рефераты бесплатно
 

МЕНЮ


Электрические сети и системы

мощности. Для этого ”разрежем” кольцо в точке потокораздела ( см. рис 4.3).

Рис.4.3. Преобразование исходной схемы замещения по варианту 1

На рисунке 4.3. имеют место следующие обозначения:

S ‘ - мощность в начале линии;

S" - мощность в конце линии.

Нагрузки в узлах “в(” и “в( ” равны

[pic]

Определим потоки мощности в линиях схемы с учетом потерь.

Потери мощности в линии определяются по формуле

[pic]

где P - активная составляющая мощности в конце линии, МВт;

Q - реактивная составляющая мощности в конце линии, МВАр;

Uном - номинальное напряжение линии, кВ;

r0 = 0,2 Ом/км - усредненное активное сопротивление линии (по [1]);

x0 = 0,42 Ом/км - усредненное реактивное сопротивление;

l - длина линии, км.

Мощность в начале линии определяется как

[pic]

Потоки мощностей с учетом потерь для линий ИП-б и ИП-д определяются

аналогично.

В двухцепных линиях потоки мощности вначале линии определяем на одну

цепь для последующего расчета тока и сечения провода (т.е. предполагая, что

на одну цепь двухцепной линии приходится половина передаваемой мощности).

Зарядную мощность линий на данном этапе проектирования не учитываем,

т.к. нам неизвестны марка проводов и удельные реактивные проводимости линий

b0 .

Результаты расчетов потоков мощностей для схем всех вариантов приведены в

таблице 4.2.

Таблица 4.2. Расчет потоков мощностей с учетом потерь для схем всех

вариантов

| | |Мощность в |Мощность в начале|Потери мощности |

|Вариант |Участок |конце линии |линии S(, |(S, |

| |сети |S((, МВА |МВА |МВА |

| | |Акт. |Реакт. |Акт. |Реакт. |Акт. |Реакт. |

| | |cостав|cоставл|cоставл.|cоставл.|cоставл.|cоставл.|

| | |л. |. | | | | |

| |ИП-а |45,83 |21,71 |47,93 |26,17 |2,1 |4,46 |

| |а-в |10,77 |5,83 |10,837 |5,97 |0,067 |0,14 |

| |в-г |21,22 |11,08 |21,6 |11,87 |0,37 |0,79 |

|I |ИП-г |41,22 |20,76 |64,46 |37,34 |3,24 |6,8 |

| |ИП-б |30,0 |12,77 |30,77 |13,76 |0,47 |1,0 |

| |ИП-д |80,0 |29,03 |81,2 |31,54 |1,19 |2,51 |

| |ИП-а |35,0 |15,94 |36,2 |18,48 |1,21 |2,55 |

| |ИП-д |80,0 |29,03 |81,2 |31,54 |1,19 |2,51 |

|II |ИП-б |82,0 |37,94 |85,6 |45,58 |3,63 |7,64 |

| |б-в |32,0 |15,49 |32,56 |16,6 |0,56 |1,18 |

| | | | | | | | |

5.Технико-экономическое обоснование вариантов. Выбор и обоснование

оптимального варианта электрической сети.

Данный раздел проекта является основным. Из отобранных по

результатам предварительного анализа трех вариантов необходимо выбрать

наивыгоднейший.

Определим сечение проводов ЛЭП. Для электрических сетей и линий

электропередач до 220 кВ включительно оно выбирается по экономической

плотности тока jЭК (по табл. 8 [1]) из соотношения

[pic] , мм2

где [pic] - расчетный ток соответствующий максимуму нагрузки, в

нормальном режиме работы;

S( - мощность в начале линии.

По таблице 8 [1] определяем значения экономической плотности тока

для каждой из подстанций

jэка = 1,1 А/мм2;

jэкб = 1,0 А/мм2 ;

jэкв = 1,1 А/мм2;

jэкг = 1,0 А/мм2;

jэкд = 1,1 А/мм2.

