Расчет режимов электрической сети. Расчет режимов районной электрической сети

 

 

Рис. 4. Принципиальная электрическая  схема ТЭЦ

При выборе трансформаторной мощности на станции следует применять  обозначения:  S_Г– мощность генераторов; S_нб1 – наибольшая мощность нагрузки( по зимнему суточному графику потребителя ); S_нм1– наименьшая нагрузка ( по летнему суточному графику потребителя) ;S_сн– мощность собственных нужд ТЭЦ.

Во всех вариантах задания  на курсовой проект, в том числе  и этом, мощность станции превышает  мощность потребителя, поэтому наиболее нагруженной является обмотка низкого  напряжения и максимально возможная  ее мощность равна: ;

Номинальная мощность трансформаторов  связи определяется по формуле: ; . Число тр-ров равно четырем

 

 

 

Таблица 3. Паспортные данные трансформаторов

Тип	Sном, МВА	Uном обмоток, кВ			Uк, %			Pк, кВт	Pх, кВт	Ix, %
		ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
ТДТН – 40000/220	40	230	38,5	6,6; 11	12,5	24	10,5	320	91	1,0

Если на станции выбирают более двух трансформаторов, то номинальную  мощность их определяют из условия  обеспечения допустимой перегрузки в аварийном режиме. Трансформаторы должны быть проверены по коэффициентам  загрузки и перегрузки: ; - трансформаторы проходят по условию перегрузки. ; - трансформаторы проходят по условию загрузки.

7. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НА ОСНОВЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО СРАВНЕНИЯ

1. Определим нагрузки потребителей сети в максимальном режиме работы системы. Максимальный режим наступает в часы, когда имеет место наибольшая суммарная нагрузка сети (берётся по суммарному зимнему графику энергосистемы ).
2. Найдем приведённые нагрузки подстанций S_прi. (Примечание: в расчетах символическим методом допускается учитывать только модули комплексных чисел в экспоненциальной форме.) Расчёт потокораспределения в сети получается более простым, если нагрузки, заданные на шинах низшего напряжения, привести к нагрузкам шин высшего напряжения понизительных подстанций по формуле:

,где   - нагрузка подстанции со стороны шин низшего напряжения в рассматриваемом режиме работы сети; - потери в трансформаторах, установленных на подстанциях (МВА):

Для нахождения потерь мощности в nпараллельно работающих  двух- обмоточных трансформаторах воспользуемся формулами:

, , ,

, ,

, ,

, .

Находим приведенные нагрузки подстанций:

S_ПР2 = (62,25 +0,3421) + j(46,69 + 6.21) = 81.95MВА

S_ПР3 = 118MВА

S_ПР4 =32.98 MВА

S_ПР5 =67.92 MВА

3. Определяем мощность ТЭЦ в максимальном режиме работы системы. При нагрузке потребителя, соответствующей максимальному режиму , и ограничении мощности генераторов ТЭЦ , потери в 3-х обмоточных трансформаторах находят по следующим мощностям обмоток:

- мощность обмотки низкого  напряжения: - мощность обмотки среднего напряжения:

- мощность обмотки высокого  напряжения:

Потери мощности в параллельно  работающих 3-х обмоточных трансформаторах:

Приводим параметры обмоток  трехобмоточного трансформатора к  высокому, среднему, низкому напряжению:

При этом приведенная мощность первого потребителя, совмещенного с ТЭЦ равна:

S_ПР1 = S_ТЭЦ – S_СН – S_мах1 – ΔS_Т1 = (120 + j120 * 0.75) – 0,1(120 + j120 * 0,75) -(90+j90*0,36) – 0.797 – j6.164 = 33.8 МВА.

5. Проводим расчёт потокораспределения в выбранных схемах без учёта потерь мощности в линиях.

Кольцевую сеть разрезают  по пункту питания и представляют в виде линии с двухсторонним  питанием.Потоки мощности на участках определяем приближенно, считая, что все участки выполнены проводом с одинаковым сечением для всех участков:

Вариант 1.

