Выбор схемы развития районной электрической сети



РУБРИКИ	Выбор схемы развития районной электрической сети	РЕКЛАМА

Главная

Зоология

Инвестиции

Информатика

Искусство и культура

Исторические личности

Безопасность жизнедеятельности

Бизнес-план

Биология

Бухучет управленчучет

Водоснабжение водоотведение

Военная кафедра

География экономическая география

Законодательство и право

Здоровье

Земельное право

Иностранные языки лингвистика

ПОИСК

Выбор схемы развития районной электрической сети

Реферат.

Целью настоящей работы является выбор наилучшей в технико-

экономическом смысле схемы развития районной электрической сети при

соблюдении заданных требований к надежности схемы электроснабжения и к

качеству электроэнергии отпускаемой потребителям, непосредственное

проектирование подстанции.

Необходимо произвести подключение нового потребителя к уже

существующей исходной электрической сети. Рассмотрено три варианта

подключения проектируемой подстанции № 10. Проектирование производилось с

учетом климатических условий, в которых находится подстанция.

В работе приведены расчеты нормальных и аварийных режимов всех

рассматриваемых вариантов. Произведен выбор сечений проводов линий

электропередач для каждого варианта. Произведено технико-экономическое

сравнение вариантов. В результате чего был выбран наиболее оптимальный

вариант присоединения проектируемой подстанции к существующей сети.

Следующим этапом было проведено проектирование понижающей подстанции 110/10

кВ, выбор числа и мощности силовых трансформаторов, трансформаторов

собственных нужд, выбор оборудования и коммутационной аппаратуры. В

«Разделе релейная защита» был произведен расчет релейной защиты силового

трансформатора. Расчеты нормальных и аварийных режимов выполнены в

программе «RASTR». Расчеты токов короткого замыкания выполнены в программе

«ТКЗ-3000». Выбор числа и мощности силовых трансформаторов, их тепловой

режим работы в зимний и летний периоды выполнены в программе «TRANS».

Дипломный проект содержит:

Листов –

Рисунков –

Таблиц –

Приложений –3

Перечень листов графических документов.

|1 |Варианты развития электрической сети |1 |А1 |

|2 |Технико-экономическое сравнение вариантов |1 |А1 |

|3 |Результаты расчёта установившихся режимов |2 |А1 |

|4 |Главная схема электрических соединений |1 |А1 |

|5 |Конструктивное выполнение подстанции |1 |А1 |

|6 |Релейная защита трансформатора |1 |А1 |

Содержание

Задание на проектирование

Реферат

Перечень листов графических документов

Введение

1. Цель работы и характеристика исходной информации.

2. Проектирование электрической сети

1. Разработка вариантов развития сети

2. Выбор сечений линий электропередач

3. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

1. Расчёт режимов систематических нагрузок и аварийных перегрузок

трансформатора ТРДН-25000/110/10 (вариант I)

2. Расчёт режимов систематических нагрузок и аварийных перегрузок

трансформатора ТРДН-16000/110/10 (вариант II).

3. Экономическое сопоставление вариантов трансформаторов

4. Анализ установившихся режимов электрической сети.

5. Расчёт токов короткого замыкания.

6. Главная схема электрических соединений.

1. Основные требования, предъявляемые к главным схемам распределительных

устройств.

2. Выбор схемы распределительного устройства высокого напряжения (РУ ВН).

3. Выбор оборудования РУ ВН.

4. Выбор схемы распределительного устройства низшего напряжения (РУ НН).

5. Выбор оборудования (РУ НН).

6. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.

7. Выбор токоведущих частей на РУ НН.

8. Собственные нужды и оперативный ток.

9. Выбор ограничителей перенапряжения.

7. Конструктивное выполнение подстанции.

8. Релейная защита понижающего трансформатора.

1. Расчёт дифференциальной токовой защиты понижающего трансформатора.

2. Расчёт МТЗ с блокировкой по минимальному напряжению.

3. Расчёт МТЗ от перегрузки.

9. Безопасность и экологичность проекта.

