ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Амурский государственный университет»

(ГОУВПО «АмГУ»)

Кафедра энергетики

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: Проектирование районной электрической сети

по дисциплине Электроэнергетические системы и сети

Исполнитель

студент группы 2402

В.Н. Остапенко

Руководитель

Н.В.Савина

Нормоконтроль

Т.Ю. Ильченко

Благовещенск 2007

Реферат

Работа 65 с., 6 рисунков, 20 таблиц, 14 источников, 8 приложений.

Режимы работы, надёжность энергоснабжения, распределительное устройство, источник питания, регулирование напряжения, нагрузки потребителей, номинальное напряжение.

В ходе выполнения курсового проекта были разработаны различные варианты схем электрических сетей. Отобраны наиболее подходящие по экономическим и техническим требованиям, для них выбиралось электрическое оборудование для осуществления надёжного электроснабжения потребителей даже в часы аварийной работы и соблюдения категорийности в соответствии с ПУЭ. Также были посчитаны все возможные режимы работы одной схемы. По каждому режиму решался вопрос регулирования напряжения.

Содержание

Введение

1. Характеристика исходной информации для проектирования

1.1 Анализ схем источников питания

1.2 Требования к электрической сети с точки зрения надежности

2. Расчет вероятностных характеристик потребителей

2.1 Цели и задачи расчета

2.2 Расчет режимных характеристик

3. Разработка возможных вариантов схем электрической сети и их характеристика

4. Отбор четырех конкурентоспособных варианта

5. Технический анализ конкурентоспособных вариантов

5.1 Выбор номинального напряжения

5.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

5.3 Выбор сечений линий методом экономических токовых интервалов

5.4 Выбор схем распределительных устройств       

6. Технико-экономическое сравнение двух вариантов

6.1 Общие сведения

6.2 Определение потерь электроэнергии и их оценка      

7. Расчет и анализ установившихся режимов

7.1 Общие сведения

7.2 Расчет максимального установившегося режима       

7.3 Анализ напряжений в узлах

7.4 Анализ потерь

7.5 Анализ баланса

7.6 Анализ загрузки ВЛ

8. Технико-экономические характеристики принятого варианта сети

Заключение

Библиографический список

Введение

Современные энергетические системы состоят из сотен связанных между собой элементов, влияющих друг на друга. Однако проектирование всей системы от электростанций до потребителей с учетом особенностей элементов с одновременным решением множества вопросов (выбора ступеней напряжения, схем станций, релейной защиты и автоматики, регулирования режимов работы системы, перенапряжений) нереально. Поэтому общую глобальную задачу необходимо разбить на задачи локальные, 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 системной автоматики и т. д. Однако проектирование должно проводиться с учетом основных условий совместной работы элементов, влияющих на данную проектируемую часть системы.

Намеченные проектные варианты должны удовлетворять следующим требованиям: надежности, экономичности; удобства эксплуатации; качества энергии и возможности дальнейшего развития.

Курсовое проектирование должно способствовать закреплению, углублению и обобщению знаний, полученных студентами по данной и смежным дисциплинам на лекциях, практических занятиях, в лабораториях и на производственной практике, воспитанию навыков самостоятельной творческой работы, ведения инженерных расчетов и технико-экономического анализа.

В ходе курсового проектирования приобретаются навыки пользования справочной литературой, ГОСТами, едиными нормами и укрупненными показателями, таблицами, номограммами.

Цель курсового проектирования является систематизация и расширение теоретических знаний, углубленное изучение проблем электрических систем и сетей, овладение навыками самостоятельного решения инженерных задач по профилирующей специальности.

В задачу курсового проектирования входит изучение практических инженерных методов решения комплексных вопросов сооружения линий электропередач, подстанций и других элементов электрических сетей и систем, а также дальнейшее развитие расчетно-графических навыков, необходимых для проектной работы. В процессе проектирования применяются знания, полученные при изучении курса «Электрические системы и сети» и смежных дисциплин. Необходимо решать задачи, не имеющие однозначного решения, оценивать ряд факторов и самостоятельно отвечать на вопросы.

Особенность проектирования электрических систем и сетей заключается в тесной взаимосвязи технических 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 случаев не имеют однозначного решения. Выбор наиболее удачного варианта электрической сети производиться не только путем теоретических расчетов, но и на основе различных соображений. Выполнение курсового проекта дает возможность получить некоторый опыт и навыки проектирования.

1. Энерго-экономическая характеристика района

1.1  Анализ схем источников питания

 

В качестве источника питания задана ГЭС и ТЭС.

ГЭС – гидроэлектростанция, предназначена для выработки элект­роэнергии и сооружаются часто в составе гидротехнических комплексов, одновременно решающих задачи улучшения судоходства, ирригации, водоснабжения, защиты от паводков и др. Агрегаты для каждой ГЭС конструируются индивидуально применительно к характеристикам выбранного створа.

При проектировании ГЭС необходимо учитывать их некоторые особенности, например, то что ГЭС сооружаются вблизи водоёмов рек, рельефные особенности местности, выработка и передача электроэнергии должна осуществляться непрерывно, независимо от погодных и прочих условий эксплуатации.

ТЭС – тепловая электрическая станция. На тепловых электрических станциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбогенератор(паровую турбину, соединенную с генератором).Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для ТЭС служат уголь, торф, горючие сланцы, с также газ и мазут. Электроэнергия, вырабатываемая станцией, выдается на напряжении 110 – 750 кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератора.

 

1.2 Требования к электрической сети с точки зрения надежности

В зависимости от выполняемых функции, возможностей обеспечения схемы питания от энергосистемы, величины и режимов потребления электроэнергии и мощности, особенностей правил пользования электроэнергией потребителей принято делить на следующие основные группы:

·  промышленные и приравненные к ним;

·  производственные сельскохозяйственные;

·  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 другие промыслы, связи, коммунального хозяйства и бытового обслуживания.

Промышленные потребители являются наиболее энергоемкой группой потребителей электрической энергии.

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие категории:

Электроприемники I категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, 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 автоматического восстановления питания.

Электроприемники II категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприемники III категории – все остальные электроприемники, не подходящие по определению под определение I и II категорий.

По режиму работы электроприемники могут быть разделены на группы по сходству режимов, т. е. по сходству графиков электрических нагрузок.

Анализ режимов работы потребителей показал, что большинство электродвигателей, обслуживающих технологические линии и агрегаты непрерывных производств, работают в продолжительном режиме (например, электродвигатели компрессоров, вентиляторов, насосов и других непрерывных механизмов).

Кратковременный режим характерен для электродвигателей электроприводов вспомогательных механизмов, механизмов подъема, гидравлических заслонок, зажимов, затворов.

Повторно-кратковременный режим характерен для электродвигателей мостовых кранов, подъемников, сварочных аппаратов.

Каждая из групп потребителей имеет определенный режим работы. Так, например, электрическая нагрузка коммунально-бытовых потребителей с преимущественно осветительной нагрузкой отличается большой неравномерностью в различное время суток. Электрическая нагрузка промышленных предприятий более равномерна в течение дня и зависит от вида производства, режима работы и числа смен.

Таблица – 1 Состав и категорийность потребителей

ПС	Потребитель	Состав потребителей по категориям						Pmax
		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	93

1.3 Климатические условия

В задании на курсовой проект указано, что географическое место расположения источников и нагрузок – Дальний Восток. Примем, что проектируемый энергообъект будет находиться на территории Амурской области.

