Электроэнергетические системы и сети

ЗАДАНИЕПроизвести выбор числа и мощности понижающих трансформаторов в распределительной сети и определение расчетных токов, приведенных к стороне высшего напряжения трансформаторов.Разработать варианты развития распределительной сети.Произвести приближенный расчет токораспределения в каждом в каждом из выбранных вариантов по длинам ЛЭП и нагрузкам узлов с учетом перспективного развития сети и нагрузок.Произвести выбор числа параллельных цепей и сечений проводов в каждом из вариантов схем сети с учетом возможных аварийных ситуаций. Определение потерь мощности в каждом из вариантов.Произвести технико-экономическое сравнение вариантов распределительной сети по приведенным затратам и выбор наиболее рационального варианта.Произвести анализ установившихся режимов двух выбранных вариантов развития сети и регулирование параметров качества электроэнергии с помощью современного расчетного комплекса RASTR.Произвести окончательное сравнение вариантов развития распределительной электрической сети и выбор наилучшего в экономическом смысле варианта с учетом заданных технических требований.ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕВариант №Район проектирования сети – Урал.Класс номинального напряжения распределительной сети U=115 кВ.Исходная схема района развития сети: на рисунке 1Рисунок 1 «Исходная схема развития сети»Число часов максимальной мощности нагрузок района проектирования Тmax=4500 час.Состав потребителей электроэнергии по категориям надежности всех узлов одинаков (I категория – 30%; II категория – 30%; III категория – 40%).Коэффициенты мощностей нагрузок всех узлов одинаковы, cosφ=0,9.Требуемые напряжения на стороне низшего напряжения понижающих трансформаторов:ПоказательНомер узла2341314Требуемое напряжение на шинах низшего напряжения подстанции, кВ10,410,410,510,010,4Значения экономических характеристик, используемых при проектировании:коэффициент приведения капитальных вложений к современным ценам, k=;удельная стоимость потерь электроэнергии в сети, β=1,2 руб/кВт.ч.2 ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 2.1 Предварительный выбор числа и мощности трансформаторовРасчёт электрической сети проводится по методике приведённой в [1].Используя значения активной мощности и коэффициента мощности в узлах электрической сети найдём реактивную и полную мощности.Узел 2: .Узел 3: .Узел 4: .Узел 5: .Узел 6: .Полная мощность:Узел 2: .Узел 3: .Узел 4: .Узел 5: .Узел 6: .Определим номинальные мощности трансформаторов в узлах сети по формуле:.Узел 2: , узел 3: ,узел 4: , узел 5: , узел 6: .Расчёт параметров трансформаторов.Для ТРДН-25000: ....Для ТДН-16000: ...Определение типа и мощности трансформаторов в узлах показана в таблице 2.1.1.Приведённая нагрузочная мощность вычисляется по формулам:,.Узел 2: .Узел 3: .Узел 4: .Узел 5: .Узел 6: .Узел 2: , узел 3: , узел 4: ,узел 5: , узел 6: .Таблица 2.1.1- Выбор числа и мощности трансформаторов №узлаPнМВТQнМВАcosS нmaxМВАSн/1,4=SнтМВАтрансформаторПараметры трансформаторовRэ, ОмХэ, ОмΔР, МВТΔQ, МВАрΔР эххΔQ эхх23014,530,933,323,792ТРДН 25000/1101,27280,1162,570,0540,353157,270,916,711,932ТДН-16000/1102,1943,350,050,090,090,991,771,770,040,2244209,690,922,215,862ТДН-16000/1105209,690,922,215,862ТДН-16000/11062512,110,927,819,862ТРДН 25000/1101,27280,081,920,0540,35Узел 2: .Узел 3: .Узел 4: .Узел 5: .Узел 6: .Рассчитанные мощности и токи сведены в таблицу 2.1.2.Таблица 2.1.2- Расчетные мощности и токи нагрузочных узлов№ узлаРэ, МВТQэ, МВАрSэ, МВАIэ, А230,217,534,853183315,18,517,37791420,111,723,26122520,111,723,26122625,114,328,89152Максимальные нагрузочные и расчётные токи определяются формулами:,, где .Рассчитанные токи сведены в таблицу №2.1.3 Таблица №2.1.3- Максимальные нагрузочные и расчётные токи узлов№ узлаМаксимальный ток Iэ АРасчетный ток узла, А2183I2391I34122I45122I56152I62.2 Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схем развития сети1) 1-вариантВыбор производится для одноцепных линий с железобетонными опорами, 2-ой р-он по гололёду, зона Урала.Замкнутая сеть показанная на рисунке 1 с узлами 1,2,5,6,3,4- считая её приближённо однородной, применим правило электрических моментов, с использованием эквивалентных длин см. рис.1.