Сеть электрическая 110 кВ

пояснялка12.docx

Задание на проектирование7
Разработка схем развития сети8
Расчет потокораспределения в сети12
1 Расчет потокораспределения варианта 1 сети13
2 Расчет потокораспределения варианта 2 сети14
3 Расчет потокораспределения варианта 3 сети15
4 Расчет потокораспределения варианта 4 сети167
5 Расчет потокораспределения варианта 5 сети18
Выбор номинального напряжения сети20
1 Выбор номинального напряжения варианта 1 сети20
2. Выбор номинального напряжения (Вариант 2)21
3. Выбор номинального напряжения (Вариант 3)21
4. Выбор номинального напряжения (Вариант 4)22
5. Выбор номинального напряжения (Вариант 5)22
Выбор сечений линий электропередачи24
1 Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 2)26
2 Выбор сечений линий электропередачи (Вариант )31
3 Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 3)32
4 Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 4)33
5 Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 5)34
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях36
Выбор схем подстанций38
Экономическое сопоставление вариантов развития сети41
2 Экономическое сопоставление по всем сравниваемым вариантам43
Расчет установившихся режимов сети50
1 Расчет установившегося режима (Вариант 1)50
2 Расчет установившегося режима (Вариант 5)67
3 Расчет установившихся послеаварийных режимов (Вариант 1)85
4 Расчет установившихся послеаварийных режимов (Вариант 5)104
Список литературы123
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.
Задание на проектирование
Данные к курсовому проекту:
- cos = 09 для всех нагрузок;
- потребители узла 13 - III категории надежности состав потребителей других узлов по надежности одинаков (I категории - 30%; II категории - 30 %; III категории - 40 %);
- номинальное напряжение потребителей 10 кВ;
- нагрузок - 4500 часов;
- район проектирования – Урал;
- масштаб: 1 см-10 км.
Исходная схема развития электрической сети приведена на рисунке 1.
Рисунок 1.1 – Исходная схема района развития сети
Разработка схем развития сети
Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество энергии у потребителей удобство и безопасность эксплуатации возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей. В практике проектирования для построения рациональной конфигурации сети принимают повариантный метод при котором для заданного расположения потребителей намечаются несколько вариантов и из них на основе технико-экономического сравнения выбирается лучший. Этот вариант должен обладать необходимой надежностью экономичностью и гибкостью.
В соответствии с ПУЭ нагрузки первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания.
В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей первой и второй категорий так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников третьей категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.
Для каждого варианта схемы сети нужно наметить схемы электрических соединений подключенных подстанций. Для каждого потребителя первой и второй категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне.
Варианты развития сети приведены на рисунках 2.1 – 2.5.
Рисунок 2.1 – Схема электрической сети (вариант 1)
Рисунок 2.2 – Схема электрической сети (вариант 2)
Рисунок 2.3 – Схема электрической сети (вариант 3)
Рисунок 2.4 – Схема электрической сети (вариант 4)
Рисунок 2.5 – Схема электрической сети (вариант 5)
Расчет потокораспределения в сети
В сетях с односторонним питанием потокораспределение рассчитывается следующим образом. Последовательно начиная от самых отдаленных потребителей суммируются мощности узлов встречающихся при приближении к источнику. Таким образом получают перетоки мощности на всех радиальных участках сети.
В случае замкнутого типа перетоки необходимо рассчитывать используя правило «моментов» представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием. При этом мощность каждого источника такой сети определяется по формуле:
где PК QК – соответственно определяемые активная и реактивная мощности источников;
l12 – общее расстояние между источниками.
Если в кольце имеются участки с двумя и более параллельными цепями то необходимо эти участки привести к эквивалентным длинам:
n – число параллельных ветвей.
1 Расчет потокораспределения варианта 1 сети
В варианте 1 рассматривается схема сети со смешанным соединением узлов. Потоки мощностей на участках 1-2 и 15-11 определяют как для сети с односторонним питанием а на остальных участках для определения потоков мощности необходимо рассмотреть кольцо 1-3-10-15.
Рассчет распределения потоков мощности в кольцевой части схемы:
Потокораспределение в кольце 1-3-10-15 приведено на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 – Потокораспределение в кольцевой части варианта 1
Распределение потоков мощности в радиальной части схемы:
Рисунок 3.2 – Потокораспределение варианта 1 сети
2 Расчет потокораспределения варианта 2 сети
В данном варианте рассматривается смешанная схема сети.
Перетоки мощностей в кольцевой части такой схемы рассчитывают по правилам «моментов мощностей» представляя ее сетью с двусторонним питанием. Мощности каждого из источников определяют по формулам (3.1):
Потокораспределение представлено на рисунке 3.3.
Рисунок 3.3 – Потокораспределение в кольцевой части варианта 2 сети
Перетоки мощностей в радиальной части схемы:
S1-15=10+j484+20–j9.69=30+j14.53 MBA.
Рисунок 3.4 – Потокораспределение варианта 2 сети
3 Расчет потокораспределения варианта 3 сети
В варианте 3 рассматривается схема сети со смешанным соединением узлов. Потоки мощностей на участках 1-3 15-11 определяют как для сети с односторонним питанием а на остальных участках для определения потоков мощности необходимо рассмотреть кольцо 1-2-10-15.
