close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Копия С.С. КП-ЭС 2 вер1

код для вставкиСкачать
Аннотация
Проектом районной электрической сети 35...220кВ предусмотрен эскизный проект электроснабжения потребителей, питаемых от пяти подстанций. Подключение подстанций осуществляется от электростанции, которые входят в состав энергетической системы. Активную мощность электростанции принимаем достаточной для электроснабжения заданного района.
Данный курсовой проект включает в себя следующие разделы:
- введение, в котором формулируем цель проекта, устанавливаем связь принимаемых решений с задачами проектирования и эксплуатации других объектов, обосновываем актуальность разрабатываемой темы проекта;
- баланс мощности в энергосистеме, в результате которого определяем мощность компенсирующих устройств каждой подстанции;
- пять первоначальных вариантов проектируемой сети;
- выбор напряжения, конструкции линий, подстанций, сопоставление и отбор наиболее оптимального варианта;
- электрический расчет выбранного варианта; - регулирование напряжения;
- определение технико-экономических показателей проектируемой сети;
- заключение.
Курсовой проект состоит из пояснительной записки объёмом 37 листов, дополняемой 7 рисунками и 5 таблицами, и графической части, выполненной на двух листах формата А3 и одном листе формата А1.
Содержание
Введение..................................................................................3
1 Баланс мощности в проектируемой сети, расчет мощности компенсирующих устройств.........................................................4
2 Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линии и трансформаторов проектируемой сети..................7
2.2 Выбор сечения линий............................................................10
2.3 Проверка вариантов схем по допустимому нагреву Iдоп..................15
2.4 Технико-экономическое сравнение вариантов схемы сети по
приведенным затратам....................................................................15
3 Расчет основных режимов работы проектируемой сети........................22
3.1 Расчет нормального режима наибольших нагрузок...........................22
3.2 Расчет послеаварийного режима...................................................28
4 Регулирование напряжения......................................................31
4.1 Режим наибольших нагрузок..................................................31
4.2 Послеаварийный режим........................................................34
5 Технико-экономические показатели сети.....................................35
Заключение............................................................................36
Список используемых источников.................................................37
Введение
Цель проекта - разработать вариант районной электрической сети. Оптимальный вариант проекта должен соответствовать наименьшим затратам при строительстве, монтаже электротехнических устройств, наибольшему удобству и надежности при эксплуатации обеспечивая надлежащее качество электроэнергии и минимум расходов.
1 Баланс мощности в проектируемой сети, расчет мощности компенсирующих устройств
Пункт Б
; - оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности Pмакс и Qмакс
и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:
Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:
По результатам расчетов выбираем для данного пункта КУ типа КСА 0.66-20 с установленной мощностью 3.4x2 (МВАр), общей стоимостью 62 тыс.руб.
Расчетная полная мощность для приемного пункта:
Пункт в
; - оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности Pмакс и Qмакс
и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:
Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:
По результатам расчетов выбираем для данного пункта КУ типа КСА 0.66-40 с установленной мощностью 2x6.7(МВАр), стоимостью 100тыс.руб.
Расчетная полная мощность для приемного пункта:
Пункт Г
; - оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности Pмакс и Qмакс
и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:
Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:
По результатам расчетов выбираем для данного пункта КУ типа КСА 0.66-40 с установленной мощностью 1x6.7(МВАр), стоимостью 61 тыс.руб.
Расчетная полная мощность для приемного пункта:
Пункт Д
; - оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности Pмакс и Qмакс
и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:
Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:
По результатам расчетов выбираем для данного пункта КУ типа КСА 0.66-20 с установленной мощностью 2x5.3+2x5.3+5.3 (МВАр), общей стоимостью 249 тыс.руб.
Расчетная полная мощность для приемного пункта:
Пункт e
; - оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности Pмакс и Qмакс
и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:
Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:
По результатам расчетов выбираем для данного пункта КУ типа КСА 0.66-40 с установленной мощностью 2x6.7(МВАр), стоимостью 100тыс.руб.
Расчетная полная мощность для приемного пункта:
2 Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линии и трансформаторов проектируемой сети
2.1 Составление вариантов цепи
Составляем 5 вариантов цепи.
Требования:
1) Передача электроэнергии от источника питания сети до приемных подстанций должна осуществляться по возможно кратчайшему пути;
2) На приемных подстанциях применяются упрощенные схемы ОРУ;
3) Электроснабжение пунктов, в которых есть потребители I категории должно осуществляться не менее чем по 2-м линиям;
4) Выключатели устанавливаются только в начале линии у источника питания;
5) Длина трассы линии увеличивается на 5-10 % за счет неровностей рельефа, и обхода естественных и искусственных препятствий, по ходу линии. Она определяется: lTi=lсм·M·1.05, где lсм - длина трассы линии на плане в см, M - масштаб линии
Рисунок 1 - Вариант 1
Рисунок 2 - Вариант 2
Рисунок 3 - Вариант 3
Рисунок 4 - Вариант 4
Рисунок 5 - Вариант 5
Таблица 1 - Параметры рассматриваемых вариантов
Вариант1234546656 254,32241,12227,04227,04232,32402,16376,64362,56360,8367,84
По минимуму расхода оборудования для дальнейшего рассмотрения остаются варианты 3 и 4.
2.2 Выбор сечения линий
Для каждого из оставшихся вариантов определяется потокораспределение мощностей по линиям.
Для выяснения какому из номинальных напряжений (35, 110, 220 кВ) соответствуют варианты схемы сети проводим пробный расчет сечений проводов линии, причем наиболее загруженную линию при напряжении 35 кВ, а наименее загруженную при - 220 кВ.
[мм] ,где Sj - полная мощность, протекающая по одной линии в данном направлении или по одной цепи двухцепной линии.
Uн - номинальное напряжение сети;
jэк - экономическая плотность тока.
jэк=1 [А/мм] (справочная литература)
Вариант 3
Рис 6.
- Самая загруженная линия А-2:
Сечение линии значительно больше рекомендованного (АС-35 - АС-150), поэтому:
=> АС-240 - Наименее загруженная линия А-Г:
Сечение линии значительно меньше рекомендованного (АС-240 - АС-400), поэтому:
=> АС-70
- Все сечения линии выбираются на напряжение 110 кВ:
F_(1-Б)=S_(1-Б)/(√3∙j_эк∙U_н )=√(7^2+〖0,93〗^2 )/(√3∙1∙110)=37,06 〖(мм〗^2) => АС-70
F_(1-в)=S_(1-в)/(√3∙j_эк∙U_н )=√(〖25〗^2+〖5,35〗^2 )/(√3∙1∙110)=134〖(мм〗^2)=>АС-120 F_(2-е)=S_(2-е)/(√3∙j_эк∙U_н )=√(〖24〗^2+〖3,97〗^2 )/(√3∙1∙110)=127〖(мм〗^2)=>АС-150 F_(А-Д)=S_(А-Д)/(√3∙j_эк∙U_н )=√(〖16〗^2+〖2,17〗^2 )/(√3∙1∙110)=84,75〖(мм〗^2)=>АС-95 F_(А-1)=S_(А-1)/(√3∙j_эк∙U_н )=√(〖32〗^2+〖6,28〗^2 )/(√3∙1∙110)=171〖(мм〗^2)=>АС-185 По данным расчетов составляем таблицу, где записываем выбранные стандартные сечения, сопротивления, активное и реактивное.
