Передача и распределение электрической энергии - Физика и энергетика курсовая работа

Главная

Физика и энергетика
Передача и распределение электрической энергии

Потребление и покрытие потребности в активной мощности. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Уточненный баланс реактивной мощности. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра электрических станций, сетей и систем
Современные энергетические системы состоят из множества связанных между собой элементов, которые оказывают взаимное влияние друг на друга. Поэтому проектирование всей системы достаточно сложная и трудоемкостная задача.
Проектирование электрических систем, как правило, не начинается с «нуля». Электрические системы формируются из работающих станций, энергоузлов и т.д. Основная задача проектирования электрической системы состоит в выборе её оптимальной структуре, т.е. в отыскании оптимального варианта развития генерирующих мощностей энергосистемы в совокупности с системообразующими линиями электропередачи.
Проектирование электрических систем должно включать техническое и экономическое обоснование развития электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации, в том числе и средств управления.
Спроектированная сеть должна удовлетворять следующим требованиям:
4. возможность дальнейшего развития;
5. качество энергии, передаваемой по сети;
Но проектирование нельзя проводить исходя только из минимизации расхода материалов, потерь энергии и т.д. Необходимо рассматривать несколько факторов. Поэтому при выборе наилучшего варианта определяющим должен быть критерий, учитывающий несколько условий одновременно.
1. Потребление и покрытие потребности в активной мощности
Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для периода наибольших нагрузок и слагается из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.
Суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах проектируемой сети одного-двух номинальных напряжений в первом приближении могут быть приняты равными 3-5 % от суммы заданных нагрузок пунктов.
Суммарная активная мощность генераторов электростанций, необходимая для питания проектируемой сети, слагается из наибольшей одновременно потребляемой мощности и суммарных потерь мощности в сети.
Где Рген - суммарная активная мощность генераторов электростанций,
Рнагрi - нагрузки в заданных пунктах,
- потери мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.
В курсовом проекте предполагается, что установленная мощность генераторов питающей электрической системы достаточна для покрытия потребностей проектируемого района в активной мощности. Поэтому здесь не рассматривается установка дополнительных генераторов электрических станций, сооружение новых электростанций и т. п.
Приближённое рассмотрение потребления реактивной мощности, а также ориентировочный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети будем производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети. Так как компенсация реактивной мощности может существенно влиять на значения полных нагрузок подстанций, а следовательно, и на выбираемые номинальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети. В конечном итоге выбор мощности КУ и их размещение по подстанциям сети повлияют на оценку технических и технико-экономических показателей вариантов схемы сети и, следовательно, могут повлиять на правильность выбора рационального номинального напряжения и схемы проектируемой сети.
При выполнении курсового проекта условно принимаем совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок подстанций. Поэтому определение наибольших реактивных нагрузок отдельных пунктов производим по наибольшим активным нагрузкам и заданным значениям коэффициента мощности.
По условию задания коэффициент мощности всех нагрузок cos нагр=0,8.
Тогда нагр=arccos 0,8= 36,85 и tg нагр= 0,75
Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле
Реактивные мощности нагрузок в узлах:
Qнагр1 =Pнагр1 tg нагр=370,75= 27,75 Мвар;
Qнагр2 =Pнагр2 tg нагр=290,75= 21,75 Мвар;
Qнагр3 =Pнагр3 tg нагр=210,75= 15,75Мвар;
Qнагр4 =Pнагр4 tg нагр=160,75= 12 Мвар;
Qнагр5 =Pнагр5 tg нагр=90,75= 6,75 Мвар;
Суммарная реактивная мощность, потребляемая в узлах
= Qнагр1+ Qнагр2+ Qнагр3+ Qнагр4+ Qнагр5=27,75+21,75+15,75+12+6,75 =84 Мвар.
Суммарная реактивная мощность, необходимая для электроснабжения района, слагается из одновременно потребляемой реактивной нагрузки в заданных пунктах и потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах (автотрансформаторах) сети.
