Автор работы: Пользователь скрыл имя, 12 Декабря 2014 в 14:27, курсовая работа
Исходя из условий обеспечения требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей в разомкнутых схемах сети (радиальные, магистральные участки схем), линии электропередачи, питающие потребителей первой категории надежности (в нашем случае все линии) выполняются двухцепными; в замкнутых схемах сети (кольцевые участки схем) линии электропередачи выполняются одноцепными.
1 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СЕТИ
Баланс активных и реактивных мощностей
1.2 Составление вариантов схем соединений сети
1.3 Выбор номинального напряжения
1.4 Выбор сечений проводов по условиям экономичности
1.5 Выбор трансформаторов на подстанциях
2 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
СЕТИ
2.1 Расчет приведенных затрат для радиального варианта
2.2 Расчет приведенных затрат для кольцевого варианта
2.3 Выбор лучшего варианта
3 РАСЧЕТ РЕЖИМОВ КОЛЬЦЕВОГО ВАРИАНТА СЕТИ
4 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ПОДСТАНЦИЯХ СЕТИ
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
Для смешанной (третей) схемы.
Из расчета первой схемы: Fэкi1-2 = 21,3 мм2, Fэкi1-3 =37,0 мм2. Принимаем провод АС-240/32.
Для определения токов, протекающих по линиям кольцевой сети, необходимо рассчитать потоки мощностей по линиям. Активная и реактивная мощность на головных участках сети 1-6 и 1-4:
P1-4 = 87,3 МВт; Q1-4 = 44,2 МВар.
Р1-6 = 86,1 МВт; Q1-6 = 38,6 МВар.
Потоки мощностей на оставшихся участках определяются на основе первого закона Кирхгофа, и равны:
Р4-5 = 47,3 МВт; Q4-5 = 8,2 Мвар;
Р5-бу = 13,3 МВт; Q5-бу = -17,3 Мвар;
Р6-бу = 61,1 МВт; Q6-бу = 17,3 Мвар.
После определения потоков мощностей определим сечение линий, учитывая условие «короны»:
Fэк1-4 = 256,9 мм2; принимаем провод АС-300/39;
Fэк1-6 = 248,1 мм2; принимаем провод АС-300/39;
Fэк4-5 = 126,1 мм2; принимаем провод АС-240/32;
Fэк5-бу = 57,3 мм2; принимаем провод АС-240/32;
Fэк6-бу = 166,8 мм2; принимаем провод АС-240/32.
Для линий марки АС 240/32: r0 = 0,118 Ом/км; x0 = 0,405 Ом/км; b0 = 0,281∙10-5 Cм/км;
АС 300/39: r0 = 0,098 Ом/км; x0 = 0,395 Ом/км; b0 = 0,284∙10-5 Cм/км.
Таблица 1.4 - Результаты выбора сечений линий смешанного (третьего) варианта
Линия |
L, км |
r0, Ом/км |
rΣ, Ом |
х0, Ом/км |
хΣ, Ом |
b0, Cм/км |
QC, Мвар |
1-4 |
46,1 |
0,098 |
4,52 |
0,395 |
18,21 |
0,284 |
6,3 |
4-5 |
55 |
0,118 |
6,49 |
0,405 |
22,28 |
0,281 |
7,5 |
5-бу |
5 |
0,118 |
0,59 |
0,405 |
2,03 |
0,281 |
0,7 |
бу-6 |
60,4 |
0,118 |
7,13 |
0,405 |
24,46 |
0,281 |
8,2 |
6-1 |
35 |
0,098 |
3,43 |
0,395 |
13,83 |
0,284 |
4,8 |
1-2 |
50,2 |
0,118 |
2,96 |
0,405 |
10,17 |
0, 281 |
13,7 |
1-3 |
74,3 |
0,118 |
4,38 |
0,405 |
15,05 |
0, 281 |
20,2 |
Для смешанной (четвертой) схемы.
Определим мощности в линиях для ветки 1-6-БУ-5:
Pбу-5 = P5 = 30 МВт; Qбу-5 = Q5 = 25,5 МВар;
P6-бу = P5 + Pбу = 108,4 МВт; Q6-бу = Q5 + Qбу = 25,5 МВар;
P1-6 = P6-бу + P6 = 133,4 МВт; Q1-6 = Q6-бу + Q6 = 46,8 МВар.
Для определения токов, протекающих по линиям кольцевой сети, необходимо рассчитать потоки мощностей по линиям. Активная и реактивная мощность на головных участках сети 1-6 и 1-4:
P1-4 = 43,2 МВт; Q1-4 = 37,3 МВар.
Р1-2 = 31,8 МВт; Q1-2 = 26,1 МВар.
Потоки мощностей на оставшихся участках определяются на основе первого закона Кирхгофа, и равны:
Р4-3 = 3,2 МВт; Q4-3 = 1,3 Мвар;
Р2-3 = 18,8 МВт; Q2-3 = 16,3 Мвар.
