Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств.

C одержание

Введение                                                                                                                                                       3

1 Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств                                                        4

2 Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта                                      8

3 Приблизительный приближенный расчет трех отобранных вариантов                                         12

3.1 Радиально-магистральная сеть                                                                                                           12

3.2 Кольцевая сеть                                                                                                                                     16

3.3 Комбинированная сеть                                                                                                                       20

4 Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей                                                                   24

5 Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего                                         25

5.1 Радиально-магистральная сеть                                                                                                         27

5.2 Кольцевая сеть                                                                                                                                    32

5.3 Комбинированная сеть                                                                                                                       35

6 Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта                                                38

6.1 Уточненный расчет режима наибольших нагрузок                                                                        39

6.2 Уточненный расчет режима наименьших нагрузок                                                                        43

6.3 Уточненный расчет послеаварийного режима                                                                               48

7 Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов                                        49

7.1 Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов в

режиме наибольших нагрузок                                                                                                      49

7.2 Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов в

  режиме наименьших нагрузок                                                                                                          51

7.3 Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов в

 послеаварийном режиме                                                                                                                     51

8 Определение себестоимости передачи электрической энергии                                                      52

Заключение                                                                                                                                              54

Список использованных источников                                                                                                      55

Приложения                                                                                                                                          56

 

Введение

 

Задачей проектирования энергосистем является разработка с учётом новейших достижений науки и техники и технико-экономического обоснования режима, определяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителя электрической и тепловой энергии в необходимых размерах требуемого качества с наименьшими затратами.

Проектирование развития энергосистем и электрических сетей осуществляется в иерархической последовательности и включает в себя выполнение комплекса проектных работ.

Схема развития распределительных сетей 110 кВ и выше разрабатывается для сетей энергосистемы в целом или по отдельным сетевым районам, а также для промышленных узлов крупных городов, сельской местности.

 Схема развития распределительных сетей 110 кВ и выше выполняется на основе решений принятых по схемам развития ОЭС и РЭС.

       Проект развития электрических сетей может выполняться в качестве самостоятельной работы или как составная часть схемы развития энергосистемы.

В данном курсовом проекте разработан отдельно проект электрической сети для электроснабжения промышленного района.

 

 

Кольцевая сеть

Рисунок 8 - Расчетная схема кольцевой сети.

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка РПП-2:

Поток мощности на участке 3-1 определяем по первому закону Кирхгофа:

Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 5, а также наносим на расчетную схему.

Выполним проверку посредством баланса мощностей.

Поток мощности, рассчитанный таким образом, совпадает с потоком мощности этого же участка, рассчитанным по первому закону Кирхгофа.

Балансы активной и реактивной мощностей:

Баланс по обеим мощностям сошелся.

Целесообразную величину напряжения определяем по участку В-1:

Принимаем номинальное напряжение для всей линии 110 кВ.

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично п.3.1.

Как видно из расчетов, для всех проводов выполняется условие: ,

то есть они проходят по нагреву.

 

Таблица 5 – Параметры линий в нормальном режиме

Участок	P, МВт	Q, Мвар	сеч, мм2	r0, Ом/км	x0, Ом/км	L, км	R, Ом	X, Ом	Δ U, %	Δ P, МВт
РПП2	0,36	-2,59	70	0,422	0,444	12	2,532	2,664	-0,054	0,000
2ТЭЦ	10,24	5,84	120	0,244	0,427	38	4,636	8,113	0,862	0,118
ТЭЦ4	28,76	11,93	185	0,159	0,413	10	0,795	2,065	0,432	2,304
43	11,46	5,3	120	0,244	0,427	23	2,806	4,9105	0,529	0,151
31	0,24	-1,96	70	0,422	0,444	23	4,853	5,106	-0,080	0,000
1РПП	20,14	4,21	150	0,204	0,42	8	0,816	1,68	0,214	0,705

Участок	Imax, A	Ip, A	I доп., А	Марка провода
РПП2	13,72	18,73	265	АС-70/11
2ТЭЦ	61,87	84,46	390	АС-120/19
ТЭЦ4	163,42	223,07	510	АС-185/29
43	66,27	90,46	390	АС-120/19
31	10,36	14,15	265	АС-70/11
1РПП	107,99	147,41	450	АС-150/24

 

 

Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы:

Потери напряжения при нормальном режиме меньше допустимых (15%).

