close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

kursach po sis

код для вставкиСкачать
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
"ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ"
Факультет - Электротехнический
Специальность - 140203 Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем
Кафедра - ЭСВТ
ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
110 - 220 КВ
Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине
"Электрические системы и сети"
Выполнил:
студент группы 5А0Д ____________________ Оморбеков Н. О.
Руководитель: ____________________ Глазырина Т. А.
Томск 2012
ВВЕДЕНИЕ
Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние связи, динамику развития, параметры и надежность работы системы в целом и ее отдельных элементов [Файбисович].
Основной целью курсового проектирования является выбор и обоснование путем вариантного сравнения основных инженерно-технических и экономических характеристик электрической части сети 110 - 220 кВ, обеспечивающих надежное электроснабжение потребителя. В данной работе необходимо провести расчет двух вариантов схем энергоснабжения радиальной и смешанной; рассчитать и выбрать марку проводов для ВЛЭП, количество и марку трансформаторов на подстанциях и провести для них все необходимые проверки.
В ходе работы необходимо провести технико-экономическое сравнение вариантов схем энергоснабжения и по его результатам выбрать экономически обоснованную схему.
Помимо общепринятых задач, решаемых при проектировании электрической части электрической сети в настоящем курсовом проекте решаются следующие задачи с элементами научных исследований:
1.анализ вариантов электрической сети по конфигурации и напряжению и принятие решения;
2.анализ технико-экономических показателей вариантов сети с учетом ее надежности и обоснование принятого решения;
3.поиск и обоснование целесообразного пути снижения потерь электрической энергии.
4.освоение о практическое применение навыков программирования на ПЭВМ и расчёты режимов сети на промышленной программе MUSTANG
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Задание - путем вариантного сравнения выбрать и обосновать основные инженерно-технические и экономические характеристики электрической части сети, обеспечивающие надежное электроснабжение потребителей.
Таблица 1. Характеристики нагрузок.
Номер
нагрузкисмсмМВтчас--16.51,05040000,7910022,52,51932000,775036.57,02863000,82754104,51050000.7830Характеристика системы и режима:
1. ВЫБОР ВАРИАНТОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ.
Выбор схемы электрической сети производится одновременно с выбором напряжения и заключается в определении размещения подстанций, связей между ними, предварительной разработке принципиальных схем подстанций.
Основные требования к сети: схема должна обеспечивать необходимую надежность, под которой понимается способность выполнять заданные функции, сохраняя эксплутационные характеристики в условиях оговоренных в нормативных документах.
Составляем схемы соединительной сети.
При построении схемы электрической сети руководствуемся следующими критериями:
1) При построении схемы сети необходимо разделить всех потребителей на категории по надежности электроснабжения;
2) В сети не должно быть обратных перетоков мощности, длина линий должна быть по возможности наименьшей; пересечение линий допускается, в крайнем случае, один раз.
3) В качестве узловой подстанции выбирают подстанцию с наибольшей нагрузкой; если это невозможно в силу условий пункта 3, то выбирают подстанцию со второй по величине нагрузкой.
4) При объединении подстанций в кольцевую сеть их нагрузки не должны отличаться от нагрузки узловой подстанции больше, чем в 4 раза.
Согласно ПУЭ все потребители электроэнергии по надежности электроснабжения делятся на три категории. Данная РЭС содержит потребителей двух категорий:
* 1-4 подстанции - потребители I и II категории (Кк 0);
Согласно приведенным критериям составляем схемы сети:
Рис 1. Радиальная сеть
Рис 2 Смешанная сеть
Схемы радиальной и смешанной сети показаны на рисунках 1 и 2.
Таблица 2. Длины ЛЭП.
Участок0-22-33-41-22-4Длины ЛЭП(км).2560425580
Предварительный расчёт потоков мощности
Определим (Рис.1, 2):
;
;
;
;
;
;
;
.
* Определим , , , для радиальной сети (Рис.1):
;
;
;
Проверка:
;
;
.
Условие выполнено.
* Определим , , , , для смешанной сети (Рис.2):
Рассчитаем предварительное потокораспределение в кольце методом моментов, считая цепь однородной ().
Проверка: ;
;
.
Условие выполнено.
;
Проверка:
;
;
.
Условие выполнено.
Выбор номинальных напряжений сети
Номинальное напряжение сети влияет как на её технико-экономические показатели, так и на технические характеристики. Так при повышении номинального напряжения уменьшаются потери мощности и электроэнергии, т. е. снижаются эксплутационные расходы, уменьшаются сечения проводов, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается перспективное развитие сети, но увеличиваются капиталовложения на сооружения сети. Сеть меньшего напряжения наоборот требует меньших капиталовложений, но увеличиваются эксплутационные расходы за счет потери мощности и электроэнергии, обладает меньшей пропускной способностью. Из сказанного следует, важность выбора номинального напряжения при ее проектировании. Номинальные напряжения электрических сетей в России установлены действующим стандартом (ГОСТ 721-77*). Для выбора номинальных напряжений на каждом из участков сети воспользуемся формулой, предложенной Илларионовым Г. А. [1] ,
где L - длина линии, км;
Р - активная мощность, протекающая по линии, МВт; - число цепей.
* Выбор номинальных напряжений для радиальной сети
. принимаем из стандартного ряда .
. принимаем из стандартного ряда .
. принимаем из стандартного ряда .
. принимаем из стандартного ряда .
* Выбор номинальных напряжений для смешанной сети
. принимаем из стандартного ряда .
. принимаем из стандартного ряда .
. принимаем из стандартного ряда .
. принимаем из стандартного ряда .
. принимаем из стандартного ряда .
Примечание:
В смешанной сети на участках 3-4;2-3 и 2-4 было выбрано номинальное напряжение 110 кВ, т.к. в кольце напряжение на всех участках должно быть одинаковым. Номинальные напряжения (по итогам расчета и принятые из стандартного ряда) всех участков сети для всех вариантов сведены в таблицу 3
Таблица 3.
