Курсовая работа: Электроснабжение сетевого района

Таблица 1.11 Этап проектирования учитываем только нагрузочные потери электроэнергии

С= (402,463 +105,812 +336,94) * 80=67617,2 т.р.

На основе полученных капитальных вложений и ежегодных эксплуатационных расходов рассчитываются приведенные (расчетные) затраты для каждого из намеченных вариантов электрической сети по формуле:

Зi=0,12Ki+Ci

2. Расчет основных нормальных и утяжеленных режимов работы сети

2.1 Расчет параметров схемы замещения

Прежде, чем перейти к расчету параметров схемы замещения электрической сети, необходимо выбрать тип опор ЛЭП.

При проектировании реальных сетей выбор материала опор производится на основании технико-экономических сопоставлений с учетом конкретных экономических и климатических условий района сооружения воздушных линий.

Основную часть опор линии составляют облегченные так называемые промежуточные опоры. Для тяжения провода и повышения надежности работы линии, а также при переходе через железные дороги, при пересечении другими воздушными линиями устанавливают анкерные опоры.

Среднегеометрическое расстояние для обоих типов опор вычисляется одинаково

После выбора опор производится определение параметров, проектируемых ЛЭП. К параметрам ЛЭП относятся активные и индуктивные сопротивления, активные и емкостные проводимости, равномерно распределенные по длине линии. Для практических расчетов равномерно распределенные параметры линий заменяются сосредоточенными параметрами. С исходные данные проектирования в основном включены районные электрические сети протяженностью не более 150 км. Активная проводимость ЛЭП определяется потерями активной мощности, обусловленными несовершенством изоляции и коронированием. Потери активной мощности на корону, зависящие от напряженности электрического поля на поверхности провода, малы, поэтому в схему замещения линий (рис. 3) не вводится активная проводимость при напряжении 110 кВ и ниже.

Рисунок 3 Схема замещения ЛЭП

Воздушные ЛЭП в основном выполняются сталеалюминевыми проводами, для которых явление поверхностного эффекта ослаблено и может не учитываться. Активные индуктивные сопротивления вычисляются по расчетным удельным сопротивлениям проводов на единицу длины ЛЭП: r=r0L,

где r0 - удельное активное сопротивление прохода при +200С, Ом/км; для АС 240/32 r0=0.124 Ом/км.

Удельное индуктивное сопротивление можно определить по формуле

где Dсг - среднегеометрическое расстояние между проводами линий, м;

- относительная магнитная проницаемость материала проводника.

Для всех проводов выбрана марка провода АС 240/32, цвМе=1.

Емкостная проводимость (bc) линии, обусловленная емкостями между проводами, проводами и землей, определяется по формуле bc=b0L,

где bc - удельная емкостная проводимость ЛЭП, См/км.

Генерируемая линией реактивная мощность, МВАр:

где Uном - номинальное линейное напряжение сети, U=220 кВ.

В действительности напряжение сети не равно номинальному, и мощность Qc отличается от расчетной. Однако этим изменением при проектировании пренебрегают.

Таблица 1.12 Основной режим минимальных нагрузок

В исходных данных на курсовое проектирование отсутствуют варианты подстанций с различными значениями вторичных напряжений, поэтому используются только двухобмоточные трансформаторы. Для упрощения расчетов в схеме замещения двухобмоточных трансформаторов проводимости предлагается заменить мощностью намагничивания, т.е. рекомендуется схема замещения трансформаторов с отбором мощности. Используя каталожные данные трансформаторов, выбранных для установки на подстанциях электрической сети, вычислим параметры схемы замещения трансформатора

где Ркз - потери активной мощности в обмотках трансформатора при опыте короткого замыкания между обмотками ВН-НН;

Uкз - напряжение короткого замыкания, %;

Iхх - ток холостого хода, %;

Sном - номинальная мощность трансформатора;

Uном - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения;

Sхх - потери комплексной мощности в магнитопроводе трансформатора (стали).

Для ТРДЦН-63000/220:

2.2 Исходные данные к расчету основных нормальных и утяжеленных режимов максимальных и минимальных нагрузок сети

К параметрам схемы замещения ЛЭП относятся активные и индуктивные сопротивления, активные и емкостные проводимости, равномерно распределенные по всей длине линии.

Полная мощность для двуцепных линий для одноцепных линий 2Sxx1=2Sxx2=2 Sxx3=2 Sxx4=2(0.082+j0.504) = 0,308+0,51 МВА.

По первому закону Кирхгоффа

S1=2Sxx1+SА1'+S12';

S2=2Sxx2+S12” +SА2”;

S3=2Sxx3+SА3”;

S4=2Sxx4+SА4”.

Так как на каждой подстанции по 2 трансформатора, то

Утяжеленный режим (обрыв ЛЭП 12)

S1=2Sxx1+SА1';

S2=2Sxx2+ SА2”;

Для режима максимальных нагрузок:

S4=-0,376+6,93 МВА;

S5=-0,543+18,48 МВА;

Для режима минимальных нагрузок:

S4= S4=-0,376+6,93 МВА;

S5=-0,543+18,48 МВА;

Исходные данные к расчету основного режима максимальных нагрузок

1312 242.000 0.100 Ветви, узлы , Uc , точность.