Таблица 2 - Данные линий
ЛинииАС
,мм2r0,
Ом/кмx0,
Ом/кмb0, мкСм/кмl, кмr, Омх,
ОмА-22400,130,3762,968,81,1443,30А-Г700,460,4252,6847,5221,8520,191-в1500,210,4012,8556,3211,8222,582-е1500,210,4012,8535,27,3914,11А-Д950,330,4142,7535,211,6214,57А-11850,170,3942,94,40,7481,731-Б700,460,4252,6847,5221,8620,22-Д950,330,4142,7526,48,710,9А-Б700,460,4252,6852,824,2922,44
Вариант 4
Рис. 7
- Самая загруженная линия А-1:
Сечение линии значительно больше рекомендованного (АС-35 - АС-150), поэтому:
=> АС-185 - Наименее загруженная линия 2-Г:
Сечение линии значительно меньше рекомендованного (АС-240 - АС-400), поэтому:
=> АС-70
- Все сечения линии выбираются на напряжение 110 кВ:
F_(1-Б)=S_(Б-1)/(√3∙j_эк∙U_н )=√(7^2+〖0,93〗^2 )/(√3∙1∙110)=37,06 〖(мм〗^2) => АС-70 F_(1-в)=S_(1-в)/(√3∙j_эк∙U_н )=√(〖25〗^2+〖5,35〗^2 )/(√3∙1∙110)=134〖(мм〗^2)=>АС-120 F_(А-е)=S_(е-А)/(√3∙j_эк∙U_н )=√(〖24〗^2+〖3,97〗^2 )/(√3∙1∙110)=127〖(мм〗^2)=>АС-150 F_(2-Г)=S_(2-Г)/(√3∙j_эк∙U_н )=√(5^2+〖0,92〗^2 )/(√3∙1∙110)=26,8〖(мм〗^2)=>АС-70 F_(2-Д)=S_(2-Д)/(√3∙j_эк∙U_н )=√(〖16〗^2+〖2,17〗^2 )/(√3∙1∙110)=84,75〖(мм〗^2)=>АС-95 F_(А-2)=S_(А-2)/(√3∙j_эк∙U_н )=√(〖21〗^2+〖3,09〗^2 )/(√3∙1∙110)=111〖(мм〗^2)=>АС-120
По данным расчетов составляем таблицу, где записываем выбранные стандартные сечения, сопротивления, активное и реактивное.
Таблица 3 - Данные линий
ЛинииАС
,мм2r0,
Ом/кмx0,
Ом/кмb0, мкСм/кмl, кмr, Омх,
ОмА-21200,270,4082,7913,23,5645,382-Г700,460,4252,6847,5221,8520,191-в1500,210,4012,8556,3211,8222,58А-е1500,210,4012,8535,27,3914,112-Д950,330,4142,7533,411,0313,8А-11850,170,3942,94,40,7481,731-Б700,460,4252,6847,5221,8620,2А-Б700,460,4252,6852,824,2922,44 Потери напряжения в j-ой линии
,
где lj-длина линии
Pj, Qj - активная и реактивная мощности, протекающие по линии;
r0j, x0j - погонное активное и реактивное сопротивление линии
Лучшими считаются варианты, у которых меньше потери напряжения от источника питания до наиболее удаленного приемного пункта.
Вариант 3: нормальный режим для наиболее удаленного пункта
〖ΔU〗_1норм=(P_(2-Д)∙r_(2-Д)+Q_(2-Д)∙x_(2-Д))/U_н +(P_(А-2)∙r_(А-2)+Q_(А-2)∙x_(А-2))/U_н =(16∙11,6+2,17∙14,5)/110+(40*1,1+6,1∙3,3)/110=2,578 кВ 〖ΔU〗_1норм/U_н =2,578/110 100%=2,34%
- допускается отклонение 15%
Вариант 3: послеаварийный режим для наиболее удаленного пункта
〖ΔU〗_(1посл.ав)=2*(P_(2-Д)∙r_(2-Д)+Q_(2-Д)∙x_(2-Д))/U_н +(P_(А-2)∙r_(А-2)+Q_(А-2)∙x_(А-2))/U_н =2*(16∙11,62+2,17∙14,57)/110+(24∙7,3+3,976∙14,1)/110=5,8 кВ
〖ΔU〗_(1посл.ав)/U_н =5,8/110 100%=5,3%
- допускается отклонение 20%
Вариант 4: нормальный режим для наиболее удаленного пункта
〖ΔU〗_2норм=(P_(А-2)∙r_(А-2)+Q_(А-2)∙x_(А-2))/U_н +(P_(2-Г)∙r_(2-Г)+Q_(2-Г)∙x_(2-Г))/U_н =(21∙3,5+3,09∙5,3)/110+(5∙16,1+0,92∙14)/110=1,693 кВ 〖ΔU〗_2норм/U_н =1,693/110 100%=1,5%
- допускается отклонение 15%
Вариант 2: послеаварийный режим для наиболее удаленного пункта
〖ΔU〗_(2посл.ав)=2〖ΔU〗_2норм=3,07 кВ
〖ΔU〗_(2посл.ав)/U_н =3,07/110 100%=2,7%
- допускается отклонение 20%
2.3 Проверка вариантов схем по допустимому нагреву Iдоп
Вариант 3
Наиболее загруженный участок А-2 Iдоп=605А
I_(раб.max)=S_(А-2)/(√3 U_н )=√(〖40〗^2+〖6,1〗^2 )/(√3∙110)=212,6 А<Iдоп
Вариант 4
Наиболее загруженный участок А-1 Iдоп=510А
I_(раб.max)=S_(А-1)/(√3 U_н )=√(〖32〗^2+6^2 )/(√3∙110)=171,6 А<Iдоп
По допустимому нагреву Iдоп варианты соответствуют нормам.
2.4 Технико-экономическое сравнение вариантов схемы сети по приведенным затратам
Определение мощности и типа трансформатора с учетом 40% перегрузки:
SТi=
где Sj - полная мощность подстанции.
S_(T_Б )=√(〖14〗^2+〖1,8〗^2 )/1.4=10,8 МВА =>
выбирается 2 трансформатора ТДН-16000/110
S_(T_В )=√(〖25〗^2+〖5,35〗^2 )/1.4=18,26 МВА =>
выбирается 2 трансформатора ТРДН-25000/110
S_(T_г )=√(〖10〗^2+〖1,8〗^2 )/1.4=7,2 МВА =>
выбирается 2 трансформатора ТДН-10000/110
S_(T_д )=√(〖32〗^2+〖4,3〗^2 )/1.4=23,07 МВА =>
выбирается 2 трансформатора ТРДН-25000/110
S_(T_Е )=√(〖24〗^2+〖3,9〗^2 )/1.4=17,37 МВА =>
выбирается 2 трансформатора ТРДН-25000/110
Количество выключателей на стороне низкого напряжения подстанции: nв=nвф+nвс+nвр+nвв,
где nвф - число фидерных выключателей;
nвс - число секционных выключателей;
nвр - число резервных выключателей;
nвв - число вводных выключателей.
Подстанция Б (число секций 2)
nвф=nS'ТА/2=16 nвс=1 nвр=2 nвв=2 nвку=2 nв=23 Подстанция в (число секций 4)
nвф=nS'ТВ/2=25 nвс=2 nвр=4 nвв=4 nвку=2 nв=37 Подстанция Г (число секций 2)
nвф=nS'Тг/2=10 nвс=1 nвр=2 nвв=2 nвку=1 nв=16
Подстанция Д (число секций 4)
nвф=nS'Тд/2=25 nвс=2 nвр=4 nвв=4 nвку=5 nв=40 Подстанция е (число секций 4)
nвф=nS'ТЕ/2=25 nвс=2 nвр=4 nвв=4 nвку=1 nв=37 Вариант 3
Капиталовложения в линии сети
Кл=∑Колi∙li,
где - расчетная стоимость одного километра одноцепной или двухцепной линии;
li - длина трассы одноцепной или двухцепной линии, в км.
Выбираем железобетонные одноцепные и двуцепные с подвеской обеих цепей, район по гололеду II.
К_(олА-2)=К_(А-2)∙l_(А-2)=17,7∙8,8=155,76(тыс.руб)
К_(олА-Г)=К_(А-Г)∙l_(А-Г)=13,9∙47,52=660,5(тыс.руб)
К_(ол1-в)=К_(1-в)∙l_(1-в)=9∙56,32=506,8(тыс.руб)
К_(ол1-Б)=К_(1-Б)∙l_(1-Б)=13,9∙47,52=660,5(тыс.руб)
К_(олА-Б)=К_(А-Б)∙l_(А-Б)=13,9∙52,8=733,92(тыс.руб)
К_(олА-Д)=К_(А-Д)∙l_(А-Д)=14,3∙35,2=503,3(тыс.руб)
К_(ол2-е)=К_(2-е)∙l_(2-е)=9∙35,2=316,8(тыс.руб)
К_(ол2-Д)=К_(2-Д)∙l_(2-Д)=14,3∙26,4=377,52(тыс.руб)
К_(олА-1)=К_(А-1)∙l_(А-1)=16,4∙4,4=72,6(тыс.руб)
∑Кл=3987,5 (тыс.руб)
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:
Кт=∑Ктi∙ni=(70·2)+(88·2)+(100·6)=916(тыс.руб),
где Ктi - расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности;
ni - количество трансформаторов этой мощности.
Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств подстанций приемных пунктов:
Кору=∑Коруi∙ni=17,4·3=52,2 (тыс. руб),
где Коруi - расчетная стоимость ОРУ подстанций данной схемы;
ni - количество ОРУ этой схемы.
Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств:
Кзру=Квно∙(nф∑+nс∑+nвв∑+nр∑+nку∑)=2.5·(154)=385 (тыс.руб),
где Квно - расчетная стоимость ячейки с выключателем;
nф∑, nс∑, nвв∑, nр∑, nку∑ - количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 6-10 кВ приемных подстанций.
Расчетная стоимость конденсаторных установок:
Кку=∑Ккуоi∙ni=62·2+100·2+61+249+100·2=1830 (тыс. руб),
где Ккуоi - расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности;
ni - количество конденсаторных установок этой мощности.
Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:
К_в=К_вво∙m_ввΣ=200∙6=1200 (тыс.руб),
где Квво - расчетная стоимость высоковольтного выключателя
mввΣ - число высоковольтных выключателей
Постоянные затраты:
Кпост=Кпостi∙ni=130∙5=650 тыс. руб.,
где Кпостi - расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают затраты на здания, дороги, ограждения и прочее.
n - число подстанций в проектируемой сети.
Капиталовложения в подстанции:
Кп=Кт+Кору+Кзру+Кк+Кпост+Кв=916+52,2 +385+1830+650+1200=
=5033,2 (тыс. руб.)
Cуммарные годовые эксплуатационные издержки:
К∑=Кл+Кп=3987,5+5033,2=9020 тыс. руб.
Потери электроэнергии в линии:
〖ΔА〗_(лА-2)=(〖P_(лА-2)〗^2+〖Q_(лА-2)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(лА-2)∙τ=(〖40〗^2+〖6,1〗^2)/〖110〗^2 1,14∙5522,6=855(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(лА-Г)=(〖P_(лА-Г)〗^2+〖Q_(лА-Г)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(лА-Г)∙τ=(5^2+〖0,92〗^2)/〖110〗^2 21,8∙5522,6=257,8(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(л1-в)=(〖P_(л1-в)〗^2+〖Q_(л1-в)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(л1-в)∙τ=(〖25〗^2+〖5,35〗^2)/〖110〗^2 11,8∙5522,6=3528,3(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(л1-Б)=(〖P_(л1-Б)〗^2+〖Q_(л1-Б)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(л1-Б)∙τ=(7^2+〖0,93〗^2)/〖110〗^2 21,86∙5522,6=497,5(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(лА-Б)=(〖P_(лА-Б)〗^2+〖Q_(лА-Б)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(лА-Б)∙τ=(7^2+〖0,93〗^2)/〖110〗^2 24,29∙5522,6=552,7(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(л2-Д)=(〖P_(л2-Д)〗^2+〖Q_(л2-Д)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(л2-Д)∙τ=(〖16〗^2+〖2,17〗^2)/〖110〗^2 8,7∙5522,6=1036,7(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(л2-е)=(〖P_(л2-е)〗^2+〖Q_(л2-е)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(л2-е)∙τ=(〖24〗^2+〖3,9〗^2)/〖110〗^2 7,3∙5522,6=1996,7(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(лА-Д)=(〖P_(лА-Д)〗^2+〖Q_(лА-Д)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(лА-Д)∙τ=(〖16〗^2+〖2,17〗^2)/〖110〗^2 11,6∙5522,6=1382,2(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(лА-1)=(〖P_(лА-1)〗^2+〖Q_(лА-1)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(лА-1)∙τ=(〖32〗^2+〖6,28〗^2)/〖110〗^2 0,7∙5522,6=363,06(МВт∙ч)
∑▒〖ΔАл=10470(MВт∙ч)〗
Годовые эксплуатационные издержки:
где аал=2.0 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию;
аол=0.4 - процент отчислений от капиталовложений на обслуживание;
арл=0.8 - процент отчислений от капиталовложений на ремонт линии;
в = 0.9 руб- стоимость одного МВт∙ч потерянной электроэнергии.
Потери электроэнергии в трансформаторах
〖ΔA〗_(T_Б )=21∙8760+85(√(〖14〗^2+〖1,8〗^2 )/16)^2∙5522,6=549,8 МВт∙ч
〖ΔA〗_(T_В )=29∙8760+120(√(〖25〗^2+〖5,35〗^2 )/25)^2∙5522,6=947,1 МВт∙ч
〖ΔA〗_(T_г )=14∙8760+60(√(〖10〗^2+〖1,85〗^2 )/10)^2∙5522,6=465,3МВт∙ч
〖ΔA〗_(T_д )=29∙8760+120(√(〖32〗^2+〖4,3〗^2 )/25)^2∙5522,6=530,4 МВт∙ч
〖ΔA〗_(T_Е )=29∙8760+120(√(〖24〗^2+〖3,9〗^2 )/25)^2∙5522,6=881,5 МВт∙ч
∑▒〖A_T=2(549,8+947,1+465,3+530,4+881,5〗)=6748,6 МВт∙ч Годовые эксплуатационные издержки подстанций:
,
где аап=3.3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию;
аол=3 - процент отчислений от капиталовложений на обслуживание;
арл=3 - процент отчислений от капиталовложений на ремонт подстанций; Суммарные эксплуатационные издержки:
И∑=Ил+Ип=137,02+474,16=611,18 (тыс.руб.)
Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=у0∙Рнб∙Тнб∙h=(36/1000).32000.6700.8,676.10-6=66,9(тыс.руб),
где Pнб=32000 кВт - наибольшая нагрузка отключенных потребителей;
Тнб =6700 ч - число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей;
у0=36 руб./кВт∙ч удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей;
h= - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения
Приведенные затраты:
З=Pн·К∑+И∑+У=0,2.9020+611,18+66,9=2482,3 (тыс.руб.)
где Рн=0.2 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
Вариант 4
Капиталовложения в линии сети
Кл=∑Колi∙li,
где - расчетная стоимость одного километра одноцепной или двухцепной линии;
li - длина трассы одноцепной или двухцепной линии, в км.
Выбираем железобетонные одноцепные и двуцепные с подвеской обеих цепей, район по гололеду II.
К_(олА-2)=К_(А-2)∙l_(А-2)=14,9∙13,2=196,68(тыс.руб)
К_(ол2-Г)=К_(2-Г)∙l_(2-Г)=13,9∙35,2=489,2(тыс.руб)
К_(ол1-в)=К_(1-в)∙l_(1-в)=9∙56,32=506,8(тыс.руб)
К_(ол1-Б)=К_(1-Б)∙l_(1-Б)=13,9∙47,52=660,5(тыс.руб)
К_(олА-Б)=К_(1-Б)∙l_(А-Б)=13,9∙52,8=733,92(тыс.руб)
К_(олА-е)=К_(2-е)∙l_(2-е)=9∙35,2=316,8(тыс.руб)
К_(ол2-Д)=К_(2-Д)∙l_(2-Д)=14,3∙33,4=477,62(тыс.руб)
К_(олА-1)=К_(А-1)∙l_(А-1)=16,4∙4,4=72,6(тыс.руб)
∑Кл=3542 (тыс.руб)
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:
Кт=∑Ктi∙ni=(70·2)+(88·2)+(100·6)=916(тыс.руб),
где Ктi - расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности;
ni - количество трансформаторов этой мощности.
Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств подстанций приемных пунктов:
Кору=∑Коруi∙ni=16·2+17,4·2=66,8 (тыс. руб),
где Коруi - расчетная стоимость ОРУ подстанций данной схемы;
ni - количество ОРУ этой схемы.
Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств:
Кзру=Квно∙(nф∑+nс∑+nвв∑+nр∑+nку∑)=2.5·(154)=385 (тыс.руб),
где Квно - расчетная стоимость ячейки с выключателем;
nф∑, nс∑, nвв∑, nр∑, nку∑ - количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 6-10 кВ приемных подстанций.
Расчетная стоимость конденсаторных установок:
Кку=∑Ккуоi∙ni=62·2+100·2+61+249+100·2=1830 (тыс. руб),
где Ккуоi - расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности;
ni - количество конденсаторных установок этой мощности.
Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:
К_в=К_вво∙m_ввΣ=200∙6=1200 (тыс.руб),
где Квво - расчетная стоимость высоковольтного выключателя
mввΣ - число высоковольтных выключателей
Постоянные затраты:
Кпост=Кпостi∙ni=130∙5=650 тыс. руб.,
где Кпостi - расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают затраты на здания, дороги, ограждения и прочее.
n - число подстанций в проектируемой сети.
Капиталовложения в подстанции:
Кп=Кт+Кору+Кзру+Кк+Кпост+Кв=916+66,8+385+1830+650+1200=
=5048 (тыс. руб.)
Cуммарные годовые эксплуатационные издержки:
К∑=Кл+Кп=3542+5048=8590 тыс. руб.
Потери электроэнергии в линии:
〖ΔА〗_(лА-2)=(〖P_(лА-2)〗^2+〖Q_(лА-2)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(лА-2)∙τ=(〖21〗^2+〖3,09〗^2)/〖110〗^2 3,5∙5522,6=732,9(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(л2-Г)=(〖P_(лГ-А)〗^2+〖Q_(лГ-А)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(лГ-А)∙τ=(5^2+〖0,92〗^2)/〖110〗^2 16,9∙5522,6=191,01(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(л1-в)=(〖P_(л1-в)〗^2+〖Q_(л1-в)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(л1-в)∙τ=(〖25〗^2+〖5,35〗^2)/〖110〗^2 11,8∙5522,6=3528,3(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(л1-Б)=(〖P_(л1-Б)〗^2+〖Q_(л1-Б)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(л1-Б)∙τ=(7^2+〖0,93〗^2)/〖110〗^2 21,86∙5522,6=497,5(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(лА-Б)=(〖P_(лА-Б)〗^2+〖Q_(лА-Б)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(лА-Б)∙τ=(7^2+〖0,93〗^2)/〖110〗^2 24,29∙5522,6=552,7(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(лА-е)=(〖P_(лА-е)〗^2+〖Q_(лА-е)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(лА-е)∙τ=(〖24〗^2+〖3,9〗^2)/〖110〗^2 7,3∙5522,6=1996,7(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(л2-Д)=(〖P_(л2-Д)〗^2+〖Q_(л2-Д)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(л2-Д)∙τ=(〖16〗^2+〖2,17〗^2)/〖110〗^2 11,03∙5522,6=1313(МВт∙ч)
〖ΔА〗_(лА-1)=(〖P_(лА-1)〗^2+〖Q_(лА-1)〗^2)/〖U_ном〗^2 r_(лА-1)∙τ=(〖32〗^2+〖6,28〗^2)/〖110〗^2 0,7∙5522,6=363,06(МВт∙ч)
∑▒〖ΔA_л=9175(MВт∙ч)〗
Годовые эксплуатационные издержки:
где аал=2.0 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию;
аол=0.4 - процент отчислений от капиталовложений на обслуживание;
арл=0.8 - процент отчислений от капиталовложений на ремонт линии;
в = 0.9 руб- стоимость одного МВт∙ч потерянной электроэнергии.
Потери электроэнергии в трансформаторах
〖ΔA〗_(T_Б )=21∙8760+85(√(〖14〗^2+〖1,8〗^2 )/16)^2∙5522,6=549,8 МВт∙ч
〖ΔA〗_(T_В )=29∙8760+120(√(〖25〗^2+〖5,35〗^2 )/25)^2∙5522,6=947,1 МВт∙ч
〖ΔA〗_(T_г )=14∙8760+60(√(〖10〗^2+〖1,85〗^2 )/10)^2∙5522,6=465,3МВт∙ч
〖ΔA〗_(T_д )=29∙8760+120(√(〖32〗^2+〖4,3〗^2 )/25)^2∙5522,6=530,4 МВт∙ч
〖ΔA〗_(T_Е )=29∙8760+120(√(〖24〗^2+〖3,9〗^2 )/25)^2∙5522,6=881,5 МВт∙ч
∑▒〖A_T=2(549,8+947,1+465,3+530,4+881,5〗)=6748,6 МВт∙ч Годовые эксплуатационные издержки подстанций:
,
где аап=3.3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию;
аол=3 - процент отчислений от капиталовложений на обслуживание;
арл=3 - процент отчислений от капиталовложений на ремонт подстанций; Суммарные эксплуатационные издержки:
И∑=Ил+Ип=121,62+475,5=597,14 (тыс.руб.)
Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=у0∙Рнб∙Тнб∙h=(36/1000).32000.6700.8,676.10-6=66,9(тыс.руб),
где Pнб=32000 кВт - наибольшая нагрузка отключенных потребителей;
Тнб =6700 ч - число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей;
у0=36 руб./кВт∙ч удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей;
h= - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения
Приведенные затраты:
З=Pн·К∑+И∑+У=0,2.8590+597,14+66,9=2382(тыс.руб.)
где Рн=0.2 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
Так как оба варианта получились экономически равноценными, то мы выбираем вариант 4 из-за меньшего расхода цветного металла.
3 Расчет основных режимов работы проектируемой сети
Главной целью расчетов режимов является определение их параметров, которые характеризуют условия работы оборудования электрических сетей и потребителей. Результаты расчетов режимов сетей служат основой для оценки качества электроэнергии у потребителей, допустимости этих режимов в отношении работы оборудования сети, а также определения наиболее выгодных условий электроснабжения потребителей.
