ПС1 число присоединений 5 +1секционный выключатель
ПС2 число присоединений 6 +1секционный выключатель
ПС3 число присоединений 6 +1секционный выключатель
ПС4 число присоединений 4
Для подстанций 1,2,3
принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенными
секционным и обходным выключателем. Для подстанции 4 – два блока с отделителями
и неавтоматической перемычкой со стороны шин.
Вариант 2:
ПС1 число присоединений 5 +1секционный выключатель
ПС2 число присоединений 4
ПС3 число присоединений 5 +1секционный выключатель
ПС4 число присоединений 4
Для подстанций 1,3
принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенными
секционным и обходным выключателем. Для подстанции 2,4 – мостик с выключателем
в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов.
Для подстанции «С» в
обеих вариантах - две рабочие системы шин с обходной, так как предполагается,
что это мощная узловая подстанция с большим числом присоединений.
7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
К основным техническим
показателям относятся: надежность электроснабжения и долговечность объекта в
целом и отдельных его частей, условия обслуживания, количество обслуживающего
персонала, расход цветного металла на провода, величина номинального напряжения
сети.
Сравнение вариантов по
таким показателям как надежность электроснабжения, оперативная гибкость схемы,
качество напряжения обычно не проводиться, так как по этим показателям
рассматриваемые варианты должны удовлетворять в одинаковой степени. В сравнении
также не учитываются трансформаторы и потери в них, РУ низшего напряжения, так
как они в обоих вариантах одинаковые.
Расчетные приведенные
затраты, без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии
З=0,12×К+Иа,р+Ипот, [2, стр. 84, ф. 4-17]
где
К - капитальные затраты получаем умножением УПС на число единиц оборудования и
учитывая коэффициент увеличения стоимости (Кув=10) по сравнению со стоимостью
на год составления справочника.
Иа,р- ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и
обслуживание.
,
Ипот-
стоимость потерянной электроэнергии.
,
где DР – в часы максимального режима.
t- время наибольших потерь. Без
учета влияния cosj определим по формуле
b - стоимость потерянного кВт*ч
равная 0,28 руб/кВтч или 280 руб/МВт*ч
Экономически
целесообразным оказался второй вариант, у которого меньше не только приведенные
расчетные затраты, но и меньше капиталовложения. Поэтому дальнейшие расчеты
ведем для второго варианта.
Экономические показатели
первого варианта Таблица 7.1.
№
Наименование элементов сети
Тип оборудования
Район
УПС
Кол-во
К
0,12 К
a
Иа,р
DP
t
Ипот
З
т.руб
км, шт
т.руб
т.руб
%
т.руб
МВТ
ч
т.руб
т.руб
1
ЛЭП С-3
АС-240/39
3
151
20
3020
362,40
2,8
84,56
0,785
2405
528,62
975,58
2
ЛЭП 3-4
2*АС-95/16
3
210
25
5250
630,00
2,8
147,00
0,465
2405
313,13
1090,13
3
ЛЭП С-2
2*АС-150/24
3
222
18
3996
479,52
2,8
111,89
0,345
2405
232,32
823,73
4
ЛЭП 2-1
2*АС-95/16
3
210
18
3780
453,60
2,8
105,84
0,14
2405
94,28
653,72
5
Два бл с ОД и н/ав. Пер
363
1
363
43,56
9,4
34,12
77,68
6
Ячейка вык 110кВ в схеме со
сборными шинами
Масл. Выключатель
350
23
8050
966,00
9,4
756,70
1722,70
7
Пост ч. ПС без вык на ВН
1300
1
1300
156,00
9,4
122,20
278,20
8
Пост ч. ПС со сб.шинами
2900
4
11600
1392,00
9,4
1090,40
2482,40
СУММА
37359
4483,08
2452,71
1,735
1168,35
8104,14
Экономические показатели
второго варианта Таблица 7.2.
