Расчет установившихся режимов работы электрической сети.

Содержание.

Введение.

Разработка и выбор оптимального варианта схемы электрической сети района нагрузок.

Анализ расположения источников питания и нагрузок на плане местности. Определение приближенного баланса активных и реактивных мощностей района нагрузок.

1.2 Разработка вариантов схемы электрической сети.

1.3 Определение ориентировочно оптимального номинального напряжения ВЛ по эмпирической формуле.

1.4 Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов понижающих ПС.

Расчет установившихся режимов работы, сравниваемых вариантов электрических сетей. Выбор сечений и марок проводов.

1.6 Технико-экономическое сравнение вариантов выбранных схем методом приведенных затрат.

2. Расчет установившихся режимов работы сети.

3. Механический расчет проводов воздушной линии электропередачи. Выбор опоры и проверка ее габаритов.

4. Определение технико – экономических показателей электрической сети

4.1 Расчет капиталовложений на сооружение ЛЭП.

4.2 Расчет капиталовложений на сооружение подстанций.

4.3 Расчет издержек на возмещение потерь активной энергии, на амортизацию и текущий ремонт и обслуживание.

Заключение.

Список литературы.
Введение

Основная задача проектирования электрической системы состоит в выборе оптимального варианта ее развития. Проектом должно предусматриваться сооружение линий электропередачи и подстанций, при которых можно будет достичь наиболее экономичных показателей создаваемой электрической сети.

В данном курсовом проекте будет приведён расчёт и обоснован выбор оптимального варианта развития электрической сети района нагрузок.

Для построения рациональной конфигурации сети применяют следующий способ: по существующему расположению потребителей намечают несколько вариантов и на основе технико-экономического сравнения выбирают лучший.

Современные электрические системы характеризуются большим числом трансформаторов и значительной длиной линий различных напряжений.

При такой структуре системы возникает задача выбора элементов и расчёта основных параметров сети исходя из условия минимума издержек на создание и эксплуатацию и максимума надёжности.

Проектируемая районная сеть с номинальным напряжением 10÷ 220 кВ предназначается для электроснабжения нескольких заданных нагрузок. Взаимное расположение источника питания (электрическая станция или крупная подстанция энергосистемы) и пунктов потребления электроэнергии определяется по плану района (см. задание).

В задании на проектирование указаны номинальное напряжение установок потребителя (10, 110 кВ), значения наибольших (P_макс) и наименьших (P_мин) нагрузок в пунктах потребления и соответствующие им значения tgφ. Приведены данные о составе нагрузки по категориям надежности электроснабжения, сведения о климатических условиях в работе сооружения электрической сети, данные о продолжительности использования максимальной активной мощности, напряжениях на шинах источника питания в различных режимах.

Необходимым условием, которое нужно принимать во внимание во время

проектирования, являются выполнение правил и требований, предъявляемых

ГОСТом и ПУЭ к созданию и эксплуатации сети и к качеству электроэнергии.

Разработка и выбор оптимального варианта схемы электрической сети района нагрузок.

Анализ расположения источников питания и нагрузок на плане местности. Определение приближенного баланса активных и реактивных мощностей района нагрузок.

Здесь мы не учитываем потери ∆ Р и ∆ Q в элементах схемы и не учитываем ∆ Q_c в ЛЭП.

Все проектируемые нагрузки имеют в своем составе потребителей I категории, поэтому на подстанции необходимо выбирать по два трансформатора, а питание подстанций – по двум цепям ВЛ.

В качестве узловой выбирается подстанция 1, т.к. она географически является наиболее удобной для дальнейшего распределения электроэнергии.

Наметим два варианта конфигурации сети и проведем предварительный анализ.

А) Радиальная

Б) Кольцевая

1.3 Определение ориентировочно оптимального номинального напряжения ВЛ по эмпирической формуле:

а) Для радиальной схемы

ВЛ4: Þ Принимаем 110 (кВ),

ВЛ3: Þ Принимаем 110 (кВ),

ВЛ2: Þ Принимаем 110 (кВ),

ВЛ1: Þ Принимаем 220 (кВ).