Рисунок 1- Схема сети по варианту 1По первому закону Кирхгофа найдём токи в линиях :Выбор сечений проводится из таблицы [2] по экономическим интервалам для расчётных токов в одной цепи. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.1. Выбор числа выключателей намечен в таблице 2.2.2. Таблица 2.2.1- Выбора сечений линий электропередач 1-вариантлинияL. кмIрасчnIцсечениеВид аварииIпосле аварииАIдоп АРешение1-2273962198АС-240обрыв 1цепи<396605АС-2402-5272041204АС-185обрыв 1-4512515АС-185/43 -185/245-63576176АС-120обрыв участка 1-4385390АС-120/196-32584184АС-120обрыв 2-5289375АС-1203-4211801180АС-150обрыв 2-5385450АС-1504-1253081308АС-240обрыв участка 2-5512605АС-2402) 2 вариантЗамкнутая сеть показанная на рисунке 2 с узлами 1,2,3,4- считая её приближённо однородной, применим правило электрических моментов, с использованием эквивалентных длин.,,.По первому закону Кирхгофа найдём токи во всех линиях цепи..Выбор сечений проводится из таблицы [2] по экономическим интервалам для расчётных токов в одной цепи, аналогично, как в первом варианте. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.3.Рисунок 2- Схема сети по варианту 2Таблица 2.2.3- Выбор сечений линий электропередач 2-вариантлинияL. кмIрасчnIцсечениеВид аварииIпосле авар АIдоп АРешение1-2274482224АС-240605АС-2402-527128264АС-120Обрыв цепи128375АС-1202-3241281128АС-120обрыв участка 1-4384390АС-120/193-625160280АС-120обрыв 1 цепи160375АС-1203-421128113АС-120обрыв 2-3 обрыв 1-4256 128450АС-1504-1252561258АС-185обрыв участка 2-3384605АС-2403) 3 вариантЗамкнутая сеть, показанная на рисунке 3, с узлами 2,3,5,6- считая её приближённо однородной, применим правило электрических моментов, с использованием эквивалентных длин.Рисунок 3- Схема сети по варианту 3 ,По первому закону Кирхгофа найдём токи во всех линиях цепи..Выбор сечений проводится из таблицы [2] по экономическим интервалам для расчётных токов в одной цепи.Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.4.Таблица 2.2.4- Выбор сечений линий электропередач вариант 3линияL. кмIрасчnIц сечениеВид аварииIпосле аварииАIдоп АРешение1-2275762-5271881188АС-185обрыв 2-3386450АС-1502-3241961196АС-185обрыв 2-5386450АС-1503-6251001100АС-120обрыв 2-32-5296288375АС-1205-63560160АС-120обрыв2-32-5256248375АС-1201-42564264АС-120обрыв 1 цепи128375АС-1204) 4-вариантСеть, показанная на рисунке 4 – радиальная. По первому закону Кирхгофа найдём токи во всех линиях цепи..Выбор сечений проводится из таблицы [2] по экономическим интервалам для расчётных токов в одной цепи. Рисунок 4- Схема сети по варианту Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.5.Таблица 2.2.5- Выбор сечений линий электропередач вариант - 4линияL. кмIрасчnIцсечениеВид аварииIпосле аварииАIдоп АРешение1-2275762-5271881188АС-150обрыв 2-3386450АС-1502-3241961196АС-150обрыв 2-5386450АС-1503-6251001100АС-120обрыв2-32-5296288375АС-1205-63560160АС-120обрыв2-32-5256248375АС-1201-42564264АС-120обрыв 1 цепи128375АС-1205) 5 вариантЗамкнутая сеть показана на рисунке 5 с узлами 2,5,6- считая её приближённо однородной, применим правило электрических моментов, с использованием эквивалентных длин.Рисунок 5- Схема сети по варианту 5 ,.По первому закону Кирхгофа найдём токи в остальных линиях цепи..Выбор сечений проводится из таблицы [2] по экономическим интервалам для расчётных токов в одной цепи. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 2.2.6.Таблица 2.2.6- Выбор сечений линий электропередач вариант 5линияL. кмIрасчnIцсечениеВид аварииIпосле аварииАIдоп АРешение1-2274802240АС-2402-5271471147АС-120обрыв 6-2288375АС-1205-63519119АС-70обрыв 2-56-2128160265АС-706-2331411141АС-120обрыв 2-5288375АС-1201-4252242112АС-120обрыв 1 цепи224375АС-1204-32196248АС-70обрыв 1 цепи96265АС-70Обобщенная таблица выбора числа выключателей в распределительных устройствах подстанций (2.2.6) [1].