Потребление и покрытие потребности в активной мощности

Пояснительная записка

к курсовому проекту по дисциплине

Электрические сети

 

 

Выполнил: студент группы ЭС-05-1

Головченко П. В.

 

подпись

Руководитель: Старостина Э. Б.

подпись

 

 

Курсовой проект защищен

с оценкой:

 

 

Иркутск 2009

Содержание:

 

1. Введение. 3

2. Потребление и покрытие потребности в активной мощности. 4

3. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. 7

3.1 Выбор схемы сети по протяженности и длине трассы.. 7

3.2 Проверка отобранных вариантов по допустимым потерям напряжения. 9

4. Технико-экономическое сравнение вариантов. 33

5. Уточненный баланс реактивной мощности. 41

6. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров. 44

7. Регулирование напряжений. 60

8. Технико-экономические показатели. 64

Приложение 1. 66

Список используемой литературы: 68

 

Введение

 

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:

1. надежность;

2. экономичность;

3. удобство в эксплуатации;

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.

Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети

Вариант 1

 

1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме

МВА - типовая мощность автотрансформатора (т.е. трансформаторная)

- коэффициент типовой мощности автотрансформатора.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях. Стоимость трансформаторов возьмем из таблицы 7.17 справочника:

ТИП	Sном, МВА	Пределы регулирования	Uном, кВ	Uк,%	∆Pк, кВт	∆Pх, кВт	Ix,%	Цена тыс. руб
ВН	СН	НН
ТРДН 40000/220		±8х1,5%		-					0,9
АТДЦТН-125000/220/110		±6х2%				*			0,5
ТРДН 25000/110		±9х1,78%		-	10,5	10,5			0,7
ТДН 16000/110		±9х1,78%		-		10,5			0,7

 

А - автотрансформатор

Т – трансформатор напряжения трехфазный

Р – расщепленная обмотка низшего напряжения

Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла

Н – регулировка напряжения под нагрузкой

* - напряжение короткого замыкания для данного АТ:

; ;

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1: тыс. руб.

п/ст 2: тыс. руб.

п/ст 3: тыс. руб.

п/ст 4: тыс. руб.

п/ст 5: тыс. руб.

 

тыс.руб

 

3) Выбор линии ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение.

 

Район по гололеду -II по условию задания на проектирование. Выбираем стальные опоры, двухцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ.

 

К_л. = К_л.уд∙ l _л., тыс. руб.

 

Участок РЭС-1: U_nom = 220 кВ, l = 43 км, АС-240; К_л.уд = 88 тыс. руб

Участок 1-3: U_nom= 220 кВ, l = 29 км, АС-240; К_л.уд = 88 тыс. руб.

Участок 2-3: U_nom = 110 кВ, l = 22 км, АС-185; К_л.уд = 72 тыс. руб

Участок 2-5: U_nom = 110 кВ, l = 46 км, АС-95; К_л.уд = 64 тыс. руб

Участок 5-4: U_nom = 110 кВ, l = 37 км, АС-70; К_л.уд = 64 тыс. руб

 

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2

Тогда тыс. руб.

 

 

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение

 

На ПС 1, 3 устанавливаются ОРУ-220 кВ. На ПС 2, 4, 5 устанавливаются ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток до ЗО кА. При U_ном =220 кВ стоимость одной ячейки с выключателем составляет 210 тыс.руб, при U_nom = 110 кВ – 75 тыс. руб. Общее количество выключателей составляет n = 6 шт на 220 кВ, 12 шт. на 110 кВ. На ПС 4 стоимость ОРУ возьмем из таблицы стоимости по блочным и мостиковым схемам на 110 кВ (4Н)– 198 тыс.руб. На ПС 3 стоимость ОРУ возьмем из таблицы стоимости по блочным и мостиковым схемам на 220 кВ (5Н)– 480 тыс.руб. также на ПС 3 построено ОРУ 110 кВ – его цену также можно принять из справочника (5Н) – 235 тыс.руб.

 

Тогда тыс. руб.

 

 

5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям.

Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в табл.7.28 справочника в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

ПС 1: сборные шины 220/10 – 780 тыс.руб

ПС 2: мостик 220/10 – 610 тыс.руб. и мостик 110 кВ– 360 тыс.руб.

ПС 3, 5: сборные шины 110 кВ – 490*2 тыс руб.

ПС 4 – мостик 110/10 кВ – 360 тыс.руб

 

тыс. руб.

С учетом поправочного коэффициента 1,2:

 

тыс. руб.

 

6) Определяем общие капитальные затраты эл.схемы варианта 1.

 

тыс. руб.