Где QЛ - суммарные потери реактивной мощности в линиях,
QТР - суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах,
QС - суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий.
Утечка реактивной мощности через ёмкостную проводимость воздушных линий (генерация реактивной мощности линиями) при предварительных расчётах может оцениваться для одноцепных линий 110 кВ в 3 Мвар, 220 кВ в 12 Мвар на 100 км. Для воздушных сетей 110 кВ в самом первом приближении допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях линий и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются. Следовательно: Q=QТР.
Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах при каждой трансформации составляют примерно 8-12% от трансформируемой полной мощности нагрузки.
Поэтому для оценки величины потерь реактивной мощности в трансформаторах необходимо представить возможное число трансформаций мощности нагрузки каждого из пунктов.
где Sнагр i - полная мощность i-го потребителя.
В нашем случае m=2 с учётом того, что одна трансформация имеет место на подстанции источника питания, а другая на трансформаторной подстанции, питающей нагрузку.
Общая потребляемая реактивная мощность:
Величину реактивной мощности, поступающей от питающей электрической системы (или электрической станции), следует определять по наибольшей суммарной активной мощности, потребляемой в районе, и по коэффициенту мощности cos?ген, с которым предполагается выдача мощности от источника питания:
Так как Qген < (75,9621 Мвар < 110 Мвар), то в сети необходимо устанавливать компенсирующие устройства. Основным типом КУ, устанавливаемых по условию покрытия потребности в реактивной мощности, являются конденсаторы. Вместе с тем, на крупных узловых подстанциях 220 кВ по ряду условий может оказаться оправданной установка синхронных компенсаторов. При этом надо помнить, что установка синхронных компенсаторов мощностью менее 10 Мвар неэкономична.
Суммарная реактивная мощность КУ равна:
Проверяем баланс реактивной мощности:
Размещение КУ по подстанциям электрической сети, как известно, влияет на экономичность режимов работы сети и на решение задач регулирования напряжения. В связи с этим могут быть даны следующие рекомендации по размещению КУ в сети и определению их мощностей, устанавливаемых на каждой подстанции.
В сети одного номинального напряжения целесообразна, в первую очередь, полная компенсация реактивных нагрузок наиболее электрически удалённых подстанций. При незначительной разнице электрической удалённости пунктов от источника питания допускается расстановка КУ по условию равенства коэффициентов мощности на подстанциях.
Распределяем реактивные мощности в узлах по методу tg Б:
Определим мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции:
Qку1=Рнагр1(tg?нагр- tg?Б)=37(0,75-0,428)=11,905 Мвар,
Qку2=Рнагр2(tg?нагр- tg?Б)=29(0,75-0, 428)=9,3312 Мвар,
Qку3=Рнагр3(tg?нагр- tg?Б)=21(0,75-0, 428)=6,7571 Мвар,
Qку4=Рнагр4(tg?нагр- tg?Б)=16(0,75-0, 428)=5,1482 Мвар,
Qку5=Рнагр5(tg?нагр- tg?Б)=9(0,75-0, 428)=2,8959 Мвар
Проверка вычисления реактивной мощности компенсирующих устройств:
Qку= Qку1+ Qку2+ Qку3+ Qку4+ Qку5=11,905 +9,3312 +6,7571 +5,1482 +2,8959 =36,0379 Мвар.
Реактивная мощность каждой подстанции после компенсации:
Q1=Qнагр1-Qку1=27,75-11,905 =15,84462 Мвар,
Q2=Qнагр2-Qку2=21,75-9,3312 =12,41876 Мвар,
Q3=Qнагр3-Qку3=15,75-6,7571 =8,9928 Мвар,
Q4=Qнагр4-Qку4=12-5,1482 =6,8517 Мвар,
Q5=Qнагр5-Qку5=6,75-2,8959 =3,85409 Мвар.
Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой из подстанций, набирается параллельным включением серийно выпускаемых комплектных установок, выбираемых по справочникам.
Определим полную мощность каждой подстанции:
Суммарная полная мощность подстанций:
40,249 +31,5472 +22,84452 +17,40535 + 9,7905 =121,8374 МВА.
Определим коэффициент мощности Cos Б после установки КУ:
Б = arctg (tg Б)= arctg (0,428)= 23,17092, cos Б= 0,91.
баланс напряжение подстанция электрооборудование
Возможные варианты схем предоставлены ниже.
Результаты вычислений длин линий и трасс введем в таблицу 1.
Таблица 1. Суммарные длины линий и трасс
Произведем проверку следующих вариантов: №1, 2, 3 и 6
2 .2 Проверка отобранных вариантов по допустимым потерям напряжения
На втором этапе каждый из отобранных вариантов проверяется по допустимым потерям напряжения: Uнб Uдоп. Проверка производится в двух режимах работы сети - максимальном и аварийном. Допустимые потери Uдоп принимаются равными 13-15% от Uн сети в максимальном режиме и 17-20% - в аварийном. Мощности в узлах сети:
= (37+j 15,84462) МВА, Sн1= 40,24987 МВА,
= (29+j 12,41876) МВА, Sн2= 31,5472 МВА,
= (21+j 8,99289) МВА, Sн3= 22,84452 МВА,
= (16+j 6,85172) МВА, Sн4= 17,40535 МВА,
= (9+j 3,85409) МВА, Sн5= 9,790509 МВА.
Полные мощности, протекающие в линиях:
S1= Њ1-4 + Њ1-2 + Њн1= 82 + j 35.11511
Рассекаем кольцо рэс-1-5-3 в точке рэс.
Проверка правильности нахождения полной мощности на участке рэс-3:
Проверка показала правильность расчета распределения мощности.
Полные мощности, протекающие в линиях:
Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110 кВ. Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок
Где Sij - полная мощность, протекающая в линии i-j,
n - количество параллельных цепей в линии i-j,
Uном - номинальное напряжение на участке i-j.
Расчётное сечение провода воздушной линии определяется по закону экономической плотности тока jэк:
где Imax - максимальный рабочий ток; А; n - число цепей в воздушной линии.
Выбирается ближайшее к расчётному стандартное сечение провода Fстанд. Выбранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону и по максимально допустимой нагрузке в аварийном режиме. В случае нарушения ограничений сечения проводов увеличиваются. При выборе сечений проводов окончательно уточняется напряжение отдельных участков сети.
По заданию, продолжительность использования наибольшей нагрузки Тнб=4200 ч/год.
Следовательно, jэк=0,8 А/мм2 (Идельчик. Электрические сети и системы. стр. 266).
Условие потерь на корону при Uном=110 кВ имеем Fmin=70 мм2, при Uном=220 кВ имеем Fmin=240 мм2.
При U=110 по jэк не должно превышать 300мм^2 поэтому принимаем U=220
Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в аварийном режиме.
(21 + j8,992893)+(9 + j3,854097)=(30 + j12,84699 ) МВА,
(30 + j12,84699)+(82 + j35,11511)=(112 + j47,9621 ) МВА,
(21 + j8,992893)+(9 + j3,854097)=(91 + j38,9692 ) МВА,
(91 + j38,9692)+(21 + j8,992893)=(112 + j47,9621 ) МВА,
Из двух аварийных режимов выбираем максимальные токи в ветвях:
Imax 1-2=165,579833 А, провод АС-95/16 Iдоп=330 А,
Imax 1-4=91,3543906 А, провод АС-70/11 Iдоп=265 А.
Imax 5-1=234,095626 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax 3-5=259,789048 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax рэс-3=319,740367 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax рэс-1=319,740367 А, провод АС-300/39 Iдоп=610 А,
Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.
Падение напряжения в нормальном режиме.