б) Для кольцевой схемы

ВЛ5: Þ Принимаем 110 (кВ),

ВЛ4: Þ Принимаем 110 (кВ),

ВЛ3: Þ Принимаем 110 (кВ),

ВЛ2: Þ Принимаем 110 (кВ),

ВЛ1: Þ Принимаем 220 (кВ).

1.4 Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов понижающих ПС:

На подстанции 1 с высшим напряжением 220 кВ устанавливается 2 автотрансформатора, обладающие рядом преимуществ по сравнению с трёхобмоточными трансформаторами (меньше масса, стоимость и потери энергии по сравнению с трансформаторами той же мощности).

На подстанциях 2, 3, 4 с высшим напряжением 110 кВ устанавливаются по 2 двухобмоточных трансформатора.

Определим мощности потребителей

Из формулы выбираем трансформаторы, исходя из условия

Коэффициенты загрузки трансформаторов при данных условиях будут равны:

Типы и номинальные мощности трансформаторов выбираются по шкале стандартных номинальных мощностей силовых трансформаторов, соответствующей ГОСТ 9680–77 и приведенной в [2].Технические данные трансформаторов приведены там же [2, табл. 5.13, 5.18].

ПС1: ÷ ÷ (МВА)

Выбираем автотрансформаторы типа АТДЦТН-200000/220/110/10

В режиме максимальных нагрузок имеем:

В послеаварийном режиме:

Данные трансформаторы подходят по условиям перегрузок

ПС2: ÷ ÷ (МВА)

Выбираем трансформаторы типа ТРДН-25000/110

В режиме максимальных нагрузок имеем:

В послеаварийном режиме:

Данные трансформаторы подходят по условиям перегрузок

ПС3: ÷ ÷ (МВА)

Выбираем трансформаторы типа ТРДН-25000/110

В режиме максимальных нагрузок имеем:

В послеаварийном режиме:

Данные трансформаторы подходят по условиям перегрузок

ПС4: ÷ ÷ (МВА)

Выбираем трансформаторы типа ТРДН-16000/110

В режиме максимальных нагрузок имеем:

В послеаварийном режиме:

Данные трансформаторы подходят по условиям перегрузок

Параметры трансформаторов. Таблица 1.1

Исходные схемы сети:

а) Радиальная

б) Кольцевая

Схема замещения радиально-магистральной сети:

Схема замещения кольцевой сети:

Расчет установившихся режимов работы, сравниваемых вариантов электрических сетей. Выбор сечений и марок проводов.

v Вариант “а”.

S”_i – мощность в конце i–го элемента,

S’_i – мощность в начале i–го элемента,

∆ P_i, ∆ Q_i – потери активной и реактивной мощности на i–м элементе,

R_i, X_i –активное и реактивное сопротивление i–го элемента,

U_НОМ – номинальное напряжение сети,

n_{Т i} – число трансформаторов на i–ой подстанции

∆ P_хх, ∆ Q_хх – активные и реактивные потери холостого хода в трансформаторе.

ПС4:

S_Н4 =S_Т4=18+j9 (МВА),

R_Т=4, 38 (Ом), X_Т=86, 7 (Ом), ∆ Q_x=112 (квар), ∆ P_x=19 (кВт),

Потери в трансформаторах:

S’_Т4= S”_Т4+∆ P_Т4+j∆ Q_Т4+2∆ P_x +2∆ Q_x,

Выбираем сечение ВЛ4 по методу ”экономической плотности тока”:

,

.

где I_РЛ4 – расчетный ток, протекающий по проводу,

F_Э – экономическое сечение провода,

j_Э – экономическая плотность тока, определяемая по [2, табл. 1.3.36.],

n_Л – число параллельных линий.

Выбираем провод АС 70/11 по [2, табл. 1.3.29.].

Делаем проверку провода: минимальное сечение провода U_НОМ=110 кВ по условиям короны 70/11 (мм²) , [1, табл. 4.10].

Проверка по короне выполняется.