 

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по табл. 6.2 справочника, где % издержек для ВЛ-220 кВ на стальных опорах составляет 0,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

 

 

тыс,руб.

 

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов: процент издержек для ОРУ и трансформаторов

 

для 110 кВ – 5,9%, для 220 кВ – 4,9% Следовательно:

тыс. руб

тыс. руб.

 

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов эл. сети варианта 1.

 

тыс. руб.

 

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

- суммарные потери активной мощности в сети варианта 1

- суммарные потери в линии.

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 1 варианта:

МВт из предыдущего этапа.

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 1.

п/ст 1: кВт

п/ст 2: кВт

п/ст 3: кВт

п/ст 4: кВт

п/ст 5: кВт

кВт

п/ст 1: кВт

п/ст 2: кВт

п/ст 3: кВт

п/ст 4: кВт

п/ст 5: кВт

ПС 3:

S_B=106,89 МВА; S_C = 69,85 МВА;S_H = 37,04 МВА

366,33 кВт

 

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 1 составляют:

кВт

в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта 1:

3,339+0,726 = 4,065 МВт

Годовые потери электроэнергии в сети:

4,065·4280 = 17399,612 МВтч

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 1.

коп = 191,395 тыс. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 1.

тыс. руб.

11) Определяем полные приведённые затраты варианта 1.

тыс. руб

 

 

 

Вариант 3

 

 

1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

ТИП	Uном, кВ	Потери, кВт	Цена
ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	тыс. руб
ТРДН 40000/110		-	10,5
ТРДН-25000/110		-	10,5
ТДН 16000/110		-

 

Т – трансформатор напряжения трехфазный

Р – расщепленная обмотка низшего напряжения

Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла

Н – регулировка напряжения под нагрузкой

 

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1: тыс. руб.

п/ст 2: тыс. руб.

п/ст 3: тыс. руб.

п/ст 4: тыс. руб.

п/ст 5: тыс. руб.

 

тыс.руб

3) Выбор линии ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -II по условию задания на проектирование. Выбираем железобетонные опоры – двухцепные согласно схеме, напряжения 110 кВ.

К_л. = К_л.уд∙ l _л., тыс. руб.

Участок РЭС-1: U_nom = 110 кВ, l = 43 км, АС-240; К_л.уд = 72 тыс. руб

Участок 1-3: U_nom= 110 кВ, l = 29 км, АС 185; К_л.уд = 72 тыс. руб.

Участок 3-2: U_nom = 110 кВ, l = 22 км, АС-95; К_л.уд = 64 тыс. руб

Участок РЭС-4: U_nom = 110 кВ, l = 58 км, АС-95; К_л.уд = 64 тыс. руб

Участок 4-5: U_nom = 110 кВ, l = 37 км, АС-70; К_л.уд = 64 тыс. руб

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2

Тогда тыс. руб.

 

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение

На ПС 1, 3, 4 стоимость ОРУ возьмем из таблицы по стоимости масляных выключателей на 110 кВ – 75 тыс.руб. На ПС2, 5 стоимость возьмем как по мостиковым схемам на 110 кВ (4Н)– мостик с перемычкой в цепях линии. Его стоимость – 198 тыс.руб.

 

Тогда тыс. руб.

5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям.

Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в табл.7.28 справочника в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для ПС 1,3 со схемой «сборные шины» ВН-110 кВ, постоянная часть затрат составляет 540 тыс. руб (т. к. ПС с трехобмоточными трансформаторами).

Для ПС 4 со схемой «сборные шины» ВН-110 кВ, постоянная часть затрат составляет 490 тыс. руб.

Для ПС ВН - 110 кВ с эл. схемой на стороне ВН - мостик, постоянная часть затрат составляет: ПС 2-430 тыс.руб.(т. к. ПС с трехобмоточными трансформаторами), ПС 5 – 360 тыс.руб.

тыс. руб.

 

Учитывая поправочный коэффициент к стоимости сооружения ПС в Сибири 1,2:

тыс. руб

6) Определяем общие капитальные затраты эл. схемы варианта 3.

 

тыс. руб.

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по таблице 6.2 справочника где % издержек для ВЛ-110 кВ на стальных опорах составляет 0,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

 

тыс,руб.

 

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов: процент издержек для ОРУ и трансформаторов

 

для 110 кВ – 5,9% Следовательно:

тыс. руб

тыс. руб.

 

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов эл. сети варианта 3.

 

тыс. руб.

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

- суммарные потери активной мощности в сети варианта 3

- суммарные потери в линии.

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 4 варианта:

Мвт из предыдущего этапа.

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 3.

