Курсовая работа по теме: Системы и сети. Электрическая сеть района нагрузок
Скачать 3.74 Mb.
|
1.7 Выбор схем распределительных устройств подстанций Схему РУ подстанции при конкретном проектировании разрабатывается на основании общих схем развития энергосистемы, схемы электроснабжения района или объекта должны: Обеспечивать требуемую надёжность электроснабжения с учётом состава потребителей ПС в соответствии с категорией надёжности (I,II,III),а так же транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийных режимах; Обеспечить перспективу развития ПС; Обеспечить возможность проведения эксплуатационных и ремонтных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений (гибкость); Обеспечить экономичность работы сети в целом; Учитывать требования противоаварийной автоматики. Схема должна обеспечивать надёжность транзита мощности через ПС в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети. Схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийном режиме без вмешательства персонала. Схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей. Число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырёх при повреждении трансформатора. Результаты выбора схем приведены в табл. 1.4 и 1.5. Схемы сети, выполненные на основании рекомендаций ФСК [3] представлены на рис. 1.17 – 1.18. 1.8 Технико-экономическое сравнение вариантов выбранных схем методом дисконтированных затрат Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум дисконтированных затрат, руб/год, вычисленных по выражению: , (1.2) где – суммарные капиталовложения в сеть. – эксплуатационные издержки. – норма дисконта. – текущие годы строительства и эксплуатации сети. – срок службы сети. При определении затрат для сравнения вариантов одинаковые элементы сети не учитываются. Отличающиеся ЛЭП и ПС сведены в табл. 1.7 и 1.8. Таблица 1.4– Выбор схем распределительных устройств подстанций на ВН,СН и НН для радиальной сети
Таблица 1.5 – Выбор схем распределительных устройств подстанций на ВН, СН и НН для схемы с кольцевым участком
Рисунок 1.17 – РУ радиальной сети Рисунок 1.18 – РУ сети с кольцевым участком При определении затрат для сравнения вариантов одинаковые элементы сети не учитываются. Отличающиеся ЛЭП и ПС сведены в табл. 1.7 и 1.8. Таблица 1.7 - Отличающиеся участки линий радиальной и кольцевой схемы
Цены и коэффициенты приняты по [1]. Таблица 1.8 - Отличающиеся подстанции радиальной и кольцевой схемы.
Цены и коэффициенты приняты по [1]. Определение капиталовложений. Стоимость ЛЭП и ПС: (1.3) где - капиталовложения в строительство ЛЭП; (1.4) - капиталовложения в строительство подстанций; (1.5) - коэффициент дефляции, приводящий цены к 2020 г; - территориальный коэффициент. Капиталовложения в линии электропередач по (1.4): а) Радиальная схема: б) Схема с кольцевым участком: Цены и коэффициенты приняты по [2]. Капиталовложения в подстанции по (1.5): а) Радиальная схема: б) Схема с кольцевым участком: Итоговые капиталовложения в схемы по (1.3): а) Радиальная схема: б) Кольцевая схема: Определение издержек: (1.6) где - издержки на текущий ремонт и обслуживание ПС; (1.7) - издержки на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП; (1.8) - ежегодные издержки на потери электроэнергии в линиях. Издержки на технический ремонт и обслуживание ЛЭП и ПС по (1.7) и (1.8): а) Радиальная схема: б) Схема с кольцевым участком: Издержки на потерю электроэнергии за год: (1.9) где - годовые потери электроэнергии (1.10) - средневзвешенное время максимальных потерь (1.11) Издержки на возмещение потерь электроэнергии для радиальной схемы: Издержки на возмещение потерь электроэнергии схемы с кольцевым участком: Данные дисконтированных затрат, сравнение и выбор окончательного варианта сети сведены в табл. 1.8 и 1.9. Дисконтированные затраты определяются по выражению: (1.12) Таблица 1.8 – Данные дисконтированных затрат
Таблица 1.9 – Результаты определения составляющих дисконтированных затрат
Разница между дисконтированными затратами радиальной и кольцевой сети: . Суммарные дисконтированные затраты кольцевой схемы больше дисконтированных затрат радиальной схемы менее чем на 5%. Экономически целесообразно окончательно принять для дальнейшего проектирования радиальную схему электрической сети. 2 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ НА ПЭВМ 2.1 Расчетные режимы работы сети Расчеты установившихся режимов электрических сетей выполняем для определения: Загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности; Сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов; Уровня напряжений в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах; Потерь мощности и энергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь. Режимы