СхемаУчастокРАДИАЛЬНАЯ0-2225127129,7832202-32602873,1461102-41801062,471101-225570111,442220СМЕШАННАЯ0-2225127129,7832202-316023,16592,7461102-418014,83575,6431103-41424,835111,4422202-12557043,48110
Выбор сечений проводов.
Для определенных участков сети определим средневзвешенное время действия наибольшей нагрузки. Для радиальной схемы:
участок 02:
На остальных участках число часов использования максимума нагрузки определено заданием.
Для смешанной схемы:
участок 02
Используя [1], составим таблицы, по которым определяем значения и :
Таблица 1. Усредненные значения коэффициента Тmaxдо 40004000-6000более 6000t0,811,3 Таблица 2. Нормированные значения плотности тока
Проводники
Плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки, Tmax, ч/годболее 1000 до 3000более 3000 до 5000более 5000Неизолированные провода и шины: медные
алюминиевые
2,0 1,0
1,7 0,9
1,4 0,8Определим максимальные токи для каждого участка.
* Радиальная сеть.
;
;
;
.
* Смешанная сеть.
;
;
;
Определим расчетные токи для каждого участка.
* Радиальная сеть.
;
Выбор сечения проводов будем проводить по экономической плотности тока по формуле [1]:
, где
- нормированная плотность тока, А/мм2;
- расчетный ток, А;
- ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме, определяемый для системообразующих линий основной сети по расчетным длительным потокам мощности. Для линий распределительной сети определяется расчетом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы; - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 110 - 220 кВ значение может быть принято равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки. - учитывает число часов использования максимальной нагрузки ВЛ.
Расчетная токовая нагрузка участка 23
;
Расчетная токовая нагрузка участка 24 ;
Расчетная токовая нагрузка участка 21
.
* Смешанная сеть.
Расчетная токовая нагрузка участка 02 ;
Расчетная токовая нагрузка участка 21 Расчетная токовая нагрузка участка 23
;
Расчетная токовая нагрузка участка34 ;
Расчетная токовая нагрузка участка 24 .
Исходя из полученных значений расчетных токов и зная, что материал опор - железобетон, район по гололеду - I-II, выберем марки проводов для каждого участка и занесем их в таблицу 4.
Таблица 4.
СхемаУчастокМарка проводаРАДИАЛЬНАЯ0-22220127+j97.637221АС-240/322-3211028+j19.544122АС-120/192-4111010+j8.02371АС-120/191-2222070+j54.326122АС-240/32СМЕШАННАЯ0-22220127+j97.637221АС-240/322-3111023.165+j16.628157АС-120/192-4111014.835+10.939102АС-120/193-411104.835+j2.19731АС-150/242-1222070+j54.326122АС-240/32Проверка выбранных сечений по техническим ограничениям.
Проверка по нагреву.
Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке (по нагреву):
I p н  Iдоп,
где - расчетный ток для проверки проводов по нагреву (в
качестве такового принимается средняя токовая нагрузка за полчаса), при этом расчетным и режимами могут являться нормальные или послеаварийные режимы, а также периоды ремонтов других элементов сети, возможных неравномерностей распределения нагрузки между линиями и т.п.; Iдоп - допустимые длительные токовые нагрузки 1. Проверка осуществляется при работе линии в послеаварийном режиме при максимальной нагрузке. Таким режимом является отключение одного из головного участков, по которому протекает наибольшая мощность (для смешанной сети), либо отключение одной цепи ВЛЭП (для радиальной сети).
Допустимые токи для проводов:
* Для АС-120/19 ;
* Для АС-150/24 ;
* Для АС-240/32 .
Определим токи в послеаварийном режиме для радиальной и смешанной сетей.
* Радиальная сеть.
Обрыв одной цепи линии ().
; - проверка пройдена.
; - проверка пройдена.
; - проверка пройдена.
. - проверка пройдена.
На всех участках радиальной сети условие выполняется.
* Смешанная сеть.
. - проверка пройдена.
- проверка пройдена.
Отключаем линию 2-3
; - проверка пройдена.
; - проверка пройдена.
Проверка по условиям короны.
Проверка по условиям короны.
Проверке по условиям короны подлежат воздушные линии напряжением 35кВ и выше. Проверка по условиям короны не производится, если количество проводов в фазе и их диаметр равны или более значений. [1, табл. 3.7].
Таблица7. Номинальное напряжениеКоличество проводов в фазеДиаметр провода, ммСечение сталеалюминевого провода, мм2110111,470220121,6240А т.к. выбранные сечения удовлетворяют данным условиям, то проверка по условиям короны не производится.
Проверка по условиям механической прочности.
ВЛЭП на 110 кВ со сталеалюминевыми проводами должны иметь сечение не менее 70 и не более 240 мм2 , ВЛЭП на 220 кВ должны иметь сечение не менее 240 мм2. ВЛЭП на 35 кВ со сталеалюминевыми проводами должны иметь сечение не менее 35 и не более 150 мм2 Тем самым гарантируется механическая прочность. Следовательно, проверка выполняется.
Проверка по потерям напряжения.
Проверка по потерям напряжения.
Проверке по потерям напряжения воздушные линии 35 кВ и выше не подлежат. Так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов по сравнению с применением на понижающих подстанциях трансформаторов с РПН (регулирующее напряжение под нагрузкой) экономически не оправдано.
Выбранные сечения удовлетворяют всем требованиям.
Зная марки проводов на всех участках, заполним таблицу параметров воздушных линий Таблица 5. Параметры ЛЭП.