Определим расчетные токи и сечения проводов линий для каждого из

вариантов схем электрических сетей (по [4]). Результаты расчетов

сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1. Определение расчетных токов в линиях, сечений и марки

проводов линий

| | | | |Макс. |Эконом|Расчет| | | |

| | |Номинал| |рабочий|. |но-эко| |Послеав|Допусти|

|Вар.|Участо|ьное | |ток на |плотно|н. |Принятый |арийный|мый по |

| |к сети|напряже|Кол-в|одну |сть |сечени|стандартн|ток, |нагреву|

| | |ние, кВ|о |цепь, А|тока, |е |ый провод|А |ток, А |

| | | |линий| |А/мм2 |провод| | | |

| | | | | | |, | | | |

| | | | | | |мм2 | | | |

| |ИП - а|230 |2 |213,95 |1,1 |194,5 |АС-240 |427,9 |605 |

| |а - г |230 |2 |139,46 |1,0 |139,46|АС-240 |278,9 |605 |

|I |ИП - б|115 |2 |35,44 |1,1 |32,21 |АС-70 |70,88 |265 |

| |ИП - в|115 |2 |147,66 |1,0 |147,66|АС-150 |295,3 |450 |

| |в - д |115 |2 |99,84 |1,1 |90,76 |АС-95 |199,68 |330 |

| |ИП - а|230 |2 |213,95 |1,1 |144,75|АС-240 |144,75 |605 |

| |а - г |230 |2 |139,46 |1,0 |139,46|АС-240 |139,46 |605 |

|II |ИП - в|115 |2 |183,1 |1,0 |183,1 |АС-185 |188,1 |510 |

| |в - б |115 |2 |35,44 |1,1 |35,44 |АС-70 |32,21 |265 |

| |в - д |115 |2 |99,84 |1,1 |99,84 |АС-95 |90,76 |330 |

Далее произведем сравнение вариантов по минимуму приведенных затрат.

При сооружении всей сети в течении одного года и одинаковой степени

надежности приведенные затраты каждого из вариантов определяются как

З = РН К + И,

где К - единовременные капиталовложения в данный вариант сети, тыс.руб;

И - ежегодные эксплуатационные расходы, тыс.руб;

РН = 0,15 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Капиталовложения включают в себя затраты на сооружение линий КЛ и

понизительных подстанций КП/СТ . В капитальные затраты КП/СТ входят

стоимость оборудования подстанции (стоимость ячеек выключателей на стороне

высокого напряжения или другого коммутационного оборудования и

трансформаторов) и постоянная часть затрат.

Ежегодные эксплуатационные расходы И имеют три составляющие: отчисление

на амортизацию И1, ремонт и обслуживание И2, стоимость потерь

электроэнергии И3.

Стоимость потерь электроэнергии определяется как

И3 = (А(( ,

где (А - потери электроэнергии в сети, кВт(ч;

( = 100 руб/кВт(ч - удельная стоимость потерь электроэнергии.

Потери электроэнергии в сети суммируются из потерь в линиях и потерь в

трансформаторах.

Укрупненные показатели ЛЭП и прочего электрооборудования определяем по

справочнику [4]. Результаты расчетов сведены в таблицу 5.2.

Таблица 5.2. Укрупненные показатели электрооборудования схем всех вариантов

| | | |Приведенные |

|Вариант|Кап затраты, млн. руб. |Эксплуатационные показатели, |затраты, |

| | |млн.руб. |млн.руб. |

| |КЛ |КП/СТ |К( |И1 |И2 |И3 |И( |З |

|I |3768 |2917 |6685 |259,62 |102,58|354,5|616,66 |1619,41 |

|II |3768 |2917 |6685 |259,62 |102,58|452,6|814,45 |1817,2 |

Из данной таблицы видно, что наименьшие приведенные затраты приходятся

на схему электроснабжения по варианту 1, т.е. данный вариант является

оптимальным по экономическим показателям.

6. Электрический расчет основных режимов работы.

Цель данного раздела - уточненный расчет распределения активной и

реактивной мощностей по линиям сети, определение потерь мощности, требуемой

мощности источника питания, а также уровня напряжений на шинах подстанций.

Расчеты ведутся в следующей последовательности: составляется схема

замещения сети и определяются параметры ее элементов; определяют расчетные

нагрузки подстанций; производят расчет потокораспределения мощностей в

сети; определяют уровни напряжений на шинах подстанций. Все это

устанавливают для трех режимов: нормального (максимальные нагрузки) и

нормального при минимальных нагрузках. Схема замещения составляется путем

объединения схем замещений отдельных элементов в соответствии с

последовательностью их соединения в рассчитываемой сети. Схема замещения

для выбранного варианта электрической сети изображена на рисунке 6.1.

Рис. 6.1. Расчетная схема замещения для выбранного варианта

электроснабжения

Выполним приведение заданных на стороне низкого напряжения нагрузок

потребителей к стороне высокого напряжения для каждой из подстанций.