максимальных и минимальных нагрузок используем для выявления наибольших значений расчетных длительных потоков мощности. Для выявления максимальных значений нерегулярных потоков мощности рассматриваем послеаварийные режимы. По правилам устройства электроустановок необходимо поддерживать напряжение на шинах подстанций с Uн = 6-20 кВ в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок (режим максимальных нагрузок и все послеаварийные режимы) и 95% от номинального в период наименьших нагрузок этих сетей. Таким образом, стремимся обеспечить уровень напряжения: в режиме максимальных нагрузок и послеаварийных режимах – Uжел = 1,05 Uн; в режиме минимальных нагрузок – Uжел = 0,95 Uн. При проведении моделирования установившихся режимов электрической сети района нагрузок были рассчитаны режимы максимальных, минимальных нагрузок, а также послеаварийные режимы. Были рассмотрены следующие режимы: Режим максимальных нагрузок при максимальной генерации с регулированем напряжения (1); Режим максимальных нагрузок при минимальной генерации с регулированем напряжения (2); Режим минимальных нагрузок при максимальной генерации с регулированем напряжения (3); Режим минимальных нагрузок при минимальной генерации с регулированем напряжения (4); Послеаварийный режим при отключении одной из линий от ПС А до ПС 1 и (1); Послеаварийный режим при отключении одного из автотрансформаторов на ПС 1 и (1); Послеаварийный режим при отключении одного трансформатора на ПС2 и ВЛ ПС1 –ПС2 и (1); Послеаварийный режим при отключении одной из линий от ПС 1 до ПС 3 и (1); Послеаварийный режим при отключении одного из трансформаторов на ПС 3 и (1); Послеаварийный режим при отключении одной ВЛ ПС 3 – Ст В и (2); Послеаварийный режим при отключении одной ВЛ ПС 3 – Ст В и (1); При отключении одного из трансформаторов Ст В и (1); 2.2 Регулирование напряжения в различных режимах работы сети Все трансформаторы на подстанциях оборудованы РПН, с помощью них производим регулирование напряжения на ПС. Для обеспечения требуемых уровней напряжения на шинах 10 кВ ПС с автотрансформаторами выбираем линейный регулировочный трансформатор (ЛР). Номинальная (проходная) мощность его выбирается по пропускной способности обмотки НН автотрансформатора или по нагрузке этой обмотки. Выбор линейного регулятора: Применяем два ЛТДН-40000 с диапазоном регулирования равным 15 %, что делает его весьма эффективным техническим средством регулирования напряжения. ЛР обеспечивает лишь продольное регулирование напряжения. Все расчеты и регулировку напряжения производим в программном комплексе «Энергия». Результаты расчетов приведены на рис. 2.1 – 2.13. Рисунок 2.1 - Режим максимальных нагрузок при максимальной генерации с регулированем напряжения (1) Рисунок 2.2 - Режим максимальных нагрузок при минимальной генерации с регулированем напряжения (2) Рисунок 2.3 - Режим минимальных нагрузок при максимальной генерации с регулированем напряжения (3) Рисунок 2.4 - Режим минимальных нагрузок при минимальной генерации с регулированем напряжения (4) Рисунок 2.5 - Послеаварийный режим при отключении одной из линий от ПС А до ПС 1 и (1) Рисунок 2.6 - Послеаварийный режим при отключении одного из автотрансформаторов на ПС 1 и (1) Рисунок 2.7 - Послеаварийный режим при отключении одного трансформатора на ПС2 и ВЛ ПС1 –ПС2 и (1) Рисунок 2.8 - Послеаварийный режим при отключении одной из линий от ПС 1 до ПС 3 и (1) Рисунок 2.9 - Послеаварийный режим при отключении одного из трансформаторов на ПС 3 и (1) Рисунок 2.10 - Послеаварийный режим при отключении одной ВЛ ПС 3 – Ст В и (2) Рисунок 2.11 - Послеаварийный режим при отключении одной ВЛ ПС 3 – Ст В и (1) Рисунок 2.12 - При отключении одного из трансформаторов Ст В и (1) 2.3 Баланс активной мощности электрической сети района нагрузок На вторичных шинах 10 кВ поддерживаются нормальные уровни напряжения, при этом значения n достаточно отличаются от их предельных значений, что обеспечивает достаточный диапазон регулирования при возрастании нагрузок в будущем. Уравнение баланса активной мощности электрической сети района нагрузок может быть представлено в виде выражения: PA = P + P, (2.1) где PA – активная мощность, потребляемая районом нагрузок с шин ПС-А; P – активная суммарная мощность потребителей района (на шинах 10 и 110 кВ); P – потери активной мощности в электрической сети. Величина небаланса, связанная с ограниченной точностью расчёта УР: P = PA – P – P (2.2) где PA и P принимаются по результатам расчёта УР в программе EnergyUR, а величина P – по исходным данным. Баланс активной и реактивной мощности приведен в табл. 2.1 и 2.2. Таблица 2.1 – Баланс активной мощности.
Таблица 2.2 – Баланс реактивной мощности.
|