Разработка районной сети электроэнергии


Дипломный проект

Разработка районной сети электроэнергии


Введение

мощность напряжение подстанция энергосистема

Настоящий проект электрических сетей предусматривает выполнение связей между приемными пунктами и источниками электроэнергии. Оптимальный проект соответствует наименьшим затратам при строительстве и монтаже электрических сооружений и устройств, наибольшим удобствам и надежности при эксплуатации, обеспечивает питание потребителей электроэнергией надлежащего качества при приемлемых эксплуатационных издержках.

При проектировании электрической сети применяется стандартное оборудование, материалы, унифицированные конструкции опор и фундаментов. Проектирование выполняется в одну стадию, если проектная стоимость электрической сети невелика (технорабочий проект). При большей стоимости, что соответствует нашему случаю, проектирование выполняем в две стадии (технический проект и рабочие чертежи).

При учебном проектировании (в нашем случае) целью является получение навыков проведения проектных работ. Отрабатывались методы проектирования, рассматривались разные подходы к обоснованию основных проектных решений. Технические решения при проектировании принимались достаточно обосновано. Экономические стоимостные оценки в условиях рынка изменяются в широких пределах, поэтому в данной работе воспользовались экономическими оценками уже известного конкретного года, например, 1996.

Проектные материалы (пояснительная записка, чертежи, сводные сметы, сводки затрат) имеют минимальный необходимый объем без повторений в различных частях и составлены достаточно четко с тем, чтобы пользование ими не вызывало затруднений. Титульные листы проекта и задания выполнены в соответствии со стандартом СТП 2.201-87.


1. Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств


Передача энергии по электрической сети осуществляется электромагнитными волнами практически мгновенно, чем и объясняется одновременность производства и потребления электроэнергии. Поэтому в установившемся режиме работы электросистемы в каждый момент времени электростанции должны выдавать мощность, равную мощности потребителей и потерям в элементах сети. Следовательно, должен иметь место баланс выдаваемой и потребляемой мощности. Баланс составляется раздельно для активной и для реактивной мощности.

Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматриваем для периода наибольших нагрузок. Эту величину активной мощности складываем из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и трансформаторах сети.Установленная мощность генераторов питающей электросистемы обеспечивает потребности проектируемой районной сети в активной мощности во всех режимах работы.

Компенсация реактивной мощности оказывает влияние на величину полных нагрузок подстанций и выбор мощности трансформаторов, на сечении проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети.

Все потребители электроэнергии, наряду с потреблением активной мощности Р потребляют и реактивную мощность Q. Коэффициент мощности cos ? является недостаточно показательным при оценке потребляемой реактивной мощности, так как при значениях cos ?, близких к единице, потребляемая реактивная мощность еще достаточно велика. Более показательным является коэффициент реактивной мощностиtg ? = Q/P. При решении вопросов, связанных со снижением потерь в электрических сетях, пользуемся непосредственно значениями реактивной мощности.

Потребителями реактивной мощности являются приемники электроэнергии, которые по принципу своего действия используют переменное магнитное поле - асинхронные двигатели, дуговые и индукционные печи, сварочные установки, выпрямители и другие, а также такие устройства как: электропередачи - трансформаторы, линии электропередач, реакторы.

Источниками реактивной мощности являются: генераторы электростанций, протяженные воздушные и кабельные линии, синхронные компенсаторы, электродвигатели, батареи шунтовых (статических) конденсаторов, источники реактивной мощности.

Передача реактивной мощности от генераторов электростанции к потребителям сопряжена с дополнительными потерями активной мощности в устройствах электрической сети на участке генератор-потребитель. Снижение дополнительных потерь активной мощности достигается путем разгрузки электрической сети с помощью компенсирующих устройств, установленных у потребителя. Выбираем компенсирующие устройства и элементы питающих и распределительных сетей с учетом снижения токовых нагрузок от действия компенсации.

В настоящем проекте при выборе мощности компенсирующих устройств используем упрощенный подход.

При выборе компенсирующих устройств, устанавливаемых в распределительных сетях приемных подстанций, исходными являются следующие данные:

Рассчитываем активные и реактивные нагрузки потребителей напряжением 10 кВ (в нашем случае) в часы наибольшей (Рмакс, Qмакс)и наименьшей (Рмин, Qмин) нагрузки энергосистемы


Qмакс = Рмакс · tg ?i;

Qмин = Рмин · tg ?i.


где tg ?i определяется по cos ?i, величина которого указана в задании; Рмин и Qмин принимаются в доле от Рмакс и Qмакс согласно заданной нагрузке, в 0,67 о. е.

При расчёте реактивных нагрузок для подстанции в точке а»


Qмакс = Рмакс · tg ? = 20 · 0.52= 10,4 МВАр;

Qмин = Qмакс· 0,67 = 10,4 ·0,67 = 6,97 МВАр.


Энергосистемой задаются входные величины реактивной мощности Qзмакс и Qзмин, которые будут переданы из сети энергосистемы в режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки в сеть проектируемого приемного пункта.

tg ?э принимаем равным 0,3

Величины Qзмакс и Qзмин определяем по максимальной Рмакс и минимальной Рмин активным нагрузкам и заданному значению tg ?э.


Qэмакс = Рмакс · tg ?э =20· 0,3 = 6 МВАр;

Qэмин = Рмин · tg ?э = 13,4 · 0,3 = 4,02 МВАр.


Необходимая мощность компенсирующих устройств приемной подстанции а» с учетом резерва, в послеаварийном режиме - увеличение на 15%:


Qкумакс=1,15 ·Qмакс-Qэмакс= 1,15 ·10,4 - 6 = 5,96 МВАр.


Мощность нерегулируемой части (постоянно включенной) компенсирующей установки определяем по формуле


Qкумин= Qмин - Qэмин = 6.97 - 4,02 = 2,95 МВАр

Аналогичным образом ведём расчёт для каждой приёмной подстанции схемы и результаты заносим в таблицу 1.

мощность напряжение подстанция энергосистема

Таблица 1

ПоказательПриёмная подстанцияабвдеРмакс2018271826cos ?i0,890,870,790,860,85tg ?i0,520,560,780,590,62Рмин13,412,118,112,117,42Qмакс10,410,121,110,6216,12Qмин6,976,7714,147,1210,8Qзмакс65,48,15,47,8Qзмин4,023,635,433,635,23Qкумакс5,966,2216,176,8110,74Qкумин2,953,148,716,995,57Si20+10,4i18+10,1i27+21,1i18+10,62i26+16,12i

По величинеQкумакс для каждой подстанции выбираем тип конденсаторной батареи, общую мощность, расчетную стоимость.

Для а»

Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, стоимостью 57 тыс. руб.. Постоянно включенная часть компенсационной установки (выбираем по Qкумин), мощностью 5,3 МВАр.

Для б»

Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, общей стоимостью 57 тыс. руб.. Постоянно включенная часть компенсационной установки (выбираем по Qкумин) мощностью 5,3МВАр.