После определения потоков мощностей определим сечение линий, учитывая условие «короны»:
Fэк1-4 = 150,0 мм2; принимаем провод АС-240/32;
Fэк1-2 = 108,0 мм2; принимаем провод АС-240/32;
Fэк4-3 = 9,1 мм2; принимаем провод АС-240/32;
Fэк2-3 = 65,4 мм2; принимаем провод АС-240/32;
Fэкбу-5 = 51,8 мм2; принимаем провод АС-240/32;
Fэк6-бу = 146,3 мм2; принимаем провод АС-240/32;
Fэк1-6 = 185,7 мм2; принимаем провод АС-240/32.
Для линий марки АС 240/32: r0 = 0,118 Ом/км; x0 = 0,405 Ом/км; b0 = 0,281∙10-5 Cм/км.
Таблица 1.5 - Результаты выбора сечений линий смешанного (четвертого) варианта
Линия |
L, км |
r0, Ом/км |
rΣ, Ом |
х0, Ом/км |
хΣ, Ом |
b0, Cм/км |
QC, Мвар |
1-4 |
46,1 |
0,118 |
5,44 |
0,405 |
18,67 |
0,281 |
6,3 |
1-2 |
50,2 |
0,118 |
5,92 |
0,405 |
20,33 |
0,281 |
6,8 |
4-3 |
41,2 |
0,118 |
4,86 |
0,405 |
16,69 |
0,281 |
5,6 |
2-3 |
28,3 |
0,118 |
3,34 |
0,405 |
11,46 |
0,281 |
3,8 |
бу-5 |
5 |
0,118 |
0,30 |
0,405 |
1,01 |
0,281 |
1,4 |
6-бу |
60,4 |
0,118 |
3,56 |
0,405 |
12,23 |
0,281 |
16,4 |
1-6 |
35 |
0,118 |
2,07 |
0,405 |
7,09 |
0,281 |
9,5 |
Для смешанной (пятой) схемы.
Из расчета четвертого варианта:
Fэкбу-5 = 51,8 мм2; принимаем провод АС-240/32;
Fэк6-бу = 146,3 мм2; принимаем провод АС-240/32;
Fэк1-6 = 185,7 мм2; принимаем провод АС-240/32.
Из расчета первого варианта:
Fэкi2-3 = 37,0 мм2, принимаем провод АС-240/32;
Fэкi1-4 = 70,7 мм2, принимаем провод АС-240/32.
P1-2 = P2+ P3 = 35,0 МВт; Q1-2 = Q2 + Q3 =27,4 МВар.
Fэкi1-2 = 58,4 мм2, принимаем провод АС-240/32.
Таблица 1.6 - Результаты выбора сечений линий смешанного (пятого) варианта
Линия |
L, км |
r0, Ом/км |
rΣ, Ом |
х0, Ом/км |
хΣ, Ом |
b0, Cм/км |
QC, Мвар |
1-4 |
46,1 |
0,118 |
2,72 |
0,405 |
9,33 |
0,281 |
3,1 |
1-2 |
50,2 |
0,118 |
2,96 |
0,405 |
10,16 |
0,281 |
3,4 |
2-3 |
28,3 |
0,118 |
1,67 |
0,405 |
5,73 |
0,281 |
1,9 |
бу-5 |
5 |
0,118 |
0,30 |
0,405 |
1,01 |
0,281 |
1,4 |
6-бу |
60,4 |
0,118 |
3,56 |
0,405 |
12,23 |
0,281 |
16,4 |
1-6 |
35 |
0,118 |
2,07 |
0,405 |
7,09 |
0,281 |
9,5 |
1.5 Выбор трансформаторов на подстанциях
На всех подстанциях устанавливается по два трансформатора, так как данные подстанции питают потребителей первой категории.
Мощность трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях выбирается из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах:
где S – нагрузка подстанции,
kав – коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме работы, kав = 1,4.
Sт.ном2 = 11,6 МВА; Выбираем трансформатор мощностью 16 МВА.
Sт.ном3 = 20,1 МВА; Выбираем трансформатор мощностью 20 МВА.
Sт.ном4 = 38,4 МВА; Выбираем трансформатор мощностью 40 МВА.
Sт.ном5 = 28,1 МВА; Выбираем трансформатор мощностью 32 МВА.
Sт.ном6 = 23,4 МВА; Выбираем трансформатор мощностью 25 МВА.
2 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
СЕТИ
При сравнении вариантов по приведенным затратам, учитываются затраты только на различающейся части двух вариантах. Так как в обоих вариантах на подстанциях устанавливаются одинаковые трансформаторы, то затраты на них не учитываются.
В качестве наилучшего принимаем вариант с наименьшими затратами.