Самым тяжелым считается аварийный режим.  За аварию примем выход из строя участка В-1.

Рисунок  9 - Расчетная схема послеаварийного режима кольцевой сети

Определяем потоки  мощности на всех участках по первому закону Кирхгофа. Определяем потерю напряжения на каждом из участков.

 

 

Таблица 6 – Некоторые параметры линий в аварийном режиме

Участок	P, МВт	Q,Мвар	Δ U, %	Iпав, А	I доп., А	Марка провода
РПП2	20,5	1,62	0,511	147,33	265	АС-70/11
2ТЭЦ	9,9	-1,63	0,297	71,88	390	АС-120/19
ТЭЦ4	48,9	16,14	0,656	368,93	510	АС-185/29
43	31,6	9,51	1,231	236,42	390	АС-120/19
31	19,9	6,17	1,164	149,27	265	АС-70/11

 

       Из полученных данных видно, что проверка по потере напряжения выполняется:

Потеря напряжения в аварийном режиме меньше допустимых (20%).

 

Комбинированная сеть

Рисунок 10 - Расчетная схема комбинированной сети

       Этот вариант сети представляет собой комбинированную сеть, одна часть которой является кольцевой, а другая – радиально-магистральной.

       На участке 3-4 находим мощности по первому закону Кирхгофа:

Поскольку остальная часть сети  кольцевая, то разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием. Учитываем то, что мощность в точке 4 соответственно:

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:

 

На всех оставшихся участках цепи находим потокораспределение по первому закону Кирхгофа, аналогично тому, как мы это делали, при расчете кольцевой сети.

Проверка:

Баланс по мощностям сошелся.

Целесообразную величину напряжения кольцевого участка цепи определяем по головному участку В-1:

Принимаем номинальное напряжение кольцевого участка 110 кВ.

По этой же формуле выбираем величину напряжения участка 3-4:

Принимаем значение 110кВ, собственно как и для всей сети, т.к. в противном случае мы будем вынуждены на ПС4 ставить автотрансформатор.

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично нахождению в радиально-магистральной и кольцевой схемах.

Таблица 7 – Параметры линий в нормальном режиме

Участок	P, МВт	Q, Мвар	сеч, мм2	r0, Ом/км	x0, Ом/км	L, км	R, Ом	X, Ом	Δ U, %	Δ P, МВт
РПП2	12	3,26	70	0,422	0,444	12	2,532	2,664	0,045	0,003
2ТЭЦ	38	7,34	120	0,244	0,427	38	4,636	8,113	0,641	0,045
ТЭЦ4	10	31,66	240	0,118	0,405	10	0,59	2,025	0,414	3,083
41	23	2,66	70	0,422	0,444	23	4,853	5,106	0,271	0,004
1РПП	8	17,24	120	0,244	0,427	8	0,976	1,708	0,198	0,435
34	23	11,7	70	0,422	0,444	23	4,853	5,106	0,671	0,143

 

Участок	Imax, A	Ip, A	I доп., А	Марка провода
РПП2	18,33	25,01	265	АС-70/11
2ТЭЦ	45,19	61,68	390	АС-120/19
ТЭЦ4	180,18	245,94	605	АС-240/32
41	22,25	30,37	265	АС-70/11
1РПП	91,73	125,21	390	АС-120/19
34	31,93	43,59	265	АС-70/11

 

Потеря напряжения до узла «3» равна:

1,771<15, условие для номинального режима по потерям выполняется.

 

Отключаем головной участок В-1, тогда расчетная схема будет иметь вид:

Рисунок 11 - Расчетная схема аварийного режима комбинированной сети

       Рассчитаем потоки мощности на участках по первому закону Кирхгофа аналогично ранее рассмотренным вариантам и нанесем их на расчетную схему аварийного режима (рис.11).