Для нахождения потоков мощности в кольце необходимо представить его в виде сети с двухсторонним питанием. Необходимо учитывать что на участке 1–2 и 1-15 две параллельные линии которые нужно привести к одной эквивалентной по формуле (3.2).
Распределение потоков мощности в кольцевой части схемы:
Рисунок 3.5 – Потокораспределение в кольцевой части варианта 3 сети
Распределение мощности в радиальной части схемы:
S1-3= S1-3 =40+j1937 MBA.
Потокораспределение в варианте 3 сети представлено на рисунке 3.6.
Рисунок 3.6 – Потокораспределение варианта 3 сети
4 Расчет потокораспределения варианта 4 сети
В варианте 4 рассматривается радиальная схема сети.
Распределение потоков мощности участка 1-2:
S1-2=S2=30+j1453 MBA.
S8-10= S7-10+ S10=40+j1936+15+j726=55+j2662
S1-8= S8-10+ S8=55+j2662+25+j121=80+j3872 MBA.
Распределение потоков мощности участка 1-3:
S3-10= S10=30+j1453
S1-3= S3-10+ S3=30+j1453+40+j1937=70+j339 MBA.
Распределение потоков мощности участка 1-15:
S15-11= S11=10+j484
S1-15= S15-11+ S15=10+j484+20+j969=30+j1453 MBA.
Распределение мощности в варианте 4 сети показано на рисунке 3.7.
Рисунок 3.7 – Потокораспределение варианта 4 сети.
5 Расчет потокораспределения варианта 5 сети
В варианте 5 рассматривается радиальная схема сети.
S1-3= S3-15+ S3=20+j969+40+j1937=60+j2906 MBA.
S10-11= S11=10+j484
S2-10= S10-11+ S10=30+j1453+10+j484=40+j1937
S1-2= S2-10+ S2=40+j1937+30+j1453=60+j339 MBA.
Потокораспределение варианта 5 сети показано на рисунке 3.8.
Рисунок 3.8 – Потокораспределение варианта 5 сети
Выбор номинального напряжения сети
Напряжение зависит от нескольких факторов:
- мощности потребителей;
- удаленности их от источника питания;
- района сооружения сети и класса номинального напряжения существующей сети.
Выбор напряжения определяется экономическими факторами. При увеличении номинального напряжения возрастают капиталовложения в сооружение сети но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.
Для выбора рационального напряжения используется формула Г.А. Илларионова [1 формула (6.25)] дающая удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ:
Р – переток мощности на рассматриваемом участке;
n – число цепей в линии.
Результаты вычислений для всех вариантов сводим в таблицы 4.1 – 4.5.
По формуле (4.1) рассчитывают напряжения на каждом участке схемы показанной на рисунке 2.1.
1 Выбор номинального напряжения варианта 1 сети
По формуле (4.1) рассчитывают напряжения на каждом участке схемы показанной на рисунке 2.1. Полученные результаты сведены в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Выбор номинального напряжения (Вариант 1)
2 Выбор номинального напряжения (Вариант 2)
По формуле (4.1) рассчитываются напряжения на каждом участке схемы показанной на рисунке 2.2. Полученные результаты сведены в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 – Выбор номинального напряжения
3 Выбор номинального напряжения (Вариант 3)
По формуле (4.1) рассчитываются напряжения на каждом участке схемы показанной на рисунке 2.3. Полученные результаты сведены в таблицу 4.3.
Таблица 4.3 – Выбор номинального напряжения
4 Выбор номинального напряжения (Вариант 4)
По формуле (4.1) рассчитываются напряжения на каждом участке схемы показанной на рисунке 2.4. Полученные результаты сведены в таблицу 4.4.
Таблица 4.4 – Выбор номинального напряжения
5 Выбор номинального напряжения (Вариант 5)
По формуле (4.1) рассчитывают напряжения на каждом участке схемы показанной на рисунке 2.5. Полученные результаты сведены в таблицу 4.5.
Таблица 4.5 – Выбор номинального напряжения
Выбор сечений линий электропередачи
Выбор сечений на участках сетей будем производить по методу экономической плотности тока.
Токи нагрузок узлов схем в данном случае следует рассчитаывать по формуле:
где P – мощность узла нагрузки.
Токи нагрузок узлов вычисляются по формуле 5.1:
Результаты вычислений для всех вариантов сводят в таблицы 5.1 –5.5.
Выбор сечений на каждом участке сети производится по экономической плотности тока:
FЭ = IMAX(njЭ) мм2 (5.2)
где jЭ – экономическая плотность тока;
n – количество параллельных линий на участке.
Экономическая плотность тока выбирается в зависимости от вида проводника и времени использования максимальной нагрузки. В данном случае по условию ч. поэтому принимаем jЭ = 11 Амм2 [1 таблица 6.6].
Выбор сечений в вариантах производится по формуле (5.2) полученное значение округляется до ближайшего стандартного [5 таблица 3.15].
Проверка сечений выполняется по допустимому току:
где IДОП - допустимый ток по условию нагревания [4 таблица 1.13].
Определим токи на участках сети по формуле (5.1) полученные результаты сведем в таблицы 5.1–5.5.
Таблица 5.1 – Токи на участках сети (вариант 1)
Таблица 5.2 – Токи на участках сети (вариант 2)
Таблица 5.3 – Токи на участках сети (вариант 3)
Таблица 5.4– Токи на участках сети (вариант 4)
Таблица 5.5 – Токи на участках сети (вариант 5)
Выбор сечений на каждом участке сети для каждого варианта производим аналогично по формуле (5.2).