2.1 Расчет приведенных затрат для радиального варианта
Определим время потерь:
где Тнб – годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки,
Потери электроэнергии в ЛЭП:
ΔЭ
ΔЭ1-2 = 870,5 МВт∙ч/год; ΔЭ1-3 = 2233,8 МВт∙ч/год; ΔЭ1-4 = 2641,6 МВт∙ч/год;
ΔЭ1-5 = 3991,4 МВт∙ч/год; ΔЭ1-6 = 1225,4 МВт∙ч/год; ΔЭ1-БУ = 7780,4 МВт∙ч/год.
Суммарные потери электроэнергии в линиях:
ΔЭΣ = ΔЭΣ1-i = 18743,1 МВт∙ч/год.;
Суммарные издержки на возмещение потерь электроэнергии:
ИΔЭ = сЭ ∙ ΔЭΣ,
где сЭ – тариф на электроэнергию, руб/кВт∙ч;
ИΔЭ
Капиталовложения в ЛЭП:
КЛЭП = К0 ∙ LЛЭП,
где К0 – удельные капиталовложения в 1км линии электропередачи, тыс.руб/км;
К1-2 = 239454 тыс.руб.; К1-3 = 354411 тыс.руб.; К1-4 = 219420 тыс.руб.;
К1-5 = 453150 тыс.руб.; К1-6 = 166950 тыс.руб.; К1-бу = 443610 тыс.руб.
Суммарные капиталовложения в линии электропередачи:
КЛЭПΣ = ΣК1-i = 1876995 тыс. руб.
Капиталовложения в оборудование подстанций включает только капиталовложения в ячейки выключателей.
КПСΣ = КвыклΣ = Квыкл ∙ nΣ,
где Квыкл – капиталовложения в один выключатель, для 220 кВ Квыкл =24900 тыс.руб.;
nΣ – суммарное количество выключателей в РУ ВН подстанций;
Суммарное количество выключателей в РУ ВН ПС сети определяем по из расчета, что на тупиковых подстанциях применяется схема мостика. При этом секционный выключатель на шинах источника питания не учитываем, так как он присутствует в обоих схемах. Получаем nΣ = 30.
КПСΣ = 24900 ∙ 30 = 747000 тыс.руб.
Суммарные капиталовложения в вариант сети складываются из суммарных капиталовложений в ЛЭП и суммарных капиталовложений в оборудование ПС.
КΣ = КЛЭПΣ + КПСΣ = 1876995 + 747000 = 2623995 тыс. руб.
Суммарные издержки эксплуатации ЛЭП:
аЛЭПΣ / 100% ∙ КЛЭПΣ,
где аЛЭПΣ – суммарная норма отчислений на амортизацию и обслуживание ЛЭП, для ВЛ аЛЭПΣ = 2,8%.
Иэкспл.ЛЭПΣ
Суммарные издержки эксплуатации выключателей ПС:
Иэкспл.ПСΣ = аПСΣ / 100% ∙ КПСΣ,
где аПСΣ – суммарная норма отчислений на амортизацию и обслуживание электрооборудования ПС, аЛЭПΣ = 9,4%.
Иэкспл.ПСΣ
Суммарные издержки эксплуатации оборудования равны:
Иэкспл.Σ = Иэкспл.ЛЭПΣ + Иэкспл.ПСΣ
Иэкспл.Σ
Суммарные издержки определяются по формуле:
ИΣ = Иэкспл.Σ +ИΔЭ
ИΣ
Приведенные затраты на радиальный вариант сети:
Зпр = ЕН ∙ КΣ + ИΣ,
где ЕН – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, ЕН =0,12;
Зпр
2.2 Расчет приведенных затрат для кольцевого варианта
Потери электроэнергии в ЛЭП:
ΔЭ1-2 = 4282,4 МВт∙ч/год; ΔЭ2-3 = 2399,9 МВт∙ч/год; ΔЭ3-5 = 4351,1 МВт∙ч/год;
ΔЭ5-бу = 123,8 МВт∙ч/год; ΔЭбу-4 = 4590,9 МВт∙ч/год; ΔЭ4-6 = 2859,3 МВт∙ч/год ΔЭ1-6 = 3884,8 МВт∙ч/год.
Суммарные потери электроэнергии в линиях:
ΔЭΣ
Суммарные издержки на возмещение потерь электроэнергии:
ИΔЭ
Капиталовложения в ЛЭП:
К1-2 = 176202 тыс.руб.; К2-3 = 98280 тыс.руб.; К3-5 = 267813 тыс.руб.;
К5-бу = 17550 тыс.руб.; Кбу-4 = 193752 тыс.руб.; К4-6 = 105300 тыс.руб;
К1-6 = 122850 тыс.руб.
Суммарные капиталовложения в линии электропередачи:
КЛЭПΣ
Капиталовложения в оборудование подстанций включает только капиталовложения в ячейки выключателей.
КПСΣ = КвыклΣ = Квыкл ∙ nΣ,