Для в»

Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, общей стоимостью 96 тыс. руб.. Постоянно включенная часть компенсационной установки (выбираем по Qкумин), мощностью 10,6 МВАр.

Для д»

Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, общая мощность 5,3МВАр, стоимостью 57 тыс. руб.. Постоянно включенная часть компенсационной установки (выбираем по Qкумин), мощностью 5,3 МВАр.

Для е»

Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, общая мощность 10,6 МВАр, стоимостью 96 тыс. руб.. Постоянно включенная часть компенсационной установки (выбираем по Qкумин), мощностью 5,3 МВАр.

Тогда распечатанная полная мощность приемного пункта а» с учетом установленных компенсирующих устройств


МВА


где - величина реактивной мощности компенсирующего устройства реально установленного на приемной подстанции.

Аналогично считаем для остальных подстанций и вносим полученные полные мощности в таблицу 2.


Таблица 2

ПоказательПункт, приёмная подстанцияабвде20+4,44i18+3,88i27+4,94i18+3,81i26+5,38i

2. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети


Схема соединений линий сети находится в тесной технико-экономической взаимозависимости от номинального напряжения сети. Часто изменение основной схемы сети влечет за собой необходимость изменения номинального напряжения сети. Возможна и обратная зависимость номинального напряжения от схемы соединения линии сети. Следовательно, выбор схемы сети и ее номинального напряжения желательно производить совместно. Однако в практике проектирования и реконструкции сети, либо привязки новой сети к существующим сетям, может оказаться ограниченным выбор номинального напряжения в силу наличия определенных номинальных напряжений в действующих электрических сетях.

Совместный выбор схемы соединений линий сети и ее номинального напряжения начинаем с создания ряда технически осуществимых вариантов сети с последующим их технико-экономическим сопоставлением по методу приведенных затрат.

Создаём варианты, которые подчиняются следующим определенным логическим требованиям:

передача электроэнергии от источника питания сети до приемных подстанций должна осуществляться по возможно кратчайшему пути;

на приемных подстанциях применяются упрощенные схемы ОРУ без выключателей;

электроснабжение подстанций, в которых есть потребители 1 категории, должно осуществляться не менее чем по двум линиям;

выключатели устанавливаются только в начале линии у источника питания;

длина трассы линии увеличивается на 10% из - за неровностей рельефа, и обхода естественных и искусственных препятствий. Для каждого участка трассы определяем её длину по плану с учётом масштаба


,


где - длина трассы линии на плане в см, М - масштаб линий, указанный в задании, 9 км/см;


2.1 Расчёт длин трасс и линий электропередач


Суммарная длина трасс:



где lTi - длина трассы любой линии (одно и двухцепной), км;

Суммарная длина линии с учётом числа цепей в линии:



где - длина трассы одноцепной линии, км; - длина трассы двухцепной линии, км.

Общее число выключателей при условии установки одного выключателя в начале линии nв=9 шт.

В дальнейшем усложняем схемы за счет выполнения сети в виде магистральной или магистрально-радиальной схемы. В этих схемах избегаем линий, в которых потоки мощности направлены обратно к источнику. Надо иметь в виду, что ответвления от линии производится глухим присоединением без коммутационных аппаратов. К каждой магистральной линии возможно присоединение не более трех приемных пунктов во избежание перегрузки головных участков магистрали.

Рассчитываем аналогичным образом для шести остальных схем соединений и полученные данные заносим в таблицу 3.


Таблица 3

ПоказательНомер варианта соединения123455nв, шт986446, км270.27269.33260.83245.73236.26216.41, км474,4484.79467.79459.33418.65386

Для каждого из оставшихся вариантов определяем потокораспределение мощностей по линиям, упрощенно, без учета потерь мощности в линиях схемы и трансформаторах.

Для выяснения, какому из номинальных напряжений (35, 110, 220 кВ) соответствует предложенный вариант схемы - сети проводим пробный расчет сечений проводов линий, причем наиболее загруженную линию при напряжении 35 кВ, а наименее загруженную - при 220 кВ. Если сечение линии на напряжении 35 кВ получится значительно больше рекомендованного (АС-35…АС-150), а для линии напряжением 220 кВ значительно меньше рекомендованного (АС-240…АС-400), то эти варианты на напряжениях 35 и 220 кВ в дальнейшем не рассматриваем.

Расчёты ведём по формулам


;

,

где Sj - полная мощность протекающая по одной линии в данном направлении или по одной цепи двухцепной линии, кВА; jэк =1 А/мм2- экономическая плотность тока. Находится из таблиц ПУЭ.

Для схемы №5


мм2 >150 мм2

мм2 <240 мм2


Для схемы №6


мм2 >150 мм2

мм2 <240 мм2


Исходя из полученных результатов и поставленных условий можно сделать вывод, что линии на напряжение 35 кВ и 220 кВ в наших схемах соединения не подходят. Поэтому считаем на номинальное напряжение 110 кВ.

Выбор сечений линий на напряжение 110 кВ проводим полностью. Рекомендованные сечения линий 110 кВ - это АС-70…АС-300. Если расчетное сечение < 70мм2, то его увеличиваем до АС-70. Если же расчетное сечение > 300мм2 - принимаем другое схемное решение, увеличиваем число цепей линии или отказываемся от предложенного варианта.

Сечение проводов линии:


где Sj - полная мощность, протекающая по одноцепной линии или по одной цепи двухцепной линии, МВА; Uн =110 кВ- номинальное напряжение сети; jэк =1 А/мм2- экономическая плотность тока, А/мм2. Находится из таблиц ПУЭ.

Рассчитываем сечения проводов для всех оставшихся вариантов и заносим результаты в таблицы.Сечение округляем до стандартного и выбираем марки проводов по [1]. Технические характеристики приводятся в [1].

Для схемы №5


мм2, марка провода АС-185,(r0=0,170; x0=0,409)

мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)

мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416)

мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)

мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)

мм2, марка провода АС-185,(r0=0,170; x0=0,409)

мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)

мм2, марка провода АС-120,(r0=0,270; x0=0,423)


Для схемы №6


мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)

мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)

мм2, марка провода АС-240,(r0=0,130; x0=0,390)

мм2, марка провода АС-120,(r0=0,270; x0=0,423)

мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)


Дальнейшее технико-экономическое сравнение вариантов производим в два этапа.

На первом этапе сравниваем варианты по потерям напряжения. Лучшими считаются варианты, у которых окажутся меньшие потери напряжения от источника питания до наиболее удаленного приемного пункта. Потери напряжения в j - той линии определяем по формуле:



где lj - длина линии, км; Pj, Qj - активная (МВт) и реактивная (МВАр) мощности, протекающие по линии; roj, xoj - погонное активное (Ом/км) и реактивное (Ом/км) сопротивление линии (взятое из [1]).

При нескольких последовательно соединенных линиях определяем суммарные потери напряжения на участке «источник питания - наиболее удаленный приемный пункт». Вариант считается пригодным для дальнейшего рассмотрения, если наибольшие потери напряжения будут не более 15% (16,5 кВ) в нормальном и 20% (22 кВ) в послеаварийном режимах работы сети.