Расчетная нагрузка приведенная к стороне ВН определяется по формуле

[pic]

где Sнн=Pнн+jQнн - заданная нагрузка на стороне НН;

[pic]

Rтр, Хтр - сопротивления трансформатора (определяемые по [5]);

(Рх, (Qх - потери холостого хода трансформатора в стали;

(Qз = 0,5U2ном b0 - сумма зарядных мощностей линий электропередач;

b0 - удельная реактивная проводимость для конкретной линии ( по [4]).

Результаты расчетов по приведениям нагрузок подстанций к стороне ВН

приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1. Приведение нагрузок п/ст к стороне ВН

| |SHН, |SР, |

|П/ст |МВА |МВА |

| |Активн. |Реактив|Активн. |Реактивн|

| |составл.|н.соста|составл.|. |

| | |вл. | |составл.|

|а |50 |19,76 |50,11 |15,95 |

|б |12 |5,8 |12,08 |4,5 |

|в |15 |7,68 |15,11 |8,75 |

|г |100 |39,52 | 100,97 |59,95 |

|д |35 |14,91 |35,19 |18,09 |

Определяем потоки мощности в сети с учетом потерь в линиях и с учетом

приведенных к стороне ВН нагрузок. Для этого воспользуемся ранее

полученными соотношениями (см. стр. 13-14).

Таблица 6.2. Определение потоков мощности в проектируемой сети

| |Мощность в |Мощность в начале|Потери мощности |

|Участок |конце линии |линии S(, |(S, |

|сети |S((, МВА |МВА |МВА |

| |Акт. |Реакт. |Акт. |Реакт. |Акт. |Реакт. |

| |состав|составл|составл.|Составл |составл.|составл |

| |л. |. | | | | |

|ИП - а |50,33 |23,68 |50,43 |24,06 |0,11 |0,38 |

|а - г |75,43 |28,42 |76,1 |30,83 |0,67 |2,4 |

|ИП - в |17,57 |7,79 |17,79 |8,09 |0,21 |0,3 |

|в - д |25,29 |11,61 |25,58 |12,22 |0,29 |0,61 |

|ИП - б |6,04 |2,25 |6,09 |2,3 |0,05 |0,05 |

Определим суммарную мощность, потребляемую всей схемой с шин

электростанции:

S = Sа + Sб + Sв + Sг + Sд = 55,62+6,45+19,22+80,61+27,83 = 189,73

МВА

Расчет напряжений и послеаварийных режимов

Напряжение источника питания, к которому подсоединены распределительные

сети должно поддерживаться не ниже 105% от номинального в период наибольших

нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок. С учетом

вышесказанного, напряжение на шинах источника питания принимаем равным:

- для режима максимальных нагрузок - 115 кВ;

- для режима минимальных нагрузок - 110 кВ.

Потери напряжения в линии ИП-а

max 4.2+j5.46

min 3.57+j5.69

Потери напряжения в линии а-г

max 1.36+j6.68

min 1.16+j6.95

Потери напряжения в линии ИП-в

max 2.71+j1.52

min 1.54+j1.22

Потери напряжения в линии в-д

max 2.7+j1.57

min 1.81+j1.27

Потери напряжения в линии ИП-б

max 1.08+j0.57

min 0.76+j0.48

Рассмотрим послеаварийные режимы.

ИП-а 3.54+j3.5

а-г 7.36+j6.92

ИП-в 6,39+j2.89

в-д 6.07+j2.96

б 2.48+j0.79

Определим напряжение на шинах НН трансформатора приведенное к стороне

ВН, путем вычитания из напряжения падения напряжения на трансформаторе.

[pic]

где Pр и Qр - расчетные нагрузки подстанций;

Rтр, Xтр - соответственно активные и реактивные сопротивления

трансформатора установленного на подстанции (определяемые по [5]);

U - напряжение на шинах ВН, кВ.

Далее определяем параметры схемы в режиме наименьших нагрузок. С

некоторой погрешностью можно считать, что потери напряжения в элементах

сети уменьшаются пропорционально снижению нагрузок подстанций. Тогда потери

напряжения в линии можно определить путем умножения соответствующих

значений, найденных для режима максимальных нагрузок, на отношение

наименьшей нагрузки к наибольшей.

Результаты расчетов сведены в таблицу 6.3.