1 Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 2)
Токораспределение варианта 2 сети приведено на рисунке 5.1.1.
Рисунок 5.1 – Токораспределение варианта 1 сети
Ток на участке сети 15-11 находится как:
I15-11 = I11=5832 А.
Ток на участке сети 1-15 находится как:
I1-15 = I15-11+ I15= 11664+5832=17496 А.
Вариант 2 сети представляет собой смешанную схему сети в которой есть не только радиальная часть но и кольцевая поэтому токи на участках кольцевой части сети определяются аналогично формуле (3.1).
Рисунок 5.2-Токораспределение в кольцевой части варианта 2 сети
Для кольца 1-2-10-15 узел 1 является балансирующим.
I2-10 = I1’-2I2 = 26733-17495=9237 А;
I3-10 = I1’’-3I3 =31585-23327=8258 А;
I10 = I3-10+I2-10= 9237+8258=17495 А.
Произведем расчет экономической плотности тока по формуле (5.2).
При токе I 1-3 = 31585 А с учетом необходимости двух параллельных цепей на участке 1-3 ток на одну цепь IЦ = I1-3 2 = 15793 А экономическое сечение найдем по формуле (5.2)
что соответствует сечению 240 мм2. Потребитель I категории питается по одной двухцепной таким образом на участке 1-3 выбираем по экономическому сечению одну двухцепную линию АС-24032.
Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве двухцепной линии 1-15 I АВ 1-3 =58317 А допустимый ток по нагреву для сечения 240 мм2 составляет I АВ 1-3 =605 А. Таким образом I АВ 1-3 IДОП. Провод АС-24032 проходит по условию нагрева.
При токе I 3-10 =8258 А от подстанции 10 питаются потребители первой категории чье электропитание разрешается выполнять двумя одноцепными или одной двухцепной линией в данном случае выбираем две одноцепные. Таким образом на участке 3-10 будет одна одноцепная линия и ток на одну цепь IЦ = I3-10 =8258 А экономическое сечение найдем по формуле (5.2)
что соответствует сечению 120 мм2. Выбираем по экономическому сечению одну одноцепную линию АС-12019.
Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной цепи I АВ 1-15 =17496 А допустимый ток по нагреву для сечения 120 мм2 составляет I АВ 1-15 =390 А. Таким образом I АВ 1-15 IДОП. Провод АС-12032 проходит по условию нагрева.
При токе I 2-10 =9238 А от подстанции 10 питаются потребители первой категории чье электропитание разрешается выполнять двумя одноцепными или одной двухцепной линией в данном случае выбираем две одноцепные. Таким образом на участке 2-10 будет одна одноцепная линия и ток на одну цепь IЦ = I2-10 =9238 А экономическое сечение найдем по формуле (5.2)
Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве двухцепной линии 1-3 I АВ 2-10 =40822 А допустимый ток по нагреву для сечения 120 мм2 составляет I АВ 2-10 =390 А. Таким образом I АВ 2-10 IДОП. Провод АС-12019 не проходит по условию нагрева. Выбираем другой провод с большим сечением. Провод АС-24032 имеет допустимый ток IДОП=605 А проходит по условию нагрева проводников.
При токе I 1-15 = 17495 А с учетом необходимости двух параллельных цепей на участке 1-15 ток на одну цепь IЦ = I1-15 2 = 8748 А экономическое сечение найдем по формуле (5.2)
что соответствует сечению 120 мм2. Потребитель I категории питается по двум одноцепным линиям таким образом на участке 1-15 выбираем по экономическому сечению две одноцепные линии АС-12019.
Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной цепи I АВ 1-15 =17495 А допустимый ток по нагреву для сечения 120 мм2 составляет I АВ АС-120 = 390 А. Таким образом I АВ 1-15 IДОП . Провод АС-12019 проходит по условию нагрева.
При токе I 15-11 = 5832 А для потребителя III категории допускается питание по одной одноцепной линии поэтому ток на одну цепь IЦ = I15-11 = 5832 А экономическое сечение найдем по формуле (5.2)
что соответствует сечению 70 мм2. Потребитель III категории питается по одной одноцепной линии таким образом на участке 15-11 выбираем по экономическому сечению одну одноцепную линию АС-7011.
Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной цепи I АВ 15-11 =5832 А допустимый ток по нагреву для сечения 70 мм2 составляет I АВ АС-70 = 265 А. Таким образом I АВ 1-15 IДОП . Провод АС-7011 проходит по условию нагрева.
Результаты расчетов сведены в таблицу 5.6.
Таблица 5.6 – Выбор сечений проводников (вариант 2)
2 Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 1)
Расчет остальных вариантов производят аналогично предыдущему варианту и результаты расчетов сводят в таблицу 5.7
Токораспределение варианта 1 сети приведено на рисунке 5.3.
Рисунок 5.3 – Токораспределение варианта 1 сети
Таблица 5.7 – Выбор сечений проводников (вариант 1)
3 Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 3)
Токораспределение варианта 3 сети приведено на рисунке 5.4.
Рисунок 5.4 – Токораспределение варианта 3 сети
Таблица 5.8 – Выбор сечений проводников (вариант 3)
4 Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 4)
Токораспределение варианта 4 сети приведено на рисунке 5.5.