Проверяем провод по нагреву:

I’_ДОП> I_РЛ4, 265> 61, 104´ 2 (А),

где I’_ДОП – максимальный допустимый ток в проводе, по [2, табл. 1.3.29.].

Проверка по нагреву выполнена.

Расчетные данные провода, по [1, табл. 7.5.]:

r₀=0, 422 (Ом/км), x₀=0, 444 (Ом/км), b₀=2, 547·10^-6 (См/км),

R_л4=r₀·ℓ =0, 422·21=8, 862 (Ом),

X_л4=x₀·ℓ =0, 444·21=9, 324 (Ом),

∆ Q_С4=U²·b₀·ℓ =110²·2, 547·10^-6·21=0, 647 Мвар.

Потери в линии 4:

S’_Л4=S”_Л4+∆ P_Л4+j∆ Q_Л4- j ∆ Q_С4 ,

, ,

S’_Л4 =(18, 105+0, 156)+j(9, 905+0, 164-0, 647)=18, 251+j9, 422(МВА).

ПС3:

S_Н3 =S_Т3=35+j15, 75 (МВА),

R_Т=2, 54 (Ом), X_Т=55, 9 (Ом), ∆ Q_x=175 (квар), ∆ P_x=27 (кВт),

Потери в трансформаторах:

S’_Т3= S”_Т3+∆ P_Т3+j∆ Q_Т3+2∆ P_x +2∆ Q_x,

,

Выбираем сечение ВЛ3 по методу ”экономической плотности тока”:

,

.

Выбираем провод АС 120/19 по [2, табл. 1.3.29.].

Делаем проверку провода: минимальное сечение провода U_НОМ=110 кВ по условиям короны 70/11 (мм²) , [1, табл. 4.10].

Проверка по короне выполняется.

Проверяем провод по нагреву:

I’_ДОП> I_РЛ2, 390> 105, 231´ 2 (А),

Проверка по нагреву выполнена.

Расчетные данные провода, по [1, табл. 7.5.]:

r₀=0, 244 (Ом/км), x₀=0, 427 (Ом/км), b₀=2, 658·10^-6 (См/км),

R_л3=r₀·ℓ =0.244·25, 5=6, 222 (Ом),

X_л3=x₀·ℓ =0.427·25, 5=10, 889(Ом),

∆ Q_С3=U²·b₀·ℓ =110²·2, 658·10^-6·25, 5=0, 82 (Мвар).

Потери в линии 2:

S’_Л3=S”_Л3+∆ P_Л3+j∆ Q_Л3-∆ Q_С3 ,

, ,

S’_Л2=(35, 195+0, 405)+j(18, 393+0, 71-0, 82)=35, 6+j18, 282(МВА).

­­­­­­

ПС2:

S_Т2=28+j14 (МВА),

R_Т=2, 54 (Ом), X_Т=55, 9 (Ом), ∆ Q_x=175 (квар), ∆ P_x=27 (кВт),

Потери в трансформаторах:

S’_Т2= S”_Т2+∆ P_Т2+j∆ Q_Т2+2∆ P_x +2∆ Q_x,

,

.

Выбираем сечение ВЛ2 по методу ”экономической плотности тока”:

,

,

Выбираем провод АС 185/29 по [2, табл. 1.3.29.].

Делаем проверку провода: минимальное сечение провода U_НОМ=110 кВ по условиям короны 70/11 (мм²) , [1, табл. 4.10].

Проверка по короне выполняется.

Проверяем провод по нагреву:

I’_ДОП> I_РЛ4, 510> 139, 402´ 2 (А),

Проверка по нагреву выполнена.

Расчетные данные провода, по [1, табл. 7.5.]:

r₀=0, 159 (Ом/км), x₀=0, 413 (Ом/км), b₀=2, 747·10^-6 (См/км),

R_л2=r₀·ℓ =0, 159 ·36=5, 724 (Ом),

X_л2=x₀·ℓ =0, 413·36=14, 868 Ом,

∆ Q_С2=U²·b₀₂·ℓ =110²·2, 747·10^-6·36=1, 197 Мвар.