3.1 Расчет нормального режима наибольших нагрузок
Реактивная мощность генерируемая линией:
по этой формуле рассчитываем значения для каждой линии:
〖Q^' c〗_(А-2)=(U^2 〖b_0〗_(А-2) l_(А-2))/2=(〖110〗^2∙2,79∙13,2)/2=0,228(МВар)
〖Q^' c〗_(2-Г)=(U^2 〖b_0〗_(2-Г) l_(2-Г))/2=(〖110〗^2∙2,68∙35,2)/2=0,570(МВар)
〖Q^' c〗_(1-в)=(U^2 〖b_0〗_(1-В) l_(1-В))/2=(〖110〗^2∙2,85∙56,32)/2=0,971(МВар)
〖Q^' c〗_(1-Б)=(U^2 〖b_0〗_(1-Б) l_(1-Б))/2=(〖110〗^2∙2,68∙47,52)/2=0,770(МВар)
〖Q^' c〗_(А-Б)=(U^2 〖b_0〗_(А-Б) l_(А-Б))/2=(〖110〗^2∙2,68∙52,8)/2=0,856(МВар)
〖Q^' c〗_(А-е)=(U^2 〖b_0〗_(А-е) l_(А-е))/2=(〖110〗^2∙2,85∙35,2)/2=0,606(МВар)
〖Q^' c〗_(2-Д)=(U^2 〖b_0〗_(2-Д) l_(2-Д))/2=(〖110〗^2∙2,68∙33,44)/2=0,556(МВар)
〖Q^' c〗_(А-1)=(U^2 〖b_0〗_(А-1) l_(А-1))/2=(〖110〗^2∙2,9∙4,4)/2=0,077(МВар)
Потери мощности в трансформаторах подстанций при холостом ходе:
Трансформаторы подстанций Б :
〖ΔSт.xx〗_Б=2(21+j136)=42+j272 кВА
Трансформаторы подстанций Г :
〖ΔSт.xx〗_Б=2(14+j90)=28+j180 кВА
Трансформаторы подстанций в, Д, е :
〖ΔSт.xx〗_в=〖ΔSт.xx〗_д=〖ΔSт.xx〗_е=2(29+j200)=58+j400 кВА
Потери реактивной мощности в трансформаторах подстанций:
〖ΔQт〗_Б=1/2 U_(кз.т.Б)/100 〖〖S'〗_Б〗^2/S_(н.т.Б) +2 I_(xx.т.Б)/100 S_(н.т.Б)=1/2 10,5/100 (〖14〗^2+〖1,8〗^2)/16+2 0,85/100 16==0,92(МВАр) 〖ΔQт〗_В=1/2 U_(кз.т.В)/100 〖〖S'〗_В〗^2/S_(н.т.В) +2 I_(xx.т.В)/100 S_(н.т.В)=1/2 10,5/100 (〖25〗^2+〖5,35〗^2)/25+2 0,8/100 25==1,77(МВАр)
〖ΔQт〗_г=1/2 U_(кз.т.г)/100 〖〖S'〗_г〗^2/S_(н.т.г) +2 I_(xx.т.г)/100 S_(н.т.г)=1/2 10,5/100 (〖10〗^2+〖1,8〗^2)/10+2 0,9/100 10==0,72(МВАр) 〖ΔQт〗_д=1/2 U_(кз.т.д)/100 〖〖S^'〗_д〗^2/S_(н.т.д) +2 I_(xx.т.д)/100 S_(н.т.д)=1/2 10,5/100 (〖32〗^2+〖4,3〗^2)/25+2 0,8/100 25==2,59(МВАр) 〖ΔQт〗_Е=1/2 U_(кз.т.Е)/100 〖〖S'〗_Е〗^2/S_(н.т.Е) +2 I_(xx.т.Е)/100 S_(н.т.Е)=1/2 10,5/100 (〖24〗^2+〖3,9〗^2)/25+2 0,8/100 16==1,64(МВАр)
Потери активной мощности в трансформаторах подстанций:
〖ΔPт〗_Б=1/2 〖ΔP〗_(кз.т.А) 〖〖S'〗_Б〗^2/〖S_(н.т.Б)〗^2 +2 〖ΔP〗_(xx.т.Б)=1/2∙0,085 (〖14〗^2+〖1,8〗^2)/〖16〗^2 +2 ∙0,021==0,075 (МВт)
〖ΔPт〗_В=1/2 〖ΔP〗_(кз.т.В) 〖〖S'〗_В〗^2/〖S_(н.т.В)〗^2 +2 〖ΔP〗_(xx.т.В)=1/2∙0,12 (〖25〗^2+〖5,35〗^2)/〖25〗^2 +2 ∙0,029=0,120 (МВт)
〖ΔPт〗_г=1/2 〖ΔP〗_(кз.т.г) 〖〖S'〗_г〗^2/〖S_(н.т.г)〗^2 +2 〖ΔP〗_(xx.т.г)=1/2∙0,06 (〖10〗^2+〖1,8〗^2)/〖10〗^2 +2 ∙0,014==0,059 (МВт)
〖ΔPт〗_д=1/2 〖ΔP〗_(кз.т.д) 〖〖S^'〗_д〗^2/〖S_(н.т.д)〗^2 +2 〖ΔP〗_(xx.т.д)=1/2∙0,12 (〖32〗^2+〖4,3〗^2)/〖25〗^2 +2 ∙0,029==0,158 (МВт) 〖ΔPт〗_Е=1/2 〖ΔP〗_(кз.т.Е) 〖〖S'〗_Е〗^2/〖S_(н.т.Е)〗^2 +2 〖ΔP〗_(xx.т.Е)=1/2∙0,12 (〖24〗^2+〖3,9〗^2)/〖25〗^2 +2 ∙0,029=0,114 (МВт)
Таблица 4 - Потери мощности в трансформаторах подстанций в режиме наибольших нагрузок
ПодстанцияБвГДеТип трансформатораТРДН-16000/110ТДН-25000/110ТРДН-10000/110ТРДН-25000/110ТДН-25000/110Активные потери холостого хода ΔPxx (МВт)0,0210,0290,0140,0290,029Реактивные потери холостого хода ΔQxx (МВАр)0,1360,20,090,20,2Активные потери ΔP (МВт)0,0750,1200,0590,1580,114Реактивные потери ΔQ (МВАр)0,921,770,722,591,64Полные потери ΔS (МВА)0,9297
1,7767
0,7254
2,5948
1,6448
Мощность на входе I-той подстанции:
S_nБ=〖S^'〗_Б+〖ΔPт〗_Б+j〖ΔQт〗_Б=14+j1,8+0,075+j0,92=14,075+j2,72 (МВА)
S_nв=〖S^'〗_В+〖ΔPт〗_В+j〖ΔQт〗_В=25+j5,35+0,12+j1,77=25,012+j7,12(МВА)
S_nГ=〖S^'〗_г+〖ΔPт〗_г+j〖ΔQт〗_г=10+j1,8+0,059+j0,72=10,059+j2,52(МВА)
S_nД=〖S^'〗_д+〖ΔPт〗_д+j〖ΔQт〗_д=32+j4,3+0,158+j2,59==32,158+j6,89 (МВА)
S_nе=〖S^'〗_Е+〖ΔPт〗_Е+j〖ΔQт〗_Е=24+j3,9+0,114+j1,64=24,114+j5,54(МВА)
Мощность на выходе концевых линий
〖S''〗_(1-в)=S_nв-j 〖Q^' c〗_(1-в)/2=25,012+j7,12-j 0,971/2=25,012+j6,634(МВА)
〖S''〗_(2-Д)=S_nД/2-j 〖Q^' c〗_(2-Д)/2=(32,158+j6,89)/2-j 0,556/2=16,079+j3,167(МВА)
〖S''〗_(2-Г)=S_nг/2-j 〖Q^' c〗_(2-г)/2=(10,059+j2,52)/2-j 0,570/2=5,029+j0,975(МВА)
〖S''〗_(1-Б)=S_nБ/2-j 〖Q^' c〗_(1-Б)/2=(14,075+j2,72)/2-j 0,770/2=7,037+j0,975(МВА)
〖S''〗_(А-Б)=S_nБ/2-j 〖Q^' c〗_(1-Б)/2=(14,075+j2,72)/2-j 0,856/2=7,037+j0,932(МВА)
Потери мощности в этих линиях
〖ΔP^''〗_(1-в)=(〖P^''〗_(1-в)^2+(〖Q^''〗_(1-в) )^2)/(U_н^2 ) r_(1-в)=(〖25,012〗^2+〖6,634〗^2)/〖110〗^2 11,82=0,65 (МВт)
〖ΔP''〗_(2-Д)=(〖P''〗_(2-Д)^2+〖(〖Q^''〗_(2-Д))〗^2)/(U_н^2 ) r_(2-Д)=(〖16,079〗^2+〖3,167〗^2)/〖110〗^2 11,03=0,244(МВт)
〖ΔP''〗_(2-Г)=(〖P''〗_(2-г)^2+〖(〖Q^''〗_(2-г))〗^2)/(U_н^2 ) r_(2-г)=(〖5,029〗^2+〖0,975〗^2)/〖110〗^2 16,9=0,03(МВт)
〖ΔP''〗_(1-Б)=(〖P''〗_(1-Б)^2+〖(〖Q^''〗_(1-Б))〗^2)/(U_н^2 ) r_(1-Б)=(〖7,037〗^2+〖0,975〗^2)/〖110〗^2 21,85=0,09(МВт)