Провод АС-300/39, l=44 км, R0=0,096Ом/км, Х0=0,429 Ом/км.
RЛ=R0l=0,09644=4,224 Ом, ХЛ=Х0l=0,42944=18.876 Ом.
Провод АС-240/32, l=74 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12174=8,954 Ом, ХЛ=Х0l=0,43574=32,19 Ом.
Провод АС-240/32, l=52 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12152=6,292 Ом, ХЛ=Х0l=0,43552=22,62 Ом.
Провод АС-240/32, l=56 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12156=6,776 Ом, ХЛ=Х0l=0,43556=24,36 Ом.
Провод АС-95/16, l=38 км, R0=0,301 Ом/км, Х0=0,434 Ом/км.
RЛ=R0l=0,30138=5,719 Ом, ХЛ=Х0l=0,43438=8,246 Ом.
Провод АС-70/11, l=46 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42246=9,706 Ом, ХЛ=Х0l=0,44446=10,212 Ом.
Падение напряжения в аварийном режиме.
Послеаварийный режим будет характеризоваться обрывом одного из проводов.
Њ5-3= 21 + j8.992893 МВА Њ5-3= 22,8445207 МВА
Њ1-5= 30 + j12,84699 МВА Њ1-5= 32,6350295 МВА
Њрэс-1= 112 + j47,9621 МВА Њрэс-1= 121,837443 МВА
Њ5-1= 82 + j35,11511 МВА Њ5-1= 89,202414 МВА
Њ5-3= 91 + j38,9692 МВА Њ5-3= 98,9929228 МВА
Њрэс-3= 112 + j47,9621 МВА Њрэс-3= 121,837443 МВА
RЛ=6,776 Ом, ХЛ=24,36 Ом Р=91 МВт, Q=38,96920285 Мвар.
Результаты расчетов для варианта 1:
Њрэс-1= Њ1-5+Њ1-4+Њ1-2+Њ1= 91 + j38.9692 МВА
Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110кВ
Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:
Определяем расчётное сечение провода воздушной линии.
74,93915 мм2, выбираем провод АС-70/11,
324,7363 мм2, выбираем провод АС-300/39,
103,4874 мм2, выбираем провод АС-95/16,
57,09649 мм2, выбираем провод АС-70/11,
32,11678 мм2, выбираем провод АС-70/11,
При U=110 по jэк не должно превышать 300мм^2 поэтому принимаем U=220.
162,3682 мм2, выбираем провод АС-240/32,
Ток в линиях в послеаварийном режиме при обрыве одного провода:
Падение напряжения в нормальном режиме.
Провод АС-70/11, l=74 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42274=15,614 Ом, ХЛ=Х0l=0,43574=16,095 Ом.
Провод АС-240/32, l=44 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12144=2,662 Ом, ХЛ=Х0l=0,43544=9,57 Ом.
Провод АС-95/16, l=38 км, R0=0,301 Ом/км, Х0=0,434 Ом/км.
RЛ=R0l=0,30138=5,719 Ом, ХЛ=Х0l=0,43438=8,246 Ом.
Провод АС-70/11, l=46 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42246=9,706 Ом, ХЛ=Х0l=0,44446=10,212 Ом.
Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42252=10,972 Ом, ХЛ=Х0l=0,44452=11,544 Ом.
Uрэс-1-2-4-5=2,79626+2,438692+2,047871+1,302179=8,58002 кВ,
Все выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.
Для нахождения потери напряжения суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в узлах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения; в случае разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая Uнб сравнивается с Uдоп: в замкнутой сети или в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности; среди аварийных режимов требуется выбирать такой, при котором потери напряжения увеличиваются на наибольшую величину.
В разветвлённой сети с двухцепными линиями такой послеаварийный режим обусловлен обрывом одной цепи в линии с наибольшим значением потерь напряжения.
В кольцевой сети послеаварийный режим обусловлен, как правило, обрывом одного из головных участков.