СхемаРадиальнаяСмешаннаяУчасток0-22-12-42-30-22-12-33-42-42202201101102202201101101102212221112555806025555542800,1180,1180.2440,1180,1180,1180,2440,2040.4350.4350.4270.4350,4350,4350,4272,7071,4753,24519,527,321,4753,24514,648,56819,525,43811,96334,1612,815,43811,96325,6217,6434,160.0260.02660,0260,02660,02660,02660,0266,33,52,63,96,313,81,91,42,6Марка
проводаАС-240/32АС-120/19АС-240/32АС-120/19АС-150/19Активное сопротивление линии, Ом, определяется по формуле.
,
где l-длина линий, км; r0 - погонное активное сопротивление, Омкм; определяется при температуре проводов +200С.
nц - число цепей.
Реактивное сопротивление определяется как ,
где x0 - погонное индуктивное сопротивление, Омкм:
Активная проводимость gл присутствует из-за потерь активной мощности на утечку через изоляторы и потерь на корону, в связи с этими задаются наименьшие допустимые сечения по короне. При расчетах установившихся режимов сетей до 330 кВ активная проводимость практически не учитывается.
Емкостная проводимость обусловлена емкостями между проводами разных фаз, и емкостью провод земля и определяется
,
где b0 - погонная емкостная проводимость, См/км; определяется по справочным данным.
Вместо емкостной проводимости учитывается реактивная мощность, генерируемая емкостью линий. Емкостная мощность равна, Мвар:
,
Удельные расчетные параметры линии электропередачи разных напряжений и конструкций приведены в 1.
Выбор трансформаторов на подстанциях.
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанций потребителей. На подстанциях целесообразно устанавливать два трансформатора. В этом случае обеспечивается надежность электроснабжения потребителей 1 и 2 категорий. При отключении одного трансформатора оставшийся в работе должен выдерживать перегрузку до 40%.
На подстанциях с высоким напряжением 220 кВ и выше, как правило, устанавливаются автотрансформаторы, обладающие рядом преимуществ по сравнению с трансформаторами (меньшая масса, стоимость и потери энергии по той же мощности). В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Несмотря на то, что на большинство новых подстанций на первом этапе устанавливается по одному трансформатору, удельный вес двух трансформаторных подстанций растет. Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке эксплуатации подстанции.
Составим блок-схему присоединения подстанций:
Радиальная сеть:
Смешанная сеть: По условию надежности на подстанциях устанавливается не менее двух трансформаторов.
Номинальная мощность трансформатора выбирается из условия:
Мощность трансформатора, устанавливаемого на подстанцию, должна бать больше расчетной.
Определим расчетные мощности трансформаторов.
* Радиальная сеть.
* Подстанция ПС1:
;
* Подстанция ПС2:
;
* Подстанция ПС3
:
* Подстанция ПС4:
.
* Смешанная сеть.
* Подстанция ПС1:
;
* Подстанция ПС2:
;
* Подстанция ПС3:
;
* Подстанция ПС4:
Исходя из полученных расчетных мощностей, выберем марки трансформаторов и занесем их характеристики в таблицу 6.
Таблица 6.
РАДИАЛЬНАЯ СМЕШАННАЯ СЕТЬ ПС1234Тип трансформатораТРДЦН-
63000/220АТДЦТН-
63000/220/110ТРДН-
25000/110ТДН-
10000/11063632510Пределы
РегулированияВН230230115230СН-121--НН111110.511ВС121110.512ВН35.7СН21.9ВС300215120300ВН-СН-824527140,80.50.70.7ВН3,91.42.543,9СН1.4НН2.8ВН100,710455.9100,7СН0НН195.650431517570Приближенный расчет потерь активной и реактивной мощностей.
Потери мощности в трансформаторах определяется по формуле
,
где постоянные потери мощности (холостого хода) в трансформаторе:
,
переменные потери мощности обмотке трансформатора:
.
Потери мощности в трансформаторах:
Радиальная сеть.
* Подстанция ПС1
;
.
* Подстанция ПС2
;
;
;
;
.
* Подстанция ПС3
;
.
* Подстанция ПС4
;
.
Суммарные потери в трансформаторах:
Смешанная сеть.
* Подстанция ПС1
;
.
* Подстанция ПС2
;
;
;
;
.
* Подстанция ПС3
;
.
* Подстанция ПС4
;
.
Суммарные потери в трансформаторах:
Потери мощности в ЛЭП:
* Радиальная сеть.
;
;
;
.
Суммарные потери в ЛЭП:
Смешанная сеть.
;
;
;
;
.
Суммарные потери в ЛЭП:
Баланс мощности
Составление балансов активной и реактивной мощностей. Под составлением баланса мощности понимается составление суммарной установленной мощности Ру источников питания с суммарной потребляемой мощностью в системе. В состав потребляемой мощности входят:
* наибольшая суммарная мощность нагрузки потребителей Рп ;
* суммарные потери мощности в сети ;
В общем виде:
Баланс реактивной мощности составляется для выбора необходимой мощности компенсирующего устройства, при которой на шинах РЭС будет обеспечен коэффициент мощности не ниже заданного. Располагаемую реактивную мощность РЭС определяем по величине максимальной активной мощности потребляемой от РЭС и величине заданного коэффициента мощности.
Уравнение баланса реактивной мощности:
,
где Qвыр - реактивная мощность, передаваемая с шин РЭС;
Qпотреб - потребленная реактивная мощность;
Qт - потери реактивной мощности в трансформаторах;
Qл - потери реактивной мощности в линии;
Qс - зарядная мощность;
Qку -реактивная мощность компенсирующего устройства.
* Радиальная сеть.
.
.
* Смешанная сеть.
.
.
Выбор компенсирующих устройств
* Радиальная сеть.
.
Выбираем конденсаторную батарею КС2-1.05-60 ().
Количество конденсаторных батарей:
.
Принимаем 13 конденсаторных батарей с общей мощностью .
* Смешанная сеть.