〖ΔP''〗_(А-Б)=(〖P''〗_(А-Б)^2+〖(〖Q^''〗_(А-Б))〗^2)/(U_н^2 ) r_(А-Б)=(〖7,037〗^2+〖0,932〗^2)/〖110〗^2 24,29=0,10(МВт)
〖ΔQ^''〗_(1-в)=(〖P^''〗_(1-в)^2+(〖Q^''〗_(1-в) )^2)/(U_н^2 ) x_(1-в)=(〖25,012〗^2+〖6,634〗^2)/〖110〗^2 22,5=1,24 (МВАр)
〖ΔQ''〗_(2-Д)=(〖P''〗_(2-Д)^2+〖(j〖Q^''〗_(2-Д))〗^2)/(U_н^2 ) x_(2-Д)=(〖16,079〗^2+〖3,167〗^2)/〖110〗^2 13,8=0,307(МВАр)
〖ΔQ''〗_(2-Г)=(〖P''〗_(2-Г)^2+〖(j〖Q^''〗_(2-Г))〗^2)/(U_н^2 ) x_(2-Г)=(〖5,029〗^2+〖0,975〗^2)/〖110〗^2 14,9=0,032 (МВАр)
〖ΔQ''〗_(1-Б)=(〖P''〗_(1-Б)^2+〖(j〖Q^''〗_(1-Б))〗^2)/(U_н^2 ) x_(1-Б)=(〖7,037〗^2+〖0,975〗^2)/〖110〗^2 20,19=0,084(МВАр)
〖ΔQ''〗_(А-Б)=(〖P''〗_(А-Б)^2+〖(j〖Q^''〗_(А-Б))〗^2)/(U_н^2 ) x_(А-Б)=(〖7,037〗^2+〖0,975〗^2)/〖110〗^2 22,44=0,093(МВАр)
Определим мощность на входе рассмотренных выше линий
〖S^'〗_(1-в)=〖S^''〗_(1-в)+〖ΔP^''〗_(1-в)+〖jΔQ^''〗_(1-в)-j 〖Q^' c〗_(1-в)/2=
=25,012+j6,634+0,65+j1,24-j 0,971/2=25,67+j7,33(МВА)
〖S^'〗_(2-Д)=〖S^''〗_(2-Д)+〖ΔP^''〗_(2-Д)+〖ΔQ^''〗_(2-Д)-j 〖Q^' c〗_(2-Д)/2=
=16,079+j3,167+0,244+j0,307-j 0,556/2=16,32+j3,19(МВА)
〖S^'〗_(2-Г)=〖S^''〗_(2-Г)+〖ΔP^''〗_(2-Г)+〖ΔQ^''〗_(2-Г)-j 〖Q^' c〗_(2-Г)/2=
=5,029+j0,975+0,03+j0,032-j 0,570/2=5,06+j0,722 (МВА)
〖S^'〗_(1-Б)=〖S^''〗_(1-Б)+〖ΔP^''〗_(1-Б)+〖ΔQ^''〗_(1-Б)-j 〖Q^' c〗_(1-Б)/2=
=7,037+j0,975+0,09+j0,084-j 0,770/2=7,12+j0,68(МВА)
〖S^'〗_(А-Б)=〖S^''〗_(А-Б)+〖ΔP^''〗_(А-Б)+〖ΔQ^''〗_(А-Б)-j 〖Q^' c〗_(А-Б)/2=
=7,037+j0,932+0,1+j0,093-j 0,856/2=7,13+j0,64(МВА)
Мощность на выходе радиальных линий
〖S''〗_(А-е)=S_nе-j 〖Q^' c〗_(А-е)/2=24,114+j5,54-j 0,606/2=24,114+j5,23(МВА)
Потери мощности в этих линиях
〖ΔP^''〗_(А-е)=(〖P^''〗_(А-е)^2+(j〖Q^''〗_(А-е) )^2)/(U_н^2 ) r_(А-е)=(〖24,114〗^2+〖5,23〗^2)/〖110〗^2 7,39=0,372 (МВт)
〖ΔQ^''〗_(А-е)=(〖P^''〗_(А-е)^2+(j〖Q^''〗_(А-е) )^2)/(U_н^2 ) x_(А-е)=(〖24,114〗^2+〖5,23〗^2)/〖110〗^2 14,11=0,710(МВАр)
Определим мощность на входе рассмотренных выше линий
〖S^'〗_(А-е)=〖S^''〗_(А-е)+〖ΔP^''〗_(А-е)+j〖ΔQ^''〗_(А-е)-j 〖Q^' c〗_(А-е)/2=
=24,114+j5,23+0,372+j0,71-j 0,606/2=24,486+j5,64(МВА)
Мощность на выходе магистральных линий
〖S''〗_(А-2)=〖S^'〗_(2-Д)+〖S^'〗_(2-Г)-j 〖Q^' c〗_(А-2)/2=16,32+j3,19+5,06+j0,722-j 0,222/2=21,389+j3,80(МВА)
〖S''〗_(А-1)=〖S^'〗_(1-в)+〖S^'〗_(1-Б)-j 〖Q^' c〗_(А-1)/2=25,07+j6,33+7,12+j0,68-j 0,077/2=32,795+j8,03(МВА)
Потери мощности в этих линиях
〖ΔP^''〗_(А-2)=(〖P^''〗_(А-2)^2+(j〖Q^''〗_(А-2) )^2)/(U_н^2 ) r_(А-2)=(〖21,389〗^2+〖3,80〗^2)/〖110〗^2 3,56=0,139 (МВт)
〖ΔP^''〗_(А-1)=(〖P^''〗_(А-2)^2+(j〖Q^''〗_(А-2) )^2)/(U_н^2 ) r_(А-1)=(〖32,795〗^2+〖8,03〗^2)/〖110〗^2 0,7=0,07 (МВт
〖ΔQ^''〗_(А-2)=(〖P^''〗_(А-1)^2+(j〖Q^''〗_(А-1) )^2)/(U_н^2 ) x_(А-2)=(〖21,389〗^2+〖3,80〗^2)/〖110〗^2 5,3=0,21(МВАр)
〖ΔQ^''〗_(А-1)=(〖P^''〗_(А-1)^2+(j〖Q^''〗_(А-1) )^2)/(U_н^2 ) x_(А-1)=(〖32,795〗^2+〖8,03〗^2)/〖110〗^2 1,7=0,16(МВАр)
Определим мощность на входе рассмотренных выше линий
〖S^'〗_(А-2)=〖S^''〗_(А-2)+〖ΔP^''〗_(А-2)+j〖ΔQ^''〗_(А-2)-j 〖Q^' c〗_(А-2)/2=
=21,389+j3,80+0,139+j0,21-j 0,222/2=21,528+j3,904(МВА)
〖S^'〗_(А-1)=〖S^''〗_(А-1)+〖ΔP^''〗_(А-1)+j〖ΔQ^''〗_(А-1)-j 〖Q^' c〗_(А-1)/2=
=32,795+j8,03+0,07+j0,16-j 0,077/2=32,865+j8,15(МВА)
Определение потерь напряжения и напряжений на входе каждой подстанции:
〖ΔU〗_(А-е)=(〖P'〗_(А-е) r_(А-е)+〖Q'〗_(А-е) x_(А-е))/U_эл =(24,486∙7,392+5,64∙14,11)/110=2,36
U_е=U_эл-〖ΔU〗_(А-е)=110-2,36=107,63
〖ΔU〗_(А-1)=(〖P'〗_(А-1) r_(А-1)+〖Q'〗_(А-1) x_(А-1))/U_эл =(32,865∙0,7+8,15∙1,73)/110=0,33
U_1=U_эл-〖ΔU〗_(А-1)=110-0,33=109,67
〖ΔU〗_(1-Б)=(〖P'〗_(Б-1) r_(Б-1)+〖Q'〗_(Б-1) x_(Б-1))/U_1 =(7,12∙21,85+0,68∙20,19)/109,67=1,53
U_Б=U_1-〖ΔU〗_(1-Б)=109,67-1,53=108,13
〖ΔU〗_(1-в)=(〖P'〗_(1-В) r_(1-В)+〖Q'〗_(1-В) x_(1-В))/U_1 =(25,67∙11,82+7,33∙22,5)/109,67=4,27
U_в=U_1-〖ΔU〗_(1-в)=109,67-3,99=105,37
〖ΔU〗_(А-2)=(〖P'〗_(А-2) r_(А-2)+〖Q'〗_(А-2) x_(А-2))/U_эл =(21,52∙4,3472+3,90∙12,81)/110=0,88
U_2=U_эл-〖ΔU〗_(А-2)=110-0,88=109,11
〖ΔU〗_(2-Д)=(〖P'〗_(2-Д) r_(2-Д)+〖Q'〗_(2-Д) x_(2-Д))/U_2 =(16,32∙11,03+3,19∙13,8)/109,11=2,03
〖ΔU〗_(2-Г)=(〖P'〗_(2-г) r_(2-г)+〖Q'〗_(2-г) x_(2-г))/U_2 =(5,06∙16,1+0,722∙14,9)/109,11=0,843
U_Д=U_2-〖ΔU〗_(2-Д)=109,11-2,03=107,07
U_Г=U_2-〖ΔU〗_(2-Г)=109,11-0,843=108,27
3.2 Расчет послеаварийного режима работы проектируемой электрической сети
В этом режиме отключаем одну из цепей линии А-2
Реактивная мощность генерируемая линией
〖Q^' c〗_(А-2)=(U^2 〖b_0〗_(А-2) l_(А-2))/2=(〖110〗^2∙2,79∙13,2)/2=0,228(МВар)
〖Q^' c〗_(2-Г)=(U^2 〖b_0〗_(2-Г) l_(2-Г))/2=(〖110〗^2∙2,68∙35,2)/2=0,570(МВар)