Падение напряжения в аварийном режиме.
Провод АС-70/11, l=74 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42274=31,228 Ом, ХЛ=Х0l=0,43574=32,19 Ом.
Провод АС-240/32, l=44 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12144=5,324 Ом, ХЛ=Х0l=0,43544=19,14 Ом.
Провод АС-95/16, l=38 км, R0=0,301 Ом/км, Х0=0,434 Ом/км.
RЛ=R0l=0,30138=11,438 Ом, ХЛ=Х0l=0,43438=16,492 Ом.
Провод АС-70/11, l=46 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42246=19,412 Ом, ХЛ=Х0l=0,44446=20,424 Ом.
Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42252=21,944 Ом, ХЛ=Х0l=0,44452=23,088 Ом.
Результаты расчетов для варианта 2
Полные мощности, протекающие в линиях:
Рассекаем кольцо рэс-1-4-2 в точке рэс.
Проверка правильности нахождения полной мощности на участке рэс-3:
Проверка показала правильность расчета распределения мощности.
Полные мощности, протекающие в линиях:
Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110 кВ.
Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:
Определяем расчётное сечение провода воздушной линии.
74,93915 мм2, выбираем провод АС-70/11,
32,11678 мм2, выбираем провод АС-70/11,
При U=110 по jэк не должно превышать 300мм^2 поэтому принимаем U=220
Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в аварийном режиме.
(29 + j12,41876)+(16 + j6,8517279)=(45 + j19,27048 МВА,
(45 + j19,27048)+(46 + j19,69872)=(91 + j38,9692 ) МВА,
(46 + j19,69872)+(16 + j6,8517279)=(62 + j26,55045 ) МВА
(62 + j26,55045)+(29 + j12,41875)=(91 + j38,9692 ) МВА,
Из двух аварийных режимов выбираем максимальные токи в ветвях:
Imax 1-5= 51,38684 А, провод АС-70/11 Iдоп=265 А,
Imax рэс-3= 119,9026 А, провод АС-70/11 Iдоп=265 А.
Imax 4-1= 131,3219 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax 2-4= 176,9991 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax рэс-2= 259,789 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax рэс-1= 259,789 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.
Падение напряжения в нормальном режиме.
Провод АС-240/32, l=44 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12144= 5,324 Ом, ХЛ=Х0l= 0,43544= 19,14 Ом.
Провод АС-240/32, l=70 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12170=8,47 Ом, ХЛ=Х0l=0,43570=30,45 Ом.
Провод АС-240/32, l=46 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12146= 5,566 Ом, ХЛ=Х0l=0,43546= 20,01 Ом.
Провод АС-240/32, l=62 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12162=7,502 Ом, ХЛ=Х0l=0,43562=26,97 Ом.
Провод АС-70/11, l=74 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42274=15,614 Ом, ХЛ=Х0l=0,44474=16,428 Ом.
Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42252=10,972 Ом, ХЛ=Х0l=0,44452=11,544 Ом.
Падение напряжения в аварийном режиме.
Послеаварийный режим будет характеризоваться обрывом одного из проводов.
Њ4-2= 29 + j12,41876 МВА Њ4-2= 31,5472 МВА
Њ1-4= 45 + j19,27048 МВА Њ1-4= 48,95254 МВА
Њрэс-1= 91 + j38,9692 МВА Њрэс-1= 98,99292 МВА
Њ4-1= 46 + j19,69872 МВА Њ4-1= 50,04038 МВА
Њ2-4= 62 + j26,55045 МВА Њ2-4= 67,44573 МВА
Њрэс-2= 91 + j38,9692 МВА Њрэс-2= 98,99292 МВА
Рассмотрим участки РЭС-3 и 5-1 в послеаварийном режиме:
Провод АС-70/11, l=74 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42274=31,228 Ом, ХЛ=Х0l=0,44474=32,856 Ом.
Провод АС-70/11 l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42252=21,944 Ом, ХЛ=Х0l=0,44452=23,088 Ом.