1. Краткое описание проектируемого объекта.

2. Вредные и опасные факторы.

3. Меры безопасности при обслуживании.

4. Пожарная безопасность

5. Экологичность проекта

6. Чрезвычайные ситуации.

7. Грозозащита и заземление подстанции.

8. Расчёт заземляющих устройств (ЗУ).

10. Смета на сооружение подстанции.

Заключение

Приложения

1. Расчёт теплового режима силовых трансформаторов.

2. Расчёт токов короткого замыкания

3. Расчёт установившихся режимов

Библиографический список

Введение.

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами

требует расширение строительства электроэнергетических объектов, в том

числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного

тока.

В настоящее время ЕЭС России включают в себя семь параллельно

работающих объединений энергосистем: Центра, Средней Волги, Урала, Северо-

запада, Востока, Юга и Сибири.

Производство электроэнергии растет во всем мире, что сопровождается

ростом числа электроэнергетических систем, которое идет по пути

централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и

интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.

Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации

сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития

энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное

электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой

надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

Задача проектирования электрической сети относится к классу

оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными

методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной

многокритериальностью, многопараметричностью и динамическим характером

задачи, дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.

В этих условиях проектирование электрической сети сводится к

разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической

сети, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей

электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее

рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом

все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и

надёжности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии

при проектировании сети учитываются в виде ограничений.

1. Цель работы и характеристика исходной информации.

Целью дипломного проекта является разработка рационального, в

технико-экономическом смысле, варианта электроснабжения потребителей вновь

сооружаемой подстанции 10 с соблюдения требований ГОСТ к надёжности и

качеству электроэнергии, отпускаемой потребителям, а также разработка

электрической схемы и компоновка подстанции, выбора основного оборудования,

и оценка работы подстанции в нормальных, аварийных и послеаварийных

режимах. Карта-схема района электроснабжения представлена на рис. 1.1,

подстанция сооружается в районе Урала со среднегодовой температурой

окружающей среды +50С.

Источниками электроэнергии в схеме является ГРЭС, работающая на

буром угле и соседняя энергосистема, эквивалентированная к узлу 1, мощность

которой существенно превышает мощность рассматриваемого района развития

сети, поэтому напряжение в узле 1 можно считать неизменным при колебании

нагрузок рассматриваемой сети (U1=115кВ). На ГРЭС установлены генераторы

ТВВ-200 и трансформаторы ТДЦ-250000/220. Системообразующая сеть 220кВ

выполнена проводом АС-400, распределительная сеть 110кВ выполнена проводом

АС-240.

Потребители электроэнергии подключаемой подстанции №10 включают

промышленную и коммунальную нагрузку общей мощностью в максимальном режиме

32 МВт при cos?=0,87. График нагрузки приведён на рисунке 1.2 и в таблице

1.1.

Состав потребителей по категориям надёжности электроснабжения:

I категория – 40%

II категория – 40%

III категория – 20%;

Номинальное низшее напряжение подстанции 10 кВ;

Число отходящих линий - 16

P=80MBт

Р =110МВт 4 cos?=0,9

cos?=0,9

ТДЦН – Р50000/220

2 1000

4ТВВ-200

Uбаз P=32МВт

cos=0,87

1 10

6 Р=130МВт

cos?=0,9

9 8 5

P=16,9МВт

3 cos?=0.9

Р=125МВт

cos?=0,9

Рис.1.1 Карта-схема района электроснабжения.

График нагрузки характерного зимнего дня

[pic]

График нагрузки характерного летнего дня

[pic]

Рис.1.2 График нагрузки трансформаторов.

Таблица 1.1

График нагрузки характерного летнего и зимнего дня.

|Часы |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |10 |11 |12 |

|Зима, % |40 |40 |40 |40 |50 |50 |40 |40 |40 |40 |40 |50 |

|Лето, % |30 |30 |30 |30 |40 |40 |30 |30 |30 |30 |30 |40 |

|Часы |13 |14 |15 |16 |17 |18 |19 |20 |21 |22 |23 |24 |

|Зима, % |40 |40 |80 |100 |100 |100 |100 |100 |40 |40 |80 |80 |

|Лето, % |30 |30 |70 |70 |80 |80 |80 |70 |30 |30 |70 |70 |

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.