.
Выбираем конденсаторную батарею КС2-1.05-60 ().
Количество конденсаторных батарей:
.
Принимаем 10 конденсаторных батарей с общей мощностью .
2.Составление полных схем электрических соединений. 2.1 Радиальная сеть
2.2 Смешанная сеть 3.Технико-экономический сравнение вариантов сети При экономическом сравнении вариантов вводятся следующие допущения:
* Варианты признаются равноценными по надежности, если при отключении одной цепи двухцепной ЛЭП или одной линии в замкнутой сети, питание потребителей сохраняется по другой линии или цепи;
* Капиталовложения в сеть принимаются единовременными (срок строительства 1 год), а эксплутационные расходы - постоянными по времени.
В этом случае критерием экономической целесообразности является минимум приведённых затрат, определяемых по формуле:
,
где Ен ≈ 0,12- нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;
К - капиталовложения в сеть;
И - ежегодные издержки эксплуатации.
3.1. Капитальные затраты на ЛЭП.
Капитальные затраты на ЛЭП определяем по формуле:
,
где - базисный показатель стоимости ВЛЭП (определяем по [1]);
При определении необходимо учесть следующие характеристики:
* Материал опор: железобетон;
* Количество цепей в линии: одноцепная или двухцепная;
* Район по гололеду: I-II;
* Марка провода: АС-120/19 АС-150/19 АС-240/32.
- длина ВЛЭП;
- зональный повышающий коэффициент (определяем по [1]);
- коэффициент усложнения;
Все данные занесем в таблицу :
Таблица 7. Капиталовложения на сооружение ЛЭП.
СхемаУчастокВид опор, район по гололедуМарка проводаИтого
Радиальная0-22220железобетонные,
I-II район по гололедуАС-240/3225255015993,62-32110АС-120/196061202-12220АС-240/325556102-41110АС-120/19801713,6Смешанная0-22220железобетонные,
I-II район по гололедуАС-240/3225255015585,62-31110АС-120/196024483-41110АС-120/19421713,62-12220АС-240/325556102-41110АС-150/19803264
3.3 Капитальные затраты на строительство подстанций
Капитальные затраты на строительство подстанций складываются из:
1. Стоимости ячейки трансформатора (1, табл. 7.17)
2. Стоимости распределительных устройств (1, табл.7.16)
3. Стоимости компенсирующих устройств (1, табл.7.23)
4. Постоянная часть затрат по подстанциям (1, табл.7.28)
Капитальные затраты на строительство подстанций представлены в таблице №8.
Таблица 8. Капиталовложения на строительство подстанций.
СхемаПСоборудованиеКол-воСтоимость единицы оборудования
Итого
Радиальная сеть1ТРДЦН-63000/2202505101023468022РУ 220 кВ (схема 4Н) два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.411Конденсаторная батарея
КС2-1.05-60745315Постоянная часть затрат (Мостик)6102АТДЦТН-63000/220/110253910783798РУ 220 кВ (схема 8)4190760РУ 110 кВ (схема 12)12901080Постоянная часть затрат (Четырех угольник)8803ТРДН-25000/11022224441024РУ 110(схема 4Н)220Постоянная часть затрат (Мостик)3604ТДН-10000/1102148296854РУ 110 кВ (схема 4Н) 198Постоянная часть затрат (Мостик)360смешанная сеть1ТРДЦН-63000/2202505101023468022РУ 220 кВ (схема 4Н) два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.411Конденсаторная батарея КС2-1.05-60645270Постоянная часть затрат (Мостик)6102АТДЦТН-63000/220/110253910783798РУ 220 кВ (схема 8)4190760РУ 110 кВ (схема 12)12901080Постоянная часть затрат (Четырех угольник)8803ТРДН-25000/11022224441024РУ 110(схема 4Н)220Постоянная часть затрат (Мостик)3604 ТДН-10000/1102148296854РУ 110 кВ (схема 4Н) 198Постоянная часть затрат (Мостик)360Стоимость оборудования взята из таблиц 9.15, 9.19, 9.21, 9.27 [1].
Примечание: в столбце "Кол-во" для распределительных устройств занесено количество выключателей в схеме данного РУ.
3.4 Определение эксплуатационных расходов.
Издержки на обслуживание и ремонт подстанций и ЛЭП
* Радиальная сеть.
Где для ЛЭП 35 кВ и выше на железобетонных опорах
для подстанций до 150 кВ;
для подстанций 220 кВ и выше.
* Смешанная сеть.
Затраты на возмещение потерь электроэнергии
;
- суммарные потери электроэнергии.
- переменные потери электроэнергии;
- постоянные потери электроэнергии;
.
Определим время наибольших потерь по формуле:
;
Для ЛЭП
;
Для П/С
ПС-1
ПС-2
ПС-3
ПС-4
Смешанная сеть
.
Определим потери электроэнергии:
* Радиальная сеть.
Переменные потери
Потери электроэнергии в ЛЭП:
;
;
;
.
Суммарные потери в ЛЭП:
Потери электроэнергии в обмотках трансформаторов:
;
;
.
Суммарные потери в трансформаторах:
Суммарные переменные потери:
.
Постоянные потери
.
Годовые потери в радиальной сети:
.
* Смешанная сеть.
Постоянные потери
Потери электроэнергии в ЛЭП:
.
Суммарные потери в ЛЭП:
.
Потери электроэнергии в обмотках трансформаторов:
;
;
.
Суммарные потери в трансформаторах:
.
Суммарные переменные потери:
.
Годовые потери в смешанной сети:
.
Затраты на возмещение потерь электроэнергии
* Радиальная сеть.
* Смешанная сеть
Эксплуатационные расходы
* Радиальная сеть.
* Смешанная сеть.
3. 5. Определение приведённых затрат.