Результаты расчетов для варианта 1:
Полные мощности, протекающие в линиях:
Рассекаем кольцо рэс-2-4-1-3 в точке рэс.
Проверка правильности нахождения полной мощности на участке рэс-3:
Проверка показала правильность расчета распределения мощности.
Полные мощности, протекающие в линиях:
Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе Uном=110 кВ.
Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:
32,11678 мм2, выбираем провод АС-70/11,
При U=110 по jэк не должно превышать 300мм^2 поэтому принимаем U=220
208,909537 мм2, выбираем провод АС-240/32,
105,422141 мм2, выбираем провод АС-240/32,
48,3256472 мм2, выбираем провод АС-240/32,
115,826774 мм2, выбираем провод АС-240/32,
190,765922 мм2, выбираем провод АС-240/32,
Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в аварийном режиме.
(29 + j12,41876)+(16 + j6,8517279)=(45 + j19,27048 ) МВА,
(45 + j19,27048)+(46 + j19,69872)=(91 + j38,9692 ) МВА,
(91 + j38.9692)+(21 + j8,99289)=(112 + j47,9621 ) МВА,
(21 + j8,992893)+(46 + j19,69872)=(67 + j28,69161) МВА,
(67 + j28,69161)+(16 + j6,851727)=(83 + j35,54334) МВА,
(83 + j35,54334)+(29 + j12,41875)=(112 + j47,9621) МВА,
Из двух аварийных режимов выбираем максимальные токи в ветвях:
Imax 1-5= 51,38684 А, провод АС-70/11 Iдоп=265 А,
Imax рэс-3= 319,740367 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax 4-1= 191,273255 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax 3-1= 259,789048 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax 2-4= 236,950451 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Imax рэс-2= 319,740367 А, провод АС-240/32 Iдоп=605 А,
Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.
Падение напряжения в нормальном режиме.
Провод АС-240/32, l=70 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12170= 8,47 Ом, ХЛ=Х0l= 0,43570= 30,45 Ом.
Р= 58,542168 МВт, Q= 25,06969 Мвар.
Провод АС-240/32 l=62 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12162=7,502 Ом, ХЛ=Х0l=0,43562=26,97 Ом,
Провод АС-240/32, l=46 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12146= 5,566 Ом, ХЛ=Х0l=0,43546= 20,01 Ом.
Провод АС-240/32, l=80 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ=R0l=0,12180=9,68 Ом, ХЛ=Х0l=0,43580=34,8 Ом.
Р= 32,457832 МВт, Q= 13,8995128 Мвар.
Провод АС-240/32, l=74 км, R0=0,121 Ом/км, Х0=0,435 Ом/км.
RЛ= R0l= 0,12174=8,954 Ом, ХЛ= Х0l= 0,43574=32,19 Ом,
Р= 53,457832 МВт, Q= 22,8924058 Мвар,
Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42252=10,972 Ом, ХЛ=Х0l=0,44452=11,544 Ом.
Падение напряжения в аварийном режиме.
Послеаварийный режим будет характеризоваться обрывом одного из проводов.
Њ1-3= 21 + j8,992893 МВА Њ1-3= 22,8445207 МВА
Њ4-1= 67 + j28,69161 МВА Њ4-1= 72,8848992 МВА
Њ2-4= 83 + j35,54334 МВА Њ4-1= 90,2902483 МВА
Њрэс-2= 112 + j47,9621 МВА Њрэс-2= 121,837443 МВА
Њ4-2= 29 + j12,41876 МВА Њ4-2= 31,5471652 МВА
Њ1-4= 45 + j19,27048 МВА Њ1-4= 48,9525443 МВА
Њ3-1= 91 + j38,9692 МВА Њ3-1= 98,9929228 МВА
Њрэс-3= 112 + j47,9621 МВА Њрэс-2= 121,837443 МВА
RЛ=7,502 Ом, ХЛ=26,97 Ом, Р=29 МВт, Q=12,41875695 Мвар,
Рассмотрим участок 5-1 в послеаварийном режиме:
Провод АС-70/11, l=52 км, R0=0,422 Ом/км, Х0=0,444 Ом/км.