п/ст 1: кВт

п/ст 2: кВт

п/ст 3: кВт

п/ст 4: кВт

п/ст 5:

кВт

п/ст 1: кВт

п/ст 2: кВт

п/ст 3: кВт

п/ст 4: кВт

п/ст 5: кВт

65,54+90,42+74,4+73,74+53,73= 357,83 кВт

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 3 составляют:

кВт

в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта 3:

4,653+0,6318 = 5,285 МВт

Годовые потери электроэнергии в сети:

5,285·4280 = 22191,8 МВтч

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 3.

коп = 244,11 тыс. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 3.

тыс. руб.

11) Определяем полные приведённые затраты варианта 3.

тыс. руб

 

Вариант 4

1) Выбор трансформаторов, по условию 40% перегрузки трансформаторов в аварийном режиме

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

ТИП	Uном, кВ	Потери, кВт	Цена
ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	тыс. руб
		-

 

 

Т – трансформатор напряжения трехфазный

Р – расщепленная обмотка низшего напряжения

Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла

Н – регулировка напряжения под нагрузкой

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

 

тыс.руб

 

3) Так как все линии одноцепные с проводами одного сечения и U_ном = 220 кВ, то для них выбираем железобетонные опоры для одноцепных линий. Район по гололеду равен I. Стоимость 1 км. ВЛ с приведенными выше данными:

 

К_л.уд. = 54 тыс. руб.

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2

Тогда тыс. руб.

 

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение

На ПС 1, 2, 3, 4, 5 стоимость ОРУ возьмем из таблицы стоимости по блочным и мостиковым схемам на 220 кВ (5Н)– мостик с выключателем и перемычкой в цепях линии. Его стоимость – 480 тыс.руб.

Тогда тыс. руб.

5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям.

Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в табл.7.28 справочника в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

 

Для всех ПС ВН - 220 кВ. т.е. ПС – 1,2,3,4,5 с эл. схемой на стороне ВН - мостик, постоянная часть затрат составляет 610 тыс.руб. на каждую ПС.

 

тыс. руб.

 

Учитывая поправочный коэффициент к стоимости сооружения ПС в Сибири 1,2:

тыс. руб.

 

6) Определяем общие капитальные затраты эл. схемы варианта 4.

 

тыс. руб.

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по таблице 6.2 справочника где % издержек для ВЛ-220 кВ на стальных опорах составляет 0,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

 

тыс,руб.

 

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов: процент издержек для ОРУ и трансформаторов

для 220 кВ – 4,9% Следовательно:

тыс. руб

тыс. руб.

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов эл. сети варианта 4.

тыс. руб.

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

- суммарные потери активной мощности в сети варианта 4

- суммарные потери в линии.

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 4 варианта:

Мвт из предыдущего расчета.

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 4.

п/ст 1,2,3,4,5: кВт

кВт

п/ст 1: кВт

п/ст 2: кВт

п/ст 3: кВт

п/ст 4: кВт

п/ст 5: кВт

 

64,78+49,62+72,88+23,81+17,19= 228,686 кВт

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 4 составляют:

кВт

в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта 4:

1,552+0,7287 = 2,2807 МВт

Годовые потери электроэнергии в сети:

2,2807·4280 =9761,4 МВтч

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 4.

коп = 107,375 тыс. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 4.

тыс. руб.

11) Определяем полные приведённые затраты варианта 4.

тыс. руб

Сводная таблица технико-экономического сравнения вариантов 1,3 и 4.

Технико-эконом. показатели	В-1	В-3	В-4
	15878,4	15206,4
	25833,4	22534,4
	127,027	121,65	121,824
	163,9	129,56	117,6
	158,81	135,7
	191,395	244,11	107,375
	641,132	631,02	542,799
	3741,14	3335,148	3577,36

Из всех трех вариантов наиболее экономически выгодными можно считать варианты 3 и 4. Сравним эти варианты:

Так как затраты на эти варианты отличаются более чем на 5 %, то наиболее выгодным вариантом можно считать вариант 3.

Режим максимальных нагрузок

На подстанции 1 установлено два трансформатора ТРДН-40000/110.

S_ном=40 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=10,5–10,5 кВ,

DР_хх=36 кВт, DР_к=172 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,55%.

 

DР_ст1=72 кВт, DQ_ст1=520 квар.

DР_м1= 75,87 кВт,

DQ_м1= = 1853 квар.

=DР_ст1+DР_м1+DQ_ст1+DQ_м1=0,147+j2,373 МВА.

 

На подстанции 2 установлено два трансформатора ТРДН-25000/110.

S_ном=25 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=10,5 кВ,

DР_хх=27 кВт, DР_к=120 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,7%.