Для схемы №5


кВ

кВ

кВ

кВ

кВ


Послеаварийным режимом, считаем тот при котором у двухцепной линии одна из цепей выходит из строя. Вследствие этого, сопротивление линии и потери напряжения увеличиваются в 2 раза.


кВ <22 кВ

кВ <22 кВ

кВ <22 кВ


Для схемы №6


кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ <22 кВ


Сравнивая полученные результаты сдопустимыми потерями напряжения при нормальной работе и послеаварийной, делаем вывод, что при всех двух вариантах потери в линии по напряжению являются приемлемыми.

На втором этапе производим технико-экономическое сравнение оставшихся 2 вариантов схемы сети и номинального напряжения по приведенным затратам. Для технико-экономического сопоставления каждый вариант сети должен быть тщательно разработан с выбором схем подстанций, с расчетом потерь напряжения, мощности и электроэнергии, с определением параметров линии, трансформаторов и т.п.


2.2 Выбор мощности трансформаторов приёмных подстанций


Исходя из условия надежности электроснабжения потребителей 1 категории, на подстанциях принимаем к установке по два трансформатора, мощность каждого определяем приближенно с учетом 40%-ной перегрузки при отключении одного из них. Полученную мощность округляем до ближайшей номинальной мощности трансформатора, указанной в [2], где также приведены типы, каталожные и расчетные данные серийно выпускаемых трансформаторов.



где Si - полная мощность подстанции за минусом мощности компенсирующих устройств, МВА. Данные берём из таблицы 1.2

Подстанция а»


МВА

Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16000/110, мощностью 16000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 138 тыс. руб.

Подстанция б»


МВА


Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16000/110. Каждый из них мощностью по 16000 кВА, с РПН, две секции. Общая стоимость 138 тыс. руб.

Подстанция в»


МВА


Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16000/110. Каждый из них мощностью по 16000 кВА, с РПН, две секции. Общая стоимость 138 тыс. руб.

Подстанция д»


МВА


Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16000/110, мощностью 16000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 138 тыс. руб.

Подстанция е»

МВА


Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16000/110. Каждый из них мощностью по 16000 кВА, с РПН, две секции. Общая стоимость 138 тыс. руб.


2.3 Выбор другого оборудования подстанций


На стороне низшего напряжения подстанций принимаем одиночные секционированные системы сборных шин, причем в случае установки двух двухобмоточных трансформаторов берём две секции шин, для трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения - четыре, по одной секции на каждую половину обмотки.

Число отходящих от этих секций фидеров принимаем исходя из средней нагрузки фидеров:

Sф = 3 МВА, при номинальном напряжение Uном = 10 кВ.

Тогда количество выключателей на стороне низшего напряжения подстанции


пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв


где пвф - число фидерных выключателей; пвфi = Si/3, Si - полная мощность подстанции, МВА; пвр - число резервных выключателей, равное числу секций; пвс - число секционных включателей, равное числу секций, деленному на два; пвку - число выключателей для подключения батарей конденсаторов, равное количеству конденсаторных установок; пвв - число вводных выключателей, равное количеству обмоток трансформаторов

Подстанцииа»

шт

пвр = псекций= 2 шт

пвс = псекций /2=1 шт

пвку = пвку =1 шт

пвв = побм= 2шт

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=8+2+1+1+2=14 шт


Подстанции б»


шт

пвр = псекций= 2 шт

пвс = псекций /2=1 шт

пвку = пвку =1 шт

пвв = побм= 2 шт

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=7+2+1+1+2=13 шт


Подстанции в»


шт

пвр = псекций= 2 шт

пвс = псекций /2=1 шт

пвку = пвку =2 шт

пвв = побм= 2 шт

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=11+2+1+2+2=18 шт


Подстанции д»


шт

пвр = псекций= 2 шт

пвс = псекций /2=1 шт

пвку = пвку =1 шт

пвв = побм= 2 шт

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=7+2+1+1+2=13 шт


Подстанции е»


шт

пвр = псекций= 2 шт

пвс = псекций /2=1 шт

пвку = пвку =2 шт

пвв = побм= 2 шт

пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=10+2+1+2+2=17 шт


3. Приведенные затраты электрической сети


Типы выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, а также их характеристики и стоимости ячеек с этими аппаратами приведены в [2] или [3].

В приведенных затратах каждого варианта в общем случае учитываем: стоимости отдельных элементов районной электрической сети (линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов компенсирующих устройств); стоимость иного электрооборудования в данном варианте схемы; отчисления на амортизацию, текущий, капитальный ремонты и обслуживание всего электрооборудования; стоимость потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах; а также ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при перерывах электроснабжения в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии, трансформаторы.


3.1 Расчёт для схемы №5


3 = Рн · К? + И? + У,


где Рн=0,25 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К? - суммарные капиталовложения в сеть, руб; И? - суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб; У - ущерб от перерыва электроснабжения, руб;

Капиталовложения в электрическую сеть определяются


К?= Кл + Кп


гдеКл - капиталовложения в линии сети; Кп - капиталовложения в подстанции.

Кл = ? Кол i · li= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные

Кл_одноцепные=? Кол i · li= Кол 1-б · l1-б= 53.87 · 8.6=463.3 тыс. руб.

Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол Г-1 · lГ-1)+(Кол 1-в · l1-в)+(Кол Г-3 · lГ-3)+ (Кол 3-д · l3-д) + (Кол 3-2 · l3-2) + +(Кол 2-а · l2-а) + (Кол 2-е · l2-е) = (16.4 · 13.23)++(14,3 · 35,91)+(16,4·24,6)+ (13,9·39,69) + (15,5·17,01) + (13,9·21,74) + (14,3·31,2)=2697,62 тыс. руб.

Кл= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные=463.3 +2697,62 =3160,92 тыс. руб.


где Колi - расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=8.6 тыс руб./км(для АС-120, одноцепнаяс железобетонными опорами, и второму району по гололёду)

Кол i=13,9 тыс руб./км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=14,3 тыс руб./км(для АС-95, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=16.4 тыс руб./км(для АС-185, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=15.5тыс руб./км(для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); li - длина трассы одноцепной или двуцепной линии, в км;

Капиталовложения в подстанции:


Кп = Кторузрукувпост


Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района


Кт=?Ктi ·ni =69 ·10=690 тыс. руб.,

где Ктi - расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников. ni - количество трансформаторов этой мощности.

С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.

Суммарная расчетная стоимость открытыхраспределительных устройств всех подстанций


Кору = ?Коруi · ni =34 ·2+ 3·24 =140 тыс. руб.


где Коруi - расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni - количество ОРУ этой схемы.

Здесь различают следующие схемы ОРУ:

схема тупиковой подстанции с одноцепной линией Кору =19 тыс. руб.;

схема тупиковой подстанции с двухцепной линией Кору =24 тыс. руб.

схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими отходящими линиямиКору=34 тыс. руб

Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ)


Кзрувно·(nф?+nвс?+nвв?+nр?+nку?)=2,5·(43+5+10+10+7)=187.5 тыс. руб,


где Квно =2,5 тыс. руб.- расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nвс?, nвв?, nр?, nку? - количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 10 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость конденсаторных установок:


Кку=?Ккуоi · ni =96· 2+57·3=363 тыс. руб.

где Ккуоi - расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni - количество конденсаторных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей


Кввво·mвв?=32 ·4=128 тыс. руб.


где Квво=32 тыс. руб. - расчетная стоимость высоковольтного выключателя на 110 кВ; mвв? = 4 шт. - количество высоковольтных выключателей в схеме.

Постоянные затраты на подстанции


Кпостпостi · n=130 ·5 =650 тыс. руб.


где Кпост=130 тыс. руб. - расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают капиталовложения не учтенные в предыдущих разделах. Это затраты на здания, дороги, ограждения и прочее; n = 5- число подстанций в проектируемой сети


Кп = Кторузрукувпост =690+140+187.5+363+128+650 =2158.5тыс. руб.

К?= Кл + Кп=3160,92+2158.5=5319,42тыс. руб.


Суммарные годовые эксплуатационные издержки


И?ЛП


где ИЛ - годовые эксплуатационные издержки линии сети:


руб.

Здесь аал=0,8;аол=0,3; арл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии; ИП - годовые эксплуатационные издержки подстанций:


, руб.


где аап=3; аоп=3; арп3,3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций. в = 0,01- стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии, руб/кВт·ч;

Потери электроэнергии в линии


, кВт·ч

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч.

МВт·ч.

МВт·ч;

МВт·ч;

где часов - число часов максимальных потерь;

тыс. руб.

Потери электроэнергии в трансформаторах


, кВт·ч


где t=8760 часов - время работы трансформатора в течение года; ?Рхх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ?Ркз - потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; Si - мощность, протекающая через трансформатор, кВА; SномТ - номинальная мощность трансформатора, кВА.


МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

тыс. руб.

И?ЛП = 104.1+1891.5=1995.6тыс. руб.

Ущерб от перерыва электроснабжения


У=уо·Рнб·Тнб·h, руб


где Рнб =25000- наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =6900 ч.- число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,00063- удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб/кВт·ч;

Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии:

где mab =0,004- удельная повреждаемость, 1/год; tab =19- продолжительность аварийного ремонта, час/год.

Поэтому:

mав=0,0022 1/год,

tав=10.24 час/год

h - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.


У=уо·Рнб·Тнб·h=0, 63·18000·5200·2,5·10-6=147.4 тыс.руб.


Подставим полученные результатыв формулу расчёта затрат:


3 = Рн · К? + И? + У=0,25 ·5319,4+1995.6+147,4=3473тыс. руб.


Проводим аналогичный расчёт для других схем соединения


3.2 Расчёт для схемы №6


= Рн · К? + И? + У,


где Рн=0,25 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К? - суммарные капиталовложения в сеть, руб; И? - суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб; У - ущерб от перерыва электроснабжения, руб;

Капиталовложения в электрическую сеть определяются


К?= Кл + Кп


гдеКл - капиталовложения в линии сети; Кп - капиталовложения в подстанции.


Кл = ? Кол i · li= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные

Кл_одноцепные=? Кол i · li= Кол а-б · lа-б = 8.6 · 46,31=398,3 тыс. руб.

Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол Г-д · lГ-д)+(Кол Г-в · lГ-в)+(Кол Г-а · lГ-а) +(Кол а-е · lа-е)=(13.9 · 47,25)++(14,3 · 37,8) +(17,7·47,25)+(14,3·37.8)=2574,1 тыс. руб.

Кл= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные=398.3+2574.1=2972.4тыс. руб.


Капиталовложения в подстанции:


Кп = Кторузрукувпост


Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района


Кт=?Ктi ·ni =69 ·10=690 тыс. руб.,

где Ктi - расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников. ni - количество трансформаторов этой мощности.

С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.

Суммарная расчетная стоимость открытыхраспределительных устройств всех подстанций


Кору = ?Коруi · ni =19+34+3 ·24=125 тыс. руб.


где Коруi - расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni - количество ОРУ этой схемы.

В данной схеме:

две тупиковые подстанции с одноцепной линией Кору =19 тыс. руб.;

однатранзитная подстанция с двухцепной линией и отходящей двухцепной линиейКору=29 тыс. руб

одна транзитная подстанция с двухцепной линией и несколькими отходящимилиниямиКору=34 тыс. руб

одна тупиковая подстанции с двухцепной линией Кору =24 тыс. руб.

Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).

Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ)


Кзрувно·(nф?+nвс?+nвв?+nр?+nку?)=2,5·(43+5+7+10+10)=187.5тыс. руб,


где Квно =2,5 тыс. руб.- расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nвс?, nвв?, nр?, nку? - количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 10 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость конденсаторных установок:

Кку=?Ккуоi · ni =96· 2+57·3=363 тыс. руб.


где Ккуоi - расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni - количество конденсаторных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей


Кввво·mвв?=32 ·6=192 тыс. руб.


где Квво=32 тыс. руб. - расчетная стоимость высоковольтного выключателя на 110 кВ; mвв? = 4 шт. - количество высоковольтных выключателей в схеме.

Постоянные затраты на подстанции


Кпостпостi · n=130 ·5 =650 тыс. руб.


где Кпост=130 тыс. руб. - расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают капиталовложения не учтенные в предыдущих разделах. Это затраты на здания, дороги, ограждения и прочее; n = 5- число подстанций в проектируемой сети


Кп = Кторузрукувпост =690+125+187.5+363+192+650

=2208тыс. руб.

К?= Кл + Кп=2208+2972.4=5180.4тыс. руб.


Суммарные годовые эксплуатационные издержки


И?ЛП


где ИЛ - годовые эксплуатационные издержки линии сети:


руб


Здесь аал=0,8;аол=0,3; арл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии; ИП - годовые эксплуатационные издержки подстанций:


, руб.


где аап=3; аоп=3; арп3,3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций. в = 0,01- стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии, руб/кВт·ч;

Потери электроэнергии в линии


, кВт·ч

МВт·ч;

МВт·ч.

МВт·ч.

МВт·ч;

МВт·ч;

где часов - число часов максимальных потерь;

тыс. руб.

Потери электроэнергии в трансформаторах


, кВт·ч


где t=8760 часов - время работы трансформатора в течение года; ?Рхх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ?Ркз - потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; Si - мощность, протекающая через трансформатор, кВА; SномТ - номинальная мощность трансформатора, кВА.


МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

МВт·ч;

тыс. руб.

И?ЛП = 98.5+1896.3=197,97тыс. руб.

Ущерб от перерыва электроснабжения


У=уо·Рнб·Тнб·h, руб


где Рнб =25000- наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =6900 ч.- число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,00063- удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб/кВт·ч;

Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии:

где mab =0,004- удельная повреждаемость, 1/год; tab =19- продолжительность аварийного ремонта, час/год.