RЛ=R0l=0,42252=21,944 Ом, ХЛ=Х0l=0,44452=23,088 Ом.
Результаты расчетов для варианта 1:
3. Технико-экономическое сравнение вариантов
На третьем этапе наиболее рациональные варианты схем и номинального напряжения сети подвергаются технико-экономическому сравнению по приведённым затратам, Каждый из этих вариантов разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов и т. п.
В данном курсовом проекте не производится выбор определённых типов выключателей 35-220 кВ. При оценке стоимости ячеек выключателей руководствовались следующими соображениями: обычно на подстанциях с малым числом выключателей (ТО и менее) не рекомендуется установка воздушных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается равным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей, комплектов отделитёлей и короткозамыкателей подстанции проектируемой сети определяется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.
Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надёжность электроснабжения, необходимую для потребителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трёх и более трансформаторов не рассматривается.
Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальных режимов работы и отключений одного из них.
Так как в данном проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номинальных мощностей производится приближённо в нормальных режимах работы нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номинальной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% выше номинальной.
Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций:
где: Smах - максимальная нагрузка подстанции.
При определении технико-экономических показателей стоимость электрооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии - на основании расчетов и задания на проект.
При сравнении вариантов по приведённым затратам в общем случае учитываются стоимости линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной потребителям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии и (или) трансформаторы,
Все указанные технико-экономические показатели определяются лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим допускается не учитывать заработную плату эксплутационного персонала, принимая её примерно одинаковой во всех вариантах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с одинаковым размещением КУ т учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по условию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.
После определения приведённых затрат сравниваемых вариантов производится окончательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.
1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме
2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.
Каталожные данные на трансформаторы и автотрансформаторы взяты из справочника для курсового и дипломного проектирования Б.Н. Неклепаева, И.П. Крючкова.
Электрическая часть станций и подстанций, стр. 156.
Ртр=90+43,87+54+95,54+100+27,72+38+50,29+100+5,09=604,531113 кВт.
Выбор линии ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -I по условию задания на проектирование. Выбираем стальные опоры - двух- и одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ
Участок РЭС-3: Uном=220кВ, l=74км, АС-240;стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
Участок 3-5: Uном=220 кВ, l=56 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
Участок 5-1: Uном=220 кВ, l=52 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
Участок 1-РЭС: Uном=220 кВ, l=44 км,АС-300;стальные одноцепные опоры К=21,6тыс. руб./км:
Участок 1-2: Uном=110 кВ, l=38 км, АС-95; стальные одноцепные опоры К=22,6 тыс. руб./км:
Участок 1-4: Uном=110 кВ, l=46 км, АС-70; стальные одноцепные опоры К=21,6 тыс. руб./км:
Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:
Стоимость вырубки просеки равен: 1.5 тыс./км. Тогда:
Общая стоимость воздушных линий составляет:
Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение.
На п/ст.1,3,5 устанавливаются ОРУ-220 кВ и ОРУ-110 кВ, на п/ст 2,4 - ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток до ЗО кА. При Uном =110 кВ стоимость одной ячейки с выключателем составляет 35 тыс.руб., при Uном = 220 кВ - 90 тыс. руб Общёе количество выключателей составляет n = 11шт на 220 кВ, 13 шт. на 110 кВ
Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.
Для П/СТ с ВН - 110 кВ. т.е. П/СТ - 2,4 постоянная часть затрат составляет 210 тыс.руб. на каждую П/СТ
Для п/ст 1,5,3 с ВН - 220 кВ постоянная часть затрат составляет 520 тыс. руб.