Рисунок 5.5 – Токораспределение варианта 4 сети
Таблица 5.9 – Выбор сечений проводников (вариант 4)
5 Выбор сечений линий электропередачи (Вариант 5)
Токораспределение варианта 5 сети приведено на рисунке 5.6.
Рисунок 5.6 – Токораспределение варианта 5 сети
Таблица 5.10 – Выбор сечений проводников (вариант 5)
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
Условия выбора трансформаторов:
где UН.ВН UН.НН – номинальные напряжения на обмотках высокого и низкого напряжений трансформатора;
Uуст. – установившееся напряжение в сети;
SН.Т. – номинальная мощность трансформатора;
SФ.Т. – фактическая мощность пропускаемая трансформатором.
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей и является технико-экономической задачей.
Мощность трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечить питание электрической энергией всех потребителей подключенных к данной подстанции. Кроме того нужно учитывать необходимость обеспечения энергией потребителей первой и второй категорий в случае аварийного отключения одного из трансформаторов. В этом случае оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей первой и второй категорий с допустимой перегрузкой до 40% на время не более 6 часов в течение 5 суток при коэффициенте заполнения суточного графика 075.
После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:
Типы мощности и число понижающих трансформаторов на подстанциях во всех вариантах одинаковы так как не зависят от схемы сети 110 кВ.
Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 3.
Узел 3 – потребитель первой категории надёжности поэтому на подстанции необходимо установить два трансформатора. Фактическая мощность трансформатора:
Выбирается тип трансформатора ТРДН – 40000110 [5 таблица 5.13].
В аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов второй будет перегружен на 33%.
Выбор трансформаторов в остальных узлах производится аналогично.
Выбранные трансформаторы приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Выбор понижающих трансформаторов
Выбор схем подстанций
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели и поэтому выбор схем распределительных устройств [2 таблица 7.4 рисунок 7.10] выполняется только с целью определения числа их ячеек.
Выбранные схемы РУ ВН и число ячеек выключателей 110 кВ для всех вариантов схем приведены в таблицах 7.1 – 7.5.
Таблица 7.1 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)
Две рабочие и обходная системы шин
Определение числа ячеек выключателей 110 кВ для остальных сравниваемых вариантов выполнено аналогично.
Таблица 7.2 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)
Таблица 7.3 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)
Таблица 7.4 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)
Таблица 7.5 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)
Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Варианты подлежащие технико-экономическому сравнению должны быть технически и экономически сопоставимы. Подсчет приведенных затрат производится по формуле [1 формула (6.9)]:
З=ЕНk+И+У руб. год (8.1)
где ЕН - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике [5 страница 256]);
- соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;
- соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий подстанций и - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;
У – математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.
Ежегодные издержки ИЛ и ИП определяются суммой отчислений от капитальных вложений:
где аЛ аП - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [4 таблица 2.1].
Издержки на возмещение потерь энергии определяются по формуле:
где – суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;
– суммарные потери холостого хода трансформаторов;
– число часов максимальных потерь в году;
– удельная стоимость потерь активной энергии [4 рисунок 2.2].
В случае питания потребителя по одной линии ущерб при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:
где a – удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения
– максимальная нагрузка потребителя;
– коэффициент вынужденного простоя;
– степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя при частичном отключении).
где m – число последовательно включенных элементов сети;
– среднее время восстановления элемента
– параметр потока отказов элемента i [4 таблица 2.32].
Капитальные вложения в линии:
где С – стоимость 1 км линии;
n – число параллельных линий.
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для линий составляют 28% для подстанций 110 кВ – 94% соответственно:
Число часов максимальных потерь:
На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приведенными затратами.
2 Экономическое сопоставление по всем сравниваемым вариантам
Число выключателей которое учитывается при сопоставлении вариантов приведено в таблице 8.1.
Таблица 8.1 – Число ячеек выключателей по вариантам
Число ячеек выключателей
Число ячеек для учета
при экономическом сопоставлении
При определении приведенных затрат следует учесть что линия 1 – 2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются. Учесть что коэффициент инфляции при пересчете цен 1985 года на 2010 год составляет .
Расчет экономических показателей варианта 1:
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:
2.1 Активное сопротивление линии
2.2 Потери мощности в максимальном режиме
2.3 Издержки на компенсацию потерь энергии находятся по формуле:
2.4 Капитальные вложения в линии
2.5 Капиталовложения в подстанцию. Стоимость ячеек выключателей на которые различаются варианты:
2.6 Суммарные капиталовложения
2.7 Затраты определяются по формуле (8.1):
Результаты расчетов варианта 1 сведены в таблицу 8.2. Расчеты для других вариантов аналогичны расчетам варианта 1.
Расчет экономических показателей варианта 1 приведен в таблице 8.2.
Таблица 8.2 – Расчёт экономических показателей варианта 1 сети
Результаты расчетов экономических показателей варианта 2 приведены в таблице 8.3.
Таблица 8.3 – Расчёт экономических показателей варианта 2 сети
Расчет экономических показателей варианта 3 приведен в таблице 8.4.
Таблица 8.4 – Расчёт экономических показателей варианта 3 сети
Результаты расчетов экономических показателей варианта 4 приведены в таблице 8.5.
Таблица 8.5 – Расчёт экономических показателей варианта 4 сети
Результаты расчетов экономических показателей варианта 5 приведены в таблице 8.6.