Климат Амурской области.

Территория Амурской области располагается в зоне перехода от континента к океану. Она специфична по всему комплексу природных условий. Ведущим фактором, определяющим своеобразие этой зоны, считается климат, в частности, перераспределение влаги и тепла под влиянием морей и океана.

Противоборство климатов крупнейших по размерам континента и океана оказывает существенное воздействие на природные условия. Широтное простирание физико-географических зон сменяется на восточной окраине Азиатского материка широтно-меридиональным или даже меридиональным. Границы зон по сравнению с другими районами страны смещаются на юг. Территория Амурской области относится к континентально-переходной группе экосистем с муссонным климатом. Эта группа испытывает влияние морей и океанов лишь в теплый период года и в меньшей степени, чем другие группы Дальнего Востока. Благодаря значительной удаленности от Тихого океана (около 1200 км) климат имеет резко выраженные черты континентальности: большие колебания суточных и годовых температур, низкие зимние и отрицательные годовые температуры. В холодное время года здесь господствуют воздушные массы, приходящие из Восточной Сибири, Монголии и со стороны Северного Ледовитого океана. Летом преобладают ветры, дующие с Тихого океана, которые приносят основное количество годовых осадков. Такое распределение их в условиях горного рельефа, например, средней и верхней частей бассейна реки Зеи, обусловливает возникновение высоких паводков и катастрофических наводнений.

Годовые изотермы в общих чертах следуют по течению Амура, отклоняясь к северу в бассейне Зеи, что объясняется отепляющим действием реки на прилегающие территории. Наиболее холодными районами Амурской области являются Тындинский, Сковородинский (северо-запад области) и Селемджинский (восток области). Тында занимает самое северное положение и часто подвержена беспрепятственным вторжениям арктического фронта Селемджинский район расположен в горном массиве, в долине реки Селемджи, окруженный с трех сторон Селемджинским хребтом, хребтами Ям-Алинь и Турана, и сюда стекают выхоложенные, более тяжелые массы воздуха – это определяет низкие зимние температуры и отрицательные среднегодовые. Наиболее тёплое место в области – её юго-западная часть, примыкающая к Амуру. Это район Благовещенск – Поярково.

Годовые амплитуды температуры составляют 60-70°С. Минимальные температуры воздуха в южных районах Амурской области колеблются от - 45 до -48°С, в центральных от -48 до -52°С, в северных – от -50 до -55°С. Максимальные температуры воздуха на территории всей области от +33 до +38°С. Абсолютный максимум, наблюдавшийся в 1907 году, в г.Благовещенске и г.Шимановске составил +41°С, в с.Константиновке – +42°С. Таким образом, если учесть крайние значения, то температурная амплитуда увеличивается почти до 90°С.

Годовое количество осадков возрастает с северо-запада на юго-восток: наименьшее годовое количество осадков за последние 25 лет зарегистрировано на северо-западе области, в п.Ерофей Павлович – 231 мм, а наибольшее – на юго-востоке, в Архаре – 771 мм.

Более 90% влаги выпадает с апреля по октябрь. В этот период проходят ливневые и обложные дожди, иногда град.

Отмечаются значительные колебания количества осадков по годам: в Благовещенске, например, от 260 мм в 1921 году до 820 мм в 1972 году.

Климатические условия Амурской области можно принимать по картам климатического районирования и региональным картам по скоростному напору ветру и толщине стенки гололеда.

По скоростному напору ветра Амурская область имеет III район, по толщине стенки гололеда – II.

В холодное время года преобладают ветры северо-западного и северного направления, преимущественно слабые. Повторяемость штилей в зимние месяцы составляет в среднем 30-40%. На юге Амурской области зимой образуется слой сезонной мерзлоты до 2.5-3 м, полностью оттаивающий к началу июля. В средней и северной зоне максимальная 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 второй половине марта и начале апреля.

 

1.4 Физико-географическая характеристика

В современных границах Амурская область существует со 2 августа 1948 года, когда она была выделена из состава Хабаровского края. Площадь территории 363700 кв.км. Наибольшая протяженность территории области с севера на юг составляет 750 км, а с северо-запада на юго-восток – 1150 км. Общая протяженность границ превышает 4300 км. С севера область граничит с республикой Саха (Якутия), с северо-запада – с Читинской областью, с востока – с Хабаровским краем. На юго-западе граница области совпадает с государственной границей Российской Федерации.

Рельеф. На территории Амурской области преобладает горный рельеф (60%). Горные и возвышенные участки расположены преимущественно в северных и центральных районах. В основном это горные хребты, все они низкие или средневысокие. Наибольшая высота в пределах области – 2312 м, на востоке Станового хребта, который протянулся на 800 км вдоль северной границы, несколькими параллельными цепями. К востоку от истоков Зеи расположен хребет Джугдыр, 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 от предгорий Тукурингра до Амура, а на востоке и северо-востоке – по правобережью рек Зеи, Селемджи и Норы расположена Амуро-Зейская равнина. Ее западная часть является водоразделом Амура и Зеи. Равнина дренируется притоками Амура и Зеи. Левобережье нижнего участка долины реки Зеи обычно называется Зейско-Буреинской равниной. 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 долине Амура высота составляет 125 – 128 метров над уровнем моря.

Реки и озера. Территория Амурской области пересечена большими и малыми водными потоками, образующими густую речную сеть. Многочисленны небольшие озера, преимущественно пойменные; крупных озер в области нет. Обильны грунтовые и почвенные воды. Общая длина рек составляет 77 тыс.км. самые длинные реки Амурской области:

Амур (от слияния Шилки и Аргуни),2824 км;

Зея, 1242 км;

Селемджа, 647 км;

Бурея, 623км;

Реки относятся к бассейну Амура (86.9%), Лены (11.7%) и Уды (1.4%). К бассейну Зеи относится 65% территории области. Горные реки характеризуются большим падением, быстрым течением, перекатами, порогами, иногда водопадами; равнинные – хорошо разработанными широкими террасированными долинами, малым падением, меньшей скоростью течения. Питание рек в основном дождевое. У малых рек южной части области увеличивается доля грунтового питания. Сезонные колебания уровней достигают 6-8 м, летние расходы в сотни раз превышают зимние. Весеннее половодье незначительно, в основном паводки отмечаются во второй половине лета. Характерны наводнения, иногда катастрофические, которые в Амурской области наблюдались в 1872, 1895, 1928, 1958, 1959, 1972, 1984 гг. Верховья малых рек, начинающихся на Зейско-Буреинской низменности, сильно заболочены. Русла их не выражены и разбиваются на ряд отдельных небольших водоемов со стоячей водой. Долины рек Амуро-Зейского плато, текущих в Амур, в верхнем их течении врезаны неглубоко. Вниз по реке они все более углубляются. Изменяется и скорость течения – от малозаметной в верхнем течении до 0.8 м/с в нижнем. Значительная ширина долин рек на плато обязана интенсивной боковой эрозии рек в песчаном грунте. В процессе меандрирования река подходит вплотную к коренному песчаному берегу и подмывает его.

Разница температур воды различных рек довольно значительна. Если в июле-августе в южных районах температура малых рек достигает 21-22°С, то несколько севернее уже 10-12°С.