 

 

 

где L_k=142,2 км

 

142,2+95,43=90+75+95+25+60-108

237,63=237

Расчет мощностей:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вариант 2.

 

 

где L_k=142,5 км

 

 

 

5. По найденным потокам  мощности в линиях электрической  сети  определяем экономически целесообразные сечения проводов. Для выбранной конструкции линии и марки провода по времени использования наибольших нагрузок Т_нб = >5000 ч., находим значение экономической плотности тока  j_э= 1 А/мм².

Сечения проводов рассчитываем по формуле: , где расчетная токовая нагрузка; α_Ii = 1,05 – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки линии по годам ее эксплуатации; α_Т = 1,3 – при Т_нб  = 6000 ч. (коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии, при коэффициенте ее попадания в максимум нагрузки энергосистемы ), - количество цепей в линии (n=1,2). Полученные сечения округляем до ближайшего стандартного значения.

Вариант 1.

,

 

Вариант 2.

,

,

6. Проверяем техническую  допустимость выбранных стандартных  сечений поусловию недопущения  короны для ЛЭП 110 и 220 кВ.Все выбранные сечения для ЛЭП 220 кВ  должны быть не менее 240 мм² для алюминиевой жилы и не менее 32 мм² для стальной.

Проверяем провода по допустимому  нагреву.  Для наиболее нагруженного участка сети каждого варианта необходимо найти максимально возможное значение тока, рассматривая самый тяжелый послеаварийный режим работы сети для данной линии. Должно выполняться условие: , где I_п/ав– наибольший ток, протекающий по проводам линии в послеаварийном режиме, А. I_дд – длительно допустимая по нагреву токовая нагрузка провода, А. Сечение проводов линии выбираем как сечение, с ближайшим большим к расчетному длительно-допустимому току значением. В числителе указывается сечение алюминия, в знаменателе сечение стали для сталеалюминиевых проводов.

Проверка проводов ВЛ по нагреву для послеаварийного  режима проводится по формулам для  схем электроснабжения, А:

радиальной 

магистральной

где – ток послеаварийного режима ВЛ на участке сети; – поток мощности на участке сети.

Вариант 1.Для данной конфигурации самый тяжелый режим для линий – обрыв участка сети 5-6.

Рассчитываем потокосцепления  для послеаварийного режима.

Для узла ПС №3: , ;

Для узла ПС №5: ;

Для узла ПС №2: ;

Для узла ПС №4: ;

Для узла ПС №1: ;

Вариант 2.Для данной конфигурации самый тяжелый режим для линий – обрыв участка сети 1-4.

Для узла ПС №1: , ;

Для узла ПС №5: ;

Для узла ПС №3: ;

Для узла ПС №4: ;

Для узла ПС №2: ;

Определим токи в проводах в послеаварийном режиме (проверка по нагреву) по формулам и сравним  с длительно допустимыми токами для принятых марок проводов.

Вариант 1.

,

Вариант 2.

Сводим результаты полученных расчетов в одну таблицу. Проверяем сечение по условиям недопущения короны и по длительно допустимому току.

Таблица 4. Результаты расчетов двух конфигураций  сетей

Вариант	Участок сети	Число цепей	Расчетный ток	Марка и сечение провода	Аварийный участок сети	Ток послеаварийного режима	Длительно допустимый ток
1	6-1	1	103,99	АС-240/32	5-6	306,57	605
	1-4	1	324,87	АС-330/43		620,76	740
	4-2	1	198,67	АС-240/32		528,3	605
	2-5	1	206,05	АС-240/32		231,81	605
	5-6	1	522,46	АС-500/64		-	945
	6-3	2	185,95	АС-185/29		136,23	510
2	6-1	1	137,13	АС-240/32	1-4	314,18	605
	1-4	1	291,73	АС-300/39		-	710
	4-2	1	165,53	АС-240/32		92,45	605
	2-6	1	239,18	АС-240/32		388,95	605
	5-6	2	158,21	АС-240/32		115,9	605
	6-3	2	185,95	АС-185/29		136,23	510

Все марки проводов подходят по условиям недопущения короны и по длительно  допустимому току.