1. Разработка вариантов развития сети.

На стадии выбора конкурентно способных вариантов развития

электрической сети решаются две основные задачи – определение рационального

класса напряжения сети и выбор конфигурации сети.

Определение рационального класса напряжения зависит от района, в

котором ведётся проектирование, мощности присоединяемых узлов и их

удалённости от источников электроэнергии.

Анализ карты-схемы сети (рис.1.1) , расположение и параметры и

параметры присоединяемой подстанции №10 однозначно определяют класс

напряжения сети 110кВ, так как это напряжение явно выгоднее. И

использование другого класса напряжения требует дополнительной ступени

трансформации и является нерациональным.

Разработка вариантов развития сети, связанная с присоединением

подстанции 10 к сети 110кВ, выполнена при соблюдении следующих основных

принципов выбора конфигурации сети:

- сеть должна быть как можно короче географически;

- электрический путь от источников к потребителю должен быть как

можно короче;

- существующая сеть должна быть короче;

- каждый вариант развития сети должен удовлетворять требованиям

надёжности;

- потребители I и II категории по надёжности электроснабжения должны

получать питание от двух независимых источников (по двум или более

линиям);

- в послеаварийных режимах (отключение линии, блока на станции)

проектируемые и существующие линии не должны перегружаться (ток по

линии не должен быть больше длительно допустимого тока по нагреву).

С учётом указанных требований были разработаны варианты

присоединения подстанции №10 к энергосистеме.

Вариант I (рис.2.1) предполагает подключение проектируемой

подстанции №10 по наиболее короткому пути от узла №7 (строительство двух

линий 110кВ общей длиной 20км).

Вариант II (рис.2.2) предполагает присоединение подстанции №10 в

кольцо от узлов №7 и №8 (строительство двух линий 110кВ общей длиной 45км).

Вариант III (рис.2.3) предполагает подключение проектируемой

подстанции №10 от узла №8 (строительство двух линий 110кВ общей длиной

50км).

Вариант IV (рис.2.4) предполагает подключение проектируемой

подстанции №10 в кольцо от узлов №5 и №7 (строительство двух линий 110кВ

общей длинной 60км)

32/0.87 10

40/0.85

20/0.85

9 8 5

60/0.85

16.9/0.9

существующая сеть

проектируемая сеть

Рис.2.1 Развитие сети по варианту I

32/0.87 10

40/0.85

20/0.85

9 8 5

16.9/0.9

60/0,85

существующая сеть

проектируемая сеть

Рис.2.2 Развитие сети по варианту II

32/0.87 10

40/0.85

20/0.85

9 8 5

60/0.85

16.9/0.9

существующая сеть

проектируемая сеть

Рис.2.3 Развитие сети по варианту III

32/0.87 10

40/0.85

20/0.85

9 8 5

16.9/0.9

60/0.85

существующая сеть

проектируемая сеть

Рис. 2.4 Развитие сети по варианту IV

2. Выбор сечений линий электропередач.

Выбор сечений линий электропередачи выполняется с использованием

экономических токовых интервалов. При этом в зависимости от принципов

применяемых при унификации опор зоны экономических сечений могут

сдвигаться, поэтому для однозначности проектных решений при выборе сечений

оговариваются используемые опоры и таблицы экономических интервалов

сечений.

Проектируемая подстанция и сооружаемые линии электропередачи

находятся в климатической зоне Урала, относящийся к I району по гололёду.

Для строительства линий электропередач используются стальные опоры.

Значения экономических токовых интервалов были взяты из таблицы 1.12 [2].

Для выбора сечений линий электропередач предварительно подсчитаны токи

нагрузки узлов в максимальном режиме.

Токи нагрузки узлов рассчитываются по формуле:

[pic] (2.1)

где Р – мощность подстанции в максимальном режиме

U- номинальное напряжение сети.