Выбор выключателей определяется по следующей методике:для тупиковой ПСnвыкл=nцепейдля проходной ПСnвыкл=3,если nцепей=2для прходной- узловой ПСnвыкл= nцепей+4,если nцепей>2Таблица 2.2.7-Выбор числа выключателей в распределительных устройствах подстанций№ узлачисло трансформаторовчисло линийвариантычисло выключателей варианты1в2в3в4в5в1в2в3в4в5в1234444334442234445798895221223323276221222323233224242383824222244332882.3 Экономическое сравнение вариантов развития сетиДля экономического анализа вариантов рассчитывают статические приведённые затраты определяемые формулой: , (2.3.1)где - нормативный коэффициент эффективности; - капиталовложения в подстанции и линии соответственно; - годовые издержки на амортизацию и обслуживание - линии, - подстанции и - издержки на возмещение потерь электроэнергии в сетях. - средний ущерб от нарушения электроснабжения. Так как в нашей сети потребителей 3-ей категории нет, то .Капиталовложения в линии электропередачи вычисляются по соотношению: , (2.3.2)где - удельная стоимость сооружения ЛЭП [2], в ценах 1990 г., тыс/руб.км; - длина линии электропередачи, км; - число параллельных линий; - коэффициент приведения капвложений к современным ценам.Капитальные вложения в подстанции определяются формулой: , (2.3.3) , (2.3.4) где - расчётная стоимость силового трансформатора [2], в ценах 1990 г., тыс/руб.км; - число трансформаторов; - коэффициент приведения капвложений к современным ценам. (2.3.5)где - расчётная стоимость ячейки выключателя [2], в ценах 1990 г., тыс/руб.км; - число ячеек выключателей; - коэффициент приведения капвложений к современным ценам.Годовые издержки на амортизацию и обслуживание и , находятся по следующим формулам: , (2.3.6)где - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций.Издержки на возмещение потерь электроэнергии в сетях определяются формулой: (2.3.7)где - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок; - суммарные постоянные потери, так как в сетях 110 кВ и ниже потери на корону не учитываются, то ; - удельная стоимость потерь активной энергии в сети [1], - число часов максимальных потерь в году, определяющиеся формулой: где -годовое число часов максимальной мощности.1) 1-вариантКапиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.2):Капитальные вложения в подстанции определяем по формулам (2.3.3), (2.3.4) :Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.5) :,.Тогда находим затраты на подстанцию:Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулам (2.3.6):Определим постоянные потери активной мощности используя (2.3.7):Определим переменные потери активной мощности по формуле:.2) 2-вариантКапиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.2):Капитальные вложения в подстанции определяем по формулам (2.3.3), (2.3.4) :Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.5) :Тогда находим затраты на подстанцию:Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулам (2.3.6):Постоянные потери активной мощности:Переменные потери активной мощности предварительно подсчитав сопротивление эквивалентной схемы:.3) 3-вариантКапиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.2):Капитальные вложения в подстанции определяем по формулам (2.3.3), (2.3.4):.Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.5) :,.Находим затраты на подстанцию:,.Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулам (2.3.6):Постоянные потери активной мощности:Переменные потери активной мощности предварительно подсчитав сопротивление эквивалентной схемы:.,,.4) 4-вариантКапиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.2):Капитальные вложения в подстанции определяем по формулам (2.3.3), (2.3.4):.Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.5) :,.Находим затраты на подстанцию:,.Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулам (2.3.6):Постоянные потери активной мощности:Переменные потери активной мощности:,.,.5) 5-вариантКапиталовложения в линии электропередачи определяем по формуле (2.3.2):Капитальные вложения в подстанции определяем по формулам (2.3.3), (2.3.4):.Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (2.3.5) :,.Находим затраты на подстанцию:,.Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулам (2.3.6):Постоянные потери активной мощности:.Переменные потери активной мощности:,,,,.В таблице 2.3.1 представлен сравнительный анализ экономических показателей вариантов сетей.