Почва. Основные группы: буро-таежные горные и равнинные (59% территории), болотные, лесные подбелы, бурые лесные, горно-тундровые, пойменные, луговые подбелы, лугово-черноземновидные. В бассейне Амура находятся обширные массивы пахотно-пригодных земель, в значительной степени уже вовлеченных в процесс сельскохозяйственного использования. Особенно высокой степенью освоения отличается Зейско-Буреинская равнина с ее плодородными черноземовидными почвами приамурских прерий, толщина перегнойного слоя которых составляет 20-40 см. Это так называемые амурские черноземы. В меньшей степени используются южная часть Амуро-Зейского междуречья с тем же типом почв. Распространены дерново-подзолистые и пойменные почвы. В лесной зоне преобладают бурые лесные и подзолистые почвы. В горных районах преобладающий тип почв буро-таежные горные. Горы выше 1200-1500 м покрыты горно-тундровыми почвами. В верхнем Приамурье – мерзлотно-таежные почвы. На переувлажненных 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 характеристиками потребителей понимают их участие в максимуме нагрузок энергосистемы, а также формирование средней и эффективной мощности сетей энергосистемы.

Задача расчета: по заданным максимальным зимним нагрузкам определить остальные зимние и летние вероятностные характеристики

2.2 Расчет режимных характеристик в зимний период времени

Приведем расчет режимных характеристик для подстанции Ж.

Расчет активной средней нагрузки с учетом коэффициента максимума К_max:

    (1)

МВт

Расчет активной эффективной нагрузки с учетом коэффициента формы К_ф:

   (2)

 МВт

Расчет реактивной нагрузки с учетом tg , заданного в задании для каждой подстанции:

Мвар                   (3)

С учетом коэффициента летнего снижения нагрузки найдем активную нагрузку в летний период:

МВт      (4)

Расчет реактивной нагрузки в летний период времени:

Мвар (5)

Таблица 2 – Рассчитанные режимные характеристики потребителей

Рассчитанная характеристика	Подстанции
	А	Б	В	Г	Д	Е	Ж
Зимний период
PMAXi, МВт	19	25	33	64	72	81	93
Pсрi, МВт	17,27	22,73	30	58,18	65,45	73,64	84,5
Pэфi, МВт	18,14	23,86	31,5	61,09	68,73	77,32	88,77
QMAXi, Мвар	16,15	19,75	23,43	40,96	40,32	40,5	39,06
Летний период
PЛ.i, МВт	13,3	17,5	23,1	44,8	50,4	56,7	65,1
PЛ.срi, МВт	12,09	15,91	21	40,73	45,82	51,54	59,18
PЛ.эфi, МВт	12,69	16,71	22,05	42,76	48,11	54,12	62,14
QЛ.i, Мвар	11,31	13,82	16,4	28,67	28,22	28,35	27,34

 

Для того, чтобы рассчитать нагрузки для летнего времени, необходимо умножить режимные характеристики для зимы на коэффициент летнего снижения нагрузки К_л.сн.н., который равен 0,7. Для остальных подстанций расчет производится аналогично, результаты расчетов приведены в таблице 2.

В данном разделе был произведен расчет режимных характеристик, из которого видно, что для их определения нет необходимости в построении графика нагрузки. Достаточно данных о максимальных нагрузках потребителей.

3. Разработка вариантов схем электрической сети

3.1 Принципы составления вариантов схем

Выбор схемы и параметров сетей производиться на перспективу 5 – 10 лет. При решении вопросов целесообразности введения высшего напряжения в сетях следует рассматривать период, соответствующий полному использованию пропускной способности линий более высокого напряжения.

1)  Каждый вариант схемы вычерчивается в масштабе с указанием длин и числа цепей.

2)  При составлении варианта разветвление сети целесообразно учитывать в узле нагрузки, т. е. в пункте приема электроэнергии.

3)  Необходимо исключать обратные потоки мощности в разомкнутых сетях.

4)  Применять простые схемы распределительных устройств подстанций, с минимальным количеством выключателей.

5)  В кольцевых сетях применять только один уровень напряжения.

6)  Необходимо учитывать и то, что радиально-магистральные цепи имеют, по сравнению с кольцевыми, большую протяженность ВЛ в одноцепном исполнении, менее сложные РУ, меньшую стоимость потерь электроэнергии. Кольцевые схемы более надежны и удобны при диспетчерском управлении. Вероятность отказа двухцепных линии больше, чем у кольцевых схем.

7)  Учитывать возможность дальнейшего развития электрических нагрузок в пунктах потребления.

 

3.2 Построение и краткая характеристика 10 принятых вариантов

Руководствуясь принципами построения вариантов схем, составляются 10 вариантов схем конфигурации электрической сети. Все варианты должны быть построены с учетом категорийности электроприемников и степени их надежности. Потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания по двум отдельным линиям. Перерыв в их электроснабжении допускается лишь на время автоматического включения резервного питания. Не всегда двухцепная линия обеспечивает необходимую надежность, так как при повреждении опор, гололеде, ветре и т. п. возможен полный перерыв питания. Для потребителей II категории в большинстве случаев также предусматривается питание по двум отдельным линиям либо по двухцепной линии. Так как аварийный ремонт воздушных линий непродолжителен, правила допускают электроснабжение потребителей II категории и по одной линии. Для потребителей III категории достаточно одной линии. В связи с этим применяют резервированные и нерезервированные схемы.

Нерезервированные – без резервных линий и трансформаторов. К этой группе, питающей потребителей III категории (иногда II), относятся радиальные схемы . Резервированные - питают потребителей I и II.

Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимного резервирующего источника питания.

Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

Замкнутые электрические сети – это резервированные сети. В этих сетях каждый потребитель получает питание не менее чем по двум ветвям. При отключении любой ветви в таких сетях потребитель получает питание по второй ветви. Замкнутые сети более надежны, чем разомкнутые. Недостатки таких сетей состоят в усложнении эксплуатации, трудностях при осуществлении автоматизации и селективности релейной защиты, выборе плавких предохранителей и тепловых автоматов. Замкнутые сети подразделяются на простые и сложно-замкнутые. В простых замкнутых сетях каждый узел питается не более чем по двум ветвям. Эти сети состоят из одного контура. В свою очередь простые замкнутые сети делятся на линии с двухсторонним питанием и кольцевые, которые широко применяются в сельских и городских распределительных сетях.

Сложнозамкнутые сети содержат несколько замкнутых контуров. В этих сетях есть хотя бы один узел, получающий питание по трем и более ветвям. Такие схемы широко распространены в питающих сетях напряжением 110 кВ и выше.

Схемы, составленные с учётом принципов построения и полученных знаний, приведём в приложении А.

Рассматривая отдельно каждую часть любой схемы, можно сделать вывод отдельно по каждой её структурной части. В таблице 3 приведем суммарную длину линий и число выключателей для каждого варианта.

Таблица 3 – Суммарная длина 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	28

3.3 Выбор четырёх вариантов

Выбор четырех вариантов из принятых десяти схем будет осуществляться по следующим показателям:

1)  Суммарной длине линии в одноцепном исполнении.

2)  Минимальному количеству выключателей.

3)  Минимальному числу трансформаций.

