Электроэнергетические системы и сети

Строительство по схеме №4 имеет наибольшие затраты, но она является самой надёжной, кроме того, узловая ПС 5 имеет схему резервирования по сети 35 кВ. Схема с оптимальными затратами на строительство и обслуживание – является схема №5.9. Расчет основных режимов электрической сети.К основным режимам работы электрической сети относят режимы максимальных и минимальных нагрузок, а также один из наиболее тяжелых послеаварийных режимов.Задача расчета режима максимальных нагрузок состоит в определении узловых напряжений, потоков мощности в ветвях схемы, суммарных потерь мощности и энергии. Величины потерь мощности и энергии используются для расчета ТЭП сети. Расчет послеаварийного режима и режима минимальных нагрузок сводится к определению узловых напряжений. Исходными данными являются схема замещения сети, расчетные нагрузки подстанций и напряжение на шинах ИП. На всех участках должно быть одинаковое напряжение и сечение, поэтому принимаем, что на всей протяженности линий соединяющих подстанции, используется провод марки АС-120/19 с параметрами:r0 = 0,249 Ом/км.х0 = 0,427 Ом/км,q0 = 3,2МВар/км,Параметры схемы замещения определяются выражениями:- активное сопротивление участка ЛЭП:(9.1)гдеr0 – удельное активное сопротивление, Ом/км;l – длина участка, км;n – число цепей.- индуктивное сопротивление участка ЛЭП:(9.2)гдеx0 – погонное индуктивное сопротивление, Ом/км;l – длина участка, км;n – число цепей.Зарядная мощность ЛЭП определяется по формуле:(9.3)гдеb0= 0,0266– удельная емкостная проводимость,мкСм/км;Uр – рабочее напряжение сети, кВ.Результаты расчетов сведем в таблицу 9.1.Таблица 9.1Результаты расчетов параметров участков сетиУчасток1-44-67-33-52-51-26-7l, км39744352416186R, Ом9,71118,42610,70712,94810,20915,18921,414Х, Ом16,65331,59818,36122,20417,50726,04736,722Qс, Мвар0,130,240,140,170,130,230,28Расчетные сопротивления каждого трансформатора определяются по формулам:(9.4)(9.5)(9.6)гдеm – число трансформаторов (по два на каждой подстанции).Результаты расчетов параметров трансформаторов для всех подстанций сведем в таблицу 9.2Таблица 9.2.Результаты расчетов параметровтрансформаторов№ п/ст123456Тип тр-ра.2х ТДН31500/1102х ТРДН4000/1102х ТРДН6300/1102х ТРДН6300/1102х ТРДН6300/1102x ТРДН10 000/110Rт, Ом4.2616.514.714.714.77.95Хт, Ом82.3240.8220.4220.4220.4139∆Pх, МВт0.0380.0190.0230.0230.0230,028∆Qх, Мвар0.2240.100.10080.10080.10080,14∆Sхх, МВА0,076+j0,4480,038+j0,0190,046+j0,2020,046+j0,2020,046+j0,2020,056+j0,28R, Ом2.198.297.357.357.353.975Х, Ом43.35120.4110.2110.2110.269.5Расчетную нагрузку каждой подстанции определяем по следующей формуле:(9.7)гдеPН + jQН – нагрузка подстанции, МВт;∆P + j∆Q – потери мощности в трансформаторах, МВт;Σ jQc/2 – суммарная зарядная мощность линии, входящая в узел, МВар;Результаты расчетов сведем в таблицу 9.3.Таблица 9.3Результаты расчетов нагрузок подстанций№ п/ст123456SН, МВА33+j1,55+j1,98+j3,147+j2,738+j3,119+j3,5∆S,МВА0,197+j3,9020,377+j5,4730,039+j0,5830,03+j0,4460,04+j0,5480,028+j0,465Sj’,МВА33,197+j5,4025,377+j7,3738,039+j3,7237,03+j3,1768,04+j3,6589,028+j3,965SР,МВА33,394+j3,0675,754+j5,9588,078+j3,0237,06+j3,0918,08+j3,5939,056+j3,59310. Расчет основных режимов электрической сети.Значение мощности вычисляется по формуле:(10.1)гдеSН и SК - мощность соответственно в начале и конце участка, МВА;Потери в линии:(10.2)(10.3)Продольная и поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторах определяется по формулам:(10.4)гдеU2 – напряжение в начале участка,Напряжение в конце участка определяется по формуле:(10.5)Результаты расчета мощности и напряжения сведем в таблицы 10.1 и 10.2Таблица 10.1Результаты расчета мощностиУчасток1-44-67-33-52-51-26-7Sнк,МВ А9,31+j3,4129,02+j8,5223,67+j8,7215,05+j4,757,65+j2,915+j1,225+j3,23Rл+jXл9,711+j16,6518,426+j31,510,707+j18,312,948+j22,210,209+j17,515,189+j26,121,414+j36,7∆S, МВ А0.07+j0,1191,284+j0,190,265+j0,4580.035+j0.0990.034+j0.080.026+j0,0660.034+j1,02Sн, МВ А9,38+j3,5330,27+j8,7123,93+j9,1815,09+j4.857,68+j3,05,03+j1,235,03+j4,25Таблица 10.2Результаты расчета напряженияУчасток123456U2, кВ118,6117,4116,9117,6119,5118,1∆U, кВ2,592,693,482,242,272,71δU, кВ5,755,447,295,454,495,45U'2, кВ116,26114,73113,55115,39117,21115,7610.1. Расчёт режима наименьших нагрузок.Для режима наименьших нагрузок перетоки мощности остаются такие же как и в режиме наибольших нагрузок.Для режима минимальных нагрузок напряжение на шинах ИП на 5% выше, UA = 1.05 Uн = 115,5 кВ.Результаты расчета продольной и поперечной составляющих сведем в таблицу 10.3.Таблица 10.3Результаты расчета напряжения в режиме наименьших нагрузокУчасток123456U2, кВ113,2111,8111,3112113,9112,9∆U, кВ2,712,833,662,342,382,65δU, кВ5,755,717,655,724,725,69U'2, кВ110,64109,12107,91109,81111,59110,2310.4. Расчёт послеаварийного режима.Наиболее опасная авария – это обрыв провода на головных участках сети. Рассмотри эти варианты подробнее.Обрыв участка 1-2:Расчет потерь мощности :S12=65,372+j23,012S23=55,311+j19,825S34=40,23+j13,747S45=20,118+j5,893S16=9,039+j1,323Для послеаварийного режима напряжение на шинах ИП UA = 121 кВ.При обрыве участка А-5 рассчитаем потери напряжения и сведем в таблицу 10.4.Таблица 10.4Результаты расчета напряжения в послеаварийном режимеУчасток123456U2, кВ117114,2112,3111,1110,8116∆U, кВ2,622,773,632,362,452,55δU, кВ5,835,587,595,764,855,47U'2, кВ114,53111,60108,81108,89108,46113,6811. Выбор средств регулирования напряжения.Необходимость регулирования напряжения обусловлена существованием целесообразных пределов изменения напряжения в процессе эксплуатации электрической системы при изменении нагрузок системы.В качестве основных средств регулирования напряжения на понижающих подстанциях применяются трансформаторы с РПН [7].По результатам расчета режимов наибольших и наименьших нагрузок известны уровни напряжений на шинах ВН подстанций.(11.1)Напряжение на низкой стороне подстанций:Потери напряжения в трансформаторе:(11.2)11.1. Режим наибольших нагрузок∆UТ1 =2,312 кВ,U2Н = 118,688 кВ, Дальнейший расчет сведем в таблицу 11.1:Таблица 11.1Результаты расчета напряжения в режиме наибольших нагрузок№ уч.1-44-67-33-52-51-2∆Uт, кВ2,311,340,520,661,861,62№ п/ст.123456U2н, кВ118,69117,35116,82117,52119,38118,2811.2. Режим наименьших нагрузок.Потерю напряжения в режиме min нагрузок можно найти, умножив полную потерю напряжения в режиме max нагрузок ∆U на коэффициент min нагрузок 0,55.U2Н = 111,8 кВ,U3Н = 111,3 кВ,U4Н = 112 кВ,U5Н = 113,88 кВ.U6Н = 112,79 кВ.Послеаварийный режим. Для подстанции 1:Данные об остальных ПС сведены в таблицу 11.2:Таблица 11.2Результаты расчета напряжения в послеаварийном режиме№ п/ст.123456∆UТ, кВ3,9862,7841,9221,1660,3433,44U2Н, кВ117,014114,23112,308111,143110,799114,84Номинальное напряжение на шинах НН подстанций UН.НОМ. = 10 кВ. С учетом рекомендаций ПУЭ принимаем желаемое напряжение на шинах НН:Напряжение ответвления: (11.3)Номер регулировочного ответвления равен:(11.4),гдеUНТ–номинальное напряжение высокой стороны трансформатора 115, кВUн.ном - номинальное напряжение низкой стороны трансформатора, 11 кВ.Ео = 1,78% - вольтодобавка одного ответвления.Регулирование ± 9 х 1,78%Действительное напряжения на стороне НН:(11.5)(11.6)11.3. Режим наибольших нагрузокРассмотрим на примере ПС1:Результаты расчетов сведем в таблицу 11.3Таблица 11.3№ п/ст.123456Uр, кВ121,79120,2118,95120,89122,79121,56n322343Uотв, кВ121,14119,1119,1121,14123,19121,1Uд., кВ10,5510,5910,4910,4810,4710,5211.4. Режим наименьших нагрузокРасчёт режима наименьших нагрузок произведём аналогично расчету режима наибольших нагрузок.Результаты расчета сведём в таблицы 11.4 и 11.5.Таблица 11.4№ п/ст.123456Uр, кВ115,91114,32113,05115,04116,91115,64n00-1010Uотв, кВ115115112,95115117,05115Uд., кВ10,5810,4410,5110,510,4910,55Таблица 11.5.№ п/ст.123456Uр, кВ119,98116,92113,996114,08113,62119,25n21-1-1-11Uотв, кВ119,09117,05112,95112,95112,95117,05Uд., кВ10,5710,4810,5910,610,5610,5312. Определение технико-экономических показателей сети.Основные технико-экономические показатели К основным технико-экономическим показателям спроектированной электрической сети относятся:Капитальные вложения К в строительство ВЛ (Квл) и подстанций (Кп/ст):(12.1)(12.2)(12.3)(12.4)Годовые эксплуатационные затраты:Себестоимость передачи электроэнергии по сети:(12.5)гдеАГОД – полезнопереданная электроэнергия за год.(12.6)Суммарные максимальные потери активной мощности сети:(12.7)Коэффициент полезного действия по передаче активной мощности:(12.8)гдеРИП = 80 – мощность выработанная источником питания, МВт.ЗаключениеВ курсовой работе рассчитали технико-экономические показатели, которые включают в себя основные технические, энергетические и экономические показатели работы сети, в том числе потери электроэнергии (в трансформаторах и линиях), коэффициент полезного действия сети. Как видно из расчетов они зависят от уровня напряжения сети, протяженности и количества цепей линий электропередачи, передаваемой электрической мощности, конфигурации сети, от мощности нагрузок, от вида оборудования, от организации управления и обслуживания сети и других факторов. Так же из расчетов видно, что при строительстве электрической сети основную часть капиталовложений составляют капитальные вложения в линии электропередачи, в подстанции. При расчете курсового проекта произведена разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 110 (кВ) для снабжения подстанций энергосистемы, так же выбрано напряжение на всех подстанциях энергосистемы 110 (кВ).Список литературыГерасименко, А. А. Передача и распределение электрической энергии /A. А. Герасименко, В. Т.Федин. - 2-е изд. - Ростов н/Д.; Феникс; Красноярск;Издательские проекты, 2008. - 720 с.Ершевич, В. В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В. В. Ершевич, И. М. Зейлигер ; под. Ред. С. С. Рокотян, И. М. Шапиро. - М: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования : учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П.Крючков. - М. : Энергоатомиздат, 1989.-608 с. 'Электрические системы. Электрические сети. Т. П / под Ред. B. А. Веникова. -М.: Высш. шк., 1971. - 438 с.Мельников, Н. А. Электрические сети и системы / Н. А. Мельников. - М.: Энергия, 1975. - 463 с.Солдаткина, Л. А. Электрические сети и системы / Л. А. Солдаткина. -М.: Энергия, 1978.-216 с.Маркович, И. М. Режимы энергетических систем / И. М. Маркович. -М.: Энергия, 1969. -352 с.Боровиков, В. А. Электрические сети энергетических систем : учебник для техникумов / В. А. Боровиков. - Л.: Энергия, 1977. - 392 с.Блок, В. М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей : учеб. пособие для студентов вузов / В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. Б. Паперно и др. - М.: Высш. шк., 1990. - 384 с.Поспелов, Г. Е. Электрические системы и сети. Проектирование/ Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин. - Минск: Высшая школа, 1988. - 310 с.Шубенко, В. А. Учебное пособие по проектированию сетей электрических систем / В. А. Шубенко. - Томск, 1961. - 76 с.Расчеты и анализ Режимов Работы сетей / под Ред. В. А. Веникова. -М.: Энергия, 1974. -333 с.Петренко, Л. И. Электрические сети. Сборник задач / Л. И. Петренко. - Киев : Высшая школа, 1976. - 215 с.Шубенко, В. А. Промеры по курсу «Электрические сети и системы» / В. А. Шубенко. - Красноярск; КПП 1975. - 128 с.Арзамасцев, Д. А. Модели оптимизации и Развития энергосистем / Д. А. Арзамасцев, А. В. Липес, А. Л. Мызин. - М.: Высш. шк., 1987. -272 с.