Таблица 2.3.1-Сравнительный анализ экономических показателей вариантов сетейПоказательВариант 1Вариант 2Вариант 3Вариант 4Вариант 5Капитальные вложения в линии, млн. руб112,1141,5129,7154,8149,9Капитальные вложения в ПС, млн. руб103,6116106,1128,4130,8Издержки на амортизацию и обсл. линий, млн.руб3,143,963,64,34,19Издержки на амортизацию и обсл. ПС, млн.руб9,710,99,9712,412,3Годовые издержки на потери, млн.руб13,4812,0413,6210,6711,61Приведенные затраты, млн.руб69,4578,874,3584,084,24Приведенные затраты, отн.ед.11,1351,0721,2091,213Сравнение приведённых затрат показывает, что 1 и 3 варианты равноценны (отличие 2%<5%).3 АНАЛИЗ НОРМАЛЬНОГО И АВАРИЙНОГО РЕЖИМОВ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИКак показал анализ приведённых затрат варианты 1 и 3 является ближайшим по затратам. Поэтому дальнейшие расчёты проводим для вариантов №1 и №3.3.1 Исследование установившихся режимов1) 1-вариантВыполняем расчет установившегося режима с использованием программного комплекса RASTR. Параметры сети в установившемся режиме до регулирования показан в таблицах 3.1.1 и 3.1.2. Таблица 3.1.1- Параметры сети в установившемся режиме до регулированияУстановившийся режимВетви ЛЭПR, ОмX, Ом B, мкСм kтр1-23,2410,9-75,81-23,2410,9-75,82-54,3711,2-74,35-68,7214,95-93,16-36,2310,68-66,53-44,168,82-56,74-13,0010,1-70,34-13,0010,1-70,3ТрансформаторыR, ОмX, Ом kтр2-212,5455,90,0912-212,5455,90,0915-514,3886,70,0965-514,3886,70,0966-612,5455,90,0916-612,5455,90,0913-314,3886,70,0963-314,3886,70,0964-414,3886,70,0964-414,3886,70,096Таблица 3.1.2- Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования№ узлаU номP нагр, МВтQ нагр, МВарU кВ,Требуемое потребителюU кВ,Расчетное (полученное в Rastrе)Отклонение %2110,53014,5310,59,86-6,13111157,310,010,121,24111209,710,310,23-0,75111209,710,310,00-36110,52512,110,39,43-8,4Определяем напряжение на шинах потребителей. Вычисляем отклонение напряжения в узлах. Там, где отклонение выше допустимых пределов (более 5%), выполняем регулирование с помощью РПН трансформаторов. Выбор количества отпаек производим по формуле:,где - цена деления отпайки, x- число отпаек на которое необходимо установить РПН. Согласно каталожным данным [1] номинальные напряжения трансформатора ТДН-16000/110 , для ТРДН-25000/110 тогда имеем:Узел 21,Узел 61.Падение напряжения в узлах 31,41,51 не превышает 5% - выбор отпаек не требуется. Результаты расчётов нагрузки после регулирования на шинах потребителя занесены в таблицу 3.1.3.Таблица 3.1.3- Нагрузка узлов в установившемся режиме после регулирования№ узлаU номP нагр, МВтQ нагр, МВарU кВ,Требуемое потребителюN отпайкиU кВ,После переключения РПН2110,53014,5310,5-310,693111157,310,0010,124111209,710,3010,235111209,710,3010,006110,52512,110,3-410,292) 3-вариантВыполняем расчет установившегося режима с использованием программного комплекса RASTR. Параметры сети в установившемся режиме до регулирования показан в таблицах 3.1.4 и 3.1.5. Таблица 3.1.4- Параметры сети в установившемся режиме до регулирования Установившийся режимВетви ЛЭПR, ОмX, Ом B, мкСм kтр1-23,2410,9-75,81-23,2410,9-75,82-54,3711,2-74,35-68,7214,95-93,16-36,2310,68-66,53-44,168,82-56,74-13,0010,1-70,34-13,0010,1-70,3ТрансформаторыR, ОмX, Ом kтр2-212,5455,90,0962-212,5455,90,0965-514,3886,70,0965-514,3886,70,0966-612,5455,90,1006-612,5455,90,1003-314,3886,70,0963-314,3886,70,0964-414,3886,70,0964-414,3886,70,096Таблица 3.1.5- Нагрузка узлов в установившемся режиме до регулирования№ узлаU номP нагр, МВтQ нагр, МВарU кВ,Требуемое потребителюU кВ,Расчетное (полученное в Растере)Отклонение %2110,53014,5310,59,71-7,53111157,310,010,040,44111209,710,310,512,05111209,710,39,89-3,96110,52512,110,39,33-9,4Выбор количества отпаек:Узел 21,Узел 61.Таблица 3.1.6- Нагрузка узлов в установившемся режиме после регулирования№ узлаU номP нагр, МВтQ нагр, МВарU кВ,Требуемое потребителюN отпайкиU кВ,После переключения РПН2110,53014,5310,5-410,483111157,310,0010,044111209,710,3010,515111209,710,309,896110,52512,110,3-510,263.2 Исследование аварийных и послеаварийных режимов1) 1-вариантОтключение линии 1-4 приводит к недопустимому падению напряжения показанному в таблице 3.2.1, поэтому требуется установка дополнительной цепи в линию 1-4.