13 1 6.820 23.100 1.000 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

13 2 5.208 17.640 1.000 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

13 3 2.046 6.930 1.000 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

13 4 2.108 7.240 1.000 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

2 1 5.456 18.480 1.000 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

5 1 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

6 1 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

7 2 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

8 2 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

9 3 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

10 3 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

11 4 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

12 4 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R,X,Kт.

1 -0.342 6.573 Узел: мощности P и Q.

2 -0.323 5.550 Узел: мощности P и Q.

3 -0.294 3.983 Узел: мощности P и Q.

4 -0.298 4.128 Узел: мощности P и Q.

5 -40.920 -22.085 Узел: мощности P и Q.

6 -40.920 -22.085 Узел: мощности P и Q.

7 -36.000 -17.435 Узел: мощности P и Q.

8 -36.000 -17.435 Узел: мощности P и Q.

9 -34.425 -24.295 Узел: мощности P и Q.

10 -34.425 -24.295 Узел: мощности P и Q.

11 -31.875 -19.775 Узел: мощности P и Q.

12 -31.875 -19.775 Узел: мощности P и Q.

Выбранные сечения проводов ЛЭП удовлетворяют условиям нагрева токами утяжеленного режима и потерям напряжения.

Распределение активных мощностей в основном режиме максимальных нагрузок с небольшими погрешностями соответствует распределению, рассчитанному в подразделе 1.2.

Суммарные нагрузочные потери составляют 1,61%. Минимальный уровень напряжения в замкнутой части схемы электроснабжения в утяжеленном режиме максимальных нагрузок - 236,1 кВ. Минимальный уровень напряжения на шинах НН трансформаторных подстанций - 6,099 кВ.

3. Регулирование напряжения в электрической сети

В максимальном режиме нужно обеспечить напряжение на шинах НН трансформаторных подстанций в пределах. Это достигается набором рабочих ответвлений.

Требуемое желаемое напряжение ответвления обмотки ВН:где -напряжение на шинах НН приведённое к высшей стороне; напряжение на шинах НН, которое нужно поддержать в данном режиме.

Ближайший номер стандартного ответвления. Стандартное напряжение регулируемого ответвления.

Коэффициенты полезного действия электропередачи в основном режиме максимальных нагрузок и среднегодовой КПД в основном режиме максимальных нагрузок

где МВт; - суммарные потери мощности в элементах сети. Суммарные потери мощности в элементах сети вычисляются по формуле

где - суммарные переменные (нагрузочные) потери активной мощности в воздушных линиях электропередачи и силовых трансформаторах общего назначения; - суммарные условно-постоянные потери активной мощности (потери холостого хода) в трансформаторах; - потери активной мощности на погодные условия.

P?=6,027+1,034+0,54=76,08 МВТ

Для спроектированной сети КПД в основном режиме максимальных нагрузок:

Среднегодовой КПД определяется по отношению переданной энергии потребителям к электроэнергии, отпущенной с РУ НН источника, %

где - полезно отпущенная потребителям электроэнергия за год, - суммарные годовые потери электроэнергии в элементах спроектированной сети. Полезно отпущенная потребителям электроэнергия рассчитывается по формуле

Wno=44,000*700+11,03*6010=97090,3тыс. МВТ

Суммарные годовые потери электроэнергии в элементах спроектированной сети рассчитываются по формуле

где - время наибольших потерь в проводах ВЛ и обмотках трансформаторов (ветвей между узлами и); - удельные годовые потери электроэнергии, зависящие от погодных условий; - число ВЛ 35 - 330 кВ в спроектированном сетевом районе; - число трёхфазных силовых трансформаторов общего назначения.

Заключение

Проектируемая сеть (Амурэнерго) располагается на территории Кемеровской области, которая относится к IV району по гололеду и к 4 региону по погодным условиям.

Спроектированная районная электрическая сеть имеет номинальные напряжения 220 кВ и 110 кВ.

Районная электрическая сеть имеет 2 источника электрической энергии и они обеспечивают электрической энергией четыре понизительных подстанций, на которых установлены трехфазные двухобмоточные трансформаторы общего назначения типа ТРДЦН-63000/110, ТДЦ-80000/110, ТРДЦН-63000/220, ТРДН-40000/220 с устройствами для регулирования напряжения под нагрузкой и два автотрансформатора типа АТДЦТН-63000/220/110.

В качестве основного средства регулирования напряжения выбраны трансформаторы с устройством РПН (переключение рабочих ответвлений обмотки посредством переключателя под нагрузкой). Воздушные ЛЭП укомплектованы сталеалюминевыми проводами марки АС240/32, АС185/29 и AC120/19 и железобетонными промежуточными опорами марки ПБ 220-1, ПБ 110-2 и ПБ 110-1. Удельные капитальные вложения на сооружение ЛЭП, отнесенные к 1 кВт передаваемой мощности составляют 1,17 тыс. руб., а к 1 кВт км длины линии 3,31 руб.

Ежегодные эксплуатационные затраты на элементы электрической сети 45659,43 тыс.р/г. Суммарные потери активной мощности в основном режиме максимальных нагрузок составляют 7,608МВт, что составляет 1,50% от поступившей полной мощности в районную сеть. Годовые потери электроэнергии в элементах сети составляет 40455,27 МВт·ч, что соответствует среднегодовому коэффициенту полезного действия 97,131 %. КПД при основном режиме максимальных нагрузок составляет 97,61%.