Реферати українською » Физика » Проектування районної електричної мережі


Реферат Проектування районної електричної мережі

Параметри варіантів мережі

№ варіанта Сумарна довгаВЛ, км Кількість вимикачівВН (110 кВ)
1 161.065 16
2 163.426 17
3 192.556 18
4 183.294 17

За підсумками попереднього порівняння вибираємо задля її подальшого розгляду варіанти 1 і 2.

3.2 Докладний аналіз конкурентно здатних варіантів

У цьому підпункті необхідно оцінити кількість устаткування, що слід для надійної і більш якісного електропостачання споживачів: трансформатори, перерізу ЛЕП, потужність компенсуючих пристроїв, схеми розподільних пристроїв. З іншого боку поки що оцінюється технічні можливості (доцільність) реалізації запропонованих варіантів.

Вибір кількості і компенсуючих пристроїв

Компенсація реактивної потужності - цілеспрямоване вплив на баланс реактивної потужності вузлі електроенергетичної системи з регулювання напруги, а розподільних мережах і із метою зниження втрат електроенергії. Здійснюється з допомогою компенсуючих пристроїв. Задля підтримки необхідних рівнів напруги в вузлах електричної мережі споживання реактивної потужності має забезпечуватися необхідної генерованою потужністю з урахуванням необхідного резерву.Генерируемая реактивна потужність складається з реактивної потужності, вироблюваної генераторами електростанцій і реактивної потужності компенсуючих пристроїв, розміщених у електричної сіті й в електроустановках споживачів електричної енергії.

Заходи з компенсації реактивної потужності на ПС дозволяють:

· зменшити навантаження на трансформатори, збільшити термін їхньої служби;

· зменшити навантаження на дроти, кабелі, використовувати їх меншого перерізу;

· підвищити якість електроенергії уелектроприемников;

· зменшити навантаження накоммутационную апаратуру з допомогою зниження струмів в ланцюгах;

· знизити Витрати електроенергію.

Для кожної окремо взятому ПС попередня величина потужності КУ визначається за такою формулою:

,(3.4)


 - максимальна реактивна потужність вузла навантаження,МВАр;

 - максимальна активна потужність вузла навантаження, МВт;

 - коефіцієнт реактивної потужності визначається наказом Мінпроменерго № 49 (для мереж 6-10 кВ =0,4)/8/;

Далі виробляється добір кількості КУ за секціями шин для рівномірної компенсації реактивної потужності й визначення фактичної величиниКРМ.

 (3.5)

 - фактична потужність КУ,МВАр;

 - номінальна потужність КУ з стандартного низки запропонованого заводами виготовлювачами,МВАр;

 – кількість пристроїв.

Визначення величини невідшкодованою потужності, яка протікати через трансформатори визначається за словами:

 (3.6)

 -некомпенсированная зимова (прогнозована) реактивна потужність ПС;

Тип і кількість зарахованих КУ зведено в таблицю 3.2. Докладний розрахунок наводиться при застосуванні Б.

Оскільки це курсової проект, то типи конденсаторних установок прийнято аналогічні (зразъеденителем у ввідна осередку - 56 та ліве розташування ввідна осередки -УКЛ)


Таблиця 3.2 – Типипримененних КУ на ПС проектованої мережі.

ПС (№ вузлаВН) Тип КУ Кількість, прим Загальна потужність,МВАр
А (1) >УКЛ56 450/10,5 8 3,6
Б (2) >УКЛ56 1350/10,5 2 2,7
У (3)

>УКЛ56 900 /10,5

>УКЛ 56 600/10,5

6

2

6,6
Р (4) >УКЛ56 450/10,5 6 2,7

Вибір дротів з економічнихтоковим інтервалам.

Сумарна перетин провідниківВЛ приймається по табл. 43.4, 43.5 /6,с.241-242/ залежно від розрахункового струму , номінального напруги лінії, матеріалу і кількість ланцюгів опор, району згололеду й регіону країни.

>Расчетними для вибору економічного перерізу дротів є: для ліній основний мережі – розрахункові тривалі потоки потужності; для ліній розподільній мережі – сполучений максимум навантаження підстанцій, приєднаних до цієї лінії, під час проходження максимуму енергосистеми.

При визначенні розрахункового струму годі було враховувати збільшення струму при аваріях чи ремонтах у літак якихось елементах мережі. Значення визначається за словами

(3.7)

де - струм лінії на п'ятого року її експлуатації;

 - коефіцієнт, враховує зміна струму за літами експлуатації;

 - коефіцієнт, враховує число годин використання максимальної навантаження лінії Tм і його значення в максимуміЭЭС (визначається коефіцієнтом ДоM).