 

 

 

 

Таблица 5. Технико-экономические параметры ЛЭП

Марка провода		, Ом/км	, Ом/км	См/км	Стоимость сооружения, тыс. руб./км
АС-185/29	510	0,159	0,413	2,747	1650
АС-240/32	605	0,118	0,435	2,604	1060
АС-300/39	710	0,096	0,429	2,645	1130
АС-330/43	740	0,087	0,422	2,662	1195
АС-500/64	945	0,059	0,413	2,740	1540

Опоры используем железобетонныеодноцепные и двухцепные.

7. При проектировании  необходимо обеспечить наивысшую  экономическую целесообразность, что  достигается применением метода  вариантного сопоставления на  основе определения приведенных  затрат.

Намечается два возможных  варианта проектного решения.

Критерием целесообразности является условие                      

где 3  - приведённые затраты, складываются из первоначальных капиталовложений в рассматриваемый вариант - К, отнесенных к одному году, так как Р_Н = 1/Т_0К - нормативный коэффициент эффективности, величина его обратна сроку окупаемости Т_ОК; ежегодных издержек по эксплуатации сети - И и убытков от плановых и аварийных недоотпусков электроэнергии - У.

В данном курсовом проекте  убытки от недоотпуска электроэнергии не оцениваются, т.к. варианты схем электроснабжения являются равнонадежными.

7.1. Определяем капитальные единовременные вложения - К, тыс. рублей. Они состоят из затрат на сооружение линий и подстанций. Удельные стоимости С_Л сооружения линий и стоимости сооружения ОРУ подстанций находим по справочникам. ОРУ сравниваем упрощенно, сравнивая только количество выключателей на подстанциях, умножая стоимость одного выключателя на их количество. Однотипное оборудование и линии в сравнении не участвуют.

ВЛ: в приведенных вариантах  различаются следующие линии: 2-6 и 2-5.

ОРУ: в приведенных вариантах  по выполнению схемы различаетсяподстанция №5 в обоих вариантах.

Таблица 6. Капитальные затраты на сооружение подстанций

ПС	Схема ОРУ на стороне ВН	Номер схемы	Стоимость сооружения*, тыс. руб.
Вариант 1
5	Мостик  с выключателем в цепях трансформаторов  и ремонтной перемычкой со стороны  линий**	5Н	48000
Вариант 2
5	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий**	4Н	32800

*Стоимость ОРУ 220 кВ  учитывает установленное оборудование (выключатель, разъединитель, отделитель, трансформаторы тока и напряжения, разрядники и т.д.)

**Выключатели элегазовые.

7.2. Издержки складываются  из амортизационных отчислений  на капитальные затраты и затрат  на эксплуатацию. Ежегодные амортизационные  отчисления определяются как: И_ам= К_ам∙К/100, где К_ам- коэффициент амортизационных отчислений. Ежегодные отчисления на эксплуатацию определяются как: И_э = К_э ∙К/100, где, Кэ - коэффициент отчислений на ремонт и эксплуатацию.

Таблица 7. Издержки на амортизацию и эксплуатацию

Статьи  затрат	Ка, %	К, тыс. руб.	Иам, тыс. руб.	Кэ, %	Иэ, тыс. руб.
Вариант 1
Линия 2-5	2	56339	1126,78	0,4	225,36
Линия 5-6	2	22083,6	441,67	0,4	88,33
Подстанция  №5	4,4	48000	2112	3	1440
Вариант 2
Линия 2-6	2	62624,8	1252,49	0,4	250,49
Линия 5-6	2	16491	329,82	0,4	65,96
Подстанция  №5	4,4	32800	1443,2	3	984