Таблица 3.2.1- Напряжения в узлах при отключении линии 1-4Узел2131415161Требуемое напряжение, кВ10,510,010,310,310,3Номиальное напряжение, кВ10,511111110,5Расчётное напряжение 10,186,155,58,447,05После установки 2-ой цепи на участок 1-4 падение напряжения в установившемся режиме показано в таблице 3.2.2.Таблица 3.2.2- Напряжения в узлах в установившемся режиме на линии 1-4 Узел2131415161Требуемое напряжение, кВ10,510,010,310,310,3Напряжение 10,7110,2610,4110,0510,29При отключении линии 2-5 регулирование напряжения можно провести с помощью отпаяк как показано в таблице 3.2.3.Таблица 3.2.3- Напряжения в узлах при отключении линии 2-5 Узел2131415161Требуемое напряжение, кВ10,510,010,310,310,3Напряжение 9,999,8210,268,78,74Регулировочное ответвление -2 0 0 -8 -8Регулирование (РПН)10,569,8210,2610,1810,3В послеаварийном режиме работы сети отклонение выше допустимых пределов, более нет, как показано в таблице 3.2.4.Таблица 3.2.4- Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5 Узел2131415161Требуемое напряжение, кВ10,510,010,310,310,3Напряжение 10,849,8110,2510,1210,211) 3-вариантПри отключении линии 2-5. Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5 показано в таблице 3.2.5.Таблице 3.2.5- Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5 Узел2131415161Требуемое напряжение, кВ10,510,010,310,310,3Напряжение, кВ10,259,6010,518,479,37Отклонение, %-2,4-42-17,8-9При отключении линии 2-3. Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-3 показано в таблице №3.2.6.Таблице №3.2.6- Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-3 Узел2131415161Требуемое напряжение, кВ10,510,010,310,310,3Напряжение, кВ10,248,610,519,419,16Отклонение, %-2,5-142-8,6-11Отключение линии 2-5 и 2-3 приводит к падению напряжения ниже предела , таким образом, требуется установка батарей статических конденсаторов в узлы, для выравнивания напряжений при авариях на линиях.Выбор мощности БСК выполнен с использованием программного комплекса Rastr. Минимальная мощность приведённая к номинальному напряжению батареи:, Ёмкостная проводимость на землю:.Узел 51 После установки одной БСК (узел 51) типа КС2-1,05-125 с номинальным напряжением 10 кВ и номинальной мощностью проведён расчет, для установившегося режима и данные приведены в таблице 3.2.7:Таблица 3.2.7- Напряжения в узлах в установившийся режимУзел2131415161Требуемое напряжение, кВ10,510,010,310,310,3Напряжение 10,3610,1310,5110,5210,40Отклонение, %-1,31,322,1-0,9Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5 показано в таблице 3.2.8.Таблице 3.2.8- Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5 Узел2131415161Требуемое напряжение, кВ10,510,010,310,310,3Напряжение10,319,7810,519,379,69Отклонение, %-1,3-2,22-8,9-5,9Регулировочное ответвление 0 0 0 -4-3Регулирование (РПН)10,319,9410,519,59,7Падение напряжения во всех узлах меньше .Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-5 показано в таблице 3.2.9.Таблице 3.2.9- Напряжения в узлах в послеаварийном режиме при отключении линии 2-3 Узел2131415161Требуемое напряжение, кВ10,510,010,310,310,3Напряжение10,318,8610,5110,079,42Регулировочное ответвление 0 -6 0 0 0Регулирование (РПН)10,319,9410,5110,079,39Выравнивание напряжения до требуемого производится с помощью отпаяк.В данном варианте в нормальном режиме требуется установка БСК для качественной работы сети.С добавлением в первом варианте одной цепи увеличиваются затраты на строительство, на издержки по амортизации и обслуживанию, а также увеличиваются затраты на потери мощности. Включение БСК в сеть в третьем варианте увеличивает затраты на установку, но уменьшает издержки на потери мощности. В целом первый и третий варианты в технико-экономическом плане являются равнозначными. Однако первый вариант по качеству электроэнергии и устойчивости к авариям является более выгодным.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ1. Ананичева С.С., Калинкина М.А. Практические задачи электрических сетей/ Екатеринбург: УрФУ,.2012. 115с.2. Ананичева С.С., Мызин А.Л., Шелюг С.Н. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования/ Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2009. 108 с.