Поэтому:

mав=0,0022 1/год,

tав=10,24 час/год

h - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.


У=уо·Рнб·Тнб·h=0, 63·25000·5200·2,5·10-6=147.4 тыс.руб.


Так как ущерб У получился меньше Кл, то линия остается одноцепной, а величина ущерба У входит в приведенные затраты З рассматриваемого варианта.

Подставим полученные результатыв формулу расчёта затрат:


3 = Рн · К? + И? + У=0,25 ·5180.4+1994,8+147,4=3437.2тыс. руб.


Так как варианты получились экономически равноценными (разница в затратах 5%) выбираем схему соединения №6, исходя излучшей надёжности электроснабжения по сравнению с остальными вариантами.

4. Расчёт основных режимов работы проектируемой электрической сети


4.1 Расчёт нормального режима наибольших нагрузок


В этом режиме должны быть включенными все линии и трансформаторы подстанций.

Радиальные одно- или двухцепные линии на схеме замещения представляем двумя элементами - линией и двумя параллельно включенными трансформаторами.

Линейный элемент отображает активное и индуктивное сопротивление, включенные последовательно и емкостную проводимость, включенную половинной величиной по концам элемента параллельно. Вместо проводимости можно указать реактивную мощность генерируемую линией


, МВАр


где bо - погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6; bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км; bо (АС-120) = 2,69 ·10-6 См/км; bо (АС-95) = 2,65 ·10-6 См/км; bо (АС-240) = 2,85 ·10-6 См/км; Uном =114,4кВ - номинальное напряжение данное в задании для режима наибольших нагрузок; li - длина линии.

Рассчитаем для каждого участка


МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр


При двух параллельно включенных трансформаторах сопротивления в схеме замещения уменьшаются в два раза, а ?STXX возрастает в два раза.

На втором этапе расчета режима определяем потокораспределения на всех линиях, отходящих от узловой распределительной подстанции (от электростанции).

В результате расчета потокораспределения должны быть определены значения потоков мощности на выходе и входе каждого элемента сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях. Мощность на выходе подстанций следует принимать с учетом имеющихся на подстанции компенсирующих устройств.

Потери мощности в n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах


, кВАр

, кВт


где ?Ркз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; Si - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора,%; Ixx - ток намагничивания трансформатора,%.

Последующие расчеты рассчитываются для половины линии.

Для пункта д»


, кВАр

, кВт

кВА


Для пункта в»


, кВАр

, кВт

кВА


Для пункта е»


, кВАр

, кВт

кВА


Для пункта а»


, кВАр

, кВт

кВА


Для пункта б»


, кВАр

, кВт

кВА


Тогда мощность на входе каждой подстанции


Sni=Si+ SТ(i), кВА


Для подстанции д»


кВА


Для подстанции в»


кВА


Для подстанции д»


кВА


Для подстанции а»


кВА


Для подстанции е»


кВА


На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий


, кВА


где QОЛj - половина реактивной мощности генерируемой линией, кВАр.


Для пункта Г-д


, кВА

где кВАр


Для пункта Г-в



где кВАр

Для пункта а-е


, кВА


где кВАр

Для пункта а-б



где кВАр

Для пункта Г-а



где кВАр

Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:


, кВт

, кВАр


где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.

Для а-е


кВт

где Ом


кВАр


где Ом

ДляГ-д


кВт


где Ом


кВАр


где Ом

ДляГ-в


кВт


где Ом


кВАр


где Ом

Для Г-а

кВт


где Ом


кВАр


где Ом

Дляа-б


кВт


где Ом


кВАр


где Ом

Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий


Sлj=Sлj+?Sлj-jQолj=Pлj+jQлj, кВА


Для а-е


кВА


Для Г-в


кВА


Для Г-д


кВА


Для Г-а


кВА


Для а-б


кВА


Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.

В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий


Ui=Uэл-?Uлj

где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ?Uлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях.

Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.

Для Г-а


В

U(Г-а)=Uэл-?Uл(Г-а) =110000-4026=105974 В.


Для а-е


В

U(а-е)=U(Г-а) -?Uл(а-е) =105974-1858=104116 В.


Для а-б


В

U(а-б)=UГ-а -?Uл(а-б) =105974-2725=103249 В.


Для Г-д


В

UГ-д)=Uэл -?Uл(б-д) =110000-1960=108040 В.

Для Г-в


В

U(Г-в)=Uэл -?Uл(Г-в) =110000-1898=108102 В.


4.2 Расчёт нормального режима наименьших (летних) нагрузок


Нагрузка приемных пунктов соответствует величинам, указанным в задании для летнего периода. Расчет режима при наименьших нагрузках ведется аналогично расчету режима при наибольших нагрузках.


, МВАр


где bо - погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6; bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км; bо (АС-120) = 2,69 ·10-6 См/км; bо (АС-95) = 2,65 ·10-6 См/км; bо (АС-240) = 2,85 ·10-6 См/км; Uном =113,3кВ - номинальное напряжение данное в задании для режима наибольших нагрузок; li - длина линии.

Рассчитаем для каждого участка


МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

Потери мощности трансформаторе


, кВАр

, кВт


где ?Ркз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; Si - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора,%; Ixx - ток намагничивания трансформатора,%.

Для пункта б»


, кВАр

, кВт

кВА


Для пункта в»


, кВАр

, кВт

кВА

Для пункта д»


, кВАр

, кВт

кВА


Для пункта а»


, кВАр

, кВт

кВА


Для пункта е»


, кВАр

, кВт

кВА


Тогда мощность на входе каждой подстанции


Sni=Si+ SТ(i), кВА


Для подстанции б»


кВА


Для подстанции в»


кВА


Для подстанции д»


кВА


Для подстанции а»


кВА


Для подстанции е»


кВА


На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий


, кВА


где QОЛj - половина реактивной мощности генерируемой линией, кВАр.

Для пункта Г-д

, кВА


где кВАр

Для пункта Г-в



где кВАр

Для пункта а-е


, кВА


где кВАр

Для пункта а-б



где кВАр

Для пункта Г-а



где кВАр

Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:


, кВт

, кВАр


где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.

Для а-е


кВт


где Ом


кВАр


где Ом


ДляГ-д


кВт


где Ом


кВАр

где Ом


ДляГ-в


кВт


где Ом


кВАр


где Ом

Для Г-а


кВт


где Ом


кВАр


где Ом

Дляа-б


кВт

где Ом


кВАр


где Ом

Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий


Sлj=Sлj+?Sлj-jQолj=Pлj+jQлj, кВА


Для а-е


кВА


Для Г-в


кВА


Для Г-д


кВА


Для Г-а


кВА


Для а-б


кВА


Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.

В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий


Ui=Uэл-?Uлj


где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ?Uлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях.

Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.

Для Г-а


В

U(Г-а)=Uэл-?Uл(Г-а) =110000-2190=107810 В.