Схемы № 4 и 5 имеют наибольшую протяженность, поэтому исключим их из дальнейшего рассмотрения. Схемы №1 и № 10 практически идентичны по своему построению, но схема 10 имеет меньшую длину, примем ее для дальнейшего рассмотрения, а также схемы под номерами 2 и 7. Среди оставшихся четырех схем (№3, 6, 8 и 9) необходимо выбрать еще одну. Схема №9 имеет большую суммарную дину линий, поэтому рационально исключить ее. Следует оставить схему №6, т.к. она менее протяженна и имеет на один выключатель меньше.

Поэтому к дальнейшей проработке примем схемы 2, 7, 6 и 10.

4. Баланс активной и реактивной мощности

4.1 Баланс активных мощностей

Особенностью производства и потребления электроэнергии является равенство выработанной и израсходованной в единицу времени электроэнергии (мощности). Следовательно, в электрической системе должно выполняться равенство (баланс) активных мощностей:

P_Г=P_потр+∆P_пер+P_с.н,       (6)

где P_Г – суммарная активная мощность, отдаваемая в сеть генераторами электростанций (в данном случае с шин УРП); P_потр – суммарная совмещенная активная нагрузка потребителей системы; ∆P_пер – суммарные потери активной мощности во всех элементах передачи электроэнергии (линиях, трансформаторах) по электрическим сетям; P_с.н. – суммарная активная нагрузка собственных нужд УРП при наибольшей нагрузке потребителей.

Основная доля выработанной мощности идет на покрытие нагрузки потребителей. Суммарные потери на передачу зависят от протяженности линий электрических сетей, их сечений и числа трансформаторов и находятся в пределах 5 – 15% от суммарной нагрузки. Нагрузка собственных нужд электростанции зависит от их типа, рода топлива и типа оборудования. Для УРП составляют 8%. Располагаемая мощность генераторов системы 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 резерва системы должна быть не меньше 10 – 12% от ее рабочей мощности. Расчет баланса активной мощности приведен в приложении Б.

4.2 Баланс реактивных мощностей

В электрической системе суммарная генерируемая реактивная мощность должна быть равна суммарной потребляемой. В отличие от активной мощности, источниками которой являются только генераторы электростанций, реактивная мощность генерируется как ими, так и другими источниками, к которым относятся воздушные и кабельные линии разных напряжений Q_л, а также установленные в сетях источники реактивной мощности (компенсирующие устройства – КУ) мощностью Q_КУ.

Поэтому баланс реактивной мощности в электрической системе представляется уравнением:

Q_г + Q_л + Q_КУ = Q_потр + ∆Q_пер + Q_с.н                   (7)

Уравнение баланса реактивных мощностей связано с уравнением баланса активных мощностей, так как:

Q_г = P_г·tgφ_г                (8)

Потери реактивной мощности на передачу ∆Q_пер в основном определяются потерями реактивной мощности в трансформаторах. В линиях напряжением 110 кВ и выше генерация реактивной мощности (зарядная мощность) компенсирует реактивные потери в линиях и может превысить их. Но реактивная мощность без дополнительного использования ИРМ может оказаться меньше требуемой по условию баланса реактивных мощностей. В этом случае образуется дефицит реактивной мощности, который приводит к следующему:

·  Большая загрузка реактивной мощностью генераторов электростанций приводит к перегрузке по току генераторов.

·  Передача больших потоков реактивной мощности от генераторов по элементам сети приводит к перегрузке по току генераторов и, как следствие к увеличению затрат на сооружение сети, повышенным потерям активной мощности.

·  Недостаток реактивной мощности в системе влечет за собой снижение напряжения в узлах электрических сетей и у потребителей.

На основе специальных расчетов распределения реактивной мощности в электроэнергетической системе, для каждого узла системы определяется реактивная мощность, которую целесообразно передавать из системы в распределительные сети, питающиеся от того или иного узла.

Суммарная наибольшая реактивная мощность, потребляемая с шин электростанции, являющаяся источником питания для проектируемой сети, может быть оценена по выражению:

        (9)

где k_О.Q – коэффициент одновременности наибольших реактивных нагрузок потребителей k_О.Q=0,98;

Q_П.нб – наибольшая реактивная нагрузка узла i;

n – количество пунктов потребления электроэнергии;

 – суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах;

 – потери реактивной мощности в линии;

 – реактивная мощность, генерируемая линией;

Для оценки потерь реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах можно принять, что при каждой трансформации напряжения, потери реактивной мощности составляют приблизительно 10% от передаваемой через трансформатор полной мощности:

     (10)

где     – количество трансформаций напряжения от источника до потребителей.

Потери реактивной мощности в линии DQ_ВЛ существенно зависят от передаваемой мощности и длины линии; генерируемая линией реактивная мощность Q_c.ВЛ пропорциональна длине линии. Обе эти величины зависят от напряжения электропередачи, при чем потери мощности обратно пропорциональны, а зарядная мощность прямо пропорциональна квадрату напряжения линии электропередачи. Вследствие этого соотношение DQ_ВЛ и Q_c.ВЛ весьма различается для линий разных номинальных напряжений. Сечение проводов воздушной линии практически не оказывает влияния на величины DQ_ВЛ и Q_c.ВЛ . Для воздушных линий 110 кВ допускается на этой стадии расчета принимать равными величины потерь и генерации реактивной мощности.

Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:

     (11)

где    P_П.нб – наибольшая активная нагрузка подстанции i;

k_о.P=0,95 - 0,96 – коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанций;

DP_с=0,05 – суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанций.

Соответствующая данной P_П.нб необходимая установленная мощность генераторов электростанций определяется следующими составляющими:

P_ЭС= P_П.Нб + P_ЭС.сн + P_ЭС.рез     (12)

где    Р_ЭС.сн – электрическая нагрузка собственных нужд станции;

Р_ЭС.рез – оперативный резерв мощности станции.

Нагрузка собственных нужд зависит от типа электрической станции и может быть ориентировочно принята для ТЭЦ 8 — 14 %, от установленной мощности генераторов электрической станции.

Оперативный резерв (Р_ЭС.рез) обосновывается экономическим сопоставлением ущербов от вероятного недоотпуска электроэнергии при аварийном повреждении агрегатов на электростанции с дополнительными затратами на создание резерва мощности. Ориентировочно резервная мощность электростанций должна составлять 10—12% от суммарной установленной мощности генераторов, питающих рассматриваемых потребителей.

Расчет баланса реактивной мощности приведен в приложении В.

4.3 Выбор компенсирующих устройств

Для получения баланса реактивных мощностей вблизи основных потребителей реактивной мощности устанавливают дополнительные источники с выдаваемой реактивной мощностью Q_КУ. Отсюда возникает задача оптимизации режима реактивной мощности в системе электроснабжения промышленного предприятия, выбора типа и мощности, а также места установки компенсирующих устройств.

Прежде, чем определить мощности устанавливаемых на подстанциях трансформаторов, необходимо выбрать по какому коэффициенту мощности будет производиться выбор компенсирующих устройств. Это может быть балансирующий коэффициент tgj_бал, выбирающийся из условия равенства коэффициентов мощности на шинах 10 кВ подстанции, либо экономический коэффициент tgj_эк, обеспечивающий минимум суммарных потерь мощности в схеме. Значения для tgj_эк для каждого уровня напряжения приведены в задании.

Таким образом, нам необходимо найти экономически целесообразный коэффициент мощности, удовлетворяющий требованиям минимума суммарных потерь мощности в сети. Он получается путём сравнения tgj_бал с tgj_эк. Расчет баланса активной и реактивной мощности приведен в приложении Б.