Запровадження коефіцієнта  враховує чинник різночасності витрат у техніко-економічних розрахунках. ДляВЛ 110—220 кВ приймається =1,05, що він відповідає математичного очікуванню зазначеного значення зоні найчастіше трапляються темпи зростання навантаження.

Значення Дом приймається рівним відношенню навантаження лінії за годину максимуму навантаження енергосистеми до свого максимуму навантаження лінії. Усереднені значення коефіцієнтаТ приймаються за даними табл. 43.6. /6, з. 243/.

Для визначення струму п'ять рік експлуатації одразу під час проектування спрогнозували навантаження розділ 3. Отже, ми готуємося вже оперуємо прогнозованими навантаженнями. Тоді перебування струму на п'ятого року експлуатації слід

,(3.8)

де - максимальназимняя(прогнозируемая) активна потужність ПС;

 -нескомпенсированная зимова (прогнозована) реактивна потужність ПС;

 - номінальне напруга лінії;

 - кількість ланцюгів в лінії.

Для Хабаровського краю приймається III район погололеду.

Для двох варіантів мережірасчетние перерізу усім ділянках наведені у таблиці 3.3. По довго допустимим струмів виробляється перевірка за умовою нагріву дротів. Тобто, якщо струм в лінії в післяаварійному режимі менше, ніж довго припустимий, ця перетин дроти можна вибрати для даної лінії.


Таблиця 3.3 –Сечения дротів у варіанті 1

Гілки >Расчетний струм, А Марка обраного дроти Кількість ланцюгів Марка опор
1 2 3 4 5
5-4 226,5 >АС-240/32 1 ПБ 110-3
6-4 160,1 >АС-240/32 1 ПБ 110-3
5-1 290,6 >АС-300/39 1 ПБ 220-1
5-3 337 >АС-300/39 2 ПБ 220-1
1-2 110,8 >АС-150/24 1 ПБ 110-3
2-3 92,8 >АС-120/19 1 ПБ 110-8

Таблиця 3.2 –Сечения дротів у варіанті 2

Гілки >Расчетний струм, А Марка обраного дроти Кількість ланцюгів Марка опор
1 2 3 4 5
5-4 226,5 >АС-240/32 1 ПБ 110-3
6-4 160,1 >АС-240/32 1 ПБ 110-3
3-5 241,3 >АС-240/32 1 ПБ 110-3
2-5 212,5 >АС-240/32 1 ПБ 110-3
2-3 3,4 >АС-120/19 1 ПБ 110-3
1-5 145 >2хАС-240/32 2 ПБ 110-4

Перевіркаку по ПА режиму все прийняті дроти пройшли.

Вибір потужності і кількості трансформаторів

Вибір трансформаторів проводиться у разірасчетной потужності кожного з вузлів. Оскільки з кожної ПС маємо споживача крайнього заходу 2 категорії, то, на всіх ПС необхідна установка 2 трансформаторів.

>Расчетная потужність для вибору трансформатора визначається за такою формулою


,(3.9)

де - середня зимова активна потужність;

 - число трансформаторів на ПС, у разі ;

 - оптимальний коефіцієнт завантаження трансформаторів (длядвухтрансформаторной ПС =0,7).

Далі ми приймаємо трансформатори номінальною потужністю, найближчої до розрахункової.

Останнім етапом перевірки трансформаторів є перевірка напослеаварийную завантаження.

Ця перевірка модулює ситуацію перенесення навантаження двох трансформаторів однією. У цьому післяаварійний коефіцієнт завантаження повинен відповідати наступному умові

,(3.10)

де – післяаварійний коефіцієнт завантаження трансформатора.

Розглянемо приміром вибір, і перевірку трансформатора на ПС 2

 МВА

Приймаємо трансформаториТРДН 25000/110.

Далі перевіряємо їх у коефіцієнт завантаження в післяаварійному режимі.

Аналогічно вибираються трансформатори попри всі ПС. Результати вибору трансформаторів наведені у таблиці 3.2.


Таблиця 3.2 – Силові трансформатори обрані для проектованої мережі.

ПС

(№ вузлаВН)

Тип силового трансформатора
А (1) >ТДН-16000/110
Б (2) >ТРДН-25000/110
У (3) >ТРДН-25000/110
Р (4) >ТДН-40000/110

 

Вибір оптимальних схем РУ на ПС.