Для а-е


В

U(а-е)=U(Г-а) -?Uл(а-е) =107810-1156=106654 В.


Для а-б


В

U(а-б)=UГ-а -?Uл(а-б) =107810-1709=106101 В.


Для Г-д


В

UГ-д)=Uэл -?Uл(б-д) =110000-1206=108794 В.


Для Г-в


В

U(Г-в)=Uэл -?Uл(Г-в) =110000-1182=108818 В.


.3 Расчёт послеаврийного режима работы проектируемой электрической сети


В послеаварийном режиме одна из цепей двухцепных линий выходит из строя и схема замещения отличается, как по начертанию, так и по величине параметров элементов электрической сети.

Нагрузки приемных пунктов принимаются максимальными.

Потокораспределение и напряжение узлов электрической сети определяется по алгоритму, аналогичному для нормального режима работы.


, МВАр


где bо - погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6; bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км; bо (АС-120) = 2,69 ·10-6 См/км; bо (АС-95) = 2,65 ·10-6 См/км; bо (АС-240) = 2,85 ·10-6 См/км; Uном =113,3кВ - номинальное напряжение данное в задании для режима наибольших нагрузок; li - длина линии.

Рассчитаем для каждого участка


МВАр

МВАр

МВАр

МВАр

МВАр


Потери мощности в n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах


, кВАр

, кВт

где ?Ркз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; Si - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора,%; Ixx - ток намагничивания трансформатора,%.

Для пункта б»


, кВАр

, кВт

кВА


Для пункта в»


, кВАр

, кВт

кВА


Для пункта д»

, кВАр

, кВт

кВА


Для пункта а»


, кВАр

, кВт

кВА


Для пункта е»


, кВАр

, кВт

кВА


Тогда мощность на входе каждой подстанции


Sni=Si+ SТ(i), кВА


Для подстанции б»


кВА


Для подстанции в»


кВА


Для подстанции д»


кВА


Для подстанции а»


кВА


Для подстанции е»


кВА


На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий


, кВА


где QОЛj - половина реактивной мощности генерируемой линией, кВАр.

Для пункта Г-д


, кВА


где кВАр

Для пункта Г-в



где кВАр

Для пункта а-е


, кВА


где кВАр

Для пункта а-б



где кВАр

Для пункта Г-а



где кВАр

Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:


, кВт

, кВАр


где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.

Для а-е


кВт


где Ом


кВАр


где Ом

ДляГ-д


кВт


где Ом


кВАр


где Ом

ДляГ-в


кВт


где Ом


кВАр

где Ом

Для Г-а


кВт


где Ом


кВАр


где Ом

Дляа-б


кВт


где Ом


кВАр


где Ом

Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий


Sлj=Sлj+?Sлj-jQолj=Pлj+jQлj, кВА


Для а-е


кВА


Для Г-в


кВА


Для Г-д


кВА


Для Г-а


кВА


Для а-б


кВА


Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.

В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий.


Ui=Uэл-?Uлj


где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ?Uлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях.

Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.


Для Г-а


В

U(Г-а)=Uэл-?Uл(Г-а) =110000-8304=101696 В.


Для а-е


В

U(а-е)=U(Г-а) -?Uл(а-е) =101696-2548=99148 В.


Для а-б


В

U(а-б)=UГ-а -?Uл(а-б) =101696-2858=98896 В.


Для Г-д


В

UГ-д)=Uэл -?Uл(б-д) =110000-1848=108152 В.


Для Г-в


В

U(Г-в)=Uэл -?Uл(Г-в) =110000-2689=107371 В.


5. Регулирование напряжения


5.1 В нормальном режиме


Регулирование напряжения производится на электростанциях и на понижающих подстанциях. Предел регулирования напряжения задается в диапазоне от максимума до минимума в зависимости от изменения нагрузки на шинах электростанции или понижающей подстанции.

Регулирование напряжения на приемных подстанциях ведется по закону встречного регулирования напряжения. После определения напряжения на шинах высшего напряжения трансформаторов приемных пунктов необходимо осуществить регулирование напряжения.

В качестве основных средств регулирования напряжения при выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой.

Закон встречного регулирования напряжения, который должен быть осуществлен на шинах вторичного напряжения районных подстанций, определяется требованиями правил устройства электроустановок. В общем случае в нормальном максимальном режиме можно принимать за желаемое напряжение на 5% больше, чем номинальное вторичное напряжение трансформаторов приемного пункта, а в нормальном минимальном режиме и послеаварийном - желаемое напряжение равно номинальному.

Определяем потери напряжения в трансформаторе ?UTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,


Ui=Ui- ?UTi


Для подстанции а»


Uа=Uа- ?UT(а) = 105974 - 2361 = 103613 В.

где, В.


Для подстанции б»


Uб=Uб - ?UT(б) = 103249 - 2065 =101184 В.

где, В.


Для подстанции в»


Uв=Uв - ?UT(в) = 108102 - 2408 =105694 В.

где, В.


Для подстанции д»


Uд=Uд - ?UT(д) = 105974- 2048 = 105694 В.

где, В.


Для подстанции е»


Uе=Uе - ?UT(е) = 104116 -2899 = 101217 В.

где, В.


Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:



где Uнн - напряжение основного вывода вторичной обмотки трансформатора. Принимаем на 10% больше номинального напряжения; Uжн - желаемое напряжение на шинах вторичного напряжения подстанций. В нормальном максимальном режиме принимаем на 5% больше номинального напряжения, а в нормальном минимальном и послеаварийном равно номинальному.

Для подстанции а»


В.


Для подстанции б»


В.


Для подстанции в»


В.


Для подстанции д»


В.

Для подстанции е»


В.


По шкале величин напряжений, соответствующих напряжениям ответвления трансформатора (UH ± 9 x 1,78%) рассчитываем таблицу напряжений ответвлений по ступеням для трансформаторов напряжением 110 кВ и заносим в таблицу 5.1. Нормальные напряжения трансформатора принимается 110 и 115 кВ в зависимости от преобладающего напряжения в пунктах установки трансформатора.


Таблица 4

Ступень регулированияНапряжение9127622812566471237066121748511979041178323115874211391611119580110000-1108042-2106084-3104126-4102168-5100210-698252-796294-894336-992378

По расчетному напряжению ответвления, UPотвi трансформатора находим ближайшее табличное напряжение ответвления трансформатора и определяем ступень регулирования напряжения в данном режиме.

По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции



Для подстанции а»


кВ


Для подстанции б»


кВ


Для подстанции в»


кВ


Для подстанции д»


кВ


Для подстанции е»


кВ


Для минимального и послеаварийного расчёт ведётся аналогичным образом.


.2 Минимальный режим


Определяем потери напряжения в трансформаторе ?UTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,


Ui=Ui- ?UTi


Для подстанции а»


Uа=Uа- ?UT(а) = 107810 - 1449 = 101123 В.

где, В.


Для подстанции б»


Uб=Uб - ?UT(б) = 106101 - 1032= 105193 В.