Капиталовложения по каждому варианту сети определяются по усредненным показателям стоимости и складываются из: стоимости ЛЭП, стоимости трансформаторов и стоимости распределительных устройств. , где Eн=0,12-нормативный коэффициент сравнительной эффективности
* Радиальная сеть
* Смешанная сеть
Определим процентное соотношение приведенных затрат;
Приведенные затраты вариантов различаются на - менее, чем на 5%, что позволяет считать их равноэкономичными. Замкнутая схема имеет ряд преимуществ по сравнению с радиальной:
- большая надежность электроснабжения из-за объединения потребителей в кольцо;
- возможность наращивания мощностей потребителями 2,3,4 из-за большой разницы расчетной и номинальной мощностей трансформаторов;
- унифицированость кольцевой схемы - наличие большого количества одинакового оборудования (трансформаторы подстанций 2,3,4), одинаковое сечение проводов ЛЭП.
Основываясь на этих преимуществах, выбираем смешанную схему для дальнейшей проработки.
4. ТОЧНЫЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СМЕШАННОЙ СХЕМЫ
4.1. Максимальный режим
Рис. 11. Схема замещения смешанной сети для промышленной программы "DAKAR99"
Выполним расчет без компенсирующих устройств:
Режим- . Задание-
Файлы - режима генераторов автоматики Начальное закрепление узлов
Выполнен расчет режима
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт QgМвар
1000 246.398 -0.001 0.000 0.000 129.925 87.778
2 244.995 -0.271 0.091 0.634 0.000 0.000
20 235.081 -3.257 0.000 0.000 0.000 0.000
200 120.706 -5.398 0.000 0.000 0.000 0.000
3 118.572 -5.882 0.055 0.353 0.000 0.000
33 10.336 -9.142 28.201 19.678 0.000 0.000
4 118.066 -6.019 0.028 0.141 0.000 0.000
44 10.771 -8.912 10.113 8.105 0.000 0.000
1 243.171 -0.594 0.165 1.003 0.000 0.000
11 11.001 -4.122 70.515 54.661 0.000 0.000
22 10.894 -5.213 19.149 15.852 0.000 0.000
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
Ветвь пар.токkА Рнач.МВт Qнач.Мвар Ркон.МВт Qкон.Мвар Рк МВт Qс Mвар 1000 2 0 0.37 129.925 88.060 129.617 95.073 -0.000 8.150
2 20 0 0.18 58.333 47.432 58.267 42.535 0.000 -0.000
20 200 0 0.11 39.085 25.521 39.058 23.470 -0.000 0.000
2 1 0 0.20 71.193 47.006 70.973 63.233 0.000 17.039
1 11 0 0.22 70.809 62.227 70.515 54.661 0.000 0.000
200 3 0 0.18 31.617 19.913 31.242 23.823 -0.000 4.566
3 33 0 0.18 28.318 22.257 28.201 19.678 0.000 -0.000
200 4 0 0.04 7.441 3.557 7.332 6.388 -0.000 3.022
4 44 0 0.07 10.165 9.026 10.113 8.105 0.000 0.000
20 22 0 0.06 19.182 17.015 19.149 15.852 0.000 -0.000
3 4 0 0.02 2.869 1.213 2.862 2.779 0.000 1.582
Частота -50.00000 Гц
Суммарная генерация
129.925 - активная 87.778 - реактивная
Суммарная нагрузка
128.315-активная 100.428 - реактивная
0.000-акт.синх.двиг. 0.000 - реак.СД и КБ
Суммарные потери продольные
1.610-активные 21.990 - реактивные
потери поперечные
-0.000 -в шунтах -34.359 - реактивные
0.000 -на корону
2 - Количество итераций
1.840-Функционал
129.925-Мощность БУ
Расчет с компенсирующими устройствами: Режим - максимальный. Файлы - режима генераторов автоматики Начальное закрепление узлов
Выполнен расчет режима
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт Qg Мвар
1000 246.399 -0.001 0.000 0.000 130.241 59.036
2 245.320 -0.292 0.091 0.635 0.000 0.000
20 236.502 -3.263 0.000 0.000 0.000 0.000
200 122.016 -5.372 0.000 0.000 0.000 0.000
3 120.110 -5.902 0.055 0.354 0.000 0.000
33 10.571 -9.077 28.000 19.544 -0.276 3.658
4 119.546 -6.021 0.028 0.142 0.000 0.000
44 10.953 -8.847 10.142 8.123 0.000 0.000
1 244.084 -0.653 0.165 1.005 0.000 0.000
11 11.282 -4.145 70.000 54.320 -0.967 21.419
22 11.010 -5.197 19.178 15.870 0.000 0.000
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
Ветвь пар.ток kА Рнач.МВт Qнач.Мвар Ркон.МВт Qкон.Мвар Рк МВт Qс Mвар 1000 2 0 0.33 130.241 58.649 129.987 65.873 -0.000 8.160
2 20 0 0.17 58.386 42.314 58.326 37.822 -0.000 0.000
20 200 0 0.11 39.115 20.801 39.090 18.977 0.000 -0.000
2 1 0 0.18 71.510 22.918 71.345 39.437 -0.000 17.126
1 11 0 0.19 71.181 38.431 70.967 32.900 -0.000 -0.000
200 3 0 0.17 31.634 15.964 31.305 20.064 0.000 4.676
3 33 0 0.16 28.375 18.079 28.276 15.886 0.000 -0.000
200 4 0 0.04 7.456 3.013 7.356 5.930 -0.000 3.093
4 44 0 0.07 10.194 9.025 10.142 8.123 -0.000 0.000
20 22 0 0.06 19.211 17.022 19.178 15.870 -0.000 -0.000
3 4 0 0.02 2.875 1.631 2.867 3.236 0.000 1.623
Частота - 50.00000 Гц
Суммарная генерация
128.999-активная 84.114-реактивная
Суммарная нагрузка
127.660-активная 99.993-реактивная
0.000 - акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ
Суммарные потери продольные
1.339-активные 18.405-реактивные
потери поперечные
-0.000-в шунтах -34.677-реактивные
0.000-на корону
2-Количество итераций
2.987-Функционал
130.241-Мощность БУ
Произведем регулирование напряжения на шинах подключения потребителя путем изменения коэффициента трансформации. Используя данные [1], рассчитаем напряжения для каждой ступени регулирования трансформаторов:
По условиям встречного регулирования для максимального режима [3].