Таблица 8.6 – Расчёт экономических показателей варианта 5 сети
Результаты расчета составляющих затрат и сопоставление вариантов сведены в таблицу 8.7.
Таблица 8.7 – Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Сопоставление вариантов развития сети показывает что наиболее экономичным является 5 вариант распределительной сети следующий по экономичности после него вариант 1. Именно эти варианты и будут приняты для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии.
Расчет установившихся режимов сети
Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети анализа их допустимости и выбора при необходимости средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений.
Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:
-составление схемы замещения и расчет ее параметров для двух наиболее экономичных вариантов сети;
-расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах (для обеих схем);
-анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения (выбор рациональных отпаек на трансформаторах батарей конденсаторов) с целью соблюдения требований ГОСТ по напряжению;
- результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносятся на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторах.
1 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок для варианта 1 сети
1.1 Расчет параметров схемы замещения
Для выполнения расчета необходимо подготовить схему замещения сети и определить ее параметры. Схема замещения для варианта 1 приведена на рисунке 9.9 параметры схемы замещения приведены в таблице 9.10 (информация по узлам) и в таблице 9.11. (информация по ветвям). При подготовке схемы замещения сети учтены трансформаторы подстанций с номинальными коэффициентами трансформации . Потери холостого хода трансформаторов указаны в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах (21 61 71 81 101).
Рисунок 9.1 – Схема замещения варианта 1 для расчета установившегося режима
Таблица 9.1 – Параметры узлов сети
Параметры схемы замещения линий находятся по формулам:
где R0 – удельное активное сопротивление [5 таблица 3.8];
X0 – удельное реактивное сопротивление [5 таблица 3.8];
b0 – удельная емкостная проводимость [5 таблица 3.8].
Зарядная мощность линии:
Параметры схемы замещения трансформаторов находятся по формулам:
где N – число трансформаторов на подстанции.
Таблица 9.2 – Параметры ветвей сети
2.2 Расчет потокораспределения сети
Вариант 1 сети имеет радиальную и кольцевую части. Рассчитаем потокораспределение в кольцевой части:
Для кольца 1-3-10-15 узел 1 является балансирующим.
S3-10 = S1’-3S3нагр =6068+j3322-4011-j2197=2057 +j1125 МВт;
S15-10 = S1’’-15 Sнагр15= 3984 + j209 – 303 – j1527=954 +j563 МВт.
S10 = S3-10+S10-15 =2057+j1125+954+j563=3011+j1688 МВт;
Рисунок 9.2 – Перетоки мощностей в кольцевой части варианта 1 сети
Определим перетоки в кольце с учетом зарядной мощности и потерь в линиях.
Определяем мощности на участке 3-10
Мощность в конце линии 3-10:
Потери мощности в линии определяются как:
Мощность в начале линии 3-10:
Мощность в начале участка 3-10:
Определяем мощности на участке 1-3
Мощность в конце участка 1-3:
Мощность в конце линии 1-3:
Потери в линии на участке 1-3:
Мощность в начале линии 1-3:
Мощность в начале участка 1-3:
Определяем мощности на участке 15-10
Мощность в конце участка 15-10:
Мощность в конце линии 15-10:
Потери в линии на участке 15-10 определяются по формуле (9.8):
Мощность в начале линии 15-10:
Мощность в конце линии 11-111:
Потери в трансформаторе на участке 11-111 определяются по формуле (9.8):
Мощность в начале участка 11-111:
Мощность в конце участка 15-11:
Мощность в конце линии 15-11:
Мощности в конце линии 15-11 определяются по формуле (9.8):
Мощность в начале участка 15-11:
Определяем потоки мощностей на участке 15-151
Мощность в конце участка 15-151:
Потери в трансформаторе на участке 15-151:
Мощность в начале участка 15-151:
Определяем мощности на участке 1-15
Мощность в конце участка 1-15:
Мощность в конце линии 1-15:
Потери в линии на участке 1-15:
Мощность в начале линии участка 1-15:
Определение мощности на участке 2-21
Мощность в конце участка 2-21:
Потери в трансформаторе на участке 2-21:
Мощность в начале участка 2-21:
Определяем мощности на участке 1-2.
Мощность в конце участка 1-2:
Мощность в конце линии 1-2:
Потери в линии на участке 1-2 определяются по формуле (9.8):
Мощность в начале линии 1-2:
Мощность в начале участка 1-2:
1.3 Расчет напряжений в узлах сети
Напряжение узла в соответствии с направлением мощности определяется по формуле:
Падение напряжения ветви определим по формуле:
Расчет напряжений в узлах сети проводим по формулам (9.15) и (9.16).
Результаты расчетов сводим в таблицу 9.3.
Таблица 9.3 – Напряжения в узлах
1.4 Определение напряжений на низкой стороне
Напряжения на низкой стороне определяем по соотношениям:
где – напряжения на шинах подстанции на высокой и низкой сторонах;
– коэффициент трансформации трансформатора.
Напряжения на низкой стороне определяем по формулам (9.17) и (9.18):
1.5 Выбор средств регулирования напряжения для варианта 1 сети
В соответствии с требованиями к качеству электроэнергии напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 095 UНОМ до 105 UНОМ.
Потребители могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжений или быть удалены от них поэтому на шинах подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения на участке от шин подстанций до шин потребителя.