Потери в линии 2:

S’_Л2=S”_Л2+∆ P_Л2+j∆ Q_Л2-∆ Q_С2 ,

, ,

S’_Л2=(46, 409+0, 657)+j(24, 995+1, 707-0, 1, 197)=47, 062+j25, 146=53, 359(МВА).

ПС1:

S”_ТН= S_{Н1(10)_}=53+j23, 85 (МВА),

Δ P_хх=145 (кВт), Δ Q_хх=1250 (квар),

R_Т(ВН) =0, 2 (Ом), R_Т(СН) =0, 2 (Ом), R_Т(НН) =0, 4 (Ом),

Х_Т(ВН) =25, 5 (Ом), Х_Т(СН) =0 (Ом), Х_Т(НН) =45, 1 (Ом)

Потери в автотрансформаторе:

S’_ТН=S”_ТН+∆ P_НН+j·∆ Q_НН,

,

,

S’_ТН=(53+0, 013)+j(23, 85+1, 44)=53, 013+j25, 29 (МВA),

S”_ТС=S_Н1(110)+S’_Л2+S’_Л3=(68+47, 062+35, 6)+j(34+25, 146+18, 282)=150, 663+j77, 428=169, 394(МВА),

S’_ТС=S”_ТС+∆ P_СН+j·∆ Q_СН,

,

,

S’_ТС=(150, 717+0, 054)+j77, 428=150, 717+j77, 428 (МВА),

S”_ТВ = S’_ТН+ S’_ТC = (53.013+150, 717)+j(25, 29 + 77, 428) = 203, 73 + j102, 718

=228, 16 (МВА),

S’_ТВ= S”_ТВ+∆ P_ВН+j∆ Q_ВН+2∆ P_x +2∆ Q_x,

,

,

,

Выбираем сечение ВЛ1 по методу ”экономической плотности тока”:

,

,

Выбираем провод АС 400/51 по [2, табл. 1.3.29.].

Делаем проверку провода: минимальное сечение провода U_НОМ=220 кВ по условиям короны 240/32 (мм²) , [1, табл. 4.10].

Проверка по короне выполняется.

Проверяем провод по нагреву:

I’_ДОП> I_РЛ1, 825> 309, 216´ 2 (А),

Проверка по нагреву выполнена.

Расчетные данные провода, по [1, табл. 7.5.]:

r₀=0, 0730 (Ом/км), x₀=0, 42 (Ом/км), b₀=2, 701·10^-6 (См/км),

R_л1=r₀·ℓ =0, 073 · 65=4, 745 (Ом),

X_л1=x₀·ℓ =0.42 · 65=27, 3 Ом,

∆ Q_С1=U²·b₀·ℓ =220²·2, 701·10^-6·65=8, 497 (Мвар).

Потери в линии 1:

S’_Л1=S”_Л1+∆ P_Л1+j∆ Q_Л1,

, ,

S’_Л1=(204, 118+2, 628)+j(109, 268+15, 118)=206, 746+j124, 385 (МВА),

S_A= S’_Л1 -∆ Q_С1,

S_A=206, 746+j(124, 385-8, 497)=206, 746+j115.888(МВА).

v Вариант “б”.

Расчет кольца:

Определим потокораспределения в ветвях схемы “по длинам”, при этом предполагаем, что все участки сети имеют одинаковые сечения (F_Л2=F_Л3=F_Л4) схему расположения проводов на опорах, а напряжения U_А’=U_А”.

Схема участка сети для определения потокораспределения “по длинам линий”

Проверка:

Проверка выполнена.

Выбираем сечение ВЛ5 по методу ”экономической плотности тока”:

,

.

Выбираем провод АС 150/24 по [2, табл. 1.3.29.].

Делаем проверку провода: минимальное сечение провода U_НОМ=110 кВ по условиям короны 70/11 (мм²) , [1, табл. 4.10].

Проверка по короне выполняется.