Таблица 6.3. Расчет напряжений для трех режимов работы сети

|Обозн. п/ст |а |г |в |д |б |

|Участки линий |ИП - а |а - г |ИП - в|в - д |ИП - б |

| |Режим наибольших нагрузок |

|Напряж. в начале уч-ка, кВ|242 |237,66|121 |118,3 |121 |

|Падение напряж. в линии, |4,34 |1,07 |2,7 |2,69 |1,06 |

|кВ | | | | | |

|Напряж. в конце уч-ка, кВ |237,66 |236,59|118,3 |115,61|119,94 |

|Падение напряж. на тр-рах,|1,35 |8,44 |3,65 |5,76 |4,23 |

|кВ | | | | | |

|Напряж. на стороне НН |236,31 |228,15|114,65|109,85|115,71 |

|приведенное к стороне ВН, | | | | | |

|кВ | | | | | |

| |Режим наименьших нагрузок |

|Напряж. в начале уч-ка, кВ|230 |226,5 |115 |113,47|115 |

|Падение напряж. в линии, |3,5 |1,05 |1,53 |1,8 |0,06 |

|кВ | | | | | |

|Напряж. в конце уч-ка, кВ |226,5 |225,45|113,47|111,67|114,94 |

|Падение напряж. на тр-рах,|1,31 |6,89 |2,08 |3,86 |2,94 |

|кВ | | | | | |

|Напряж. на стороне НН |225,19 |218,56|111,39|107,81|112 |

|приведенное к стороне ВН, | | | | | |

|кВ | | | | | |

| |Послеаварийный режим |

|Напряж. в начале уч-ка, кВ|242 |238,48|121 |120,65|121 |

|Падение напряж. в линии, |3,52 |7,28 |0,35 |6,03 |2,48 |

|кВ | | | | | |

|Напряж. в конце уч-ка, кВ |238,48 |231,2 |120,65|114,62|118,52 |

|Падение напряж. на тр-рах,|1,55 |8,42 |4,45 |6,07 |8,02 |

|кВ | | | | | |

|Напряж. на стороне НН |236,93 |222,78|116,2 |108,55|110,5 |

|приведенное к стороне ВН, | | | | | |

|кВ | | | | | |

7. Выбор средств регулирования напряжения.

В данном разделе требуется проверить достаточность стандартных

диапазонов регулирования устройств РПН, установленных на трансформаторах.

Для сетей с номинальным напряжением 6 кВ необходимые напряжения равны 6,3

кВ в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме и 6 кВ - в режиме

наименьших нагрузок.

Расчетное (желаемое) напряжение регулировочного ответвления

трансформатора определяется по формуле

[pic][pic]

где UHH - номинальное напряжение обмотки НН трансформатора;

UН.Ж - напряжение, которое необходимо поддерживать на шинах НН при

различных режимах работы сети;

U’Н - напряжение на шинах по низкой стороне трансформатора, приведенное к

высокой стороне в режиме наибольшей (наименьшей) нагрузки и в

послеаварийном режиме.

Действительные значения напряжения на шинах НН подстанции определяют

как :

[pic]

где [pic] - действительное значение напряжения трансформатора на стороне

ВН.

Для трансформаторов со стандартным диапазоном регулирования будем

иметь значения регулировочных отпаек приведенных в таблице 7.1.

Таблица 7.1. Стандартные значения регулировочных отпаек выбранных тр-ров

|Номер |Добавка |Напряжение |Напряжение ответвления,|

|ответвления |напряжения |ответвления, | |

| | |UВН.Д, кВ |UВН.Д, кВ |

|1 |16,02 |266,8 |133,4 |

|2 |14,24 |263,8 |131,4 |

|3 |12,46 |258,7 |129,3 |

|4 |10,68 |254,6 |127,3 |

|5 |8,9 |250,47 |125,2 |

|6 |7,12 |246,4 |123,2 |

|7 |5,34 |242,3 |121,1 |

|8 |3,56 |238,2 |119,1 |

|9 |1,78 |234,1 |117,0 |

|10 |0 |230,0 |115,0 |

|11 |-1,78 |225,9 |113,0 |

|12 |-3,56 |221,8 |110,9 |

|13 |-5,34 |217,7 |108,9 |

|14 |-7,12 |213,6 |106,8 |

|15 |-8,9 |209,5 |104,8 |

|16 |-10,68 |205,4 |102,7 |

|17 |-12,46 |201,3 |100,7 |

|18 |-14,24 |197,24 |98,6 |

|19 |-16,02 |193,2 |96,6 |

По определенному значению расчетного напряжения регулировочного

ответвления выбираем стандартные ответвления с напряжением ближайшим к

расчетному. Результаты расчетов сведены в таблицу 7.2.