№
Наименование элементов сети
Тип оборудования
Район
УПС
Кол-во
К
0,12 К
a
Иа,р
DP
t
Ипот
З
т.руб
км, шт
т.руб
т.руб
%
т.руб
МВТ
ч
т.руб
т.руб
1
ЛЭП С-2
АС-240/39
3
151
18
2718
326,16
2,8
76,10
0,606
2405
408,08
810,34
2
ЛЭП 2-1
АС-185/29
3
138
18
2484
298,08
2,8
69,55
0,246
2405
165,66
533,29
3
ЛЭП 1-4
АС-95/16
3
143
30
4290
514,80
2,8
120,12
0,044
2405
29,63
664,55
4
ЛЭП 3-4
АС-185/29
3
138
25
3450
414,00
2,8
96,60
0,309
2405
208,08
718,68
5
ЛЭП С-3
АС-240/39
3
151
20
3020
362,40
2,8
84,56
0,585
2405
393,94
840,90
6
Мостик с вык. В перемычке
Масл. Выключатель
750
2
1500
180,00
9,4
141,00
321,00
7
Ячейка вык 110кВ в схеме со
сборными шинами
Масл. Выключатель
350
14
4900
588,00
9,4
460,60
1048,60
8
Пост ч.прох ПС (мостик)
2100
2
4200
504,00
9,4
394,80
898,80
9
Пост ч. ПС со сб.шинами
2900
3
8700
1044,00
9,4
817,80
1861,80
СУММА
35262
4231,44
2261,14
1,79
1205,39
7697,96
8.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ И УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА В МАКСИМАЛЬНОМ
РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.
Расчет ведем по формулам:
[2, с. 226, ф. 10-14]
[2, с. 223, ф. 10-11]
Исходное напряжение
задано в узле «С» UС=115 кВ, поэтому с него и начинаем.
Поперечная составляющая в
сети 110 кВ на результат расчета не сказывается. Поэтому в расчетах ее
учитывать не будем.
9. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА В МИНИМАЛЬНОМ
РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.
Выбор
сечений проводов проводился в электрическом расчете при максимальных нагрузках
потребителей. Но так как нагрузки в течение суток изменяются, то необходимо
произвести расчет и при минимальных нагрузках. В этом режиме отдельные линии
снизят свою нагрузку, другие, наоборот, могут увеличить. Это вызовет увеличение
нагрева проводов этих линий. Изменяться потери и уровни напряжения, потери
мощности во всех линиях и трансформаторах. С целью проверки проводов по нагреву
и определения уровней напряжения при минимальных нагрузках потребителей
производится дополнительный расчет. Методика расчета остается прежней. Различие
лишь в том, что трансформаторы и сечение проводов уже известны, а поэтому в
расчете минимального режима пересчитываются потери мощности в обмотках
трансформаторов, ведется расчет потокораспределения сразу через сопротивления
линий, рассчитываются потери мощности и потери и уровни напряжения. После
расчета производится проверка по нагреву и анализируются уровни напряжения.
Расчет аналогичный (см.
выше) не приводится для сокращения размера файла.
Проверку проводов на
нагрев в минимальном режиме работы проведем в табличной форме.
Таблица
9.1.
Наименование линии
P+jQ
S
U
I
Марка и сечение провода
I0ДОП
Примечание
МВА
МВА
кВ
А
мм2
А
С-2
33,936+j24,508
41.86
114
220
АС-240/39
610
проходит
2-1
19.544+j13.536
23.77
111.795
122.7
АС-185/29
510
проходит
1-4
0.96+j3.620
3.74
110.402
19.5
АС- 95/16
330
проходит
4-3
21.644+j12.511
25
109.901
131.3
АС-185/29
510
проходит
С-3
20.232+j22.918
30.57
111.849
157.8
АС-240/39
610
проходит
10. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОДНОГО, НАИБОЛЕЕ ТЯЖЕЛОГО
АВАРИЙНОГО РЕЖИМА ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
10.1. Нагрузки
узлов с учетом зарядной мощности при отключении линии 3-4
10.2. Расчет
потокораспределения в нормальном режиме работы по нагрузкам узлов с учетом
зарядной мощности.