Расчетные данные провода, по [1, табл. 7.5.]:

r₀=0, 204 (Ом/км), x₀=0, 42 (Ом/км), b₀=2, 707·10^-6 (См/км),

R_л5=r₀·ℓ =0.204·47=9, 588 (Ом),

X_л5=x₀·ℓ =0, 42·47=19, 74 (Ом),

∆ Q_С5=U²·b₀·ℓ =110²·2, 707·10^-6·47=1, 272 (Мвар).

Выбираем сечение ВЛ4 по методу ”экономической плотности тока”:

,

.

Выбираем провод АС 70/11 по [2, табл. 1.3.29.].

Делаем проверку провода: минимальное сечение провода U_НОМ=110 кВ по условиям короны 70/11 (мм²) , [1, табл. 4.10].

Проверка по короне выполняется.

Расчетные данные провода, по [1, табл. 7.5.]:

r₀=0, 422 (Ом/км), x₀=0, 444 (Ом/км), b₀=2, 547·10^-6 (См/км),

R_л4=r₀·ℓ =0.422·21=8, 862 (Ом),

X_л4=x₀·ℓ =0.444·21=9, 324 (Ом),

∆ Q_С4=U²·b₀·ℓ =110²·2.547·10^-6·21=0, 647 (Мвар).

Выбираем сечение ВЛ2 по методу ”экономической плотности тока”:

,

.

Выбираем провод АС 240/32 по [2, табл. 1.3.29.].

Делаем проверку провода: минимальное сечение провода U_НОМ=110 кВ по условиям короны 70/11 (мм²) , [1, табл. 4.10].

Проверка по короне выполняется.

Проверка по нагреву выполнена.

Расчетные данные провода, по [1, табл. 7.5.]:

r₀=0, 118 (Ом/км), x₀=0, 405 (Ом/км), b₀=2, 808·10^-6 (См/км),

R_л2=r₀·ℓ =0, 118·36=4, 248 (Ом),

X_л2=x₀·ℓ =0, 405·36=14, 58 (Ом),

∆ Q_С2=U²·b₀·ℓ =110²·2, 808·10^-6·36=1, 223 (Мвар).

Проверка линий в послеаварийных режимах:

Отключение ВЛ2:

Отключение ВЛ5:

Отключение ВЛ4:

Уточненный расчет потокораспределения:

Проверка:

Расчет потерь мощности (из уточненного расчета):

S’₄₂=S_Л4+∆ P_Л4+j∆ Q_Л4, =1, 263-j1, 06+0, 002+j0, 0021=1, 265-j1, 058(МВА)

S”₁₄=S’₄₂+S_P2=(1, 265+18, 105)+j(-1, 058+9, 592)=19, 37+j8, 834=21, 167(МВА),

S’₁₄=S”₁₄+∆ P_Л5+j∆ Q_Л5,

S’₄₁=(19, 37+0, 355)+j(8, 543+0, 731)=19, 725+j9, 265 (МВА),

,

.

Технико-экономическое сравнение вариантов выбранных схем методом приведенных затрат.

Рассматриваем только отличающиеся варианты выбранных схем.

Капиталовложения в линии:

1). Радиальная схема:

Для ВЛ3, ВЛ4 выбираем опоры – железобетонные двухцепные.

Выбираем затраты на сооружение 1 км данной линии(из справочника):

для марки АС 70/11 К₀₁=57 (тыс. руб./км.)

для марки АС 185/29 К₀₂=66 (тыс. руб./км.)

коэффициент дефляции К_деф=40

Суммарные капиталовложения на сооружение линий схемы:

2). Кольцевая схема:

Для ВЛ5, ВЛ2, ВЛ4 выбираем опоры – железобетонные одноцепные;

Выбираем затраты на сооружение 1 км данной линии(из справочника):

для марки АС 150/24 К₀₁=34 (тыс. руб./км.)

для марки АС 240/39 К₀₂=38 (тыс. руб./км.)

для марки АС 70/11 К₀₃=34 (тыс. руб./км.)