Схеми РУ вищого напруги.

Через більше ПС здійснюється транзит потужності, тому оптимальним варіантом їм є схема місток з вимикачами в ланцюгах трансформаторів, знеавтоматической ремонтної перемичкою із боку лінії.

Схеми РУВН визначаються становищем ПС у мережі, напругою мережі, числом приєднань. Розрізняють такі типи підстанцій за ознакою їхнього економічного становища у мережі вищого напруги: вузлові, прохідні,ответвительние і кінцеві.Узловие і прохідні підстанції є транзитними, оскільки потужність, передана лінією, проходить через збірні шини цих підстанцій.

У цьому курсовому проекті усім транзитних ПС застосована схема «Місток з вимикачем в ланцюгах ліній», задля забезпеченнянабольшейнадежности транзитних перетоків. Для тупикової ПС,питающейся подвухцепнойВЛ, застосована схема «два блокулиния-трансформатор» з обов'язковим застосуваннямАВР по боціНН. Дані схеми відбиті першою аркуші графічної частини.

 


4. ВИБІР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРІАНТА СХЕМИЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МЕРЕЖІ

Мета цього розділу вже винесено у його заголовок. Проте треба сказати, що критерієм порівняння варіантів у цьому підрозділі буде їхнє економічна привабливість. Це порівняння буде зроблено по приведеним затратам для відмінних частин схем проектів.

4.1 Алгоритм розрахунку приведених витрат

Наведені витрати визначаються за такою формулою (4.1)

,(4.1)

де Є – нормативний коефіцієнт порівняльної ефективності капітальних вкладень,Е=0,1;

До – капітальні вкладення, необхідних споруди мережі;

І – щорічні експлуатаційних витрат.

Капітальні вкладення для будівництва мережі складаються з капітальних капіталовкладень у повітряні лінії в ПС

, (4.2)

де До>ВЛ – капітальні вкладення спорудження ліній;

ДоПС– капітальні вкладення спорудження підстанцій.

З параметрів порівняння, видно що з даного конкретного випадку потрібно буде враховувати капіталовкладення у житлове будівництвоВЛЭП.

Капітальні вкладення під час спорудження ліній складаються з витрат за пошукові праці та підготовку траси, витрат на опор, дротів, ізоляторів та устаткування, з їхньої транспортування, монтажні та інші праці і визначаються за такою формулою (4.3)

, (4.3)

де  – питома вартість споруди один кілометр лінії.

Капітальні витрати під час спорудження підстанцій складаються з витрат за підготовку території, придбання трансформаторів, вимикачів та устаткування, витрат за монтажні праці та т. буд.

,(4.4)

де - капітальні видатки спорудженняОРУ;

 - капітальні видатки купівлю та монтаж трансформаторів;

 - стала частина витрат за ПС залежно від типуОРУ і U>ном;

 - капітальні видатки купівлю та монтаж КУ.

Капітальні вкладення визначаються по укрупненим показниками вартості окремих елементів мережі. Сумарні капітальні вкладення наводяться до поточному року з допомогою коефіцієнта інфляції щодо цін 1991 року. По порівнянні реальну вартістьВЛ сьогодні, коефіцієнт інфляції поВЛ у цьому КПk>инфВЛ = 250, а елементів ПСk>инфВЛ = 200.

Другим важливим техніко-економічним показником є експлуатаційних витрат (витрати), необхідних експлуатації енергетичного устаткування й мереж впродовж року:


, (4.5)

де - Витрати поточний помешкання і експлуатацію, включаючи профілактичні огляди й випробування, визначаються по (4.6)

 - Недоліки на амортизацію за аналізований період служби (Тсл=20 років), формула (4.7)

 - Вартість втрат електроенергії, визначається за такою формулою (4.8)

, (4.6)

де – норми щорічних відрахувань на: ремонт і експлуатаціюВЛ і ПС (= 0.008; = 0.049).

Недоліки на амортизацію

, (4.7)

де - аналізований термін їхньої служби устаткування (20 років)

Вартість втрат електроенергії

, (4.8)

де - втрати електроенергії, кВт•г;

З0 – вартість втрат 1МВт•ч електроенергії. (У завданні на КП їх кількість дорівнює З0=1.25руб./кВтч.

Втрати електроенергії визначаються по потокам ефективних потужностей та містять у собі втрати уВЛЭП, трансформаторах і КУ для зимового і літнього пори року.