10.3. Расчет потерь
мощности.
10.4. Потокораспределение
в схеме с учетом потерь мощности.
Исходное
напряжение задано в узле «С» UС=115 кВ, поэтому с него и
начинаем.
U2=DU(С-2)=115-3,84=111,16
кВ
U1=DU(2-1)=111,16-2,86=108,3
кВ
U4=DU(2-1)=108,3-4,45=103,85
кВ
U3=DU(4-3)=115-1,65=113,35
кВ
Проверку проводов на
нагрев в аварийном режиме проведем в табличной форме.
Таблица
10.1.
Наименование линии
P+jQ
S
U
I
Марка и сечение провода
I0ДОП
Примечание
МВА
МВА
кВ
А
мм2
А
С-2
77.916+j53.38
94.44
115
474
АС-240/39
610
проходит
2-1
56.408+j36.157
67
111.16
348
АС-185/29
510
проходит
1-4
33.379+j22.527
40.27
108.3
211
АС- 95/16
330
проходит
4-3
АС-185/29
510
проходит
С-3
15.82+j18.849
24.6
115
123
АС-240/39
610
проходит
11.
ВЫБОР ОТВЕТВЛЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ НА НИЗШЕЙ СТОРОНЕ
ПОДСТАНЦИЙ ВО ВСЕХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ
Согласно ПУЭ, в часы
максимальных нагрузок напряжение должно быть не ниже 105% номинального
напряжения сети. В проекте все ПС имеют нагрузку на стороне 10 кВ. тогда
желаемое напряжение будет:
Общая формула
коэффициента трансформации
Максимальное возможное
число ступеней регулирования у этих трансформаторов М=9. диапазон регулирования 16%. Тогда,
величина одной ступени регулирования будет равна В%=16/9=1,78%, или В = 1,78×115/100 = 2,05 кВ.
11.1. Расчет для
подстанции 1.
Напряжение на высшей
стороне трансформаторов ПС1 UВС=110,23 кВ. Напряжение на
высшей стороне условно идеального трансформатора:
Желаемый коэффициент трансформации:
Подставим вместо «М»
неизвестное число ступеней «Х» со знаком «-», так как КЖ<КНОМ, а само выражение «К»
приравниваем КЖ.
Решив, получаем ХСТ=2,44. округлим до целого
числа в большую сторону. Принимаем ХСТ=3.
Тогда принятый
коэффициент трансформации
Напряжение на низшей
стороне подстанции 1 будет равно:
Определим номер положения
переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N=1+M=1+9=10
Номер рабочего
ответвления равен: NНОМ-ХПРИН=10-(-3)=13
+16% UНОМ.ВН
Фаза «А» UНОМ.ВН=115 кВ
1,78% UНОМ.ВН
-16% UНОМ.ВН
А
N1 N10 N16
(+9
ступеней) (основной вывод) N19(-9 ступеней)
х
y
z
рис.11.1.
11.2. Минимальный режим.
Расчет для подстанции 1.
Напряжение на высшей
стороне трансформаторов ПС1 UВС=110,4 кВ. Напряжение на
высшей стороне условно идеального трансформатора:
Желаемый коэффициент трансформации:
Подставим вместо «М»
неизвестное число ступеней «Х» со знаком «-», так как КЖ<КНОМ, а само выражение «К»
приравниваем КЖ.
Решив, получаем ХСТ=-0,89. округлим до
целого числа в большую сторону. Принимаем ХСТ=0.
Тогда принятый коэффициент
трансформации
Напряжение на низшей
стороне подстанции 1 будет равно:
Определим номер положения
переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N=1+M=1+9=10
Номер рабочего ответвления
равен: NНОМ-ХПРИН=10-(-0)=10
11.3. Аварийный режим.
Расчет для подстанции 1.