С учетом баланса реактивной мощности определяем требуемую реактивную мощность для каждой секции шин. Если полученное значение не превосходит 10 Мвар, то целесообразно установить батареи статических конденсаторов (БСК). В противном случае устанавливаются синхронные компенсаторы.

Определяем требуемую реактивную мощность на подстанции А, на одну секцию шин для схемы 2 по формуле:

        (13)

Мощность, требуемая ПС А, менее 10 Мвар. Значит к установке принимаем комплектные конденсаторные установки (ККУ) типа УКЛ(П) напряжением 10 кВ.

Батареи конденсаторов комплектуются из отдельных конденсаторов, соединенных последовательно и параллельно. Конденсаторы выпускаются в однофазном и трехфазном исполнениях на номинальное напряжение 0,22 – 10,5 кВ. Увеличение рабочего напряжения БК достигается увеличением числа последовательно включенных конденсаторов. Для увеличения мощности БК применяют параллельное их соединение.

Эти установки не дают полной компенсация, они обладают ступенчатой регулировкой. При изменении требуемой реактивной мощности – снижении нагрузки, например, в летний период, можно просто 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 мощность батареи на одну секцию шин:

       (14)

где     – число БК;

– номинальная реактивная мощность батареи конденсаторов, Мвар.

Часть нескомпенсированной реактивной мощности определяем из разницы:

       (15)

В таблицах 4 и 5 приведем рассчитанные данные по компенсации реактивной мощности и выбранные компенсирующие устройства.

Расчёт для каждой из четырёх схем приведём в приложении В.

Таблица 4 – Компенсация реактивной мощности в зимний период

ПС	QТРКУ, Мвар	Компенсирующее устройство	QфактКУ1СШ, Мвар	QНЕСК, 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	34,56

Таблица 5 – Компенсация реактивной мощности в летний период

ПС	QТРКУ.Л, Мвар	Компенсирующее устройство	QфактКУ1СШ.Л, Мвар	QНЕСК.Л, 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	26,64

5. Технический анализ четырёх вариантов

5.1 Выбор номинального напряжения

Для определения номинального напряжения выбранных схем будем пользоваться формулой Илларионова, которая используется для всей шкалы номинальных напряжений от 35 кВ до 1150 кВ. Для этого необходимо знать активную мощность  и длину, определяемого участка с учётом коэффициента трассы, который для дальневосточного региона берём равным: K_тр=1,2. Следует также заметить, что расчет не требует нахождения напряжения на каждом участке сети в кольцевых сетях и сетях с двухсторонним питанием. Достаточно найти напряжения на головных участках схем. Напряжения на других участках будут равны напряжениям на головных. Приведем пример такого расчета для схемы 2 (приложение А), которая состоит из двух колец и участка двухцепной линии.

Нахождение потоков мощностей в кольцах без учета потерь сводиться к расчету простых разомкнутых магистралей с двусторонним питанием, для чего их разрезают по источнику питания (рисунок 1).

Определим мощности, текущие по головным участкам схемы.

Рисунок 1 – Вид кольца ГЭС – Ж – Е – ГЭС¢, разрезанного по источнику питания

Сечения проводов еще не выбрано, а следовательно, сопротивления линий не определены, необходимо знать длины линий каждого участка, с помощью которых, и будет проводиться расчет. Длина каждого участка приведена в приложении А. Так как на коэффициент трассы умножается и числитель и знаменатель – можно его не учитывать, а просто подставлять длину участка.

Потоки активных мощностей без учета потерь:

Ø  головного участка ГЭС-Ж:

       (16)

Ø  головного участка ГЭС`-Е:

Для того, чтобы убедиться в правильности расчета произведём проверку по I закону Кирхгофа: сумма мощностей на головных участках, равна сумме нагрузок рассматриваемого кольца.

  (17)

МВА

Проверка подтверждает, что расчет выполнен верно.

Теперь, зная мощности, текущие по головным участкам, находим номинальное напряжение кольца по формуле Илларионова:

              (18)

Принимаем номинальное напряжение кольца равным 220 кВ.

Таким же образом находим значения рациональных напряжений для всех четырех схем. Расчет указан в приложении В.

 

5.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Число силовых трансформаторов выбирается с учетом того, каких именно потребителей они должны питать. Как было указано в пункте 3.2, потребители I и II категорий должны быть обеспечены электроэнергией от двухтрансформаторных подстанций. У каждой ПС проектируемой сети есть как потребители I, так и II категории. Следовательно, каждая из ПС будет укомплектована двумя трансформаторами.

В первую очередь следует определить минимальную мощность, которой могут быть загружены два трансформатора в нормальном режиме работы. Ниже этой мощности работа трансформаторов будет невозможна. 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 не представляется возможным. В этом случае необходимо будет рассматривать другие компоновки схем.

В нормальном режиме считаем, что каждый трансформатор загружен на 70 %, т.е. коэффициент загрузки одного трансформатора равен 0,7; тогда для двухтрансформаторной подстанции этот коэффициент будет равен

   (19)

Минимальная мощность двух, работающих на одну нагрузку, трансформаторов на 110 кВ равна 2,5 МВА.

Тогда:

Минимальная мощность двухобмоточного трансформатора на 220 кВ – 40 МВА.

Тогда:

   (20)

Можно сделать вывод о том, что на подстанциях А, Б и В нельзя принимать напряжение 220 кВ.

Зная коэффициент загрузки, среднюю активную мощность и нескомпенсированную реактивную мощность на подстанции, из формулы (20) можем определить приблизительную мощность, на которую будут рассчитаны трансформаторы. Например, для ПС А схемы 2:

(21)

Ближайшая номинальная мощность по каталожным данным 16 МВА. Проверяем трансформаторы по загруженности, определяя коэффициент загрузки в нормальном режиме. Он должен быть в пределах: 0,5 – 0,75.

       (22)

Также необходима проверка выбранных трансформаторов в условиях послеаварийной работы. Она характеризуется выводом из строя одного из трансформаторов, т.е. принимаем, что =1. Коэффициент загрузки в этом случае должен находиться в пределах от 1 до 1,4, исходя из возможности работы трансформатора со 140 % загрузкой.

                   (23)

 

Полученные в формулах (22) и (23) значения коэффициентов загрузок показывают, что трансформаторы на подстанции выбраны правильно и даже в послеаварийном режиме смогут обеспечивать потребителя электроэнергией без перерыва в электроснабжении.

В том случае, если в послеаварийном режиме коэффициент загрузки превышает заданные пределы, это означает, что оставшийся в работе трансформатор будет перегружен. Тогда необходимо отключать от сети часть потребителей III категории.

В летнем режиме трансформаторы могут быть недогружены. В этом случае один трансформатор на подстанции отключается.

Получив значения мощностей трансформаторов, работающих на промышленную нагрузку и проверив их по коэффициентам загрузки, выбираем трансформаторы – типа ТМН-16000/110.

Также как и для подстанции А, определим все необходимые расчётные характеристики на всех подстанциях и сведём их в таблицу 6. Выбор трансформаторов на других подстанциях в приложении В.