где, В.


Для подстанции в»


Uв=Uв - ?UT(в) = 108818 - 1669 =107149 В.

где, В.


Для подстанции д»


Uд=Uд - ?UT(д) =108794- 1257 = 107537 В.

где, В.


Для подстанции е»


Uе=Uе - ?UT(е) = 106654 -1764 = 104890 В.

где, В.


Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:



Для подстанции а»


В.


Для подстанции б»


В.


Для подстанции в»


В.


Для подстанции д»


В.


Для подстанции е»


В.


По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции



Для подстанции а»


кВ

Для подстанции б»


кВ


Для подстанции в»


кВ


Для подстанции д»


кВ


Для подстанции е»


кВ


5.3 Послеаварийный режим


Определяем потери напряжения в трансформаторе ?UTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,


Ui=Ui- ?UTi


Для подстанции а»


Uа=Uа- ?UT(а) = 101696 - 4292 = 97404 В.

где, В.


Для подстанции б»


Uб=Uб - ?UT(б) = 98838 - 2065= 96773 В.

где, В.


Для подстанции в»


Uг=Uг - ?UT(г) = 107371 - 4571 =102800 В.

где, В.


Для подстанции д»


Uд=Uд - ?UT(д) = 108152- 3716 = 104436 В.

где, В.


Для подстанции е»


Uе=Uе - ?UT(е) = 99118 -5271 = 93847 В.

где, В.


Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:



Для подстанции а»


В.


Для подстанции б»


В.


Для подстанции в»


В.


Для подстанции д»


В.


Для подстанции е»


В.

По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции



Для подстанции а»


кВ


Для подстанции б»


кВ


Для подстанции в»


кВ


Для подстанции д»


кВ


Для подстанции е»


кВ

Исходя из полученных результатов можно сделать вывод, что при таком выборе сечения проводов потери напряжения в послеаварийном режиме удовлетворяют порогу 20% от номинального режима (по ГОСТу).


6. Технико-экономические показатели сети


К основным технико-экономическим показателя спроектированной сети, характеризующими ее техническую целесообразность и экономическую выгодность, а также расход: электрооборудования и денежных средств, относятся:

.Суммарные капиталовложения на сооружение линий подстанций (тыс.руб.):


К?= Кл + Кп=2208+2972=5180тыс. руб.


Удельные капиталовложения:


руб/кВт руб/кВт*км


. Суммарные ежегодные расходы по эксплуатации линии подстанций (тыс.руб./г);


И?ЛП =1995тыс. руб.


. Себестоимость передачи электроэнергии по сети (коп/кВтч);



4. Потери энергии в спроектированной сети в кВт-ч и в процентах от полученной потребителями электроэнергии за год.


МВт


Суммарные капиталовложения следует определять с учетом стоимости электрооборудования всей спроектированной сети от шин высшего напряжения источника питания сети до шин низшего напряжения подстанций района включительно.

Для одной и более крупной подстанции спроектированной сети необходимо предусмотреть сооружение щита районного диспетчерского управления, мастерской, гаража и других вспомогательных сооружений.

Суммарные эксплуатационные расходы определяются с учетом указанного выше оборудования и стоимости потерь электроэнергии в сети от шин источника питания до шин низшего напряжения понижающих подстанций.


7. Способы прокладки кабельных линий


Прокладка кабеля - ответственный этап при проведение строительных и монтажных работ при прокладке кабельных систем.
Способ прокладки и тип кабеля следует выбирать в соответствии с правилами устройства электроустановок ПУЭ. В соответствии ПУЭ должны соблюдаться следующие основные правила для прокладки кабелей и их выбору: . На территориях электростанций кабельные линии могут прокладываться в туннелях, каналах, блоках, кабельных эстакадах. Прокладка в траншеях допускается для одиночных (1-4) кабельных линий к удаленным вспомогательным объектам (склады топлива, мастерские). На территории подстанций и распределительных устройств кабельные линии могут прокладываться в каналах, трубах и в земле (в траншеях) и в подземных лотках. Кабельные линии, отходящие от распределительных устройств центра питания в одном направлении при числе более 20 кабелей, должны прокладываться в туннеле.

. В городах и поселках прокладка кабелей в земле (в траншеях) осуществляется по непроезжей части улиц (под тротуарами), по дворам и техническим полосам в виде газонов, с кустарниковыми посадками. По улицам и площадям, насыщенным подземными коммуникациями, прокладку кабельных линий рекомендуется производить в коллекторах и туннелях. При пересечении улиц и площадей с усовершенствованными покрытиями и с интенсивным движением транспорта кабельные линии должны прокладываться в блоках или трубах.

. При прокладке кабельных линий в кабельных сооружениях (помещениях), а также в производственных помещениях бронированные кабели не должны иметь поверх брони, а небронированные кабели - поверх металлических оболочек защитных покровов из горючих материалов. На электростанциях запрещается применять силовые и контрольные кабели с полиэтиленовой изоляцией из-за горючести полиэтилена и его размягчения при временном перегреве.

. При прокладке кабелей, питающих передвижные механизмы, должны применяться гибкие кабели с резиновой или другой аналогичной изоляцией, хорошо противостоящей многократным изгибам.

. Для прокладки по вертикальным и круто наклонным трассам при напряжениях до 35 кВ включительно должны применяться кабели с нестекающей массой или кабели с обедненно-пропитанной изоляцией или кабели с резиновой или пластмассовой изоляцией и оболочкой.

. Для прокладки кабелей по трассам, проходящим в различных грунтах и условиях окружающей среды, конструкции кабелей следует выбирать по участку с наиболее тяжелыми условиями, если длина участков с более легкими условиями не превышает строительной длины. При значительной длине отдельных участков трассы с различными условиями прокладки для каждого из них должны выбираться соответствующие конструкции и сечения кабелей.

. Число соединительных муфт на 1 км вновь строящихся кабельных линий не должно быть более 4 для трехжильных кабелей 1-10 кВ при сечениях кабелей до 3X95 мм2 и не более 5 при сечениях 3X120-3X240 мм2, а для трехфазных кабелей 20-35 кВ не более 6 соединительных муфт. Для одножильных кабелей число соединительных муфт на 1 км должно быть не более 2. Для кабельных линий 110-220 кВ число соединительных муфт определяется проектом.

. Прокладка кабелей на площадке крупных промышленных предприятий может также производиться на специальных кабельных эстакадах при наличии больших количеств кабелей (от 10 до 500 и более).

. Для прокладки в земле должны применяться только бронированные кабели, оболочки которых имеют внешний покров для защиты от химических воздействий, выбранные в зависимости от степени агрессивности почвы и наличия блуждающих токов. При прокладке кабелей в почвах, содержащих вещества, разрушительно действующие на оболочки кабелей (солончаки, болота, насыпной грунт со шлаком л строительным мусором и т.д.), а также в опасных зонах из-за воздействия электрокоррозии должны применяться кабели, имеющие усиленные защитные антикоррозионные покровы.