, (4.9)

де - втрати електроенергії уВЛЭП

 - втрати електроенергії у трансформаторах

 - втрати електроенергії у компенсуючих пристроях

Втрати електроенергії уВЛЭП визначаються так

, (4.10)

де , – потік ефективної активної зимової й літньою потужності з лінії, МВт;

, - потік ефективної реактивної зимової й літньою потужності з лінії;МВАр;

Тіз, Тл – відповідно кількість зимових – 4800 і літніх - 3960 годин;

 (4.11)

Втрати в КУ. Оскільки всіх ПС встановлено батареї конденсаторів чиСтатическиетиристорние компенсатори (>СТК) то втрати у КУ виглядатимуть так


, (4.12)

де - удільні втрати активної потужності компенсуючих пристроях, у разі - 0.003кВт/кВар.

Рівні напруги ПС немає в обох варіантах, тому трансформатори, компенсуючі пристрої і втрати у них при порівнянні годі й враховувати (вони буду однакові).

4.2 Порівняння конкурентоспроможних варіантів

Позаяк у порівнюваних варіантах рівня напруги, отже трансформатори і кількість компенсуючих пристроїв у яких буде незмінним. З іншого боку ПС Р (4)запитивается однакова у двох варіантів, у порівнянні не бере участь.

>Отличаться будуть лише лінії (довжина перетин дроти) і розподільні устрою котрі живлять ПС А, Б, і У, то, при порівнянні доцільно враховувати лише розбіжність у капіталовкладень на сіті й розподільні устрою позначених об'єктів.

Порівняння за всі іншим параметрами у цьому розділі непотрібен. Цей розрахунок приведено у Додатку У.

За результатами розрахунків побудуємо таблицю 4.1, що містить основні показники порівняння економічної привабливості кожного варіанта

Таблиця 4.1 – Економічні показники порівняння варіантів.

№ варіанта

,млн.руб

І,млн.руб З,млн.руб
1 1 187 74,55 181,7
2 1 072 80,09 198,8

Отже, ми маємо найоптимальніший варіант схеми мережі, який задовольняє всім пред'явленим вимогам, і у своїй найбільшекономичен.- Варіант 1.


5.РАСЧЁТ І АНАЛІЗУСТАНОВИВШИХСЯРЕЖИМОВ

Мета цього розділу – прорахувати типові що встановилися режими, характерні з цією сіті й визначити умови для їхньої допустимості. У цьому необхідно оцінити можливість існування «крайніх» режимів і величини втрат потужності різних елементах мережі

5.1 Ручний розрахунок максимального режиму

Підготовка даних для ручного розрахунку максимального режиму

Для ручного розрахунку режиму, передусім, треба зазначити параметри схеми заміщення. Під час упорядкування даної, ми виходили речей, що у кожної ПС встановлено 2 роздільно працівників половину навантаження трансформатора.Зарядную потужність ліній ми рознесли по її вузлам; трансформатори уявляємо Р образною схемою, у якій гілка поперечнихпроводимостей представлена втратами холостогохода(ХХ).

Схема заміщення представлена малюнку 5 і аркуші графічної частини проекту.

Малюнок 5 – Схема заміщення для розрахунку режиму.

Параметри вузлів схеми зведені в таблицю 5.1


Таблиця 5.1 - Параметри вузлів схеми заміщення

№ вузла Тип вузла

U>ном вузла, кВ

Рзв, МВт

>Qзв,МВАр

1 2 3 4 5
6 >Балансирующий 110
5 >Балансирующий 110
1 >Нагрузочний 110
11 >Нагрузочний 10 14,7 5,7
12 >Нагрузочний 10 14,7 5,7
2 >Нагрузочний 110
21 >Нагрузочний 10 17,7 6,95
22 >Нагрузочний 10 17,7 6,95
3 >Нагрузочний 110
31 >Нагрузочний 10 20,6 8,2
32 >Нагрузочний 10 20,6 8,2
4 >Нагрузочний 110
41 >Нагрузочний 10 34,2 13,7
42 >Нагрузочний 10 34,2 13,7

Параметри гілок задано в таблиці 5.2.

Таблиця 5.2 - Параметри гілок схеми заміщення

№ вузла початку галузі № вузла кінця галузі Марка дроти Активне опір галузі,Ом Реактивне опір галузі,Ом >Зарядная потужність лінії,МВАр
1 2 3 4 5 6
5 4 АС 240/32 2,7 9 0,76
6 4 АС 240/32 3,8 12,8 1,08
5 1 АС 300/39

Схожі реферати:

Навігація