〖Q^' c〗_(2-Д)=(U^2 〖b_0〗_(2-Д) l_(2-Д))/2=(〖110〗^2∙2,68∙33,44)/2=0,556(МВар)
Потери мощности в трансформаторах подстанций при холостом ходе:
Трансформаторы подстанций Д,Г :
〖ΔSт.xx〗_Д=2(29+j200)=58+j400 кВА
〖ΔSт.xx〗_Г=2(14+j90)=28+j180 кВА
Потери реактивной мощности в трансформаторах подстанций:
〖ΔQт〗_Г=1/2 U_(кз.т.г)/100 〖〖S'〗_г〗^2/S_(н.т.г) +2 I_(xx.т.г)/100 S_(н.т.г)=1/2 10,5/100 (〖10〗^2+〖1,8〗^2)/10+2 0,9/100 10==0,72(МВАр) 〖ΔQт〗_д=1/2 U_(кз.т.д)/100 〖〖S^'〗_д〗^2/S_(н.т.д) +2 I_(xx.т.д)/100 S_(н.т.д)=1/2 10,5/100 (〖32〗^2+〖4,3〗^2)/25+2 0,8/100 25==2,59(МВАр) Потери активной мощности в трансформаторах подстанций:
〖ΔPт〗_Г=1/2 〖ΔP〗_(кз.т.г) 〖〖S'〗_г〗^2/〖S_(н.т.г)〗^2 +2 〖ΔP〗_(xx.т.г)=1/2∙0,06 (〖10〗^2+〖1,8〗^2)/〖10〗^2 +2 ∙0,014==0,059 (МВт)
〖ΔPт〗_д=1/2 〖ΔP〗_(кз.т.д) 〖〖S^'〗_д〗^2/〖S_(н.т.д)〗^2 +2 〖ΔP〗_(xx.т.д)=1/2∙0,12 (〖32〗^2+〖4,3〗^2)/〖25〗^2 +2 ∙0,029==0,158 (МВт) Мощность на входе I-той подстанции:
S_nГ=〖S^'〗_г+〖ΔPт〗_г+j〖ΔQт〗_г=10+j1,8+0,059+j0,72=10,059+j2,52(МВА)
S_nД=〖S^'〗_д+〖ΔPт〗_д+j〖ΔQт〗_д=32+j4,3+0,158+j2,59==32,158+j6,89 (МВА)
Мощность на выходе концевых линий
〖S''〗_(2-Д)=S_nД-j 〖Q^' c〗_(2-Д)/2=32,158+j6,89-j 0,556/2=32,158+j6,612(МВА)
〖S''〗_(2-Г)=S_nГ-j 〖Q^' c〗_(2-г)/2=10,059+j2,52-j 0,570/2=10,059+j2,235(МВА)
Потери мощности в этих линиях
〖ΔP''〗_(2-Д)=(〖P''〗_(2-Д)^2+〖(〖Q^''〗_(2-Д))〗^2)/(U_н^2 ) r_(2-Д)=(〖32,158〗^2+〖6,612〗^2)/〖110〗^2 11,03=0,983(МВт)
〖ΔP''〗_(2-Г)=(〖P''〗_(2-г)^2+〖(〖Q^''〗_(2-г))〗^2)/(U_н^2 ) r_(2-г)=(〖10,059〗^2+〖2,335〗^2)/〖110〗^2 16,9=0,142(МВт)
〖ΔQ''〗_(2-Д)=(〖P''〗_(2-Д)^2+〖(j〖Q^''〗_(2-Д))〗^2)/(U_н^2 ) x_(2-Д)=(〖32,158〗^2+〖6,612〗^2)/〖110〗^2 13,8=1,233(МВАр)
〖ΔQ''〗_(2-Г)=(〖P''〗_(2-Г)^2+〖(j〖Q^''〗_(2-Г))〗^2)/(U_н^2 ) x_(2-Г)=(〖10,059〗^2+〖2,335〗^2)/〖110〗^2 14,9=0,131 (МВАр)
Определим мощность на входе рассмотренных выше линий
〖S^'〗_(2-Д)=〖S^''〗_(2-Д)+〖ΔP^''〗_(2-Д)+〖ΔQ^''〗_(2-Д)-j 〖Q^' c〗_(2-Д)/2=
=32,158+j6,612+0,983+j1,233-j 0,556/2=33,1+j7,56(МВА)
〖S^'〗_(2-Г)=〖S^''〗_(2-Г)+〖ΔP^''〗_(2-Г)+〖ΔQ^''〗_(2-Г)-j 〖Q^' c〗_(2-Г)/2=
=10,059+j2,235+0,142+j0,131-j 0,570/2=10,20+j2,08 (МВА)
Мощность на выходе магистральных линий
〖S^''〗_(А-2)=〖S^'〗_(2-Г)+〖S^'〗_(2-Д)-j 〖Q^' c〗_(А-2)/2=
=33,1+j7,56+10,20+j2,08-j 0,222/2=43,3+j9,53(МВА)
Потери мощности в этих линиях
〖ΔP^''〗_(А-2)=(〖P^''〗_(А-2)^2+(j〖Q^''〗_(А-2) )^2)/(U_н^2 ) r_(А-2)=(〖43,3〗^2+〖9,53〗^2)/〖110〗^2 3,56=0,58 (МВт)
〖ΔQ^''〗_(А-2)=(〖P^''〗_(А-1)^2+(j〖Q^''〗_(А-1) )^2)/(U_н^2 ) x_(А-2)=(〖43,3〗^2+〖9,53〗^2)/〖110〗^2 5,3=0,87(МВАр)
Определим мощность на входе рассмотренных выше линий
〖S^'〗_(А-2)=〖S^''〗_(А-2)+〖ΔP^''〗_(А-2)+j〖ΔQ^''〗_(А-2)-j 〖Q^' c〗_(А-2)/2=
=43,3+j9,53+0,58+j0,87-j 0,222/2=43,922+j10,3(МВА)
Определение потерь напряжения и напряжений на входе подстанций:
〖ΔU〗_(А-2)=(〖P'〗_(А-2) r_(А-2)+〖Q'〗_(А-2) x_(А-2))/U_эл =(43,9∙3,56+10,3∙5,3)/110=1,92(кВ)
U_2=U_эл-〖ΔU〗_(Б-2)=110-1,92=108,07(кВ)
〖ΔU〗_(2-Д)=(〖P'〗_(2-Д) r_(2-Д)+〖Q'〗_(2-Д) x_(2-Д))/U_2 =(33,1∙11,03+7,56∙13,8)/108,07=4,2
〖ΔU〗_(2-Г)=(〖P'〗_(2-г) r_(2-г)+〖Q'〗_(2-г) x_(2-г))/U_2 =(10,20∙16,1+2,08∙14,9)/108,07=1,78
U_Д=U_2-〖ΔU〗_(2-Д)=108,07-4,2=103,8(кВ)
U_Г=U_2-〖ΔU〗_(2-Г)=108,07-1,78=106,02(кВ)
4 Регулирование напряжения
4.1 Режим наибольших нагрузок
〖ΔU〗_ТБ=(〖Pn〗_Б/2 r_тБ+〖Qn〗_Б/2 x_тБ)/U_Б =(14,07/2 4,38+2,72/2 86,6)/108,13=1,37 (кВ)
〖ΔU〗_Тв=(〖Pn〗_в/2 r_тв+〖Qn〗_в/2 x_тв)/U_в =(25,01/2 2,54+7,12/2 55,9)/105,37=2,18 (кВ)
〖ΔU〗_ТГ=(〖Pn〗_Г/2 r_тГ+〖Qn〗_Г/2 x_тГ)/U_Г =(10,05/2 7,95+2,52/2 139)/108,27=1,98 (кВ)
〖ΔU〗_ТД=(〖Pn〗_Д/2 r_тД+〖Qn〗_Д/2 x_тД)/U_Д =(32,15/2 2,54+6,89/2 55,9)/107,07=2,18 (кВ)
〖ΔU〗_Те=(〖Pn〗_е/2 r_те+〖Qn〗_е/2 x_те)/U_е =(24,11/2 2,54+5,54/2 55,9)/107,63=1,72 (кВ)
Вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора:
〖U'〗_Б=U_Б-〖ΔU〗_ТБ=108,13-1,37=106,76 (кВ)
〖U'〗_в=U_в-〖ΔU〗_Тв=105,37-2,18=103,18 (кВ)
〖U^'〗_Г=U_Г-〖ΔU〗_ТГ=108,27-1,98=106,28 (кВ)
〖U^'〗_Д=U_Д-〖ΔU〗_ТД=107,07-2,18=104,89 (кВ)
〖U'〗_е=U_е-〖ΔU〗_Те=107,63-1,72=110,95 (кВ)
Расчетное напряжение ответвления трансформатора:
〖U^Р〗_(отв i)=(〖U^'〗_i U_НН)/U_ЖН Uнн=11 кВ Uжн=10.5 кВ для подстанций Г, Д, е
Uнн=6,6 кВ Uжн=6,3 кВ для подстанций Б, в
〖U^Р〗_(отв Б)=(106,76 ∙6,6)/6,3=111,84 (кВ)
〖U^Р〗_(отв в)=(103,18∙6,6)/6,3=108,09 (кВ)
〖U^Р〗_(отв Г)=(106,2∙11)/10,5=111,34 (кВ)
〖U^Р〗_(отв Д)=(104,89∙11)/10,5=109,89 (кВ)
〖U^Р〗_(отв е)=(110,95∙11)/10,5=110,95 (кВ)
Таблица 5 - Шкала величин напряжений соответствующих напряжениям ответвления трансформатора