Таблица 6 – Выбор трансформаторов для схемы 2

ПС	SТР, 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-63000/220

Таблица 7 – Выбор трансформаторов для схемы 6

ПС	SТР, 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

 

5.3 Выбор сечений воздушных линий методом экономических токовых интервалов

Строится зависимость приведенных затрат от максимального тока. При этом затраты определяются для каждого сечения. Показанные зависимости приведенных затрат от максимального тока, реализованы в виде таблиц, включающих экономические токовые интервалы, т. е. те интервалы, в которых сечение будут иметь минимальные приведенные затраты.

Прежде, чем определить максимальный ток в линиях, необходимо определить потоки мощности, протекающие по ним. С учётом найденных в п.4.2 нескомпенсированных реактивных мощностей в линиях и потоков 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 каждого участка определим по формуле:

,       (24)

где     – число цепей рассматриваемого участка;

U_ном – номинальное напряжение, кВ.

Определив максимальный ток, находим расчётный, зависящий от коэффициентов a_i и a_T:

a_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации; для сетей 110-220 кВ в курсовом проекте этот коэффициент принимается равным 1,05. Введение этого коэффициента учитывает фактор разновременности затрат в технико-экономических расчетах;

a_T – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линий и ее значение в максимуме ЭЭС (определяется коэффициентом K_м).Значение этого коэффициента принимается равным отношению нагрузки линий в час максимума нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузки линий. K_м принимается равным 1. Коэффициент a_T определяем с помощью интерполяции из таблицы в ЭТС. Зная, что T_макс=5200 часов, a_T принимаем равным 1,02.

С учётом вышеизложенного запишем выражение для расчётного тока:

    (25)

Для схемы 2 (Приложение А) найдем эти токи:

Таким образом, получив значения расчётных токов для всех участков рассматриваемых схем, по экономическим токовым интервалам, приведённых в виде таблиц в /14/, определяем сечения линий. Для всех схем выбираем провода марки АС – со стальным сердечником разного диаметра. Также выберем свободностоящие железобетонные опоры, которые характеризуются долговечностью по отношению к другим видам опор, простотой обслуживания.

Полученные сечения необходимо проверить по длительно допустимому току. Для этого рассчитывается послеаварийный режим, т.е. такой режим, при котором в схемах обрываются самые загруженные участки колец и сетей с двухсторонним питанием и по одной линии у двухцепных участков.

Для примера покажем расчет тока для схемы 2.

Мощность участка  найдём как:

Мощность участка :

Мощность участка  :

Мощность участка  :

Послеаварийные токи соответствующих участков:

           (26)

Рисунок 2 – Послеаварийный режим для схемы 2

Значения токов для рассчитанных участков меньше длительно допустимых, определяемых из /4/. Аналогичным образом рассчитывается каждая схема. Результаты расчётов сведены в таблицы 7, 8, 9 и 10

Таблица 8 – Максимальный и рабочий токи схемы 2

Участок сети	Pij, 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–240

Таблица 9 – Максимальные и рабочие токи схемы 7

Участок сети	Pij, 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–120

Таблица 10 – Максимальные и рабочие токи схема 6

Участок сети	Pij, 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–240

Таблица 11 – Максимальные и расчетные токи схема 10

Участок сети	Pij, 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–240

Последним этапом технического анализа четырёх вариантов конфигураций схем является выбор схем распределительных устройств.

 

5.4 Выбор схем распределительных устройств

Различные схемы распределительных устройств (РУ) были намечены ещё в той части курсового проекта, где считалось суммарное количество выключателей в каждой схеме.

Для разомкнутых сетей по способу подключения подстанции могут быть либо тупиковыми, либо отпаечными.

В замкнутых сетях по способу присоединения подстанции – проходные либо транзитные.

Главная схема электрических соединений подстанций зависит от следующих факторов: типа подстанции, числа и мощности установленных силовых трансформаторов, категорийности потребителей электрической энергии по надежности электроснабжения, уровней напряжения, количества питающих линий и отходящих присоединений, величин токов короткого замыкания, экономичности, гибкости и удобства в эксплуатации, безопасности обслуживания

Если к подстанции подходят две линии напряжением до 110 кВ включительно, применяется схема “мостик”, для промышленных подстанций– с выключателями в цепях трансформаторов. На напряжение 220 кВ и выше, с мощностью подключаемых трансформаторов 63 МВА и выше применяется схема “четырёхугольник”; до 40 МВА – “мостик”.

Занесём данные о выбранных схемах подстанций в таблицу 11.

Таблица 12 – Схемы распределительных 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	Четырехугольник

В схеме №7 ПС А замкнута в кольцо с напряжением 220 кВ, что недопустимо, т. к. является технически не осуществимым (невозможно будет выбрать трансформатор мощностью 16 МВА на такое номинальное напряжение). Завышение мощности трансформатора до 40 МВА приведет к низкой загрузке трансформатора (k_з=0,23), а следовательно и к увеличению потерь мощности. В схеме №10 ПС В также объединена в кольцо с подстанцией Д линией 220 кВ, но трансформатор на ПС В принят мощностью 25 МВА. В данном случае завышение мощность трансформатора до 40 МВА также не допустимо (k_з=0,39).

Приняв во внимание вышеизложенные выводы, для дальнейшего технико-экономического рассмотрения оставим схемы №2 и 6.

6. Технико-экономическое сравнение двух вариантов

6.1 Общие сведения

При технико-экономическом сравнении вариантов производится оценка экономической эффективности каждого из них. При этом к показателям, по которым варианты могут быть оценены, относят:

1)  Статические. К ним 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, удельные дисконтированные затраты, эквивалентные годовые расходы (приведённые затраты), дисконтированные затраты.

В данном курсовом проекте оценка экономичности вариантов производится по эквивалентным годовым расходам, которые определяются по формуле:

,       (27)

где    Е – норматив дисконтирования, меняющийся в зависимости от ставки рефинансирования ЦБ; принимается равным 0,1;

К – капитальные вложения в рассматриваемый объект за год;

И – суммарные эксплуатационные издержки.

Капитальные вложения – это вложения, необходимые для сооружения электрических сетей, электрических станций и энергообъектов. Они определяются, как:

К = К_ВЛ+К_ПС,      (28)

где    К_ВЛ – капитальные вложения на сооружение воздушных линий. Сюда входят затраты на изыскательские работы, подготовку трасы, затраты на приобретение опор, проводов, линейной арматуры, заземлителей, их транспортировку и монтаж;

К_ПС – капиталовложения на сооружения подстанций. Их будем определять по укрупнённым стоимостным показателям в /11/, как:

К_ПС= К_ТР+ К_РУS+ К_ПОСТ+ К_КУ,                  (29)

где    К_ТР – рыночная стоимость трансформаторов;

К_РУS– суммарная стоимость ячеек ОРУ на рассматриваемой ПС;

К_ПОСТ – постоянная часть затрат, включающие стоимость средств пожарной безопасности, контура заземления и т.п.;

К_КУ – стоимость принятых к установке БСК.

Для технико-экономического сравнения вариантов эксплуатационные издержки учитываются как процент отчислений от укрупнённых капитальных вложений. Все значения базовых показателей стоимости взяты из укрупненных стоимостных показателей электрических сетей /11 /.

Эксплуатационные издержки включают в себя затраты, связанные с передачей и распределением электроэнергии по сетям, необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и электрических сетей в течение одного года.

В эксплуатационные издержки входят:

1)  Суммарные затраты электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей:

И_РЭО=a_РЭО·К,       (30)

где    a_РЭО – нормы на обслуживание и ремонт ВЛ, ПС.