Далее рассчитаем некоторые параметры линий в аварийном режиме аналогично предыдущим двум вариантам и сведем результаты расчетов в таблицу 8.

Таблица 8 – Параметры линий в аварийном режиме

Участок	P, МВт	Q, Мвар	сеч, мм2	r0, Ом/км	x0, Ом/км	L, км	R, Ом	X, Ом	Δ U, %	Δ P, МВт
РПП2	20,5	1,62	70	0,422	0,444	12	2,532	2,664	0,511	0,716
2ТЭЦ	9,9	-1,63	120	0,244	0,427	28	3,416	5,978	0,219	0,082
ТЭЦ4	8,9	16,14	240	0,118	0,405	10	0,59	2,025	0,345	0,250
41	19,9	6,17	70	0,422	0,444	23	4,853	5,106	1,164	0,714
43	11,7	3,34	70	0,422	0,444	23	4,853	5,106	0,671	0,143

 

Участок	I пав, A	I доп., А	Марка провода
РПП2	147,33	265	АС-70/11
2ТЭЦ	71,88	390	АС-150/24
ТЭЦ4	132,05	605	АС-150/24
41	149,27	265	АС-70/11
43	43,59	265	АС-70/11

 

Посчитаем суммарные потери напряжения до самых удаленных подстанций. Ими будут подстанции 1 и 3, т.к. протяженность линий до этих участков 83 км.

Суммарная потеря напряжения подстанции 1:

Суммарная потеря напряжения подстанции 3:

 

В послеаварийном режиме условие  выполняется, т.к. 2,239<20 и 1,746<20.

Итого

160872,4

 

 

Рассчитываем капиталовложения в трансформаторы подстанции 1. Стоимость одного трансформатора выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны два трансформатора марки ТДН-16000/110 (стоимость одного такого трансформатора на 2001 г. составляла 172 тыс. руб.), тогда капиталовложения в трансформаторы подстанции 1 с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. определятся:

Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети, результаты расчета заносим в таблицу 10.

Таблица 10 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС	Тип трансформатора	nТ	Куд, тыс. руб./км	КТР, тыс.руб.
1	ТРДН-16000/110	2	172	12514,72
2	ТРДН-10000/110	2	148	10768,48
3	ТРДН-10000/110	2	148	10768,48
4	ТРДН-16000/110	2	172	12514,72
Итого				46566,4

 

Для всех ОРУ на подстанциях выбираем масляные выключатели. Рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанции 1 (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме):

Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанций 4, а также РПП и ТЭЦ. Результаты расчета заносим в таблицу 11.

На подстанции 2 и 3 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы на 2001 г. составляла 198 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. для подстанций 2 и 3 составят соответственно:

Таблица 11 – Капиталовложения в ОРУ

ПС	, кВ		, тыс. руб.	, тыс. руб.
1	110	8	75	21828
2	110		198	7203,24
3	110		198	7203,24
4	110	10	75	27285
РПП	110	4	75	10914
ТЭЦ	110	2	75	5457
Итого				79890,5

 

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях примем напряжение 110/10. На подстанциях 2,3 используется мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения (110/10) на 2001 г. составляла 395 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. ПЧЗ для подстанции 3 и 2 составит:

На остальных подстанциях используются сборные шины, ПЧЗ для каждой такой подстанции на 2001г. составляла 515 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. ПЧЗ для каждой подстанций 1 и 4 составит:

Общая постоянная часть затрат составит:

Найдем общие капитальные затраты:

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

 

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

Рассчитаем издержки на потери электроэнергии в линии. Для этого найдем время максимальных потерь:

Издержки на потери в линии:

Рассчитываем издержки на потери в трансформаторах подстанции 1.

 

 

Рассчитываем потери в обмотках трансформатора:

На подстанции 1 два параллельно работающих трансформатора, следовательно, потери на холостой ход увеличатся в два раза, а потери в обмотках уменьшатся в два раза. Таким образом, издержки на потери в трансформаторах подстанции 1 составят:

Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах для остальных подстанций. Результаты расчета сводим в таблицу 12.

