Расчет схем районной электрической сети

Казанский Государственный Энергетический Университет

Расчётно-пояснительная записка к курсовому проекту

по дисциплине «Передача и распределение электроэнергии»

РАСЧЕТ СХЕМ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Выполнил: Хусаинов А.Р.

Группа: МЭП-1-07

Приняла: Куракина О. Е.

Казань 2010 г.

Исходные данные

- Масштаб: в 1 клетке -9 км;

- Средний коэффициент мощности на подстанции "А", отн.ед. 0,93;

- Напряжение на шинах подстанции "А", кВ:  ;

- Число часов использования максимальной нагрузки ;

- Максимальная активная нагрузка на подстанции, МВт:, , , , ;

- Коэффициенты мощности нагрузки на подстанциях имеют следующие значения: , , , , .

Выбор номинального напряжения электрической сети

Для выбранного варианта конфигурации электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение по формуле.

Для этого необходимо определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности:

;

;

;

;

;

;

Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.

По первому закону Кирхгофа определим распределение мощности :

Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:

Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:

Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжение

Длина линий

;

;

;

;

;

;

;

Определяем перетоки мощности:

Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:

Баланс активной и реактивной мощности в электрической сети

Определим наибольшую суммарную активную мощность, потребляемую в проектируемой сети , :

.

Для дальнейших расчетов определим наибольшую реактивную нагрузку i-го узла  [Мвар] и наибольшую полную нагрузку i-го узла [МВ·А]:

,

,

где Рнб,i – максимальная активная нагрузка i- ого узла.

Так как мы рассматриваем электрическую сеть 110/10 кВ, то  примем равным 1.

.

Суммарную наибольшую реактивную мощность, потребляемую с шин электростанции или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети, определим по формуле (2.3). Для воздушных линий 110 кВ в первом приближении допускается принимать равными потери и генерации реактивной мощности в линиях, т.е. 0.

Отсюда

Выбор типа, мощности и места установки компенсирующих устройств

Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности  сравниваем с указанным на проект значением реактивной мощности , которую экономически целесообразно получать из системы в проектируемую сеть.

, (8.3)

где  - коэффициент мощности на подстанции “А”.

При  в проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется по формуле (2.5).

Определим мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции по формулам (2.7) и (2.8).

Так как проектируется сеть 110/10кВ, то базовый экономический коэффициент реактивной мощности

,

,

,

,

.

Таблица 1

Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:

, (8.4)

где Qk,i – мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар.

Для 1-го узла:

Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:

, (8.5)

где Qi – реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.

Выбор силовых трансформаторов понизительных подстанций

Количество трансформаторов выбирается с учетом категорийности потребителей по степени надежности. Так как, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.

В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ, мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. По [2, табл. П7] выбираем соответствующие типы трансформатора. Полная мощность

ПС № 1 , поэтому на ПС № 1 необходимо установить два трансформатора мощностью .

Для ПС № 1:

Для ПС № 2:

Для ПС № 3:

Для ПС № 4:

Для ПС № 5:

Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 2.

Таблица 2

Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ приведены в таблице 3.

Таблица 3

Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи

Определим распределение полной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.

Ι

ΙΙ

Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:

, (8.6)

где αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05;

 - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тмах,

В нормальном режиме работы сети наибольший ток в одноцепной линии равен:

В двухцепной линии:

Ι

ΙΙ

Ι

Для А – 1: АС – 120;

Для A – 2: АС – 120;

Для А – 3: АС – 120;

Для А - 5': АС – 120;

Для 5 – 5': АС – 120;

Для А - 4: АС – 120;

Для 2 – 3: АС – 120;

ΙΙ

Для A – 1: АС – 120;

Для А – 5: АС – 120;

Для 1 – 4: АС – 120;

Для A – 3: АС – 120;

Для A – 2: АС – 120;

Для A – 4: АС – 120;

Для 2 – 3: АС – 120.

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:  где  - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;  - допустимый ток по нагреву, А.

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.

Ι

ΙΙ

Определяем допустимые токи по нагреву и все полученные результаты запишем в таблицу 4 и 5

Ι Таблица 4

ΙΙ Таблица 5

При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство  и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

Выбор схем электрических подстанций

Применение схем распределительных устройств (РУ) на стороне ВН

Для центра питания А выбираем схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Ι Для ПС №3 и №5 выбираем схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».

Для ПС №1, №2 и №4 выбираем схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

ΙΙ Для ПС №1, №2, №4 и №5 выбираем схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».

Для ПС №3 выбираем схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»

Применение схем РУ 10(6) кВ

На ПС №1, №2, №3, №4 и №5 применяют схемы 10(6) – «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены два трансформатора.

Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети

Технико-экономический расчет проведем по методу СНД.

Метод среднегодового необходимого дохода, применим для поиска и оценки вариантов электрических схем соединения подстанций нагрузок в единую распределительную электрическую сеть 110 кВ. Данный метод применяется многими регулируемыми энергетическими компаниями России; является достаточным критерием оценки экономической эффективности для выбора электрической сети.

Определим капитальные вложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи.

I Радиальные цепи:

Кольцевая схема A-3-5-A:

II Радиальные цепи:

Кольцевые схемы A-1-4-A:

А-2-3-А:

Суммарные капиталовложения на сооружение линий для двух вариантов:

Расчет суммарных годовых потерь электроэнергии

,

где  -время потерь (час), определяющееся как:

Потери мощности в линиях электропередач:

I

II

Стоимость электроэнергии на сегодняшний день составляет .

Стоимость потерь электроэнергии для двух вариантов определим по формуле:

Капитальные вложения в строительство распределительных устройств 110/10кВ

Стоимость трансформаторов по с учетом коэффициента пересчета:

Таблица 6

В сумме: 198000 тыс.руб.

Стоимость компенсирующих устройств с выключателями:

Таблица 7

В сумме: 12000 тыс.руб.

Открытые распределительные устройства 110 кВ

Страницы: 1, 2