Таблица 7.2. Выбор регулировочных отпаек

|Обозн. п/ст |а |г |в |д |б |

| |Режим наибольших нагрузок |

|Напряж.UН.ВЖ, кВ |236,31 |228,15|114,65|109,85 |115,71 |

|Стандартн. напряжение, кВ |238,2 |230 |115 |110,9 |115 |

|Номер регулировочн. |8 |10 |10 |12 |10 |

|отпайки | | | | | |

|Напряж. на шинах НН, кВ |6,25 |6,26 |6,28 |6,24 |6,34 |

| |Режим наименьших нагрузок |

|Напряж.UН.ВЖ, кВ |225,19 |218,56|111,39|107,81 |112 |

|Стандартн. напряжение, кВ |225,9 |217,7 |110,9 |106,8 |113 |

|Номер регулировочн. |11 |13 |12 |14 |11 |

|отпайки | | | | | |

|Напряж. на шинах НН, кВ |6,28 |6,32 |6,33 |6,35 |6,24 |

| |Послеаварийный режим |

|Напряж.UН.ВЖ, кВ |236,93 |222,78|116,2 |108,55 |110,5 |

|Стандартн. напряжение, кВ |236,2 |221,8 |117 |108,9 |110,9 |

|Номер регулировочн. |8 |12 |9 |13 |12 |

|отпайки | | | | | |

|Напряж. на шинах НН, кВ |6,32 |6,32 |6,26 |6,28 |6,28 |

8. Заключение

Спроектированная электрическая сеть за счет взаиморезервирования линий

и применения двух трансформаторов на подстанции, подключенных к разным

секциям источника питания, обеспечивает надежное электроснабжение

потребителей всех категорий заданного района ( в том числе и в

послеаварийном режиме), а также удовлетворяет всем требованиям ПУЭ.

Предусмотренная конфигурация коммутационных аппаратов (выключателей и

разъединителей) обеспечивает удобство оперативных переключений и

техническую гибкость схемы. Все двухцепные линии смонтированы на двух

опорах (одна цепь на одну опору), что также повышает надежность

электроснабжения.

Список литературы

1. Электрические сети и системы: Методические указания по курсовому

проектированию для студентов специальности 10.04 всех форм обучения. -

Норильск, 1991;

2. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР.- 6-е изд.,

перераб. и доп.-М.:Энергоатомиздат,1987;

3. Идельчик В.И.

Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат,

1989;

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.

Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для

курсового и дипломного проектирования: Учебн. пособ. для вузов. - М.:

Энергоатомиздат, 1989;

5. Поспелов Г.Е., Федин В.Т.

Электрические системы и сети. Проектирование: Учеб. пособие для втузов

Мн.: Выш. шк.,1988.

-----------------------

1

2

3

4

5

ИП

б

в

а

г

д

Рис. 1.1 Схема расположения потребителей заданного района

7

8

9

10

Рис. 4.1.а Схема электроснабжения по варианту 1

ТДН-16000/110

П/ст “в”

п/ст “а”

п/ст “г”

ТДН-40000/110

п/ст “д”

ТДН-10000/110

п/ст “б”

ИП

ТРДН-40000/220

ТРДЦН-100000/110

11

ТРДЦН-100000/220

ТРДН-40000/220

ИП

п/ст “б”

ТДН-10000/110

п/ст “д”

ТДН-40000/110

п/ст “г”

п/ст “а”

П/ст “в”

ТДН-16000/110

Рис. 4.1.б Схема электроснабжения по варианту 2

12

п/ст “а”

ТРДН-40000/110

п/ст “в”

ТРДН-25000/110

п/ст “г”

ТДН-16000/110

П/ст “б”

ТРДН-25000/110

14

Sг-ИП

Sв-г

Sа-в

SИП-а

lг-ИП =42 км

lв-г=40 км

lа-в=27 км

Sa Sв Sг

r0 x0

lИП-а=50 км

ИП

ИП

15

S’’в-г

S’г-ип

S’’а-в

S’’ ип-а

S’’г-ип

S’в-г

S’а-в

S’ип-а

r0 x0

в’ в’’

ИП

ИП

Sa Sв Sг

lИП-а=50 км

lа-в=27 км

lв-г=40 км

lг-ИП=42 км

16

17

18

19

20

21

24

25

26

Страницы: 1, 2


ИНТЕРЕСНОЕ



© 2009 Все права защищены.