Результаты расчётов токов узлов приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1

Результаты расчёта токов узлов.

| | | |напряжения, |А |

| | | |кВ | |

|2 |110 |0,9 |220 |321 |

|3 |125 |0,9 |220 |364 |

|4 |80 |0,9 |220 |233 |

|6 |130 |0,9 |220 |379 |

|7 |40 |0,85 |110 |247 |

|8 |60 |0,85 |110 |370 |

|9 |20 |0,85 |110 |123 |

|10 |32 |0.87 |110 |193 |

|5 |16.9 |0,9 |220 |44 |

Расчёт токораспределения в сети для выбора сечений производится по

эквивалентным длинам.

Потокораспределение в системообразующей сети остаётся постоянным для

всех вариантах присоединения проектируемой подстанции 10 и не зависит от

варианта её присоединения. Поэтому по системообразующей сети

потокораспределение рассчитывается один раз и в дальнейшем анализе

учитываться не будет.

Токораспределение системообразующей сети приведено в

таблице 2.2.

Токораспределение распределительной сети приведено в таблице 2.3…2.5

соответственно для вариантов I-IV. Линии 5-8, 5-7, 8-9 –существующие,

сечение линий АС-240.

Таблица 2.2

Токораспределение системообразующей сети.

| | | |длина, км |А |

|1-3 |54 |1 |54 |89 |

|1-2 |50 |2 |25 |129 |

|3-5 |59 |1 |59 |393 |

|2-1000 |70 |1 |70 |575 |

|4-1000 |58 |2 |29 |97 |

|5-1000 |58 |2 |29 |373 |

|6-1000 |62 |2 |31 |242 |

Таблица 2.3

Токораспределение распределительной сети (Вариант I).

|5-8 |40 |2 |20 |512 |

|5-7 |46 |2 |23 |262 |

|8-9 |20 |1 |20 |143 |

|7-10 |40 |2 |20 |206 |

Таблица 2.4

Токораспределение распределительной сети (Вариант II).

| | | |длина, км |А |

|5-8 |40 |2 |20 |592 |

|5-7 |46 |2 |23 |384 |

|8-9 |20 |1 |20 |268 |

|7-10 |20 |1 |20 |254 |

|8-10 |25 |1 |25 |162 |

Таблица 2.5

Токораспределение распределительной сети (Вариант III).

| | | |длина, км |А |

|5-8 |40 |2 |20 |720 |

|5-7 |46 |2 |23 |258 |

|8-9 |20 |1 |20 |170 |

|8-10 |50 |2 |25 |206 |

Таблица 2.6

Токораспределение распределительной сети (Вариант IV)

| | | |длина, км |А |

|5-8 |40 |2 |20 |512 |

|5-7 |46 |2 |23 |318 |

|8-9 |20 |1 |20 |134 |

|5-10 |40 |1 |40 |143 |

|7-10 |20 |1 |20 |132 |

Таблица 2.7

Выбор сечений линий электропередач.

|I |7-10 |103 |2 |АС-120 |

|II |8-10 |81 |1 |АС-120 |

| |7-10 |127 |1 |АС-120 |

|III |8-10 |103 |2 |АС-120 |

|IV |7-10 |66 |1 |АС-120 |

| |5-10 |143 |1 |АС-120 |

Проверка выбранных сечений выполняется из условий наиболее тяжёлых

аварийных режимов, в качестве которых использованы:

- Обрыв одной из параллельных цепей в радиальной сети;

- Обрыв наиболее нагруженной линии в кольце.

Результаты проверки выбранных сечений для распределительной сети

приведены в таблицах 2.8…2.11 соответственно для вариантов I-IV.

Таблица 2.8

Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант I).

|5-7 |АС-240 |2 |обрыв 5-7 |431 |610 |удовл. |

|7-10 |АС-120 |2 |обрыв 10-7 |206 |390 |удовл. |

Таблица 2.9

Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант II).

|5-7 |АС-240 |2 |обрыв 5-7 |335 |610 |удовл. |

|5-8 |АС-240 |2 |обрыв 5-8 |532 |610 |удовл. |

|7-10 |АС-120 |1 |обрыв 8-10 |208 |390 |удовл. |

|8-10 |АС-120 |1 |обрыв 7-10 |208 |390 |удовл. |

Таблица 2.10

Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант III).

|5-8 |АС-240 |2 |обрыв 5-8 |720 |610 |неудовл. |

|8-10 |АС-120 |2 |обрыв 8-10 |206 |390 |удовл. |

Таблица 2.11

Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант IV).

|5-10 |АС-120 |1 |обрыв 7-10 |209 |390 |удовл. |

|7-10 |АС-120 |1 |обрыв 5-10 |209 |390 |удовл. |

Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает,

что в аварийных режимах по условию длительно допустимого тока не проходит

линия 5-8 в варианте III.

Необходимо добавить к существующим линиям третью.

32/0.87 10

40/0.85

20/0.85

9 8 5

60/0.85

16.9/0.9

Существующая сеть

Проектируемая сеть

Рис.2.5 Развитие сети по варианту III с усилением линии 5-8

Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает,

что необходимость усиления остальных линий отсутствует, все линии проходят

по длительно допустимому току. Расчёт токов проектируемых линий был

выполнен в программе RASTR.

3. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети.

Задача технико-экономического сопоставления вариантов развития

электрической сети в общем случае является многокритериальным. При

сопоставлении вариантов необходим учёт таких критериев, как экономический,

критерий технического прогресса, критерий надёжности и качества, социальный

и прочее. Решение в общем случае является очень сложным, и задача сводится

к экономическому сопоставлению вариантов, которые обеспечивают надёжное и

качественное энергоснабжение потребителей с учётом ограничений по экологии

и с выполнением социальных требований.

Критерий по экологии и надёжности учитывается при разработке

вариантов развития сети, критерий качество – при анализе электрических

режимов для наиболее экономичных вариантов.

В качестве экономического критерия для сравнения вариантов развития

использованы приведённые затраты, включая затраты на сооружение линий и

подстанций.

[pic] руб./год, где

[pic]– нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, в

расчётах принимается[pic];

[pic]– капитальные вложения в линии и подстанции

[pic] -соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий

[pic] и подстанций [pic], [pic]- издержки на возмещение потерь энергии в

электрических сетях;

[pic]- математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от

нарушения электроснабжения.

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупнённым

стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.

Ежегодные издержки [pic] и [pic] определяются суммой отчислений от

капитальных вложений [pic] и [pic], где [pic], [pic]- соответственно

коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и

подстанций (табл. 2.12).

[pic]- определяется на основе стоимости [pic] сооружения 1 км линии

[pic] определённых классов напряжения, сечения, марки провода, длины линии

[pic], количество линий [pic]

[pic]

[pic]- включает стоимость подстанции без учёта оборудования

одинакового для всех вариантах. Для предварительных расчётов [pic] можно

принять как

[pic], где

[pic]- число ячеек выключателей 110кВ

[pic] - стоимость одной ячейки (табл.2.12).

[pic], где

[pic]-суммарные потери мощности в сети в максимальном режиме,

определённые для каждой линии[pic]

[pic]

по всем линиям сети

[pic] - число часов максимальных потерь в год

[pic]

[pic] - удельная стоимость потерь электроэнергии в

рассматриваемом режиме ([pic])

Для годового числа использования максимума нагрузки [pic]

[pic]ч.

[pic]- суммарные потери х.х. трансформатора.

Учитывая существенную долю в приведённых затратах капиталовложений и

издержек на подстанции, а также тот факт, что во всех вариантах число,

мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от

схемы сети, учёт подстанционных затрат не выполняется.

Все расчёты выполнены в ценах 1985 года и сведены в табл.2.13

Таблица 2.12

Экономическое сравнение вариантов развития сети.

|Число выключателей |8 |9 |6 |9 |

|Число выключателей |2 |3 |0 |3 |

|Капитальные вложения в |11.4x |11.4x20+ |14x20+ |11,4х20+ |

|линии (тыс. руб.) |x20x2=524.|11.4x25= |+(11.4x25)x|+11,4х40= |

| |4 |=547.2 |x2=850 |=718,2 |

|Капитальные вложения в |70 |105 |0 |105 |

|Сумма капитальных вложений |524,4+70=5|547,2+105=|850+0=850 |718,2+105= |

|[pic] (тыс. руб.) |94,4 |652,2 | |=823,2 |

|Потери мощности из |3,04 |3,05 |2,338 |2,307 |

|Издержки на амортизацию и |0,094х70= |0,094х105=|0 |0,094х105=9,|

|обслуживание ПС |6,58 |9,87 | |87 |

|Издержки на амортизацию и |0,028х |0,028х |0,028х |0,028х |

|обслуживание ВЛ |х524,4= |547,2= |850= |718,2= |

|[pic] (тыс. руб.) |=14,68 |=15,32 |=23,8 |=20,1 |

|Издержки на потери |153,54 |154,04 |118 |116,5 |

|[pic] | | | | |

|Число часов max потерь |2886 |2886 |2886 |2886 |

|Приведённые затраты |249,14 |260,23 |283,5 |286,42 |

|[pic] | | | | |

|Соотношение вариантов, % |1 |1,04 |1,13 |1,14 |

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает,

что наиболее экономичным является вариант №1. Этот вариант принимается к

дальнейшему рассмотрению по критериям качества электроэнергии.

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.

1. Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора

ТРДН-25000/110 на подстанции №10 (вариант I).

Расчёт произведён с применением программы TRANS.

Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.

Зимний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

- износ изоляции – 0.0003 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0.00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

- износ изоляции – 1,7827 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Расчёт данного режима показывает, что условия допустимости аварийных

перегрузок не выполняется. С целью введения теплового режима в допустимую

область произведена коррекция графика нагрузки (отключение части

потребителей) таким образом, чтобы недоотпуск электроэнергии потребителям

был минимальным.

Скорректированный зимний график нагрузки показан на рис. 3.1.

График нагрузки характерного зимнего дня

[pic]

Рис.3.1 Скорректированный зимний график нагрузки с указанием номинальной

мощности трансформатора.

График нагрузки характерного летнего дня

[pic]

Рис.3.2 Летний график нагрузки с указанием номинальной мощности

трансформатора.

Летний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

- износ изоляции – 0,0007 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

- износ изоляции – 0,1385 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Капиталовложения – 131 тыс. руб.;

Годовые потери электроэнергии - 850549 кВт*ч/год;

Стоимость годовых потерь – 13 тыс. руб.;

Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 41 тыс. руб.

Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции

трансформатора типа ТРДН-25000/110 условия допустимости систематических и

аварийных перегрузок во всех режимах соблюдается, недоотпуска

электроэнергии нет. Общие затраты на вариант I будут равны приведённым.

З(I) = 41тыс. руб.

2. Расчёт режимов систематических и аварийных перегрузок трансформатора

ТРДН-16000/110 на подстанции №10 (вариант II).

Расчёт произведён с применением программы TRANS.

Получены следующие результаты расчёта, в зависимости от режима.

Зимний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

- износ изоляции – 0,0189 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

- износ изоляции – 212.1621 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 50.02 МВт*ч/сут.;

Летний график нагрузки.

Режим систематических перегрузок

- износ изоляции – 0,0087 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;

Режим аварийных перегрузок

- износ изоляции – 170.4378 о.е.;

- недоотпуск электроэнергии – 17.29 МВт*ч/сут.;

Капиталовложения – 96 тыс. руб.;

Годовые потери электроэнергии - 1028792 кВт*ч/год;

Стоимость годовых потерь – 15 тыс. руб.;

Приведённые затраты (без ущерба) составляют - 36 тыс. руб.

Расчёт показал, что при установке на проектируемой подстанции

трансформатора типа ТРДН-16000/110 есть недоотпуск электроэнергии

потребителям. Ущерб от недоотпуска электроэнергии определим по следующей

формуле:

[pic]

[pic]=0,6 руб/кВт*ч – удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии

потребителям

[pic]- вероятная длительность простоя трансформатора

[pic]=0,02 отк/год - вероятность отказа трансформатора;

[pic]=720 ч/отказ - время восстановления трансформатора;

[pic]- количество трансформаторов.

Так как отказы в зимний и летний периоды имеют различные недоотпуски

электроэнергии потребителям, разделим вероятную длительность простоя

пропорционально числу зимних и летних дней.

[pic] час/год

[pic]час/год

[pic]

= 26,20 тыс.руб/год.

Определим приведённые затраты по варианту II с учётом ущерба от

недоотпуска электроэнергии потребителям.

З(II) = З + У = 36 + 26,20 = 62,20 тыс.руб.

3. Экономическое сопоставление вариантов трансформаторов.

Окончательный выбор варианта выполняется по минимуму приведённых

затрат с учётом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.

Определим (в относительных единицах) затраты варианта I, приняв затраты

варианта II за единицу:

Расчёт показывает, что вариант I дешевле варианта II. Исходя из

этого для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант установки на

подстанции двух трансформаторов типа ТРДН-25000/110. Результаты

экономического сопоставления вариантов выбора трансформаторов сведены в

табл. 3.1.

Таблица 3.1

Результаты технико-экономического сравнения вариантов.

|Вариант |I |II |

|Трансформатор |2 ТРДН–25000/110 |2 ТРДН–16000/110 |

|Капитальные вложения, |131 |96 |

|тыс.руб. | | |

|Стоимость годовых потерь, |13 |15 |

|тыс.руб. | | |

|Годовые потери |850549 |1028792 |

|электроэнергии, кВт*ч/год | | |

|Недоотпуск | | |

|электроэнергии,МВт*ч/сут. | | |

|зимой |0 |50,02 |

|летом |0 |17,29 |

|Ущерб от недоотпуска |0 |26,20 |

|электроэнергии | | |

|Приведённые затраты, |41 |62,20 |

|тыс.руб. | | |

|% |100 |151,7 |

3. АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.

Расчёт и анализ установившихся режимов электрической сети

выполняется с целью проверки качества электроэнергии, отпускаемой

потребителям. Результаты расчётов используются для выработки решений по

вводу режимов в допустимую область по уровням напряжения в узлах сети и

перетокам по линиям.

Расчёт и анализ установившихся режимов выполнены для лучшего

варианта развития электрической сети, показанного на рисунке 2.2 с

установленной на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110-У1.

Расчёты установившихся режимов электрической сети выполняется на

базе вычислительного комплекса RASTR. Алгоритм RASTRа основан на

использовании уравнения узловых напряжений для расчёта установившихся

режимов электрической сети. Система уравнений узловых напряжений решается

ускоренным методом Зейделя.

Согласно ГОСТ на качество электроэнергии допустимые отклонения

напряжения на шинах от номинального составляет:

- в нормальных режимах – 5%

- в аварийных – 10%

- в нормальных режимах – (9,5-10,5)кВ;

- в аврийных режимах – (9-11)кВ.

В проектируемой электрической сети предусмотрены средства

регулирования напряжения. На электростанции с помощью изменения тока

возбуждения может быть изменена выдача реактивной мощности ГРЭС. Допустимые

колебания реактивной мощности при выдаче номинальной активной соответствуют

допустимым значениям [pic] на ГРЭС и приведены в табл. 4.1

Таблица 4.1

Допустимые значения реактивной мощности ГРЭС.

|Активная мощность ГРЭС,|[pic] |Реактивная мощность |

|МВт | |ГРЭС, МВар |

|800 |0,95 |262 |

|800 |0,8 |600 |

Регулирование напряжения на подстанции может быть выполнено с

помощью РПН трансформаторов, позволяющих менять коэффициент трансформации

под нагрузкой. На трансформаторах ТРДН-25000/110 пределы регулирования

составляют [pic] в нейтрале обмотки высокого напряжения. При расчёте с

помощью вычислительного комплекса RASTR коэффициенты трансформации

вычисляются как отношение напряжения низшей обмотки к напряжению высшей и

поэтому всегда меньше единицы. Значения коэффициентов трансформации ТРДН-

25000/110 приведены в табл.4.2.

Таблица 4.2

Значения коэффициента трансформации трансформатора ТРДН-25000/110.

|0 |0,091 |+1 |0,09 |

|-9 |0,109 |+2 |0,088 |

|-8 |0,106 |+3 |0,087 |

|-7 |0,104 |+4 |0,085 |

|-6 |0,102 |+5 |0,084 |

|-5 |0,1 |+6 |0,082 |

|-4 |0,098 |+7 |0,081 |

|-3 |0,097 |+8 |0,08 |

|-2 |0,095 |+9 |0,079 |

|-1 |0,093 | | |

Расчёты параметров установившихся режимов приведены для следующих

ниже вариантах.

Нормальный режим максимальных нагрузок (рис.4.1, приложение I-3)

При проведении анализа выявлено, что во всех узлах нагрузки

напряжение в допустимых пределах. Напряжение на подстанции 10 в

норме - 10,1кВ. Коэффициенты трансформации на трансформаторах ГРЭС и в узле

5 – номинальные, в узлах распределительной сети коэффициенты трансформации

равны:

- Узел 8 – 0,093 (№ отпайки -0);

- Узел 7 – 0,095 (№ отпайки -1);

- Узел 9 – 0,095 (№ отпайки -1);

- Узел 10 – 0,098 (№ отпайки -1).

Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение одного из

автотрансформаторов. Для ввода режима в допустимую область потребовалось

установить коэффициент трансформации:

- Узел 8 – 0,1 (№ отпайки -2);

- Узел 7 – 0,1 (№ отпайки -4);

- Узел 9 – 0,1 (№ отпайки -5);

- Узел 10 – 0,106 (№ отпайки -4).

Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ

и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.2 и приложении I-3.

Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение линии 5-1000. Для

ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент

трансформации:

- Узел 8 – 0,1 (№ отпайки -5);

- Узел 7 – 0,1 (№ отпайки -4);

- Узел 9 – 0,1 (№ отпайки -4);

- Узел 10 – 0,106 (№ отпайки -4).

Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ

и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.3 и приложении I-3.

Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение одного из

трансформаторов узла 10. Для ввода режима в допустимую область

потребовалось установить коэффициент трансформации:

- Узел 8 – 0,095 (№ отпайки -2);

- Узел 7 – 0,095 (№ отпайки -2);

- Узел 9 – 0,095 (№ отпайки -2);

- Узел 10 – 0,109 (№ отпайки -9).

Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ

и равно 9,8кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.5 и приложении I-3.

Таким образом, анализ установившихся режимов наилучшего варианта

развития сети позволяет сделать вывод о том, что качество электроэнергии в

выбранном варианте соответствует ГОСТ и дополнительных средств

регулирования напряжения не требуется.

4. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.

Расчёт токов короткого замыкания (ТКЗ) выполняется для обоснования

выбора оборудования подстанций и средств релейной защиты и автоматики.

При расчёте ТКЗ обычно используются следующие допущения:

- Не учитываются токи нагрузок, токи намагничивания трансформаторов,

ёмкостные токи линий электропередач;

- Не учитываются активные сопротивления генераторов;

- Трёхфазная сеть рассматривается, как строго симметричная.

Схема замещения для расчёта ТКЗ составляется по расчётной схеме

электрической сети. Все элементы сети замещаются соответствующим

сопротивлением и указываются ЭДС источников питания. Затем схема сети

сворачивается относительно точки КЗ, источники питания объединяются и

находится эквивалентная ЭДС схемы Еэкв и результирующее сопротивление сети

от источников питания до точки КЗ Zэкв. По найденным результирующим ЭДС и

сопротивлению находится периодическая составляющая суммарного тока

короткого замыкания:

[pic] (5.1)

Ударный ток короткого замыкания определяется как

[pic] (5.2),

Страницы: 1, 2