ПС1:
Таблица ответвлений трансформаторов на ПС1:
№ отп-9-8-7-6-5-4-3-2-10123456789Напряжение, кВ193.154197.248201.342205.436209.53213.624217.718221.812225.906230234.094238.188242.282246.376250.47254.546258.658262.752266.846
Выбираем "7" отпайку с Uотп. станд =258,658 (кВ).
Тогда действительное низкое напряжение у потребителя:
ПС2:
Так как мы можем регулировать напряжение с помощью отпаек на средней стороне трансформатора, то принимаем напряжение на 2-ой подстанции равным ПС3:
Регулировать напряжение нет необходимости.
ПС4:
Таблица ответвлений трансформаторов на ПС4:
№ отп-9-8-7-6-5-4-3-2-10123456789Напряжение, кВ96,57798,624100,671102,718104,765106,812108,859110,906112,953115117,047119,094121,141123,188125,235127,282129,329131,376133,423
Выбираем "5" отпайку с Uотп. станд =125,235 (кВ)
Действительное низкое напряжение у потребителя:
Произведем расчет с регулированием напряжения:
Режим - максимальный(регулирование)
Файлы - режима генераторов автоматики Начальное закрепление узлов
Выполнен расчет режима
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт Qg Мвар
1000 246.399 -0.001 0.000 0.000 129.348 58.259
2 245.329 -0.291 0.091 0.635 0.000 0.000
20 236.535 -3.255 0.000 0.000 0.000 0.000
200 122.043 -5.360 0.000 0.000 0.000 0.000
3 120.141 -5.888 0.055 0.353 0.000 0.000
33 10.574 -9.057 28.000 19.544 -0.239 3.678
4 119.581 -6.006 0.028 0.141 0.000 0.000
44 10.548 -8.818 10.099 8.097 0.000 0.000
1 244.109 -0.647 0.165 1.005 0.000 0.000
11 10.532 -4.098 70.000 54.320 -0.185 21.728
22 11.011 -5.188 19.161 15.857 0.000 0.000
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар 1000 2 0 0.33 129.348 58.068 129.098 65.307 -0.000 8.161
2 20 0 0.17 58.287 42.201 58.226 37.727 0.000 -0.000
20 200 0 0.11 39.032 20.721 39.008 18.906 0.000 0.000
2 1 0 0.17 70.720 22.462 70.560 38.997 -0.000 17.128
1 11 0 0.19 70.395 37.999 70.185 32.592 -0.000 0.000
200 3 0 0.17 31.574 15.912 31.247 20.017 -0.000 4.678
3 33 0 0.16 28.339 18.052 28.239 15.866 -0.000 -0.000
200 4 0 0.04 7.434 2.994 7.334 5.914 0.000 3.095
4 44 0 0.07 10.151 8.991 10.099 8.097 -0.000 0.000
20 22 0 0.06 19.194 17.007 19.161 15.857 0.000 0.000
3 4 0 0.02 2.854 1.612 2.845 3.218 -0.000 1.623
Частота - 50.00000 Гц
Суммарная генерация
128.924-активная 83.665-реактивная
Суммарная нагрузка
127.599-активная 99.953-реактивная
0.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ
Суммарные потери продольные
1.324-активные 18.205-реактивные
потери поперечные
-0.000-в шунтах -34.684-реактивные
0.000-на корону
2-Количество итераций
1.266-Функционал
129.348-Мощность БУ
4.2. Минимальный режим
Нагрузки подстанций в минимальном режиме
ПС1: ПС2: ПС3: ПС4: Расчет с компенсирующими устройствами:
Режим- минимальный
Файлы - режима генераторов автоматики Начальное закрепление узлов
Выполнен расчет режима
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт Qg Мвар
1000 235.400 -0.000 0.000 0.000 66.011 20.779
2 234.905 -0.167 0.090 0.630 0.000 0.000
20 226.680 -1.797 0.000 0.000 0.000 0.000
200 115.941 -2.961 0.000 0.000 0.000 0.000
3 114.010 -3.001 0.054 0.350 0.000 0.000
33 9.739 -4.716 14.280 31.017 0.020 3.837
4 114.168 -3.181 0.028 0.140 0.000 0.000
44 10.710 -4.710 5.109 3.830 0.000 0.000
1 234.694 -0.395 0.164 1.000 0.000 0.000
11 11.156 -2.282 35.700 25.846 -0.280 21.8
22 10.715 -2.848 9.705 7.529 0.000 0.000
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар 1000 2 0 0.17 66.011 21.236 65.944 28.457 0.000 7.465
2 20 0 0.12 29.624 37.171 29.595 35.042 -0.000 -0.000
20 200 0 0.09 19.882 27.218 19.866 26.068 -0.000 0.000
2 1 0 0.09 36.230 -9.351 36.192 6.274 -0.000 15.767
1 11 0 0.09 36.027 5.274 35.980 4.062 0.000 0.000
200 3 0 0.14 16.149 23.595 15.898 27.372 -0.000 4.217
3 33 0 0.17 14.365 29.495 14.260 27.180 -0.000 -0.000
200 4 0 0.02 3.717 2.473 3.675 5.206 -0.000 2.807
4 44 0 0.03 5.122 4.058 5.109 3.830 0.000 0.000
20 22 0 0.03 9.713 7.825 9.705 7.529 -0.000 -0.000
3 4 0 0.01 1.478 -2.472 1.475 -1.008 -0.000 1.471
Частота - 50.00000 Гц
Суммарная генерация
65.750-активная 46.400-реактивная
Суммарная нагрузка
65.130-активная 70.343-реактивная
0.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ
Суммарные потери продольные
0.620-активные 8.236-реактивные
потери поперечные
0.000-в шунтах -31.727-реактивные
0.000-на корону
2-Количество итераций
0.655-Функционал
66.011-Мощность БУ
Произведем регулирование напряжения на шинах подключения потребителя путем изменения коэффициента трансформации. По условиям встречного регулирования для минимального режима ПС1:
Выбираем "7" отпайку с Uотп. станд =258,658 (кВ).