Поправочный коэффициент сооружения ПС для Сибири 1,2 тыс. руб.:
К1=Ктр+КВЛ+Кп/ст+КОРУ=1372+8383,08+2817+1445=13576,08 тыс. руб.
Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.
а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по[4]табл. 14 Приложения, где % издержек для ВЛ-110 кВ, ВЛ-220 кВ на стальных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:
б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов: процент издержек для ОРУ и трансформаторов
для U = 220 кВ - 8,4%, до 150 кВ - 9,4% Следовательно:
в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов эл. сети.
Определяем годовые потери электроэнергии в сети:
- суммарные потери активной мощности в сети
суммарные потери в трансформаторах.
а) Потери активной мощности в линиях сети для варианта:
б) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта:
Годовые потери электроэнергии в сети:
2229,4268*3195,788= 7124776,03 кВт/ч
Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 4.
Определяем суммарные ежегодные издержки варианта.
Определяем полные приведённые затраты варианта.
где рн = 0,12 1/год - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.
1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме
2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.
Ртр=90+43,878+100+107,48+38+86,63+100+32,718+28,75=655,476649 кВт.
Выбор линии ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -I по условию задания на проектирование. Выбираем стальные опоры - двух- и одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ
Участок РЭС-2: Uном=220кВ, l=70км, АС-240;стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
Участок 2-4: Uном=220 кВ, l=62 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
Участок 4-1: Uном=220 кВ, l=46 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
Участок 1-РЭС: Uном=220 кВ, l=44 км,АС-240;стальные одноцепные опоры К=21 тыс. руб./км:
Участок 1-5: Uном=110 кВ, l=52 км, АС-70; стальные двухцепные опоры К=21,6 тыс. руб./км:
Участок РЭС-3: Uном=110 кВ, l=74 км, АС-70; стальные двухцепные опоры К=21,6 тыс.руб./км:
Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:
Стоимость вырубки просеки равен: 1.5 тыс./км. Тогда:
Общая стоимость воздушных линий составляет:
Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение.
На п/ст.1,2,4 устанавливаются ОРУ-220 кВ и ОРУ-110 кВ, на п/ст 3,5 - ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток до ЗО кА. При Uном =110 кВ стоимость одной ячейки с выключателем составляет 35 тыс.руб., при Uном = 220 кВ - 90 тыс. руб Общёе количество выключателей соста
Передача и распределение электрической энергии курсовая работа. Физика и энергетика.
Социальная Ответственность Бизнеса Диссертация
Практическое задание по теме Синтез моногидрата хлорида (мю-61549;-гидроксо) бис (пентааммин) - хрома(III) [(NH3)5Cr(OH)Cr(NH3)5]Cl5*H2O
Дипломная работа по теме Источники финансирования предприятия
Написать Сочинение По Литературе На Тему
Имя существительное
Экология Города Шымкент Эссе
Контрольная Работа На Тему Информационные Технологии В Экономике
Магистр Написание Курсовых
Реферат: Виды средств и способы подачи сигналов бедствия
Дипломная Работа На Тему Особенности Расследования Групповых И Организованных Преступлений
Реферат: Використання нейромережевих технологій при створенні СППР
Отец И Сын Дубровские 6 Класс Сочинение
Дипломная работа по теме Методи розв’язування одновимірних та багатовимірних нелінійних оптимізаційних задач та задач лінійного цілочислового програмування
Эссе На Тему Ребенок Дошкольник И Компьютер
Дипломная работа по теме Полный факторный эксперимент
Реферат На Тему Jobs
Всемирная Организация Здравоохранения Реферат
Реферат: Перечень сокращений
План Диссертации Магистра
Доклад по теме Саудовская Аравия (Доклад)
Стратегическое планирование на ОАО "Новозыбковский хлебокомбинат" - Менеджмент и трудовые отношения курсовая работа
База данных "Склад" - Программирование, компьютеры и кибернетика курсовая работа
Брожения. Типы жизни, основанные на субстратном фосфорилировании - Биология и естествознание презентация