Суммарные капиталовложения на сооружение линий схемы:

Капиталовложения в подстанции:

Электрические схемы подстанций

Т.к. в 1 варианте на ПС3 и во 2 варианте на ПС3 выбраны одинаковые ОРУ, то в сравнительном расчете учитываем только ПС2, ПС4 –в радиальной схеме и ПС2, ПС4 –в кольцевой.

1). Радиальная схема:

2). Кольцевая схема:

Суммарные издержки:

где И_а- издержки на амортизацию,

И_обсл. – издержки на обслуживание,

a- ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов Электрической системы.

Принимаем: a_{обслЛЭП}=0, 8%, a_обслПС=5, 9%, a_аЛЭП=6, 7%, a_аПС=6, 7%.

1). Радиальная схема:

2). Кольцевая схема:

Вариант с радиальной схемой является более рациональным с экономической точки зрения.

Расчет установившихся режимов работы электрической сети.

2.1. Выбор и обоснование расчётных режимов сети.

Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения: загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности; сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов; уровня напряжений в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах; потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь; уровня токов КЗ, соответствия существующей или намечаемой к установке аппаратуры ожидаемым токам КЗ, мероприятий по ограничению токов КЗ; пропускной способности сети по условиям устойчивости; интегральных показателей условий работы сети в целом за длительный период - передаваемой энергии, средних значений отдельных параметров режима (напряжения в узлах, нагрузки трансформаторов, плотности тока в линиях электропередач и т.п.) или диапазона изменения значения какого-либо параметра для расчетных элементов сети и др.

Будут рассмотрены следующие режимы:

Режим максимальных нагрузок;

Режим минимальных нагрузок;

Послеаварийный режим при отключении одной из линий от ПС А до ПС 1;

Послеаварийный режим при отключении одного из автотрансформаторов на ПС 1;

Послеаварийный режим при отключении одной из линий от ПС 1 до ПС 2;

Послеаварийный режим при отключении одного из трансформаторов на ПС 3.

2.2. Расчёт режимов на ПЭВМ

Расчеты установившегося режима работы сети на ПК выполняются при следующих условиях:

активные и реактивные нагрузки представляются постоянными мощностями

(Р = пост, Q = пост.);

линии электропередачи представляются активными и реактивными сопротивлениями R и X и поперечной емкостной проводимостью В;

трансформаторы - активными и реактивными сопротивлениями обмоток и коэффициентами трансформации (номинальными или фактическими их величинами).

3. Механический расчёт проводов и тросов воздушной линии электропередачи

3.1 Определение расчётных климатических условий

Механический расчёт проводов ВЛ проводится с целью обеспечения в них нормативных запасов прочности и определения величин стрел провеса при работе в различных климатических условиях.

Расчёт выполняется по методу допускаемых напряжений, величины которых определяются по выражениям

, , ,

где , , – допускаемые механические напряжения в материале провода в режимах низшей и среднегодовой температур и наибольшей механической нагрузки соответственно; %, %, % – рекомендуемые по [2] значения допускаемых напряжений в процентах от предела прочности при растяжении металла провода .

В ходе проектирования выполняется механический расчёт провода ВЛ на участке 1 – 4. Расчётные климатические условия для местности по ветру (скоростному напору) и гололёду определяются по данным, приведённым в задании:

Воздушная ЛЭП напряжением 110 кВ на промежуточных опорах типа ПБ-110-15 (двухцепные)

Район по гололеду – III.

Район по скоростному напору ветра – VI.

Длина пролета – 175 м [табл. П. 2.17].

Провод марки АС – 120/19.

Тип местности – А.

Расчетные климатические условия:

Нормативное ветровое давление определяется по [2, табл. 2.5.1].

W= 1250 Па

Расчетная толщина стенки гололеда определяется по [2, табл. 2.5.3].

– наибольшая температура воздуха.

– среднегодовая (эксплуатационная) температура воздуха.

Значения допустимых напряжений в материале комбинированного провода по [2, табл. 2.5.7]:

, ; .

Модуль упругости по [2, табл. 2.5.8], а также

;

.

Технические характеристики провода АС – 120/19

; ;

.

Масса провода , диаметр провода .