Трансформаторы на подстанциях оборудованы устройством РПН поэтому их коэффициент трансформации может изменяться в пределах:
Цена деления одной отпайки равна 115·00178=2047 кВ.
Выбор отпайки трансформатора в узле 101:
Следовательно выбираем четвертую (х=-4) отпайку. При этом напряжение у потребителя:
Аналогично рассчитываем рациональные отпайки и напряжения на шинах подстанции после регулирования для остальных узлов. Результаты выбора отпаек на трансформаторах и напряжения на шинах подстанций после регулирования сведены в таблицу 9.13.
Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.
Таблица 9.4 – Выбор отпаек на трансформаторах
Требуемое напряжение на шинах ПС кВ
Напряжение на шинах ПС до регулирования кВ
Рациональная отпайка
Напряжение на шинах ПС после регулирования кВ
1.6 Расчет параметров схемы замещения (Вариант1 )
Дальнейшие расчеты схем выполняем с помощью программы «Rastr» предназначенный для решения задач по расчету анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем. Результаты расчетов представлены на рисунках 9.3 – 9.4.
Рисунок 9.3 – Расчет установившегося режима максимальных нагрузок(вариант 1)
Рисунок 9.4 – Перетоки мощностей в режиме максимальных нагрузок (вариант 1)
2 Расчет установившегося режима варианта 5 сети
2.1 Расчет параметров схемы замещения
Для выполнения расчета необходимо подготовить схему замещения сети и определить ее параметры. Схема замещения для варианта 5 приведена на рисунке 9.5 параметры схемы замещения приведены в таблице 9.6 (информация по узлам) и в таблице 9.7. (информация по ветвям). При подготовке схемы замещения сети учтены трансформаторы подстанций с номинальными коэффициентами трансформации . Потери холостого хода трансформаторов указаны в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах (21 61 71 81 101).
Рисунок 9.5 – Схема замещения варианта 5 для расчета установившегося режима
Таблица 9.6 – Параметры узлов сети
Таблица 9.7 – Параметры ветвей сети
Потери в обмотках трансформаторов определяем по формуле:
Потери в линии определяем по формуле:
Определяем мощности на участке 15-151
Мощность в конце участка 15-151:
Потери в трансформаторе на участке 15-151 определяются по формуле (9.7):
Определяем мощности на участке 3-15
Мощность в конце участка 3-15:
Мощность в конце линии 3-15:
Потери в линии на участке 3-15 определяются по формуле (9.8):
Мощность в начале линии 3-15:
Мощность в начале участка 3-15:
Потери в линии на участке 1-3 определяются по формуле (9.8):
Определяем мощности на участке 11-111
Мощность в конце участка 11-111:
Потери в трансформаторе на участке 11-111:
Мощность в начале участка 11-111:
Определяем мощности на участке 10-11
Мощность в конце участка 10-11:
Мощность в конце линии 10-11:
Потери в линии на участке 10-11:
Мощность в начале линии 10-11:
Мощность в начале участка 10-11:
Определяем мощности на участке 10-101
Мощность в конце участка 10-101:
Потери в трансформаторе на участке 10-101:
Мощность в начале участка 10-101:
Определяем мощности на участке 2-10
Мощность в конце участка 2-10:
Мощность в конце линии 2-10:
Потери в линии на участке 2-10 определяются по формуле (9.8):
Мощность в начале линии 2-10:
Мощность в начале участка 2-10:
Определяем мощности на участке 2-21
Рассчитываем мощности на участке 1-2.
2.3 Расчет напряжений в узлах сети
Расчет напряжений в узлах сети проводим по формулам (9.15) и (9.16):
Результаты расчетов сводим в таблицу 9.8.
Таблица 9.8 – Напряжения в узлах
2.4 Определение напряжений на низкой стороне
Напряжения на низкой стороне в других узлах находятся аналогично по формулам (9.17) – (9.18). Результаты приведены в таблице 9.9.
Таблица 9.9 – Напряжения на низкой стороне в узлах
2.5 Выбор средств регулирования напряжения (Вариант 5)
В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 095 UНОМ до 105 UНОМ.
Трансформаторы на подстанциях оборудованы устройством РПН их коэффициент трансформации может изменяться в пределах и имеет одинаковые пределы регулирования:
Выбор отпайки трансформатора в узле 21:
Следовательно выбираем третью (х= - 5) отпайку. При этом напряжение у потребителя:
Аналогично рассчитываем рациональные отпайки и напряжения на шинах подстанции после регулирования для остальных узлов. Результаты выбора отпаек на трансформаторах и напряжения на шинах подстанций после регулирования сведены в таблицу 9.6.
Таблица 9.10 – Выбор отпаек на трансформаторах
2.6 Расчет параметров схемы замещения
Дальнейшие расчеты схем выполняем с помощью программы «Rastr» предназначенный для решения задач по расчету анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем. Результаты расчетов приведены на рисунках .
Рисунок 9.6 – Расчет установившегося режима максимальных нагрузок (вариант 5)
Рисунок 9.7 – Перетоки мощностей в установившемся режиме максимальных нагрузок (вариант 5)
3 Расчет установившихся послеаварийных режимов (Вариант 1)
Параметры ветвей в послеаварийном режиме сведены в таблицу 9.11.
Таблица 9.11 – Параметры ветвей сети
Расчитаем потокораспределение сети
Определим мощности на участке 10-101.