Таблица 12 - Издержки на потери в трансформаторах

ПС	U НОМ	Тип трансформатора	ΔРхх,кВт	R Т, Ом	S обм, МВ·А	ΔРобм, кВт	ИΔ W тр, тыс.руб
1	110	ТРДН-16000/110	19	4,38	23,98	208,08	1730
2	110	ТРДН-10000/110	14	7,95	12,62	104,62	1026
3	110	ТРДН-10000/110	14	7,95	13,60	121,61	1112
4	110	ТРДН-16000/110	19	4,38	21,90	173,59	1553
Итого							5421

 

Общие издержки на потери электроэнергии:

Дисконтированные издержки для радиально-магистральной сети составят:

Кольцевая сеть

Рисунок 13 - Однолинейная схема кольцевой сети

Рассчитываем капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети проводим аналогично расчету радиально-магистральной сети. Результаты расчетов помещаем в таблицу 13.

Таблица 13 – Стоимость ЛЭП

Участок	L, км	Uном, кВ	Марка провода	n	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс.руб.
РПП2	12	110	АС-70/11	1	34	14843
2ТЭЦ	38	110	АС-120/19	1	34	47003
ТЭЦ4	10	110	АС-185/29	1	38	13824,4
43	23	110	АС-120/19	1	34	28449,2
31	23	110	АС-70/11	1	34	28449,2
1РПП	8	110	АС-150/24	1	34	9895,36

Итого

132569

 

 

 

Капиталовложения в трансформаторы подстанций рассчитываем аналогично радиально-магистральной сети результаты сводим в таблицу 14.

Таблица 14 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС	Тип трансформатора	nТ	Куд, тыс. руб./км	КТР, тыс.руб.
1	ТРДН-16000/110	2	172	12514,72
2	ТРДН-10000/110	2	148	10768,48
3	ТРДН-10000/110	2	148	10768,48
4	ТРДН-16000/110	2	172	12514,72
Итого				46566,4

 

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ кольцевой сети (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме).

Таблица 15 – Капиталовложения в ОРУ

ПС	, кВ		, тыс. руб.	, тыс. руб.
1	110		235	8549,3
2	110		235	8549,3
3	110		235	8549,3
4	110		235	8549,3
РПП	110	2	75	5457
ТЭЦ	110	2	75	5457
Итого				45111,2

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. Т.к. в кольцевой сети у нас используется везде мостиковая схема, то постоянная часть затрат:

Найдем общие капитальные затраты:

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

Издержки на потери в линии:

Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах как и в предыдущем расчете. Результаты расчета сводим в таблицу 16.

Таблица 16 - Издержки на потери в трансформаторах

ПС	U НОМ	Тип трансформатора	ΔРхх,кВт	R Т, Ом	S обм, МВ·А	ΔРобм, кВт	ИΔ W тр, тыс.руб
1	110	ТРДН-16000/110	19	4,38	23,98	208,08	1730
2	110	ТРДН-10000/110	14	7,95	12,62	104,62	1026
3	110	ТРДН-10000/110	14	7,95	13,60	121,61	1112
4	110	ТРДН-16000/110	19	4,38	21,90	173,59	1553
Итого							5421

 

Общие издержки на потери электроэнергии:

Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят:

Комбинированная сеть

Рисунок  14 - Однолинейная схема комбинированной сети

Расчет дисконтированных издержек комбинированной сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1. и кольцевой сети в п. 5.2. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.

Таблица 17 - Капиталовложения в ВЛ.

Участок	L, км	Uном, кВ	Марка провода	n	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс.руб.
РПП2	12	110	АС-70/11	1	34	14843
2ТЭЦ	38	110	АС-120/19	1	34	47003
ТЭЦ4	10	110	АС-240/32	1	34	12369,2
41	23	110	АС-70/11	1	34	28449,2
1РПП	8	110	АС-120/19	1	34	9895,36
34	23	110	АС-70/11	1	66	55224,8

Итого

167785

 

 

Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы как в предыдущих расчетах, результаты расчета заносим в таблицу 18.

