былоуказано в пункте 3.2, потребители I и II категорий должны быть обеспеченыэлектроэнергией от двухтрансформаторных подстанций. У каждой ПС проектируемойсети есть как потребители I,так и II категории. Следовательно, каждая из ПС будет укомплектована двумятрансформаторами.
В первую очередь следует определитьминимальную мощность, которой могут быть загружены два трансформатора внормальном режиме работы. Ниже этой мощности работа трансформаторов будетневозможна. То есть, если максимальная мощность подстанции, данная в задании,будет ниже найденного значения, то принимать участок, к которому относится ПС,к осуществлению нельзя, т.к. найти трансформатор на такую мощность непредставляется возможным. В этом случае необходимо будет рассматривать другиекомпоновки схем.
В нормальном режиме считаем, чтокаждый трансформатор загружен на 70 %, т.е. коэффициент загрузки одноготрансформатора равен 0,7; тогда для двухтрансформаторной подстанции этоткоэффициент будет равен
/> (19)
Минимальная мощность двух,работающих на одну нагрузку, трансформаторов на 110 кВ равна 2,5 МВА.
Тогда:
/>
/>
Минимальная мощностьдвухобмоточного трансформатора на 220 кВ – 40 МВА.
Тогда:
/> (20)
/>
Можно сделать вывод о том, что наподстанциях А, Б и В нельзя принимать напряжение 220 кВ.
Зная коэффициент загрузки, среднююактивную мощность и нескомпенсированную реактивную мощность на подстанции, изформулы (20) можем определить приблизительную мощность, на которую будутрассчитаны трансформаторы. Например, для ПС А схемы 2:
/>(21)
Ближайшая номинальная мощность покаталожным данным 16 МВА. Проверяем трансформаторы по загруженности, определяякоэффициент загрузки в нормальном режиме. Он должен быть в пределах: 0,5 –0,75.
/> (22)
Также необходима проверка выбранныхтрансформаторов в условиях послеаварийной работы. Она характеризуется выводомиз строя одного из трансформаторов, т.е. принимаем, что />=1. Коэффициент загрузки вэтом случае должен находиться в пределах от 1 до 1,4, исходя из возможностиработы трансформатора со 140 % загрузкой.
/> (23)
Полученные в формулах (22) и (23)значения коэффициентов загрузок показывают, что трансформаторы на подстанциивыбраны правильно и даже в послеаварийном режиме смогут обеспечиватьпотребителя электроэнергией без перерыва в электроснабжении.
В том случае, если в послеаварийномрежиме коэффициент загрузки превышает заданные пределы, это означает, чтооставшийся в работе трансформатор будет перегружен. Тогда необходимо отключатьот сети часть потребителей III категории.
В летнем режиме трансформаторымогут быть недогружены. В этом случае один трансформатор на подстанцииотключается.
Получив значения мощностейтрансформаторов, работающих на промышленную нагрузку и проверив их по коэффициентамзагрузки, выбираем трансформаторы – типа ТМН-16000/110.
Также как и для подстанции А,определим все необходимые расчётные характеристики на всех подстанциях и сведёмих в таблицу 6. Выбор трансформаторов на других подстанциях в приложении В.
Таблица 6 – Выбор трансформаторовдля схемы 2
ПСSТР, МВА
SТР.Л, МВА
Kз.з Kз.з.пав Kз.л Kз.л.пав Выбранный трансформатор А 12,92 9,12 0,56 1,13 0,4 0,8 ТМН-16000/110 Б 17,02 11,87 0,74 1,49 0,52 1,04 ТМН-16000/110 В 22,57 16,13 0,63 1,27 0,45 0,9 ТРДН-25000/110 Г 43,48 30,44 0,48 0,97 0,34 0,68 ТДН-63000/110 Д 48,92 34,24 0,54 1,09 0,38 0,76 ТДН-63000/110 Е 59,96 39,8 0,63 1,27 0,44 0,88 ТРДЦН-63000/220 Ж 65,24 45,79 0,72 1,45 0,51 1,02 ТРДЦН-63000/220Таблица 7 – Выбор трансформаторовдля схемы 6
ПСSТР, МВА
SТР.Л, МВА
Kз.з Kз.з.пав Kз.л Kз.л.пав Выбранный трансформатор А 12,92 9,12 0,56 1,13 0,4 0,8 ТМН-16000/110 Б 17,02 11,87 0,74 1,49 0,52 1,04 ТМН-16000/110 В 22,57 16,13 0,49 0,99 0,35 0,71 ТДН-25000/110 Г 43,48 30,44 0,48 0,97 0,34 0,68 ТРДЦН-63000/220 Д 48,92 34,24 0,54 1,09 0,38 0,76 ТРДЦН-63000/220 Е 59,96 39,8 0,63 1,27 0,44 0,88 ТРДЦН-63000/220 Ж 65,24 45,79 0,72 1,45 0,51 1,02 ТРДЦН-63000/220
5.3Выбор сечений воздушных линий методом экономических токовых интервалов
Строится зависимость приведенныхзатрат от максимального тока. При этом затраты определяются для каждогосечения. Показанные зависимости приведенных затрат от максимального тока,реализованы в виде таблиц, включающих экономические токовые интервалы, т. е. теинтервалы, в которых сечение будут иметь минимальные приведенные затраты.
Прежде, чем определить максимальныйток в линиях, необходимо определить потоки мощности, протекающие по ним. Сучётом найденных в п.4.2 нескомпенсированных реактивных мощностей в линиях ипотоков максимальной мощности, определяется полная мощность/>, протекающая по линии.Потоки активной мощности в линиях будем определять так же, как и в п.5.1,используя длину линий.
Тогда максимальный ток каждогоучастка определим по формуле:
/>, (24)
где /> –число цепей рассматриваемого участка;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Определив максимальный ток, находимрасчётный, зависящий от коэффициентов ai и aT:
ai – коэффициент, учитывающийизменение нагрузки по годам эксплуатации; для сетей 110-220 кВ в курсовомпроекте этот коэффициент принимается равным 1,05. Введение этого коэффициентаучитывает фактор разновременности затрат в технико-экономических расчетах;
aT – коэффициент, учитывающий числочасов использования максимальной нагрузки линий и ее значение в максимуме ЭЭС (определяетсякоэффициентом Kм).Значение этого коэффициента принимаетсяравным отношению нагрузки линий в час максимума нагрузки энергосистемы ксобственному максимуму нагрузки линий. Kм принимается равным 1. Коэффициент aT определяем с помощью интерполяциииз таблицы в ЭТС. Зная, что Tмакс=5200часов, aT принимаем равным 1,02.
С учётом вышеизложенного запишемвыражение для расчётного тока:
/> (25)
Для схемы 2 (Приложение А) найдемэти токи:
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Таким образом, получив значениярасчётных токов для всех участков рассматриваемых схем, по экономическимтоковым интервалам, приведённых в виде таблиц в /14/, определяем сечения линий.Для всех схем выбираем провода марки АС – со стальным сердечником разногодиаметра. Также выберем свободностоящие железобетонные опоры, которыехарактеризуются долговечностью по отношению к другим видам опор, простотойобслуживания.
Полученные сечения необходимопроверить по длительно допустимому току. Для этого рассчитываетсяпослеаварийный режим, т.е. такой режим, при котором в схемах обрываются самыезагруженные участки колец и сетей с двухсторонним питанием и по одной линии удвухцепных участков.
Для примера покажем расчет тока длясхемы 2.
Мощность участка /> найдём как: />
Мощность участка />: />
Мощность участка /> : />
Мощность участка /> : />
Послеаварийные токи соответствующихучастков:
/> (26)
/>
/>
/>
/>
Рисунок 2 – Послеаварийный режимдля схемы 2
Значения токов для рассчитанныхучастков меньше длительно допустимых, определяемых из /4/. Аналогичным образомрассчитывается каждая схема. Результаты расчётов сведены в таблицы 7, 8, 9 и 10
Таблица 8 – Максимальный и рабочийтоки схемы 2
Участок сетиPij, МВт
Uрац, кВ
Imax, А
Iраб, А
nц
Сечение ГЭС – А 9,5 60,14 26 28 2 АС–120 ГЭС– Ж 92,26 163,04 258 277 1 АС–400 ГЭС – Е 81,74 158,13 229 245 1 АС–400 ГЭС – Г 42,98 123,67 234 251 1 АС–240 Е – Ж 0,74 17,15 1,9 2,1 1 АС–240 Г – Б 21,02 86,95 114 123 1 АС–185 ТЭС – Б 46,01 124,18 251 269 1 АС–240 ТЭС – В 16,5 78,56 117 126 2 АС–240 ТЭС – Д 36 112,62 161 173 2 АС–240Таблица 9 – Максимальные и рабочиетоки схемы 7
Участок сетиPij, МВт
Uрац, кВ
Imax, А
Iраб, А
nц
Сечение ГЭС – А 43,01 118,32 119 128 1 АС–240 ГЭС– Ж 69,99 146,24 193 206 1 АС–300 А–Ж 24,01 94,77 68 72 1 АС–240 ГЭС – Е 74,42 152,5 207 222 1 АС–300 Е–Г 6,58 50,76 21 22 1 АС–300 ТЭС – Г 70,58 148,51 164 208 1 АС–300 ТЭС – Б 27,34 99,04 149 160 1 АС–240 ТЭС – В 30,66 104,22 168 180 1 АС–240 ТЭС – Д 36 112,62 161 173 2 АС–240 Б – В 2,34 30,51 13 14 1 АС–120Таблица 10 – Максимальные и рабочиетоки схема 6
Участок сетиPij, МВт
Uрац, кВ
Imax, А
Iраб, А
nц
Сечение ГЭС – А 9,5 60,14 26 245 2 АС–120 ГЭС– Е 81,74 158,13 229 332 1 АС–400 ГЭС–Ж 92,26 163,04 258 190 1 АС–400 Ж – Е 0,74 17,15 2 89 1 АС–240 ГЭС–Б 8,92 59,12 49 52 1 АС–120 ТЭС – Б 16,08 77,62 88 132 1 АС–185 ТЭС – В 16,5 78,56 45 48 2 АС–120 ТЭС – Г 67,67 146,07 184 198 1 АС–300 ТЭС – Д 68,33 147,46 186 199 1 АС–300 Г – Д 3,67 38,07 9 11 1 АС–240Таблица 11 – Максимальныеи расчетные токи схема 10
Участок сетиPij, МВт
Uрац, кВ
Imax, А
Iраб, А
nц
Сечение ГЭС – А 9,5 60,14 26 28 2 АС–120 ГЭС– Ж 92,26 163,04 258 277 1 АС–400 ГЭС – Е 81,74 158,13 229 245 1 АС–400 Ж–Е 0,74 17,15 2 2,1 1 АС–240 ГЭС–Г 42,98 123,67 234 251 1 АС–240 ТЭС – Б 46,02 124,18 251 269 1 АС–240 Г–Б 21,02 86,95 114 123 1 АС–185 ТЭС – В 44,38 78,56 121 130 1 АС–240 ТЭС – Д 60,62 140,52 165 177 1 АС–300 Д – В 11,38 66,69 31 33 1 АС–240Последним этапом техническогоанализа четырёх вариантов конфигураций схем является выбор схемраспределительных устройств.
5.4Выбор схем распределительных устройств
Различные схемы распределительныхустройств (РУ) были намечены ещё в той части курсового проекта, где считалосьсуммарное количество выключателей в каждой схеме.
Для разомкнутых сетей по способуподключения подстанции могут быть либо тупиковыми, либо отпаечными.
В замкнутых сетях по способуприсоединения подстанции – проходные либо транзитные.
Главная схема электрическихсоединений подстанций зависит от следующих факторов: типа подстанции, числа имощности установленных силовых трансформаторов, категорийности потребителейэлектрической энергии по надежности электроснабжения, уровней напряжения,количества питающих линий и отходящих присоединений, величин токов короткогозамыкания, экономичности, гибкости и удобства в эксплуатации, безопасностиобслуживания
Если к подстанции подходят двелинии напряжением до 110 кВ включительно, применяется схема “мостик”, дляпромышленных подстанций– с выключателями в цепях трансформаторов. На напряжение220 кВ и выше, с мощностью подключаемых трансформаторов 63 МВА и вышеприменяется схема “четырёхугольник”; до 40 МВА – “мостик”.
Занесём данные о выбранных схемахподстанций в таблицу 11.
Таблица 12 – Схемыраспределительных устройств
ПС Схема 2 Схема 6 Схема 7 Схема 10 А Мостик Мостик Мостик Мостик Б Мостик Мостик Мостик Мостик В Мостик Мостик Мостик Мостик Г Мостик Четырехугольник Четырехугольник Четырехугольник Д Мостик Четырехугольник Мостик Четырехугольник Е Четырехугольник Четырехугольник Четырехугольник Четырехугольник Ж Четырехугольник Четырехугольник Четырехугольник ЧетырехугольникВ схеме №7 ПС А замкнута в кольцо снапряжением 220 кВ, что недопустимо, т. к. является технически не осуществимым(невозможно будет выбрать трансформатор мощностью 16 МВА на такое номинальноенапряжение). Завышение мощности трансформатора до 40 МВА приведет к низкойзагрузке трансформатора (kз=0,23), аследовательно и к увеличению потерь мощности. В схеме №10 ПС В также объединенав кольцо с подстанцией Д линией 220 кВ, но трансформатор на ПС В принятмощностью 25 МВА. В данном случае завышение мощность трансформатора до 40 МВА такжене допустимо (kз=0,39).
Приняв во внимание вышеизложенныевыводы, для дальнейшего технико-экономического рассмотрения оставим схемы №2 и6.
6.Технико-экономическое сравнение двух вариантов
6.1Общие сведения
При технико-экономическом сравнениивариантов производится оценка экономической эффективности каждого из них. Приэтом к показателям, по которым варианты могут быть оценены, относят:
1) Статические. Кним относятся: простая норма прибыли и простой срок окупаемости.
2) Динамические.Эта группа включает такие показатели, как: чисто дисконтированный доход (ЧДД),внутренняя норма доходности, дисконтированный срок окупаемости, удельныедисконтированные затраты, эквивалентные годовые расходы (приведённые затраты),дисконтированные затраты.
В данном курсовом проекте оценкаэкономичности вариантов производится по эквивалентным годовым расходам, которыеопределяются по формуле:
/>, (27)
где Е – нормативдисконтирования, меняющийся в зависимости от ставки рефинансирования ЦБ;принимается равным 0,1;
К – капитальные вложения врассматриваемый объект за год;
И – суммарные эксплуатационныеиздержки.
Капитальные вложения – этовложения, необходимые для сооружения электрических сетей, электрических станцийи энергообъектов. Они определяются, как:
К = КВЛ+КПС, (28)
где КВЛ – капитальныевложения на сооружение воздушных линий. Сюда входят затраты на изыскательскиеработы, подготовку трасы, затраты на приобретение опор, проводов, линейнойарматуры, заземлителей, их транспортировку и монтаж;
КПС – капиталовложенияна сооружения подстанций. Их будем определять по укрупнённым стоимостнымпоказателям в /11/, как:
КПС= КТР+ КРУS+ КПОСТ+ ККУ, (29)
где КТР – рыночнаястоимость трансформаторов;
КРУS– суммарная стоимость ячеек ОРУ нарассматриваемой ПС;
КПОСТ – постоянная частьзатрат, включающие стоимость средств пожарной безопасности, контура заземленияи т.п.;
ККУ – стоимость принятыхк установке БСК.
Для технико-экономическогосравнения вариантов эксплуатационные издержки учитываются как процентотчислений от укрупнённых капитальных вложений. Все значения базовыхпоказателей стоимости взяты из укрупненных стоимостных показателейэлектрических сетей /11 /.
Эксплуатационные издержки включаютв себя затраты, связанные с передачей и распределением электроэнергии по сетям,необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и электрических сетейв течение одного года.
В эксплуатационные издержки входят:
1) Суммарныезатраты электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживаниесетей:
ИРЭО=aРЭО·К, (30)
где aРЭО – нормы на обслуживание и ремонтВЛ, ПС.
2) Отчисления наамортизацию, включающие отчисления на реновацию и капитальные ремонты
/>, (31)
где К – капиталовложения в ВЛ иПС;
Тсл – срок службы ВЛ иПС.
3) Стоимостьпотерь электроэнергии:
/>, (32)
где ΔW – потери электроэнергии в ВЛ,трансформаторах и компенсирующих устройствах;
/>– удельная стоимость потерьэлектроэнергии; в текущем году равен 60/>.
Одинаковые элементы в схемах можноне сравнивать. Таким образом технико-экономическому сравнению
Покажем нахождение потерь напримере участка ТЭС-Г-Д-ТЭС в схеме 6.
6.2Определение потерь электроэнергии и их оценка
Определение потерь электроэнергиина обозначенном участке необходимо начинать с подготовки всех необходимыхданных по нему.
С учётом полученных сведений олиниях для нахождения потоков мощностей, проходящих по ним, будем пользоватьсясопротивлением линий. Находить потери будем по эффективной и нескомпенсированноймощностям, т.е. по />
Тогда мощности выделенных участковв зимний период будут определяться, как:
/> (33)
/>
/>
В летний период потоки мощностейнаходятся аналогично зимним, но с учетом летних эффективных мощностей.
Потери мощности в трансформаторахна подстанциях, входящих в участок ГЭС–Г–Д–ГЭС определим по формуле:
/>
/>
где ТЗ(Л) – числочасов в зимний (летний) период времени (см. п.1.3);
ТГ – число часов в году;
Rтр – активное сопротивлениетрансформаторов;
ΔРХХ – потерихолостого хода в трансформаторах.
Потери мощности на участках,образующих кольцо:
/> (34)
/>
/>
/>
/>
/>
Теперь, получив потери винтересующем нас участке, и подставив их значения в формулу (32) можем найтипотери в данном кольце.
Таким же образом производитсярасчёт для каждой схемы до тех пор, пока не будут определены суммарныеэксплуатационные издержки и суммарные капиталовложения в проектируемые сети.Результаты расчётов по каждой схеме занесём в таблицу 13.
Таблица 13 – Сравнение двухвариантов по экономическим показателям
Показатель Схема 2 Схема 6 Капиталовложения в подстанции, млн. руб. 295,8 491,6 Капиталовложения в линии, млн. руб. 477,4 781,8 Суммарные капиталовложения, млн. руб. 773,2 1273 Стоимость потерь электроэнергии, млн. руб. 14,18 10,06 Эксплуатационные издержки, млн. руб. 18,31 30,34 Издержки на амортизацию, млн. руб. 38,66 63,67 Суммарные издержки, млн. руб. 71,15 104,07 Затраты, млн. руб. 148,46 231,4Себестоимость, />
3,01 6,21
/>
Разница в затратах между схемамиболее 5%.
Из расчета видно, что схема 2 имеетпреимущество по всем показателям. Эта схема проще в управлении, хотя и имеетбольшую стоимость потерь электроэнергии. Примем эту схему для расчета режимов.
В данном разделе был осуществленрасчет и сравнение экономических показателей двух вариантов схем, былиопределены приведенные затраты, капиталовложения и стоимость потерьэлектроэнергии. Сравнивая рассчитанные показатели двух схем, была выбрананаиболее экономичная. Расчет экономических показателей схем в программе MathCAD 11 приведен в приложении Д.
7.Расчёт установившихся режимов
7.1Общие сведения
В каждой энергосистеме в той илииной степени происходит постоянное непрерывное изменение её параметров (частотыf, напряжения U, тока I, мощностей P и Q, углов сдвига между напряжениями вразных точках линии и т.п.). Различное сочетание этих, влияющих друг на другапараметров в каждый момент времени называется режимом энергосистемы.
К режимам, которые наиболее полноописывают картину происходящих в выбранном варианте процессов, относятся:
1. максимальныйзимний режим; расчёт в данном режиме производится по максимальной активной инескомпенсированной в зимний период реактивной мощностям;
2. режим летнегоминимума, где за основу берутся те же величины, что и в пункте 1, норассчитанные для летнего режима;
3. послеаварийныйрежим, который рассчитывается при обрыве наиболее загруженных участков сети.Начальными данными в этом режиме будут те же значения мощностей, что и в п.1
Данные по выбранным трансформаторами сечениям ВЛ, необходимые для дальнейшего расчёта, сведём в таблицы 14 и 15.
ПС Сведения о трансформаторахRтр, Ом
Xтр, Ом
DPХ, МВт
DQХ, Мвар
Gтр, мкСм
Bтр, мкСм
А 4,38 86,7 0,018 0,112 4,5 31 Б 4,38 86,7 0,018 0,112 1,23 11,81 В 2,54 55,9 0,025 0,175 2,7 19,66 Г 0,87 22 0,059 0,41 2,04 13,23 Д 0,87 22 0,059 0,41 2,04 13,23 Е 4 100 0,082 0,504 1,44 8,45 Ж 4 100 0,082 0,504 Таблица 14 – Исходныеданные о трансформаторах на подстанцияхТаблица 15 – Исходные данные повоздушным линиям
Участок Сведения о линияхRВЛ, Ом
XВЛ, Ом
Вij, мкСм
QCi, Мвар
УРП-Б 1,62 9,07 233,3 5,56 УРП-А 7,34 24,79 172 1,04 УРП-Е 3,67 12,39 86 0,52 Б-Г 7,78 26,24 182 1,1 Б-Д 2,9 9,79 272 1,64 Г-В 5,38 9,22 56,2 0,34 В-Д 2,59 8,75 60,7 0,37 А-Е 13,54 28,73 185 1,12Из всех перечисленных выше режимовалгоритм расчёта приведём лишь для режима максимальной зимней нагрузки. Данныйрежим будет просчитан при помощи программы Mathcad. Расчёты приведём в приложении Е.
7.2Расчёт установившегося максимального режима
Алгоритм расчёта режима:
1) Приведем схему выбранного вариантас нанесёнными на неё сечениями проводов и нагрузками на рисунке 3.
/>
Рисунок 3
2) Составляем схему замещения(рис.4). Рассчитываем ее параметры, используя параметры, которые уже указаны втаблицах 18 и 19.
Расчет производился по следующимформулам, с помощью справочных данных для трансформаторов и проводов, взятых из/1/ и /5/.
– активная проводимость
/>, мкСм (28)
– индуктивная проводимость
/>, мкСм (29)
– ёмкостная проводимость
/>, мкСм (30)
– зарядная мощность линий
/>, Мвар (31)