Тогда действительное низкое напряжение у потребителя:
ПС2:
Так как мы можем регулировать напряжение с помощью отпаек на средней стороне трансформатора, то принимаем напряжение на 2-ой подстанции равным ПС3:
Выбираем "3" отпайку с Uотп. станд =118,45 (кВ).
Тогда действительное низкое напряжение у потребителя:
ПС4:
Выбираем "5" отпайку с Uотп. станд =125,235 (кВ).
Тогда действительное низкое напряжение у потребителя:
Произведем расчет с регулированием напряжения:
Режим- . Задание-
Файлы - режима генераторов автоматики Начальное закрепление узлов
Выполнен расчет режима
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт Qg Мвар
1000 235.400 -0.000 0.000 0.000 65.764 20.779
2 234.906 -0.166 0.090 0.630 0.000 0.000
20 226.661 -1.798 0.000 0.000 0.000 0.000
200 115.921 -2.964 0.000 0.000 0.000 0.000
3 113.985 -3.003 0.054 0.350 0.000 0.000
33 10.023 -4.724 14.280 31.017 -0.010 3.780
4 114.145 -3.184 0.028 0.140 0.000 0.000
44 10.026 -4.712 5.103 3.828 0.000 0.000
1 234.697 -0.392 0.164 1.000 0.000 0.000
11 10.036 -2.265 35.700 25.846 -0.003 21.800
22 10.714 -2.850 9.710 7.534 0.000 0.000
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар 1000 2 0 0.17 65.764 21.286 65.698 28.508 -0.000 7.465
2 20 0 0.12 29.656 37.262 29.627 35.124 0.000 -0.000
20 200 0 0.09 19.908 27.296 19.893 26.141 0.000 0.000
2 1 0 0.09 35.952 -9.388 35.914 6.239 0.000 15.768
1 11 0 0.09 35.749 5.240 35.703 4.046 0.000 0.000
200 3 0 0.14 16.174 23.659 15.922 27.433 0.000 4.216
3 33 0 0.17 14.396 29.563 14.290 27.237 0.000 -0.000
200 4 0 0.02 3.718 2.481 3.676 5.213 -0.000 2.805
4 44 0 0.03 5.116 4.055 5.103 3.828 0.000 -0.000
20 22 0 0.03 9.719 7.830 9.710 7.534 -0.000 -0.000
3 4 0 0.01 1.472 -2.480 1.468 -1.017 -0.000 1.470
Частота - 50.00000 Гц
Суммарная генерация
65.750-активная 46.359-реактивная
Суммарная нагрузка
65.130-активная 70.345-реактивная
0.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ
Суммарные потери продольные
0.620-активные 8.242-реактивные
потери поперечные
0.000-в шунтах -31.724-реактивные
0.000-на корону
2-Количество итераций
0.070-Функционал
65.764-Мощность БУ
4.3. Послеаварийный режим
Послеаварийным режимом будем считать обрыв одной линии ВЛЭП 0-2
Выполним расчет с компенсирующими устройствами:
Режим- Файлы - режима генераторов автоматики Начальное закрепление узлов
Выполнен расчет режима
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт Qg Мвар
1000 246.399 -0.001 0.000 0.000 130.323 64.474
2 244.173 -0.583 0.091 0.633 0.000 0.000
20 235.262 -3.582 0.000 0.000 0.000 0.000
200 121.332 -5.715 0.000 0.000 0.000 0.000
3 119.410 -6.249 0.055 0.354 0.000 0.000
33 10.504 -9.462 28.000 19.544 -0.267 3.661
4 118.841 -6.369 0.028 0.142 0.000 0.000
44 10.882 -9.229 10.138 8.121 0.000 0.000
1 242.931 -0.945 0.165 1.003 0.000 0.000
11 11.226 -4.462 70.000 54.320 -0.785 21.506
22 10.948 -5.538 19.180 15.873 0.000 0.000
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар 1000 2 0 0.34 130.323 64.046 129.804 66.224 -0.000 4.091
2 20 0 0.17 58.384 42.569 58.323 38.015 0.000 0.000
20 200 0 0.11 39.110 20.979 39.085 19.128 -0.000 0.000
2 1 0 0.18 71.329 23.020 71.164 39.375 -0.000 16.965
1 11 0 0.19 71.000 38.371 70.785 32.814 0.000 0.000
200 3 0 0.17 31.630 16.074 31.297 20.113 -0.000 4.622
3 33 0 0.16 28.368 18.103 28.267 15.883 0.000 -0.000
200 4 0 0.04 7.455 3.054 7.353 5.933 0.000 3.058
4 44 0 0.07 10.190 9.034 10.138 8.121 0.000 0.000
20 22 0 0.06 19.213 17.038 19.180 15.873 0.000 -0.000
3 4 0 0.02 2.874 1.656 2.865 3.242 0.000 1.604
Частота - 50.00000 Гц
Суммарная генерация
129.271-активная 89.640-реактивная
Суммарная нагрузка
127.656-активная 99.989-реактивная
0.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ
Суммарные потери продольные
1.615-активные 19.561-реактивные
потери поперечные
-0.000-в шунтах -30.340-реактивные
0.000-на корону
2-Количество итераций
2.579-Функционал
130.323-Мощность БУ
Произведем регулирование напряжения на шинах подключения потребителя путем изменения коэффициента трансформации.