Определение мощностей на участке 10-3.
Мощность в конце линии 10-3:
Мощность в начале участка 15-10:
Определяем мощности на участке 15-11
Потери в линии на участке 11-111 определяются по формуле (9.8):
Потери в линии на участке 15-11 определяются по формуле (9.8):
Мощность в начале линии 15-11:
Определение потоков мощностей 15-151
Мощность в конце участка 2-21:
Потери в линии на участке 2-21:
Мощность в начале линии участка 2-21:
Потери в линии на участке 1-2:
Мощность в начале линии участка 1-2:
3.2 Расчет напряжений в узлах сети
Результаты расчетов сводим в таблицу 9.12.
Таблица 9.12 – Напряжения в узлах
Результаты расчета параметров варианта 1 сети с помощью программы RASTR приведены на рисунках
3.3 Определение напряжений на низкой стороне
Таблица 9.13 – Напряжения в узлах
3.4 Выбор средств регулирования напряжения
Регулирование только отпайками трансформатора не обеспечивает допустимое напряжение у потребителя. Следовательно необходимо выбрать компенсирующего устройства.
Выбираем две батареи статических конденсаторов БСК-26 МВАр. Расчет параметров после установки БСК-26 МВАр приведен на рисунках 9.8 – 9.9.
Рисунок 9.8 – Результаты расчета послеаварийного режима
Рисунок 9.9 – Перетоки мощностей в послеаварийном режиме с учетом КУ
Рисунок 9.10 – Результаты расчета послеаварийного режима при обрыве цепи 3-10
Рисунок 9.11 – Перетоки мощностей в послеаварийном режиме при обрыве цепи 3-10
Рисунок 9.12 – Результаты расчета параметров послеаварийного режима при обрыве линии 1-15
Рисунок 9.13 – Перетоки мощностей в послеаварийном режиме при обрыве цепи 1-15
В результате аварии (обрыва цепи 1-15) происходит недопустимая потеря напряжения на подстанциях 15 11 10 в связи с чем на них необходимо установить источники реактивной мощности. Устанавливаем батарею статических конденсаторов БСК-26 МВАр в узлах 15. После чего напряжение на подстанциях увеличивается что показано на рисунке 9.14.
Рисунок 9.14 – Результаты расчета послеаварийного режима при обрыве цепи 1-15
Рисунок 9.16 – Перетоки мощностей при обрыве линии 1-15
Рисунок 9.17 –Результаты расчета послеаварийного режима при обрыве линии 15-10
Рисунок 9.18 – Перетоки мощностей при обрыве линии 15-10
Обрыв одной цепи линии 1-2
Рисунок 9.19 – Результаты расчетов послеаварийного режима при обрыве одной из двух цепей линии 1-2
Рисунок 9.20 – Перетоки мощностей при обрыве одной из двух цепей лиии 1-2
4 Расчет установившихся послеаварийных режимов (Вариант 5)
4.1 Расчет параметров схемы замещения
Для выполнения расчета необходимо подготовить схему замещения сети и определить ее параметры. Схема замещения для варианта 5 приведена на рисунке 9.21 параметры схемы замещения приведены в таблице 9.14 (информация по узлам) и в таблице 9.15. (информация по ветвям). При подготовке схемы замещения сети учтены трансформаторы подстанций с номинальными коэффициентами трансформации . Потери холостого хода трансформаторов указаны в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах (21 61 71 81 101). При аварии в радиальной схеме рассматривается обрыв одной из двух цепей каждой линии. Следовательно вся схема замещения сети сохраняет свои параметры такими же как и при установившемся режиме максимальных нагрузок отличие будет на том участке где произошла авария.
Рассмотрим обрыв цепи 1-2.
Таблица 9.14 – Параметры узлов сети
Сопротивления линии 1-2:
Составим таблицу в которой укажем параметры узлов сети.
Таблица 9.15 – Параметры ветвей сети
4.2 Расчет потокораспределения сети
Перетоки мощностей на всех участках кроме участка на котором произошла авария останутся такими же как в установившемся режиме максимальных нагрузок.
Определение мощности на участке 1-2.
4.3 Расчет напряжений в узлах сети
Результаты расчетов сводим в таблицу 9.16.
Таблица 9.16 – Напряжения в узлах
4.4 Определение напряжений на низкой стороне
Напряжения на низкой стороне определяем по формулам (9.17) и (9.18) и записываем полученные результаты в таблицу 9.17.
Таблица 9.17 – Напряжения на низкой стороне в узлах
4.5 Выбор средств регулирования напряжения (Вариант 5)
В соответствии с требованиями предъявляемыми к качеству электроэнергии напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 095 UНОМ до 105 UНОМ.
Следовательно выбираем четвертую (х= - 4) отпайку. При этом напряжение у потребителя:
Таблица 9.18 – Выбор отпаек на трансформаторах
4.6 Расчет параметров схемы замещения
Дальнейшие расчеты схем выполняем с помощью программы «Rastr» предназначенный для решения задач по расчету анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем. Результаты расчетов приведены на рисунках 21-30.
Рисунок 21 – Результаты расчета послеаварийного режима при обрыве одной из двух цепей линии 1-2
Рисунок 22 – Перетоки мощностей при обрыве цепи 1-2
Произведем обрыв цепи 1-3 с помощью программы RASTR.
Рисунок 23 – Результаты расчета послеаварийного режима при обрыве одной из двух цепей линии 1-3
Рисунок 24 – Перетоки мощностей при обрыве цепи 1-3
Рисунок 25 – Результаты расчета послеаварийного режима при обрыве одной из двух цепей линии 3-15
Рисунок 26 – Перетоки мощностей при обрыве цепи 1-2
Рисунок 27 – Результаты расчета послеаварийного режима при обрыве одной из двух цепей линии 2-10
Рисунок 28 – Перетоки мощностей при обрыве цепи 2-10
Рисунок 29 – Результаты расчета послеаварийного режима при обрыве одной из двух цепей линии 10-11
Рисунок 30 – Перетоки мощностей при обрыве цепи 10-11
Экономическое сопоставление вариантов сети 4 и 5 проводится аналогично пункту 8 с учетом стоимости КУ.
Стоимость подстанций с КУ:
где СКУ – стоимость КУ;
nКУ – число КУ установленных в сети.
Результаты расчета составляющих затрат и сопоставление вариантов сведены в таблицу 9.19.
Таблица 9.19 - Экономическое сопоставление двух вариантов развития сети
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает что наиболее экономичным является первый вариант распределительной сети.
Рассчитанные варианты схем удовлетворяют требованиям ГОСТ в част-
ности ГОСТ 13109-97 в выбранных схемах регулирование падения напряжения осуществляется за счет РПН иными словами - путем изменения числа отпаек. В представленных вариантах потребовалась установка компенсирующих устройств таких как шунтовые конденсаторные батареи (ШКБ) КС2-105-60.
При выполнении курсового проекта были рассмотрены вопросы проектирования электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ. Рассмотрено пять вариантов развития сети при этом для всех вариантов произведен выбор напряжения сети сечений ЛЭП трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств.
Из пяти схем путем технико-экономического сравнения для дальнейшего рассмотрения приняты две схемы.
Рассчитанные установившиеся режимы максимальных нагрузок и послеаварийные режимы проверены в программе RASTR.
В итоге дальнейшего технико-экономического сравнения двух вариантов выбран один вариант развития сети. Выбор наиболее рационального варианта производился по экономическому критерию. Путем расчетов было доказано что кольцевые схемы экономически более выгодны а также более надежны чем радиальные схемы. При этом все варианты были предварительно доведены до одного уровня качества и надёжности электроснабжения.
Идельчик В.И. Электроэнергетические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 592 с.
Волкова Т.Ю. Юлукова Г.М. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика». – Уфа:
Лыкин А.В. Электроэнергетические системы и сети: Учебное пособие. – М.: Университетская книга; Логос 2006. – 254 с.
Справочник по проектированию электрических сетей Под ред.
Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2006. – 320 с.
Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие
А.А. Герасименко В.Т. Федин.- Ростов-нД.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты 2006.-720с. (Серия «Высшее образование»)
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: Учебное пособие для студентов вузов В.М. Блок Г.К. Обушев Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. – М.: Высш. школа 1981. – 304 с.

1.Титульный лист и задание.doc

Уфимский государственный авиационный технический университет
Сеть электрическая 110 кВ
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту по дисциплине «Электроэнергетические
(обозначение документа)
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АВИАЦИОННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра Электромеханики
наименование кафедры
на курсовой проект по дисциплине
«Электроэнергетические системы и сети»
наименование дисциплины
Студент: Буликова Гузель Мансуровна Группа: ЭСиС-410
фамилия имя отчество№ акад. гр.
Тема курсового проекта Проектирование электрической сети
Основное содержание: Выбор наилучшей в технико-экономическом смысле схемы развития районной электрической сети
Требования к оформлению:
2. В пояснительной записке должны содержаться следующие разделы:
Разработка вариантов развития сети. Расчет потокораспределения. Выбор номинального напряжения. Выбор сечений ЛЭП. Выбор трансформаторов. Выбор схем подстанций. Экономическое сопоставление вариантов сети. Электрические расчёты.
3. Графическая часть должна содержать:
Пять вариантов развития сети;
Схемы установившихся режимов максимальных нагрузок двух конечных вариантов.
Дата выдачи « » сентябрь 2010 г.Дата окончания « » декабрь 2010 г.
Руководитель: (Головкин А.В.)
ЦОП УГАТУ 3.54 0 т. 3000 2007 г.

моя карта режима.cdw

Схема электрическая 110 кВ.
Пояснительная записка
Рисунок 2 - Схема замещения сети в нормальном режиме (вариант5)
Рисунок 1 - Схема замещения сети в нормальном режиме (вариант1)

на печать.cdw

Сеть электрическая 110 кВ
Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети
Вариант 2 развития сети
Вариант 5 развития сети
Вариант 4 развития сети
Вариант 3 развития сети
Вариант 1 развития сети

2. Анотация.doc

Содержанием проекта является выбор наилучшей в технико-экономичес-ком смысле схемы развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и к качеству электроэнергии отпускаемой потребителям.
Рассмотрены вопросы проектирования электрической сети. Проведен анализ различных вариантов развития сети.
Проведен выбор номинального напряжения сети. Определены сечения линий электропередач.
Проведен выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Определены схемы подстанций.
Проведено экономическое сопоставление вариантов сети.
Проведен расчет принятых вариантов развития сети в установившемся режиме максимальных нагрузок и послеаварийном режиме.