 

DР_ст2=54 кВт, DQ_ст2=350 квар.

DР_м2= 104,86 кВт,

DQ_м2= = 2294 квар.

=DР_ст2+DР_м2+DQ_ст2+DQ_м2=0,159+j 2,644 МВА.

 

На подстанции 3 установлено два трансформатора ТРДН-40000/110.

S_ном=40 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=10,5–10,5 кВ,

DР_хх=36 кВт, DР_к=172 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,55%.

 

DР_ст3=72 кВт, DQ_ст3=520 квар.

DР_м3= 85,39 кВт,

DQ_м3= = 2085 квар.

=DР_ст3+DР_м3+DQ_ст3+DQ_м3=0,157+j2,605МВА.

 

На подстанции 4 установлено два трансформатора ТДН-16000/110.

S_ном=16 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=11 кВ,

DР_хх=19 кВт, DР_к=85 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,7%.

 

DР_ст4=38 кВт, DQ_ст4=224 квар.

DР_м4= 86,15 кВт,

DQ_м4= = 1703 квар.

=DР_ст4+DР_м4+DQ_ст4+DQ_м4=0,124+j1,927 МВА.

 

На подстанции 5 установлено два трансформатора ТДН-16000/110.

S_ном=16 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=11 кВ,

DР_хх=19 кВт, DР_к=85 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,7%.

 

DР_ст5=38 кВт, DQ_ст5=224 квар.

DР_м5= 62,22 кВт,

DQ_м5= = 1229 квар.

=DР_ст5+DР_м5+DQ_ст5+DQ_м5=0,1+j 1,453 МВА.

 

Расчет для линий

Переходим к расчёту параметров установившегося режима «методом в два этапа».

1 Этап заключается в определении потоков и потерь мощности в элементах сети последовательно по элементам от концов сети (нагрузок) к началу сети (к станции), (В МВА).

 

 

29+j 15,845+0,159+j2,644– 1,39=29,159+j17,794 МВА.

0,32+j0,46 МВА

29,159+j17,794+0,32+j0,46=29,479+j18,254 МВА.

=35+j19,075+29,479+j18,254+0,157+j 2,605 – (1,39+1,928)=

=64,636+j38,275 МВА.

=1,075+j 2,792 МВА.

 

64,636+j38,275+1,075+j 2,792=65,711+j41,067 МВА.

 

=33+j17,965+65,711+j41,067+0,147+j2,373– (1,928+2,922)=98,858+j58,98 МВА

=2,778+j9,528 МВА

 

98,858+j58,98+2,778+j9,528=101,636+j68,508 МВА.

 

17+j 9,262+0,1+j1,453– 2,28=17,1+j9,575 МВА.

0,251+j0,26МВА

17,1+j9,575+0,251+j0,26=17,351+j9,835 МВА.

=20+j10,903+17,351+j9,835+0,124+j 1,927 – (3,665+2,28)=

=37,475+j19,6925 МВА.

=1,29+j 1,864 МВА.

 

37,475+j19,6925+1,29+j 1,864=38,765+j21,556 МВА.

 

 

= 101,636+j68,508+38,765+j21,556– (3,665+2,922) = 140,401+j86,77 МВА.

 

29+j15,845+0,105+j2,294=29,105+j18,139 МВА

 

 

35+j19,075+0,085+j2,085=35,085+j21,16 МВА

 

33+j17,965+0,076+j1,853=33,076+j19,818 МВА

 

20+j10,903+0,086+j1,703=20,086+j12,606 МВА

 

17+j9,262+0,062+j1,229=17,062+j10,491 МВА

 

Сопротивления трансформаторов на подстанциях:

ПС 1:

R_т1= = =0,71 Ом, Х_т1= = =17,35Ом.

ПС 2:

R_т2= = =1,269 Ом, Х_т2= = =27,77 Ом.

ПС 3:

R_т3= = =0,71 Ом, Х_т3= = =17,35Ом.

ПС 4:

R_т4= = =2,195 Ом, Х_т4= = =43,395 Ом.

ПС 5:

R_т5= = =2,195 Ом, Х_т5= = =43,395 Ом.

 

2 этап заключается в определении напряжений в узлах и падение напряжений последовательно по элементам от начала сети к концам сети

U_РЭС=1,07 × U_ном=1,07 × 110=117,7 кВ.

 

 

DU_{Л РЭС-1}= = =7,25 кВ.

кВ

кВ

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС1)

 

DU_{Л 1-3}= = =3,59 кВ.

кВ

кВ

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС3)

 

кВ;

кВ

кВ;

 

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС2)

 

кВ;

кВ

кВ;

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС4)

 

кВ;

кВ