Напряжение на высшей
стороне трансформаторов ПС1 UВС=108,3 кВ. Напряжение на
высшей стороне условно идеального трансформатора:
Желаемый коэффициент трансформации:
Подставим вместо «М»
неизвестное число ступеней «Х» со знаком «-», так как КЖ<КНОМ, а само выражение «К»
приравниваем КЖ.
Решив, получаем ХСТ=3,51. округлим до целого
числа в большую сторону. Принимаем ХСТ=4.
Тогда принятый
коэффициент трансформации
Напряжение на низшей
стороне подстанции 1 будет равно:
Определим номер положения
переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N=1+M=1+9=10
Номер рабочего
ответвления равен: NНОМ-ХПРИН=10-(-4)=14
Таблица 11.1
№
ПС
Тип и мощность трансформаторов
Сопротивления
РПР’
QПР’
UВС
DUт
UВС’
Принятый коэф-
фициент
трансформации
№ положения переключателя
UНС
RТ
ХТ
Ом
Ом
МВт
Мвар
кВ
кВ
кВ
КВ
1
ТДН-10000/110
2
7,94
138,86
Режим
работы сети
max
12,057
7,8
110,23
5,34
104,89
115-3×1,78%×115
11
13
10,6
min
8,431
6,183
110,4
4,19
106,21
115-0×1,78%×115
11
10
10,16
ав
12,057
7,8
108,3
5,44
102,86
115-4×1,78%×115
11
14
10,59
2
ТДН-16000/110
2
4,65
86,79
max
20,093
13,069
112,07
5,47
106,6
115-2×1,78%×115
11
12
10,57
min
14,05
10,342
111,8
4,31
107,49
115+1×1,78%×115
11
9
10,1
ав
20,093
13,069
111,16
5,52
105,64
115-3×1,78%×115
11
13
10,68
3
ТРДН-40000/110
2
1,32
34,72
max
57,618
38,243
111,56
6,29
105,27
115-5×1,78%×115
10,5
15
10,55
min
40,297
30,077
111,85
4,91
106,94
115-2×1,78%×115
10,5
12
10,12
ав
57,618
38,243
113,35
6,19
107,16
115-4×1,78%×115
10,5
14
10,54
4
ТРДН-25000/110
2
2,54
55,55
max
32,231
21,051
109,51
5,71
103,8
115-6×1,78%×115
10,5
16
10,61
min
22,54
16,639
109,9
4,46
105,44
115-3×1,78%×115
10,5
13
10,17
ав
32,231
21,051
103,85
6,55
97,83
115-9×1,78%×115
10,5
19
10,64
На всех подстанциях получены нормальные
напряжения, значит дополнительное регулирование напряжения другими средствами
не требуется.
12.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Правила
устройства электроустановок. –М.: Энергоатомиздат, 1986. –648 с.
2.
В.А.
Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот. Электрические сети энергетических систем.
–Л.: Энергия, 1977. –392 с.
3.
Справочник
по электрическим установкам высокого напряжения. Под редакцией И.А. Баумштейна,
С.А. Бажанова. –М.: Энергоатомиздат, 1989. –768 с.
4.
Электрический
справочник: В 3т. Т.3. В 2 кн. Кн.1. Производство и распределение электрической
энергии (Под общей редакцией профессоров МЭИ: И.И. Орлова и др.) –М.:
Энергоатомиздат, 1988. –880 с.
5.
Справочник
по проектированию электроэнергетических систем. В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер и
др. Под редакцией С.С. Рокотяна. –М.: Энергоатомиздат, 1985. –392 с.
6.
В.И.
Идельчик. Электрические системы и сети. –М.: Энергоатомиздат, 1989. –592 с.
7.
Б.Н.
Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций:
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. –М.:
Энергоатомиздат, 1989. –608 с.
8.
Методическое
пособие по выполнению курсового проекта предмета «Электрические сети
энергетических систем» Быков С.П. 2000.
9.
Пример
выполнения курсового проекта по «Электрическим сетям энергосистем» для специальности
1001 «электрооборудование электрических станций и сетей» Быков С.П. 1998-1999.