2)  Отчисления на амортизацию, включающие отчисления на реновацию и капитальные ремонты

,  (31)

где    К – капиталовложения в ВЛ и ПС;

Т_сл – срок службы ВЛ и ПС.

3)  Стоимость потерь электроэнергии:

,          (32)

где    ΔW – потери электроэнергии в ВЛ, трансформаторах и компенсирующих устройствах;

– удельная стоимость потерь электроэнергии; в текущем году равен 60.

Одинаковые элементы в схемах можно не сравнивать. Таким образом технико-экономическому сравнению

Покажем нахождение потерь на примере участка ТЭС-Г-Д-ТЭС в схеме 6.

6.2 Определение потерь электроэнергии и их оценка

Определение потерь электроэнергии на обозначенном участке необходимо начинать с подготовки всех необходимых данных по нему.

С учётом полученных сведений о линиях для нахождения потоков мощностей, проходящих по ним, будем пользоваться сопротивлением линий. Находить потери будем по эффективной и нескомпенсированной мощностям, т.е. по

Тогда мощности выделенных участков в зимний период будут определяться, как:

 (33)

В летний период потоки мощностей находятся аналогично зимним, но с учетом летних эффективных мощностей.

Потери мощности в трансформаторах на подстанциях, входящих в участок ГЭС–Г–Д–ГЭС определим по формуле:

где    Т_З(Л) – число часов в зимний (летний) период времени (см. п.1.3);

Т_Г – число часов в году;

R_тр – активное сопротивление трансформаторов;

ΔР_ХХ – потери холостого хода в трансформаторах.

Потери мощности на участках, образующих кольцо:

     (34)

Теперь, получив потери в интересующем нас участке, и подставив их значения в формулу (32) можем найти потери в данном кольце.

Таким же образом производится расчёт для каждой схемы до тех пор, пока не будут определены суммарные эксплуатационные издержки и суммарные капиталовложения в проектируемые сети. Результаты расчётов по каждой схеме занесём в таблицу 13.

Таблица 13 – Сравнение двух вариантов 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	231,4
Себестоимость,	3,01	6,21

 

Разница в затратах между схемами более 5%.

Из расчета видно, что схема 2 имеет преимущество по всем показателям. Эта схема проще в управлении, хотя и имеет большую стоимость потерь электроэнергии. Примем эту схему для расчета режимов.

В данном разделе был осуществлен расчет и сравнение экономических показателей двух вариантов схем, были определены приведенные затраты, капиталовложения и стоимость потерь электроэнергии. Сравнивая рассчитанные показатели двух схем, была выбрана наиболее экономичная. Расчет экономических показателей схем в программе MathCAD 11 приведен в приложении Д.

7. Расчёт установившихся режимов

7.1 Общие сведения

В каждой энергосистеме в той или иной степени происходит постоянное непрерывное изменение её параметров (частоты f, напряжения U, тока I, мощностей P и Q, углов сдвига между напряжениями в разных точках линии и т.п.). Различное сочетание этих, влияющих друг на друга параметров в каждый момент времени называется режимом энергосистемы.

К режимам, которые наиболее полно описывают картину происходящих в выбранном варианте процессов, относятся:

1.  максимальный зимний режим; расчёт в данном режиме производится по максимальной активной и нескомпенсированной в зимний период реактивной мощностям;

2.  режим летнего минимума, где за основу берутся те же величины, что и в пункте 1, но рассчитанные для летнего режима;

3.   послеаварийный режим, 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 трансформаторам и сечениям ВЛ, необходимые для дальнейшего расчёта, сведём в таблицы 14 и 15.

ПС	Сведения о трансформаторах
	Rтр, 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 – Исходные данные о трансформаторах на подстанциях

Таблица 15 – Исходные данные по воздушным линиям

Участок	Сведения о линиях
	RВЛ, 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	1,12

Из всех перечисленных выше режимов алгоритм расчёта приведём лишь для режима максимальной зимней нагрузки. Данный режим будет просчитан при помощи программы Mathcad. Расчёты приведём в приложении Е.

 

7.2 Расчёт установившегося максимального режима

Алгоритм расчёта режима:

1)  Приведем схему выбранного варианта с 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 в таблицах 18 и 19.

Расчет производился по следующим формулам, 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)

Рисунок 4 - Схема замещения для ручного расчёта

3) Определяем потери мощности в трансформаторах по следующей формуле:

                   (32)

4) Находим приведённую, а после и расчётную нагрузку каждого узла, учитывая раздельную работу каждого трансформатора.

Для двух трансформаторов:

S_пр.i= S_i+2·Δ S_тр.i            (33)

S_р.i= S_пр.i – jQ_ci                  (34)

5) Определяем потоки и потери мощности в линиях на примере кольца УРП- А-Е-УРП (1`-7-8-1``). Схему замещения кольца укажем на рисунке 5.

Рисунок 5 – Схема замещения кольца УРП- А-Е-УРП (1`-7-8-1``)

Находим потоки мощности, текущие по головным участкам 1`-7 и 1``-8.

Находим точку потокораздела:

Как видно из приведённых формул точкой потокораздела в кольце будет узел А (8) как по активной, так и по реактивной мощности.

Разрезая сеть по точке потокораздела, получим две разомкнутые схемы, рассчитывая которые, находим потоки мощности.

Разомкнутая сеть 1`-7-8`:

Рисунок 6

Точно по такому же алгоритму находятся потоки мощности в кольце Б-Д-В-Г-Б. Суммарная нагрузка узла 3 (средняя сторона автотрансформатора) равна:

Затем находим потери мощности в обмотках автотрансформатора и потоки мощности протекающие по ним. Определяем расчетную нагрузку 2 узла:

Рассчитываем разомкнутую сеть 1-2 напряжением 220 кВ.

6)      Определяем напряжение в каждом узле. Они находятся при условии, что известны напряжения у источников питания. В данном режиме:

U_УРП=1,09U_ном кВ

Тогда напряжение узлах 2, 7 и 8 можно найти, как:

Для узлов 4 и 5:

Напряжение узла 6 можно получить с двух сторон:

В задании также определены желаемые напряжения на низкой стороне. Поэтому необходимо определять напряжение на шинах НН. Для этого напряжение низкой стороны надо привести к высокой стороне и найти желаемый коэффициент трансформации. После выбираем номер ответвления РПН, который будет обеспечивать желаемое напряжение на низкой стороне.

Расчёты по остальным режимам выполняются в промышленной программе SDO 6 (схема замещения сети в послеаварийном режиме будет приведена на рисунке 15). Также в ней осуществляется проверка рассчитанного ручным способом режима максимальных нагрузок. Данные по его расчёту сведены в таблицу 20.

Таблица 20 – Данные по расчёту максимального режима ручным способом

Подстанция	Uузла, кВ
А	112,2	119,4	10,2	11	10,1
Б	233,6	200,6	10	9	10
В	104,5	101,7	10,4	16	10,3
Г	104,7	100,8	10,3	16	10,3
Д	106,7	103,7	10,4	15	10,4
Е	117	114,2	10,42	10	10,5

Данные, полученные в результате расчёта программой, занесём в приложение Е курсового проекта.

