Электроэнергитические системы и сети

Результаты расчетов сведем в таблицу 9.1.Таблица 9.1Результаты расчетов параметров участков сетиУчасток73322114455667l, км33,5111,518,7610,019,5112,2617,51R, Ом9,72118,43610,71712,95810,21915,19921,424Х, Ом16,66331,60818,37122,21417,51726,05736,732Qс, 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 мощностиУчасток73322114455667Sнк,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, кВ118,61117,41116,91117,61119,51118,11∆U, кВ2,62,73,492,252,282,72δU, кВ5,765,457,35,464,55,46U'2, кВ116,27114,74113,56115,4117,22115,7710.1. 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, кВ113,21111,81111,31112,01113,91112,91∆U, кВ2,722,843,672,352,392,66δU, кВ5,765,727,665,734,735,7U'2, кВ110,65109,13107,92109,82111,6110,2410.4. Расчёт послеаварийного режима.Наиболее опасная авария – это обрыв провода на головных участках сети. Рассмотри эти варианты подробнее.Обрыв участка 1-2:Расчет потерь мощности :S65=65,372+j23,012S54=55,311+j19,825S43=40,23+j13,747S32=20,118+j5,893S14=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, кВ117,01114,21112,31111,11110,81116,01∆U, кВ2,632,783,642,372,462,56δU, кВ5,845,597,65,774,865,48U'2, кВ114,54111,61108,82108,9108,47113,6911. 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.733221144556∆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, кВ121,8120,21118,96120,9122,8121,57n322343Uотв, кВ121,15119,11119,11121,15123,2121,11Uд., кВ10,5610,610,510,4910,4810,5311.4. 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, кВ115,92114,33113,06115,05116,92115,65n00-1010Uотв, кВ115,01115,01112,96115,01117,06115,01Uд., кВ10,5910,4510,5210,5110,510,56Таблица 11.5.№ п/ст.123456Uр, кВ119,99116,93114,01114,09113,63119,26n21-1-1-11Uотв, кВ119,1117,06112,96112,96112,96117,06Uд., кВ10,5810,4910,610,6110,5710,5412. 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 курсовомпроекте рассчитаныразличные технико-экономические показатели, включающие в себяопределяющие технические, энергетические и экономические аспектыэксплуатацииэлектроэнергетической сети, а так жепараметры потерь электрической энергии (потери в трансформаторах и линиях) и коэффициент полезного действия сети. В результате расчетов определено, что потери электроэнергии имеют прямую зависимость от уровней напряжения сети, величине протяженности и количества цепей линий электропередачи, от объема электрической мощности, которая транспортируется по электросети, от установленной мощности нагрузки, от типа и марки оборудования, а так же, что не маловажно от организации управления и обслуживания сети.Технико-экономический расчеты показывают, что во время проектирования и строительства электроэнергетической сети необходимо учитывать и закладывать в проект капиталовложения, основную часть которых составляют затраты на линии электропередач и силовые трансформаторы подстанций.Из заранее определенных электрических схем наиболее экономически оптимальным является вариант, характеризуемый наименьшими расчётными (дисконтированными) затратами.При строительстве энергетической системы за срок более чем один год объем капиталовложений распределяют по годам строительства. Так же, сравниваемые варианты схем энергоснабжения могут отличаться временем ввода в эксплуатацию определенных очередей.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).Процесс развития энергетического комплекса Российской Федерации, постоянное усиление межсистемных электроэнергетических структур однозначно диктует стратегию расширения объемов строительства электроэнергетических объектов. Это касается как и крупных электростанций, так и основных структурных составляющий энергосистемы – линии электропередач и трансформаторные подстанциинапряжением 35-220 кВ. Генерация и распределение электроэнергии постоянно увеличивается по всему миру, что сопровождается увеличением количества электроэнергетических систем, которое идёт по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и масштабного строительства линий электропередач и подстанций. Проектирование электрической сети, включает в себя следующие пункты:- разработка конфигурации сети и схемы подстанции;-разработка конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, которые обеспечивают надёжность и качество электроснабжения потребителей электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах.Из заранее определенных электрических схем наиболее экономически оптимальным является вариант, характеризуемый наименьшими расчётными (дисконтированными) затратами.При строительстве энергетической системы за срок более чем один год объем капиталовложений распределяют по годам строительства. Так же, сравниваемые варианты схем энергоснабжения могут отличаться временем ввода в эксплуатацию определенных очередей.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 / подРед. 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.