номер ступени регулирования РПНответвления с изменением напряжения относительно номинального значения в процентахответвление с изменением напряжения относительно номинального значения в кВзначение напряжения на шинах трансформатора в кВ +9 +1,78%+1.958127.622 +8 +1,78%+1.958125.664 +7 +1,78%+1.958123.706 +6 +1,78%+1.958121.748 +5 +1,78%+1.958119.790 +4 +1,78%+1.958117.832 +3 +1,78%+1.958115.874 +2 +1,78%+1.958113.916 +1+1,78%+1.958111.958 +0 +0%+0110 --1 -1,78%-1.958108.042 --2 -1,78%-1.958106.084 --3 -1,78%-1.958104.126 --4 -1,78%-1.958102.168 --5 -1,78%-1.958100.210 --6 -1,78%-1.95898.252 --7 -1,78%-1.95896.294 --8 -1,78%-1.95894.336 --9 -1,78%-1.95892.378
〖U^Т〗_отвБ= 111,958 (кВ) (+1)
〖U^Т〗_(отв в)=108,042 (кВ) (-1)
〖U^Т〗_(отв Г)= 111,958(кВ) (+1)
〖U^Т〗_(отв Д)=110 (кВ) (0)
〖U^Т〗_(отв е)= 110(кВ) (0)
Действительное значение вторичного напряжения подстанции:
〖U_ДНН〗_Б=(〖U'〗_Б∙U_нн)/〖U^Т〗_(отв Б) =(106,76∙6,6)/111,958=6,29 (кВ)
〖U_ДНН〗_в=(〖U'〗_в∙U_нн)/〖U^Т〗_(отв в) =(103,18∙6,6)/108,042=6,32 (кВ)
〖U_ДНН〗_Г=(〖U'〗_Г∙U_нн)/〖U^Т〗_(отв Г) =(107,9∙11)/111,958=10,44 (кВ)
〖U_ДНН〗_Д=(〖U'〗_Д∙U_нн)/〖U^Т〗_(отв Д) =(104,89 ∙11)/(110 )=10,48 (кВ)
〖U_ДНН〗_е=(〖U'〗_е∙U_нн)/〖U^Т〗_(отв е) =(110,95∙11)/110=10,59 (кВ)
4.2 Послеаварийный режим
〖ΔU〗_ТГ=(〖Pn〗_Г/2 r_тГ+〖Qn〗_Г/2 x_тГ)/U_Г =(10,05/2 7,95+2,52/2 139)/106,29=2,02 (кВ)
〖ΔU〗_ТД=(〖Pn〗_Д/2 r_тД+〖Qn〗_Д/2 x_тД)/U_Д =(32,15/2 2,54+6,89/2 55,9)/103,8=2,24 (кВ)
Вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора:
〖U'〗_Г=U_Г-〖ΔU〗_ТГ=106,29-2,02=104,26 (кВ)
〖U'〗_Д=U_Д-〖ΔU〗_ТД=103,8-2,24=101,51 (кВ)
Расчетное напряжение ответвления трансформатора:
〖U^Р〗_(отв i)=(〖U^'〗_i U_НН)/U_ЖН Uнн=11 кВ Uжн=10 кВ для подстанций Г, Д
〖U^Р〗_(отв Г)=(104,26∙11)/10=114,69 (кВ)
〖U^Р〗_(отв Д)=(101,51∙11)/10=111,7 (кВ)
〖U^Т〗_(отв Г)= 115.874 (кВ) (+3)
〖U^Т〗_(отв Д)=111,958 (кВ) (+1)
Действительное значение вторичного напряжения подстанции:
〖U_ДНН〗_Г=(〖U'〗_Г∙U_нн)/〖U^Т〗_(отв Г) =(104,26∙11)/115.874=9,89 (кВ)
〖U_ДНН〗_Д=(〖U'〗_Д∙U_нн)/〖U^Т〗_(отв Д) =(101,51∙11)/( 111,958)=9,97 (кВ)
5 Технико - экономические показатели сети.
Этот пункт расчета предполагает собой расчет показывающий ее техническую целесообразность и экономическую выгодность а также расход денежных средств.
Суммарные капиталовложения на сооружение линий и подстанций:
К∑=Кл+Кп=3542+5048=8590 тыс. руб.
Суммарные ежегодные расходы по эксплуатации линий и подстанций:
И∑=Ил+Ип=121,62+475,5=597,1 (тыс.руб.)
Себестоимость передачи электроэнергии по сети:
Ц=К_⅀/(P_max T_max )=8590/(32000∙6700)=4 (коп/кВт∙ч)
Потери энергии:
Заключение
По представленным данным была спроектирована районная электрическая сеть. Были произведены необходимые расчеты для определения сечений проводов, подстанций, компенсаторных установок и другого электротехнического оборудования с учетом различных режимов работы сети. Проект соответствует наименьшим затратам при строительстве и монтаже электрических сооружений и устройств, наибольшим удобствами надежности при эксплуатации, обеспечивает питание электроприемников электроэнергией надлежащего качества при приемлемых эксплуатационных издержках. Схема и конструкция сетей, позволяют расширение сетевых устройств при наименьших нарушениях электроснабжения потребителей. Кроме того, разработанная сеть удовлетворяет правилам СНиП и ПУЭ. При проектировании были учтены необходимые поправки с использованием уточняющих коэффициентов. Погрешности при вычислении находятся в пределах нормы и соответствуют ГОСТ. Список используемых источников
1. Блок, В.М. Электрические сети и системы / В.М. Блок. - М. Высшая школа, 2007г.
2. Веников, В.А. Электрические сети. Электрические системы / В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков, Л.А. Солдаткина. - М.: Высшая школа, 2007. - Т.2.
3. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / под ред. Ю.Г. Барыбина - М.: Энергоатомиздат, 2007.
4. Производство и передача электроэнергии: метод. Указания к курсовому проектированию / сост. А.А. Елгин, О.В. Самолина. - Тольятти: ТГУ, 2007. - 40 с. 5. Правила устройства электроустановок - М. КНОРУС, 2007.
1
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
113
Размер файла
296 Кб
Теги
вер1
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа