Основы распределения и передачи электроэнергии



Содержание

Введение………………………………………………………………….........3

  1. Предварительное распределение мощностей в линиях………………....5
  2. Выбор номинального напряжения………………………………….….....7
  3. Выбор сечений по экономической плотности тока……………………..9
  4. Проверка выбранных сечений по условиям короны и по допустимой токовой нагрузке………………………………………………………….…..12
  5. Выбор трансформаторов……………………………………………….…15
  6. Выбор схем подстанций……………………………………………….….18
  7. Технико-экономический расчёт………………………………………….19

Заключение…………………………………………………………………....25

Список литературы……………………………………………………………26

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Электрической сетью  называется устройство, соединяющее  источники питания с потребителями  электроэнергии. От свойств и работы электрической сети зависит качество электроснабжения потребителей. К электрическим сетям предъявляются определённые технико-экономические требования. Поэтому электрические сети должны тщательно рассчитываться, специально проектироваться и квалифицированно эксплуатироваться.

Основным назначением  электрических сетей является электроснабжение потребителей. Под этим обычно понимают передачу электроэнергии от источников питания и распределение её между потребителями.

Электроэнергия является наиболее универсальным видом энергии. Широкое применение электроэнергии во всех отраслях промышленности объясняется относительной простотой ее производства, передачи, распределения между потребителями и легкостью превращения в другие виды энергии. Развитие электроэнергетики в нашей стране идет по пути создания больших энергосистем и централизованной выработки электроэнергии на базе крупных тепловых (в том числе атомных) и гидравлических станций, что наиболее эффективно в технико-экономическом отношении.

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами  требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе электрических сетей напряжением 110 кВ переменного тока.

Из основного назначения электрической сети следует, что  она должна обеспечивать достаточную  надёжность электроснабжения. Опыт показывает, что практически все элементы электрической сети иногда могут повреждаться. При надлежащем качестве эксплуатации сети повреждения возникают из-за климатических условий.

Электрическая сеть является существенным звеном в цепи электроснабжения потребителей и поэтому влияет на изменение показателей качества электроэнергии.

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. Предварительное распределение  мощностей в линиях.

1 вариант

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а) Первый участок сети.

 

 

Определим мощности на головных участках сети по формуле 1:

На участке А-2

Р = = =80,6 МВт;

На участке В-3

Р = = =73,4 МВт;

На участке 2-1

Р =80,6МВт-50МВт =30,6 МВт;

На участке 3-1

Р =73,4МВт-44 МВт=29,4 МВт.

Точка потокораздела  находиться в узле 1.

Осуществляем проверку баланса активных мощностей для  схемы а:

Р + Р =Р +Р +Р

80,6 МВт+73,4 МВт=50 МВт +60 МВт +44 МВт

154 МВт=154 МВт – равенство верно.

б) Второй участок сети.

 

 

Определим мощности на головных участках сети по формуле 1.

На участке В-4

Р = = =39,8 МВт;

На участке А-4

Р = = =34,2 МВт.

Точка потокораздела  находиться в узле 4.

Осуществляем проверку баланса  активных мощностей для схемы  б:

Р + Р = Р

39,8 МВт+34,2 МВт =74 МВт.

2 вариант

 

 

 

 

 

а) Первый участок сети.

 

 

Определим мощности на головных участках сети по формуле 1:

На участке В-4

Р =

= МВт;

На участке В-3

Р =

= МВт;

Р = Р - Р =111-74=37 МВт;

Р = Р - Р = 117-44=73 МВт;

Р = Р - Р =73-60=13 МВт.

Точка потокораздела  находиться в узле 2.

Осуществляем проверку баланса  активных мощностей для схемы  а:

Р + Р = Р + Р + Р + Р

111 МВт +117 МВт =74 МВт +50 МВт +60 МВт +44 МВт

228 МВт = 228 МВт.

б) Схема представляет собой сеть с односторонним питанием.

 

 

Мощность участка А-2

Р = Р =50 МВт.

 

2. Выбор номинального  напряжения сети.

1 вариант

Где мощность нагрузок не превышает 60 МВт и длину линий 250 км воспользуемся формулой Стилла , в иных случаях воспользуемся формулой Илларионова (2)

 

 

U = = =135 кВ;

U = кВ;

U = кВ;

U = кВ;

U = кВ;

U = кВ;

Выберем напряжение всей сети 110 кВ.

2 вариант

Где мощность нагрузок не превышает 60 МВт и длину линий 250 км воспользуемся формулой Стилла , в иных случаях воспользуемся формулой Илларионова (2)

 

 

U = кВ;

U = кВ;

U = кВ;

U = кВ;

U = кВ;

U = кВ.

Выберем напряжение всей сети 110 кВ.

 

3.Выбор сечений по экономической плотности тока.

1 Вариант

 Определим расчетный ток протекающий по участкам сети и сечение провода по формулам, выберем стандартные сечения проводов и сведем их в таблицу №1.

Расчётный ток I определяется по мощности, протекающей по рассматриваемому участку линии в режиме наибольших нагрузок (Формула 3):

Cosφ = 0,9

I = A;

I = А;

I = А;

I = А;

I = А;

I = А.

Принимаем к установке  сталеалюминевые провода марки  АС. Для неизолированных алюминиевых  проводов при Т =4000 ч. экономическая плотность тока  j = 1,1 А/мм . Находим расчётные сечения проводов по формуле 4:

FРАСЧ=

F = мм ;

F = мм ;

F = мм ;

F = мм ;

F = мм ;

F = =181,5 мм .

Участок

А-2

В-3

2-1

3-1

В-4

А-4

IP, А

470,6

428,6

178,7

171,7

199,7

232,4

FР, мм2

427,8

389,6

162,5

156,1

181,5

211,3

Марка провода

2хАС-240/2

2хАС-240/2

АС-185/4

АС-185/4

АС-185/4

АС-240/2


 

2 вариант

Определим расчетный  ток протекающий по участкам сети и сечение провода по формулам, выберем стандартные сечения  проводов и сведем их в таблицу  №1.

Расчётный ток I определяется по мощности, протекающей по рассматриваемому участку линии в режиме наибольших нагрузок (Формула 3):

Cosφ = 0,9

I = A;

I = А;

I = А;

I = А;

I = А.

I = А;

 

Принимаем к установке  сталеалюминевые провода марки АС. Для неизолированных алюминиевых проводов при Т =4000 ч. экономическая плотность тока  j = 1,1 А/мм . Находим расчётные сечения проводов по формуле 4:

FРАСЧ=

F = мм ;

F = мм ;

F = мм ;

F = мм ;

F = мм ;

F = =69 мм .

Участок

В-4

4-2

В-3

3-1

1-2

А-2

IP, А

648

216

683

426

75,9

146

FР, мм2

589

196

621

387

69

133

Марка провода

2хАС-240/2

АС-240/2

2хАС-240/2

2хАС-240/2

АС-70/11

АС-150/9


 

 

 

 

 

4. Поверка выбранных  сечений по условиям короны  и по допустимой токовой нагрузке.

1 вариант

Проверка выбранных  сечений по допустимой токовой нагрузке.

Проверка по допустимой токовой нагрузке производится по формуле 5

I < I

Проверку будем осуществлять исходя из расчетных токов аварийных  режимов:

- отключение одного  из самых нагруженных головных  участков для одноцепных линий;

- отключение одной цепи головного участка для двухцепной линии.

Длительно допустимые токи для участков цепи варианта №1 сведем в таблицу №2

Участок

А-2

В-3

2-1

3-1

В-4

А-4

Марка провода

2хАС-240/2

2хАС-240/2

АС-185/4

АС-185/4

АС-185/4

АС-240/2

Длительно допустимый ток, IД, А

605х2

605х2

515

515

515

605


а) Режим №1 Обрыв одной цепи двухцепной линии участка А-2

 

 

На участке А-2 ток составит

I = A<605А. - Условие проверки выполняется.

Режим №2 Обрыв одной цепи двухцепной линии участка В-3

На участке В-3 ток составит

I = А<605А. - Условие проверки выполняется.

I = А<515 А. - Условие проверки выполняется.

I = А<515 А. - Условие проверки выполняется.

б) Режим №3 Обрыв линии В-4

 

 

I = А<515 А. - Условие проверки выполняется.

Таким образом,  все провода прошли результаты проверки.

2 вариант

Для напряжения сети 110 кВ наименьшее сечение 70 мм2, поэтому для участка линии 1-2 примем провода марок АС-70/11.

Проверка выбранных  сечений по допустимой токовой нагрузке.

Проверка по допустимой токовой нагрузке производится по формуле 5

I

< I

Проверку будем осуществлять исходя из расчетных токов аварийных  режимов:

- отключение одного  из самых нагруженных головных  участков для одноцепных линий;

- отключение одной  цепи головного участка для  двухцепной линии.

Длительно допустимые токи для участков цепи варианта №1 сведем в таблицу №2

Участок

В-4

4-2

В-3

3-1

1-2

А-2

Марка провода

2хАС-240/2

АС-240/2

2хАС-240/2

2хАС-240/2

АС-70/11

АС-150/9

Длительно допустимый ток, IД, А

605х2

605

605х2

605х2

265

450


а) Режим №1 Обрыв одной  цепи двухцепной линии участка В-4

 

 

На участке А-2 ток  составит

I = A <2*605А. - Условие проверки выполняется.

I = А<605А. - Условие проверки выполняется.

 Режим №2 Обрыв  одной цепи двухцепной линии  участка В-3

На участке В-3 ток  составит

I = А <2*605А. - Условие проверки выполняется.

I = А<265 А. - Условие проверки выполняется.

Режим №3 Обрыв двухцепной линии 3-1

I = А <2*605 А. - Условие проверки выполняется.

б) Режим №4 Обрыв двухцепной линии А-2

 

 

I = А<450 А. - Условие проверки выполняется.

Таким образом,  все  провода прошли результаты проверки.

 

 

5. Выбор трансформаторов.

1 вариант

Мощность трансформаторов  выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции, считая с года ввода  первого трансформатора. Наиболее часто выбор рациональной мощности  трансформаторов производится на основании технико-экономических расчётов нескольких вариантов числа и мощности трансформаторов.

В практике проектирования районных электрических сетей для  нагрузок первой и второй категории  мощностью свыше 10 МВт применяют двухтрансформаторные подстанции. Расчёт нагрузки подстанции производим по следующей формуле 6:

где  n – количество трансформаторов на подстанции;

- коэффициент загрузки трансформаторов;

- максимальная нагрузка подстанции.

Вычислим нагрузку каждой подстанции.

=

1= МВа;

2= МВа;

3= = 52 МВа;

4= МВа.

Количество трансформаторов  на подстанции равно двум.

Коэффициент нагрузки принимаем  равным 0,7, который обеспечивает резервирование по низкой стороне для нагрузки первой и второй категории надежности.

1 МВа;

2 =42 МВа;

3 МВа;

4 МВа.

Проверим трансформаторы по условию перегрузки в аварийном  режиме.

1 МВа;

2 МВа;

3 МВа;

4 МВа.

Из номинального ряда выбираем трансформаторы:

Для первой подстанции выбираем трансформаторы типа

ТРДЦН-63000/110

Для второй подстанции выбираем трансформаторы типа

ТРДЦН-63000/110

Для третьей подстанции выбираем трансформаторы типа

ТРДЦН-63000/110

Для четвёртой подстанции выбираем трансформаторы типа

ТРДЦН-63000/110

2 вариант

Расчёт нагрузки подстанции производим по следующей формуле 6:

где  n – количество трансформаторов на подстанции;

- коэффициент загрузки трансформаторов;

- максимальная нагрузка подстанции.

Вычислим нагрузку каждой подстанции.

=

1= МВа;

2= МВа;

3= = 52 МВа;

4= МВа.

Количество трансформаторов  на подстанции равно двум.

Коэффициент нагрузки принимаем  равным 0,7, который обеспечивает резервирование по низкой стороне для нагрузки первой и второй категории надежности.

1 МВа;

2 =42 МВа;

3 МВа;

4 МВа.

Проверим трансформаторы по условию перегрузки в аварийном  режиме.

1 МВа;

2 МВа;

3 МВа;

4 МВа.

Из номинального ряда выбираем трансформаторы:

Для первой подстанции выбираем трансформаторы типа

ТРДЦН-63000/110

Для второй подстанции выбираем трансформаторы типа

ТРДЦН-63000/110

Для третьей подстанции выбираем трансформаторы типа

ТРДЦН-63000/110

Для четвёртой подстанции выбираем трансформаторы типа

ТРДЦН-63000/110

 

6. Выбор схем подстанции.

 

1 вариант

Осуществим выбор схем подстанций для варианта сети №1.

Подстанции 1 и 4 являются проходными подстанциями, для них принимаем схему 5Н «мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях  трансформаторов».

Подстанции 2 и 3 являются узловыми, для них принимаем схему 6Н «сдвоенный мостик с выключателями  в цепях трансформаторов»

 

 

2 вариант

Осуществим выбор схем подстанций для варианта сети №2.

Подстанции 1,2,3 и 4 являются узловыми и для них  принимаем  схему 6Н «сдвоенный мостик с выключателями  в цепях трансформаторов»

 

 

7. Технико-экономический  расчёт.

В условиях рыночных отношений между производителями и потребителями электрической энергии выбор варианта развития электрической сети должен учитывать множество факторов, среди которых необходимо назвать следующие:

1) срок строительства  электрической сети;

2) начальные капитальные затраты на её сооружение;

3) темпы инфляции и  рост стоимости затрат за время  сооружения;

4) учетную ставку банка  за выданную ссуду на сооружение  сети;

5) тариф на электроэнергию  и его изменение;

6) эксплуатационные расходы  за весь срок службы.

Однако при упрощенных расчетах экономическим критерием, по которому определяют наиболее выгодный вариант сети, может являться минимум приведённых затрат, вычисляемый по формуле:

З=Ен*К+И

где К – капитальные  вложения;

Eн – нормативный коэффициент (для вновь проектируемых сетей Eн=0,15); И– издержки за весь срок службы электрической сети.

Издержки без учета  стоимости потерь электроэнергии и ущерба можно определить как сумму амортизационных расходов Иа и эксплуатационных расходов Иэ

И=Иа+Иэ

Амортизационные расходы

Иа =kа·К

где kа – коэффициент амортизации для линий и подстанций [2, табл. 6.1].

Эксплуатационные расходы

Иэ =kэ·К

где kэ – коэффициент эксплуатационных затрат [2, табл. 6.2].

Технико-экономический  расчёт проводится для всех вариантов сети. Наиболее выгодный вариант определяется по критерию минимума приведённых затрат З. В случае если разница показателей З вариантов не превышает 5%, выбор осуществляется исходя из других соображений (экологичность, эстетичность и т.п.).

Выбор оптимального варианта  электрической системы сети

Экономическим критерием, по которому определяется наивыгоднейший вариант, является минимум приведённых  затрат которые вычисляются по формуле:

З=Ен*К+И

где     К – капитальные вложения;

Eн – нормативный коэффициент (для вновь проектируемых сетей Eн=0,15);

И– издержки за весь срок службы электрической сети.

К= Кл+ Ктр+ Кору+ Кпост

Где Кл – единовременное вложение в линию

Ктр – единовременное вложение в трансформатор

Кору – единовременное капиталовложение в распределительное устройство

Кпост – постоянная часть затрат.

Найдём единовременное капиталовложение в линию для  первого варианта схемы Кл

Участок

Марка провода

Стоимость ВЛ,тыс.руб./км

Длина линии/км

Сумма,тыс.руб.

А-2

2АС240/2

1795

21

37695

2-1

АС185/4

1170

21

24570

В-3

2АС240/2

1795

21

37695

3-1

АС185/4

1170

27

31590

В-4

АС240/2

1170

30

35100

А-4

АС185/4

1170

35

40950

ИТОГО

      

207600


 

Найдём единовременное капиталовложение в линию для  второго варианта схемы Кл

Участок

Марка провода

Стоимость ВЛ,тыс.руб./км

Длина линии/км

Сумма,тыс.руб.

А-2

2АС150/9

1590

25

39750

В-4

2АС240/9

1795

30

53850

4-2

АС240/2

1170

37

43290

В-3

2АС240/9

1795

21

37695

3-1

2АС240/2

1795

27

48465

1-2

АС70/4

1050

21

22050

ИТОГО

      

245100


 

Найдём капиталовложения в трансформаторах Кр

Мощность, МВА

Стоимость, тыс.руб.

Количество трансформаторов

Сумма, тыс.руб.

63

10975

2

21950

63

10975

2

21950

63

10975

2

21950

63

10975

2

21950

ИТОГО

    

87800


 

Найдём капиталовложения в распределительное устройство Кору

Для первого варианта схема электрической системы  капиталовложения в распределительное  устройство для подстанций 1 и 4 = 30000 тыс.руб.*2=60000 тыс.руб., а для подстанции 2 и 3 = 45000 тыс.руб.*2=90000 тыс.руб.

Суммарное капиталовложение в распределительное устройство для  первого варианта  составляет 150000 тыс.руб.

Для второго  варианта схемы электрической схемы

Для подстанций 1, 2, 3  и 4 =45000 тыс.руб *4= 180000 тыс.руб.

Суммарное капиталовложение в распределительное устройство для  второго варианта составляет 180000 тыс.руб.

Найдём постоянную часть  затрат по подстанциям Кпост

Для первого варианта схемы электрической системы

Для подстанции 1 и 4  = 10750 тыс.руб *2=21500 тыс.руб.

Для подстанции 2 и 3 = 9000тыс.руб*2 =18000 тыс.руб

Суммарная постоянная часть  затрат для первого варианта схемы  электрической  системы составляет 39500 тыс,руб.

Для второго варианта схемы  электрической системы

Для подстанций 1, 2, 3, и 4 = 10750 тыс.руб.*4= 43000 тыс.руб.

Суммарная постоянная часть  затрат для второго варианта  схемы электрической системы  составляет 43000 тыс.руб.

Капиталовложения для  первого варианта составляет:

К= Кл+ Ктр+ Кору+ Кпост = 207600+87800+150000+39500=484900 тыс.руб.

Капиталовложения для  второго варианта составляет:

К= Кл+ Ктр+ Кору+ Кпост = 245100+87800+180000+43000=555900 тыс.руб.

Найдём издержки

И=Иа+Иэ

Где Иа- полные годовые отчисления на амортизацию и обслуживание  сети

Иэ – стоимость потерянной за год электроэнергии

Амортизационные расходы

Иа =kа·К

Найдём полные годовые отчисления на амортизацию и обслуживание сети для первого варианта схемы

Kа=0,067

Иа= 0,067*484900 тыс.руб.=32488,3 тыс.руб.

Найдём полные годовые  отчисления на амортизацию и обслуживание сети для второго варианта схемы 

Kа=0,067

Иа= 0,067*555900 тыс.руб.=37245,3 тыс.руб.

Необходимы  издержки на эксплуатацию кабельных линий  и подстанций  первого варианта

kэ=0,04

Иэ =kэ·К=0,04* 484900 тыс.руб.=19396 тыс.руб.

Необходимы  издержки на эксплуатацию кабельных линий  и подстанций  второго варианта

kэ=0,04

Иэ =kэ·К=0,04*555900 тыс.руб.= 22236 тыс.руб.

Найдём издержки для  первого варианта

И=Иа+Иэ = 32488,3 тыс.руб.+ 19396 тыс.руб.=51884,3 тыс.руб.

Найдём издержки для  второго варианта

И=Иа+Иэ =37245,3 тыс.руб.+22236 тыс.руб.=59481,3 тыс.руб.

Находим затраты для первого варианта

З=Ен*К+И= 0,15*484900 тыс.руб.+51884,3 тыс.руб =124619,3 тыс.руб.

Находим затраты для  второго варианта

З=Ен*К+И= 0,15*555900 тыс.руб +59481,3 тыс.руб.= 142866,3 тыс.руб.

Основы распределения и передачи электроэнергии 📙 Курсовая → 🆔 163344

Основы распределения и передачи электроэнергии 📙 Курсовая → 🆔 163344

Основы распределения и передачи электроэнергии