 

Таблица 18 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС	Тип трансформатора	nТ	Куд, тыс. руб./км	КТР, тыс.руб.
1	ТРДН-16000/110	2	172	12514,72
2	ТРДН-10000/110	2	148	10768,48
3	ТРДН-10000/110	2	148	10768,48
4	ТРДН-16000/110	2	172	12514,72
Итого				46566,4

 

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ комбинированной сети (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме). Расчеты ведем аналогично расчетам радиально-магистральной и кольцевой сетей. Результаты заносим в таблицу 19.

Таблица 19 – Капиталовложения в ОРУ

ПС	, кВ		, тыс. руб.	, тыс. руб.
1	110		235	8549,3
2	110		235	8549,3
3	110		198	7203,24
4	110	8	75	21828
РПП	110	2	75	5457
ТЭЦ	110	2	75	5457
Итого				57043,8

 

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения.

Найдем общие капитальные затраты:

 

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

Издержки на потери в линии:

Издержки на потери в трансформаторах комбинированной сети считаются так же, как и в ранее представленных вариантах. Результаты приведены в таблице 20.

Таблица 20 -  Издержки на потери в трансформаторах

ПС	U НОМ	Тип трансформатора	ΔРхх,кВт	R Т, Ом	S обм, МВ·А	ΔРобм, кВт	ИΔ W тр, тыс.руб
1	110	ТРДН-16000/110	19	4,38	23,98	208,08	1730
2	110	ТРДН-10000/110	14	7,95	12,62	104,62	1026
3	110	ТРДН-10000/110	14	7,95	13,60	121,61	1112
4	110	ТРДН-16000/110	19	4,38	21,90	173,59	1553
Итого							5421

 

Общие издержки на потери электроэнергии:

 

Дисконтированные издержки для комбинированной сети составят:

Таким образом, минимум дисконтированных издержек мы получили в радиально-магистральной сети (она является экономически выгоднее и кольцевой, и комбинированной сетей).

Дальнейшие расчеты будем производить для радиально-магистральной сети.

6 Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта

Для расчета уточненного режима используем исходные данные из пункта 3.2.

Прежде всего, определяем зарядную мощность воздушных линий:

 

 

Для линии РПП-1 половина зарядной мощности составит:

Величина погонных проводимостей  линий b₀ взята из справочных данных для ВЛ-110 кВ (прил.1). Расчет зарядных мощностей для остальных линий проводим аналогично участку РПП-1 и результаты заносим в таблицу 21.

Таблица 21 -  Расчет зарядных мощностей ВЛ

Участок	Uном, кВ	L, км	Марка провода	nц	b 0, 10-6 C м/км	Qзар /2, МВАр
РПП2	110	12	АС-120/19	1	2,66	0,193
РПП1	110	8	АС-120/19	1	2,66	0,129
14	110	23	АС-120/19	1	2,66	0,370
43	110	23	АС-120/19	1	2,66	0,370
ТЭЦ	110	10	АС-240/32	1	2,81	0,170

РПП2

10,848

3,763

1,464

2,562

0,016

0,028

10,864

3,791

0,222

0,193

РПП1

10,982

0,487

0,976

1,708

0,01

0,017

10,992

0,504

0,100

0,158

14

9,259

6,739

2,806

4,911

0,036

0,063

9,295

6,802

0,515

0,230

43

11,957

3,820

2,806

4,911

0,034

0,06

11,991

3,880

0,459

0,418

ТЭЦ

38,910

17,632

0,590

2,025

0,09

0,308

39,000

17,940

0,511

0,595

Общие потери в этом режиме .

Теперь производим расчет падения напряжения и напряжения на шинах 110 кВ всех потребителей.

Расчеты по остальным участкам выполнены аналогично. Результаты помещены в таблицу 23 и 24.

Таблица 24 – Напряжения источников и потребителей в режиме наибольших

нагрузок 

ПС	1