ПС1:
Выбираем "6" отпайку с Uотп. станд =254,564 (кВ).
Тогда действительное низкое напряжение у потребителя:
ПС3:
Регулировать напряжение нет необходимости.
ПС4:
Выбираем "6" отпайку с Uотп. станд =125,235 (кВ).
Тогда действительное низкое напряжение у потребителя:
Произведем расчет с регулированием напряжения:
Режим- послеаварийный Файлы - режима генераторов автоматики Начальное закрепление узлов
Выполнен расчет режима
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
N узла U кB фаза град Р МВт Q Mвар Рg МВт Qg Мвар
1000 246.399 -0.001 0.000 0.000 129.642 63.697
2 244.186 -0.580 0.091 0.633 0.000 0.000
20 235.295 -3.575 0.000 0.000 0.000 0.000
200 121.356 -5.703 0.000 0.000 0.000 0.000
3 119.439 -6.237 0.055 0.353 0.000 0.000
33 10.503 -9.444 28.000 19.544 -0.237 3.677
4 118.872 -6.356 0.028 0.141 0.000 0.000
44 10.478 -9.206 10.110 8.104 0.000 0.000
1 242.957 -0.939 0.164 1.002 0.000 0.000
11 10.497 -4.425 70.000 54.320 -0.195 21.722
22 10.950 -5.528 19.162 15.860 0.000 0.000
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 1000
Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар 1000 2 0 0.34 129.642 63.602 129.129 65.802 0.000 4.092
2 20 0 0.17 58.305 42.477 58.244 37.939 -0.000 -0.000
20 200 0 0.11 39.049 20.918 39.024 19.075 -0.000 -0.000
2 1 0 0.18 70.734 22.691 70.571 39.059 -0.000 16.968
1 11 0 0.19 70.406 38.063 70.195 32.599 -0.000 0.000
200 3 0 0.17 31.585 16.034 31.253 20.077 -0.000 4.624
3 33 0 0.16 28.338 18.081 28.237 15.867 0.000 -0.000
200 4 0 0.04 7.440 3.040 7.338 5.922 0.000 3.059
4 44 0 0.07 10.162 9.011 10.110 8.104 -0.000 0.000
20 22 0 0.06 19.195 17.022 19.162 15.860 0.000 -0.000
3 4 0 0.02 2.860 1.643 2.852 3.230 -0.000 1.604
Частота - 50.00000 Гц
Суммарная генерация
129.210-активная 89.096-реактивная
Суммарная нагрузка
127.610-активная 99.958-реактивная
0.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ
Суммарные потери продольные
1.600-активные 19.396-реактивные
потери поперечные
-0.000-в шунтах -30.347-реактивные
0.000-на корону
2-Количество итераций
1.281-Функционал
129.642-Мощность БУ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате выполненного курсового проекта была спроектирована энергосистема 110-220 кВ, обеспечивающая электрической энергией четырех потребителей.
Для расчета были отобраны два варианта схем энергоснабжения радиальная и смешанная. Исходя из условий надежности электроснабжения потребителей 1 и 2 категории, для смешанной электрической сети в кольце были выбраны одноцепные ЛЭП; для радиальной сети все линии, кроме ВЛЭП 2-4, приняты двухцепными. Принимая, что цепь является однородной, на первом этапе были рассчитаны потоки мощности на всех участках цепей с использованием правила моментов и 1-го закона Кирхгофа. Для каждой схемы были выбраны оптимальные значения номинальных напряжений согласно расчетам, производимым по формуле Илларионова. Был произведен выбор сечений проводов ВЛЭП по экономической плотности тока. Полученные сечения были подвергнуты проверкам по нагреву, по короне, по механической прочности и по потерям напряжения. В ходе проверок было установлено, что все выбранные сечения удовлетворяют необходимым требованиям. По выбранным сечениям были рассчитаны сопротивления и проводимости ВЛЭП. Исходя из условий надежности электроснабжения потребителей 1 и 2 категории (не менее двух трансформаторов на подстанции) был произведен выбор трансформаторов на всех подстанциях; для трансформаторов были рассчитаны сопротивления. Затем для каждой сети был произведен приближенный расчет потерь активной и реактивной мощностей, по результатам которого был рассчитан баланс мощностей и определена мощность компенсирующих устройств. Для радиальной и смешанной схем были составлены полные схемы электрических соединений.
В результате технико-экономического сравнения вариантов схем выяснили, что
приведенные затраты вариантов различаются на - менее, чем на 5%, что позволяет считать их равноэкономичными. Смешанная схема имеет ряд преимуществ по сравнению с радиальной:
- большая надежность электроснабжения из-за объединения потребителей в кольцо;
- возможность наращивания мощностей потребителями 2,3,4 из-за большой разницы расчетной и номинальной мощностей трансформаторов;
- унифицированость кольцевой схемы - наличие большого количества одинакового оборудования (трансформаторы подстанций 3,4), одинаковое сечение проводов ЛЭП.
Основываясь на эти преимуществах, выбирали смешанную схему. Для нее были проведены расчеты максимального, минимального и послеаварийного режимов работы с использованием промышленной программы на ПЭВМ - DAKAR. В результате проведенных расчетов можно убедиться в том, что все потребители обеспечиваются непрерывным снабжением электроэнергией с напряжением, равным желаемому. При этом изменение режима работы практически не оказывает влияния на качество снабжения потребителей электроэнергией.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией Д. Л. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 320 с. ил.
2 Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.: ил.
14
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
125
Размер файла
1 940 Кб
Теги
sis, kursach
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа