Выбор номинального напряжения электрической сети
1 Вариант:
Для выбранного варианта конфигурации электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение.
Для этого необходимо определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности:
;
;
;
;
;
;
;
Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.
Представим простейший замкнутый контур в виде линии с двухсторонним питанием (рис 2) и определим соответствующие мощности. Задаем направление мощности. Если при расчете получается отрицательное значение мощности, то меняется направление мощности.
По
первому закону Кирхгофа определим
распределение мощности
:
Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:
Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:
Исходя
из полученных результатов, видно, что
выбранная схема электрической сети
будет выполняться на напряжение
2 Вариант:
Рис. 3
Для выбранного варианта конфигурации электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение:
Для этого необходимо определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности:
;
;
;
;
;
;
;
;
Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.
Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:
Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:
Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжение
Баланс активной и реактивной мощности
в электрической сети
Для
дальнейших расчетов определим наибольшую
реактивную нагрузку i-го
узла
[Мвар] и наибольшую полную нагрузку i-го
узла
[МВ·А]:
,
(1)
,
(2)
где Рнб,i – максимальная активная нагрузка i- ого узла.
Так как
мы рассматриваем электрическую сеть
110/10 кВ, то
примем равным 1.
.
Суммарную
наибольшую реактивную мощность,
потребляемую с шин электростанции или
районной подстанции, являющихся
источниками питания для проектируемой
сети, определим по формуле (2.3). Для
воздушных линий 110 кВ в первом приближении
допускается принимать
равными потери и генерации реактивной
мощности в линиях, т.е.
0.
Отсюда
Выбор типа, мощности и места установки
компенсирующих
устройств
Полученное
значение суммарной потребляемой
реактивной мощности
сравниваем с указанным на проект
значением реактивной мощности
,
которую экономически целесообразно
получать из системы в проектируемую
сеть.
,
(3)
где
- коэффициент мощности на подстанции
“А”.
При
в проектируемой сети должны быть
установлены компенсирующие устройства,
суммарная мощность которых определяется
следующим образом:
Определим мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции.
Так
как проектируется сеть 110/10кВ, то базовый
экономический коэффициент реактивной
мощности
,
а
,
т.е.
Для первой подстанции:
,
Для первого узла:
,
,
,
.
.
Окончательное решение о необходимости конденсаторных батарей на каждой из подстанций принимается по большей из величин, которые мы рассчитали выше. Выбирается тип и количество КУ, устанавливаемых на каждой подстанции.
Таблица 1
№ узла |
Количество КУ |
Тип КУ |
1 |
4 |
УКРМ – 10,5 – 2150 У3 |
2 |
4 |
УКРМ – 10,5 – 1950 У3 |
3 |
2 |
УКРМ – 10,5 – 3000 У3 |
4 |
4 |
УКРМ – 10,5 – 2200 УЗ |
5 |
2 |
УКРМ – 10,5 –850 У3 |
Для
1-го узла:
Для
2-го узла:
Для
3-го узла:
Для
4-го узла:
Для
5-го узла:
Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:
,
(4)
где Qk,i – мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар.
Для 1-го узла:
Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:
,
(5)
где Qi – реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.
Выбор силовых трансформаторов понизительных
подстанций
Количество
трансформаторов выбирается с учетом
категорийности потребителей по степени
надежности. Так как, по условию курсового
проекта, на всех подстанциях имеются
потребители 1 категории и
,
то число устанавливаемых трансформаторов
должно быть не менее двух.
В
соответствии с существующей практикой
проектирования и согласно ПУЭ, мощность
трансформаторов на понижающих подстанциях
рекомендуется выбирать из условия
допустимой перегрузки в послеаварийных
режимах до 30% в течение 2 часов. Выбираем
соответствующие типы трансформатора.
Полная мощность ПС № 1
,
поэтому на ПС № 1 необходимо установить
два трансформатора мощностью
.
Для
ПС № 1:
Для
ПС № 2:
Для
ПС № 3:
Для
ПС № 4:
Для
ПС № 5:
Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице2.
Таблица 2
№ узла |
Полная мощность в узле, МВ·А |
Тип трансформаторов |
1 |
30,29 |
|
2 |
24,61 |
|
3 |
17,26 |
|
4 |
29,2 |
|
5 |
26,76 |
|
Данные
трехфазных двухобмоточных трансформаторов
110 кВ приведеные в таблице 3.
Таблица 3
Справочные данные |
|
|
|
25 |
16 |
Пределы регулирования |
|
|
|
115 |
115 |
|
10,5 |
10,5 |
|
10,5 |
10,5 |
|
120 |
85 |
|
27 |
19 |
|
0,7 |
0,7 |
|
2,54 |
4,38 |
|
55,9 |
86,7 |
|
175 |
112 |
Выбор сечения проводников воздушных
линий электропередачи
Определим распределение полной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.
Схема№1:
Рассмотрим линию с двухсторонним питанием (А-2-4-А) (рис. 4)
Рис 4
По
первому закону Кирхгофа определим
переток мощности
:
Схема №2:
Рассмотрим двухцепные линии
Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:
,
(6)
где αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05;
- коэффициент, учитывающий число часов
использования максимальной нагрузки
линии Тмах.
В нормальном режиме работы сети наибольший ток равен :
(7)
Схема №1:
Расчетная токовая нагрузка линии А – 5’ в нормальном режиме:
В линии 5-5’:
В линии 5’-3:
В линии А – 2:
В
линии А-4:
Схема №2:
Расчетная токовая нагрузка линии А –1в нормальном режиме:
В линии A-2:
В линии А-5’:
В линии 5-5’:
В линии 5’-3’:
В линии 3-3’:
В линии 3’-4:
Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду, материала опор и количества цепей в линии выбираются сечения сталеалюминиевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминиевого провода равно 120 мм2. Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2, экономически невыгодно и нецелесообразно. Так, схема №1 для линии А – 4 выбираем АС – 120;
Для: А – 5’ АС – 120;
Для: 5-5’АС – 120;
Для:
5’-3 АС – 120;
Для: А – 2 АС – 120;
Для: А-4 АС – 120;
Схема №2
Для:
А –1 АС – 120;
Для : A-2:АС – 120;
Для : А-5’ АС – 150;
Для : 5-5’АС – 120;
Для : 5’-3’АС – 120;
Для : 3-3’АС – 120.
Для : 3’-4 АС – 120
Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:
(9)
где
- наибольший ток в послеаварийном режиме,
А;
- допустимый ток по нагреву, А
Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.
Схема №1:
Рассмотрим кольцо (А-4-2-А):
- обрыв линии А – 4:
- обрыв линии А – 2:
- обрыв линии 4 – 2:
Рассмотрим двухцепные линии:
- обрыв линии А – 5’:
- обрыв линии 5-5’:
- обрыв линии 5’-3:
Схема №2:
- обрыв линии А – 1:
- обрыв линии А-2:
- обрыв линии А-5’
- обрыв линии5-5’:
- обрыв линии 5’-3’:
- обрыв линии 3-3’
- обрыв линии 3’-4
При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство (9) и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.
Выбор схем электрических подстанций
Применение схем распределительных устройств (РУ)
на
стороне ВН
Схема №1:
Для ПС №2 и №4 выбирают схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».
Для ПС №1, №5 и №3 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».
Для центра питания А выбирают схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин».
Схема №2:
Для ПС №1 №2, №3, №4 и №5 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»
Для центра питания А выбирают схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин».
\
Расчет технико-экономических показателей
районной
электрической сети
Определим суммарные капиталовложения (К) на сооружение ЛЭП (КЛЭП) и подстанций (КПС):
К=КЛЭП+КОРУ+КТР+ККУ;
Схема №1:
Схема №2:
Схема №1:
Схема №2:
Найдем общие потери электроэнергии по формуле:
,где
;
.
Схема №1:
Схема №2:
Определим объем реализованной продукции:
где b – тариф отпускаемой электроэнергии;
– число часов использования
максимальной нагрузки (
= 5000 ч/год);
N
– число подстанций.
Определяем суммарные издержки:
Схема
№1:
Схема
№2:
∑Ипотерь,1=1,76·13260,35=23338,216тыс. руб.
∑Ипотерь,2=1,76·13533,7=23819,312тыс. руб.
И∑1=8793,4+16384,2+23338,216=48515,816тыс. руб.
И∑2=9572,64+13601,8+23819,312тыс. руб.
Определим налог на прибыль:
Н=0,2·П,
где П – прибыль.
Рентабельность:
,
Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, выбрираем наиболее экономичный и выгодный вариант. В моем случае это: схема №2. Дальнейшие расчеты ведутся только для выбранного варианта РЭС.
Расчет
режимов сети
Максимальный режим
Определение расчетной нагрузки ПС и расчет
потерь в трансформаторах
Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:
,
(10)
где
– нагрузка i-ой
ПС;
– потери полной мощности
в трансформаторе, МВА;
–
реактивные мощности, генерируемые в
начале линии da
и конце линии ab,
Мвар.
Емкостные мощности линий определяются по номинальным напряжениям:
,
(11)
,
(12)
где
– емкостные проводимости
линий.
Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:
,
(13)
где
– удельная емкостная
проводимость линии, исходя из марки
провода), см/км;
– длина линии, км.
Для двухцепных линий:
(14)
Определим потери мощности в трансформаторе согласно выражениям:
,
(15)
,
(16)
где k – количество одинаковых трансформаторов ПС;
–
полная мощность i-ой
ПС;
,
,
,
– справочные данные.
Потери полной мощности в трансформаторе определяются по формуле:
.
(17)
Для ПС № 1 ( ):
.
Для ПС № 2 ( ):
.
Для ПС № 3 ( ):
.
Для ПС № 4 ( ):
.
Для ПС № 5 ( ):
.
Определим расчетные нагрузки соответствующих ПС:
Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии
Для линии А – 1:
;
.
Для линии А – 2:
;
.
Для линии 3’-4:
.
Полное сопротивление линии 3’-4:
;
.
Для линии3’-3:
;
;
.
Для линии 5’- 3’:
;
;
.
Для линии 5’- 5:
;
;
.
Для линии 5’- 3’:
;
Определение значения напряжения в узловых точках
(в точках на стороне ВН) в максимальном режиме
Для ПС № 1:
;
Для ПС № 2:
;
Для ПС№ 5’
Для ПС № 5:
;
Для №3’ :
Для ПС № 3:
;
Для ПС № 4:
;
Регулирование напряжения в электрической сети
в
максимальном режиме
Напряжение
на шинах низкого напряжения, приведенное
к стороне высшего напряжения для
трансформаторов с не расщепленными
обмотками типа ТДН, ТДЦ, ТМН
,
определяется по формуле:
,
(19)
где
- активная и реактивная мощности нагрузки
в рассматриваемом режиме:
;
(20)
;
- активное и реактивное сопротивление
трансформаторов, определенные по [2,
табл. П 7].
;
На подстанциях 1,2,4 и 5 установлены трансформаторы с расщепленными обмотками, поэтому определяется по формуле:
,
(21)
где ; (22)
; (23)
;
(24)
;
(25)
,
(26)
где
;
(27)
.
(28)
Используя вышеприведенные формулы (21)-(28), определим соответствующие показатели для всех подстанций.
Для ПС №3( ):
;
;
;
;
Для ПС № 1,2,4и5( ):
;
;
;
;
;
;
;
;
;
Ответвление
регулируемой части обмотки, обеспечивающее
желаемое напряжение на шинах низшего
напряжения
:
Для ПС № 1:
,
округляем
Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:
Рассчитаем
отклонение напряжения на этих шинах от
номинального напряжения (
):
Для ПС № 2:
,
округляем
.
Для ПС № 3:
,
округляем
.
Для ПС № 4:
,
округляем
.
Для ПС № 5:
,
округляем
.
Результаты
расчета запишем в таблицу4.
Таблица 4
№ ПС |
|
|
|
|
|
1 |
107,7 |
-5,59 |
-6 |
11 |
|
2 |
110 |
-4,8 |
-5 |
11,02 |
,2 |
3 |
112,92 |
-3,5 |
-4 |
11,1 |
11 |
4 |
102,5 |
-8,4 |
-8 |
10,9 |
9 |
5 |
105,45 |
-7,006 |
-7 |
10,99 |
9,9 |