. Прокладка кабелей в земле (траншее) наиболее экономична. Рекомендуется в одной траншее прокладывать не более шести кабелей и расстояние между силовыми кабелями по возможности увеличивать до 200-300 мм. Прокладка в блоках, как наименее экономичная, допускается в местах пересечения с железнодорожными путями и проездами, в условиях чрезвычайной стеснен- ности по трассе, при вероятности разлива металла.

.Для подводных кабельных линий через судоходные реки, должны применяться кабели с круглой проволочной броней по возможности одной строительной длины. С этой целью разрешается применение одножильных кабелей. Кабели с резиновой изоляцией в поливинилхлоридной оболочке в воде не должны прокладываться.

. Для прокладки кабелей в почвах, подверженных смещению, а также для кабельных линий, прокладываемых в воздухе при наличии значительных растягивающих усилий, должны применяться кабели с проволочной броней.

. Кабели силовые с алюминиевыми жилами должны применяться наравне с кабелями с медными жилами за исключением:
а) взрывоопасных помещений классов B-I и В-1а;
б) механизмов доменных цехов и механизмов главной линии обжимных и непрерывных прокатных станов. . Кабели силовые в алюминиевой оболочке должны применяться для прокладки в воздухе (во всех помещениях, каналах, туннелях и в наружных установках) и в земле в траншеях преимущественно перед кабелями в свинцовой оболочке во всех случаях, где они допускаются. Выбор способа прокладки кабельных сетей производят в зависимости от

-величины и размещения нагрузок, плотности застройки предприятия,

-компоновки электротехнических помещений,

-наличия технологических, транспортных коммуникаций,

-параметров и расположения источников питания,

-уровня грунтовых вод,

-степени загрязнения окружающей среды и грунта,

-назначения кабельной лини.


Рисунок 1 - Виды кабельных сооружений

а) траншея; б) канал; в) туннель; г) блок; д) галерея; е) эстакада.


Каждый вид специального сооружения для прокладки кабелей характеризуется максимальным количеством силовых кабелей, которое можно в нём проложить. Траншея - 6 кабелей, канал -24, блок - 20, туннель - 72, эстакада - 24, галерея - 56.

Редко отдаётся предпочтение какому-либо одному виду прокладки кабелей. Обычно применяют смешанную прокладку, когда в зависимости от конкретных условий является целесообразным комбинированное исполнение различных способов прокладки кабельных линий.

Кабельные линии промышленных предприятий можно разделить на внутрицеховые и внецеховые. К внутрицеховым кабельным сетям относятся прокладки кабелей открыто на конструкциях, в лотках, коробах, каналах, туннелях и в трубах. К внецеховым кабельным линиям относятся прокладки кабелей в каналах, туннелях, блоках, траншеях, на эстакадах и в галереях. Внецеховые кабельные сети требуют для размещения сравнительно небольших площадей и могут быть осуществлены почти в любых атмосферных и грунтовых условиях.

Из опыта эксплуатации кабельных коммуникаций на действующих и реконструируемых объектах, прокладка кабеля в траншеях недостаточно надёжна, из-за частого производства земляных работ. Поэтому при числе кабелей от 6 до 30 рациональна прокладка в каналах или блоках, при числе кабелей свыше 30 кабели прокладывают в специальных кабельных сооружениях - в туннелях, на эстакадах и в галереях.

В помещениях скрытая прокладка проводов и кабелей в стальных трубах постепенно вытесняется открытыми прокладками. Открытая прокладка кабелей почти полностью исключают зависимость производства монтажных работ по прокладке кабелей от готовности строительной части сооружения. Открытые прокладки кабелей позволяют закончить нулевой цикл строительных работ, не дожидаясь производства электромонтажных работ, что невозможно при скрытых прокладках. Открытые прокладки кабелей наглядны, доступны, удобны для осмотра и замены кабелей, отличаются гибкостью при изменении трасс во время реконструкции электроустановок.

При открытой прокладке кабелей следует соблюдать меры по пожарной безопасности, обосновывать выбор марок кабелей и оболочек, правильно выбирать кабель по нагреву, контролировать качество присоединений и порядок раскладки кабелей, отделять зоны массовой прокладки кабелей от оборудования. При открытой прокладке кабелей в электротехнических и производственных помещениях следует стремиться к совмещению трасс, объединению кабелей различного назначения (силовых, осветительных, кабелей управления) в общие потоки, прокладывая их на общих конструкциях, лотках или коробах. Необходимо на стадии проектирования предусмотреть зоны размещения кабельных сетей, согласовать их взаимное расположение с технологическими, энергетическими, сантехническими сетями.

В случае размещения большого количества открыто прокладываемых кабелей целесообразно устройство кабельного этажа в верхней зоне подвала под электромашинным помещением, под производственными пролётами.

По территории промышленных предприятий кабельные сети могут выполнятся подземными - в траншеях, каналах, туннелях и блоках или надземными на эстакадах и в галереях. Подземный способ прокладки кабельных сетей защищает их от грозовых и атмосферных воздействий. Кабели, проложенные под землёй в меньшей мере создают помехи. Однако прокладка кабельных подземных коммуникаций нецелесообразна при неблагоприятных грунтовых условиях - высоком уровне грунтовых вод, наличия химически активных веществ, разрушающих кабельные оболочки.

Надземная прокладка кабелей рекомендуется во всех случаях, когда это позволяют условия среды, застройки предприятия и другие факторы. Надземные прокладки кабелей доступны при обслуживании, обеспечивают лёгкую замену и возможность дополнительной прокладки кабелей, облегчают работы по реконструкции сетей. При выборе способа прокладки кабельных линий следует учитывать, что первоначальные затраты при подземной системе выше, но надземные системы требуют более сложного ухода (покраска конструкций, очистка сооружений). Сравнивая различные системы кабельных канализаций по их удельным показателям, можно получить представление о целесообразности применения тех или иных способов прокладки кабелей на промышленных предприятиях.

Заключение


В данном проекте была спроектирована районная электрическая сеть. В ходе выполнения работы были проверены пять вариантов соединения, из которых впоследствии были исключены наиболее неэкономичные и ненадёжные схемы. На основании расчётов из оставшихся вариантов выбрана схема с наименьшими потерями электрической энергии в максимальных, минимальных и послеаварийных режимах работы. Также были выбраны сечения проводов, номинальное напряжение, типы и мощности компенсирующих устройств и трансформаторов.


Список использованной литературы


1 Елгин А.А., Справочные данные к решению задач, к проектированию, ТГУ, 2010.

.Елгин А.А., Методические указания по проектированию для студентов заочного отделения по курсу Производство и передача электроэнергии», ТГУ, 2009

. Правила устройства электроустановок, Энергоатомиздат, М. 1985г.

. Гологорский Е.Г., Справочник по строительству линий электропередачи напряжение 0.4-500 кВ, М. 2007.


Теги: Разработка районной сети электроэнергии  Диплом  Физика
Просмотров: 28790
Найти в Wikkipedia статьи с фразой: Разработка районной сети электроэнергии
Назад