8. Анализ установившихся режимов

8.1 Анализ напряжений в узлах

Полученные значения напряжений высокой и низкой стороны в узлах схемы сравниваются с номинальными. Разница для высокого напряжения не должна выходить за интервал ±15 %, для низкого напряжения ±5%.

 

Полученные в расчете отклонения сведем в таблицу 21.

Таблица 21 – Анализ отклонения напряжений в узлах

ПС	А	Б	В	Г	Д	Е
Отклонение напряжения	Максимальный режим
ВН	2,5	6,3	-4,6	-4,5	-2,7	6,6
НН	0,8	-0,5	2,8	4	4,6	4,9
Минимальный режим
ВН	-3,7	0,8	-7,5	-7,4	-6	-0,7
НН	0,4	0,2	2,3	3,3	3,7	5,6
Послеаварийный режим
ВН	-0,5	3,9	-9,4	-7,5	-10,8	6,1
НН	1	0	3	3	4	5

Во всех режимах процент отклонений соблюдается во всех узлах.

Расчет отклонений напряжения от номинального приведен в приложении Ж.

8.2 Анализ потерь

 

Отношение потерь активной мощности к генерируемой мощности не должно превышать 5%. Отношение потерь реактивной мощности к генерируемой с учетом генерации в линиях не должно превышать 25 – 30%.

Расчетные данные поместим в таблицу 22.

Таблица 22 – Оценка потерь мощности

Потери	Максимальный режим	Минимальный режим	Послеаварийный режим
	3	2,4	8,2
	45,4	31,8	60,5

Из таблицы видно, что в максимальном и минимальном режимах потери активной мощности не выходят за допустимые, по реактивной мощности напротив не выдерживаем пределов. В послеаварийном режиме обе составляющие потерь выходят за пределы допустимых.

Расчет анализа потерь мощности приведен в приложении Ж.

 

8.3 Анализ баланса активной и реактивной мощности

Сумма потребляемой мощности и потерь должна равняться генерируемой мощности.

Расчетные данные по балансу представим в таблице 23.

Таблица – 23 Анализ баланса

Параметр	Максимальный режим	Минимальный режим	Послеаварийный режим
, МВт	304	211,5	321,2
, МВт	304	211,5	320,7
, Мвар	174,4	111,1	216,9
, Мвар	174,1	110,5	215,3

Баланс полностью выполняется во всех режимах, т. е. расчет произведен верно.

Определение баланса приведено в приложении Ж.

 

8.4 Анализ загрузки ВЛ

Анализ загрузки ВЛ производиться по значениям экономической и фактической плотностей тока, при оптимальной загрузке они должны быть почти равными.

Экономическую плотность тока найдем для каждого из сечений по формуле:

,

где I _эк.max – максимальный ток, принятый из таблицы в ЭТС для каждого сечения, А;

F – сечение провода, мм².

Фактическая плотность тока,

,

где I_ф – ток протекающий по линии в том или ином режиме, взятый из SDO6, А.

Рассчитанные плотности тока приведены в таблице 24.

Таблица 24 – Анализ загрузки ВЛ

Участок	УРП-Б	УРП-А	УРП-Е	Б-Д	Б-Г	Г-В	В-Д	А-Е
Максимальный режим
, А/мм2	0,7	1,2	1,2	1,1	1,2	0,7	1,2	0,9
, А/мм2	0,7	1,1	0,9	0,8	0,9	0,1	1	0,8
Минимальный режим
, А/мм2	0,7	1,2	1,2	1,1	1,2	0,7	1,2	0,9
, А/мм2	0,5	0,8	0,7	0,6	0,7	0,1	0,7	0,6
Послеаварийный режим
, А/мм2	0,8	-	1,2	-	1,2	0,7	1,2	0,9
, А/мм2	1,5	-	2	-	2,6	3,6	0,7	2,6

В максимальном режиме загрузка ВЛ нормальна, в минимальном она снижается за счет снижения нагрузки. В послеаварийном режим линии работают почти с двойной загрузкой.

Анализ загрузки ВЛ приведен в приложении Ж.

Заключение

С помощью данных на проект была спроектирована электрическая сеть для электроснабжения пунктов с различной структурой электропотребления и режимом работы.

Зная только взаимное расположение потребителей и их максимальную нагрузку, с учетом значимых требований были составлены 10 вариантов конфигурации сети. Из них были отобраны 4 схемы наиболее рациональные по ряду признаков и произведен их технический анализ.

По суммарной длине трасс ВЛ, количеству выключателей и числу ступеней трансформации были отобраны 2 схемы, которые были оценены по минимуму приведенных затрат. Одна из схем (с минимальными капиталовложениями) была принята к дальнейшей разработке. Были просчитаны максимальный (ручным расчетом и в SDO6), минимальный и послеаварийный (в SDO6) режимы.

На шинах НН с помощью регулирования напряжения было достигнуто желаемое его значение, тем самым обеспечены требования к качеству электроэнергии.

Анализ режимов позволил оценить устойчивость и надежность работы сети в установившихся режимах.

Полученная сеть электроснабжения наиболее рациональна как по экономическим, так и техническим требованиям.

Библиографический список

1. Блок В. М. Электрические сети и системы. М.: Высшая школа, 1986.

2. Веников В.А. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах/ В.А. Веников, В.И. Идельчик, М.С. Лисеев. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 216 с.

3. Железко Ю. С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии: М.: Энергоатомиздат, 1986.

4. Идельчик В.И. Электрические системы и сети/ В.И. Идельчик. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.

5. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

6. Поспелов Г.Е. Электрические системы и сети/ Поспелов Г. Е., Федин В.Т. – Мн..: Выш. Шк., 1988.-308 с.

7. Правила устройства электроустановок: Справочник / С.Г. Королев, А.Ф. Акимкин и др. – М.: Энергоатомиздат, 2001. – 652 с.

8. Рожков Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций/ Л.Д. Рожков, В.С. Козулина. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.

9. Савина Н.В. Электрические сети в примерах и расчетах/ Н.В. Савина, Ю.В. Мясоедов, Л.Н. Дудченко. – Благовещенск: Издательство АмГУ, 1999. – 238 с.

10. Справочник по проектированию электроэнергетических систем: Справочник / С.С. Рокотян, И.М. Шапиро и др. – М.: Энергия, 1977. – 288 с.

11. Файбисович Д. Л. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей 35 – 1150 кВ/ Файбисович Д. Л., Карапетян И.Г. – М.: Фолиум, 2003.

13. Экономика промышленности т.2: Учебник /, А.Б. Кожевников и др. – М.: Экономика, 2001 350 с.

14. Электротехнический справочник: Справочник / под общ. ред. В.Г. Герасимов и др. – М.: Издательство МЭИ, 2002. – 964 с.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Амурский государственный университет» (ГОУВПО «АмГУ») Кафедра энергетики КУРСОВОЙ ПРОЕКТ н

 

• 14:21 05 Июля 2016
  Российско-китайский медуниверситет откроет магистерскую программу по TCM
• 01:21 05 Июля 2016
  На форуме МГУ Россия и Китай обсудят научно-образовательное сотрудничество
• 11:00 04 Июля 2016
  Реморенко: "ЕГЭ-туризм" в России сходит на нет
• 10:52 04 Июля 2016
  Летняя российско-австрийская школа откроется в Москве
• 15:31 01 Июля 2016
  В СПбГУ могут воссоздать географический факультет

Заказать уникальную работу