Электрические сети и системы проектирование и расчет

Варианты схем.dwg

Радиально-магистраный

Учебное пособие к курсовому проекту Электрические сети и системы.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Оренбургский государственный университет»
Кафедра электроснабжения промышленных предприятий
«ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ И СИСТЕМЫ»
КУРСОВОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ
кандидат технических наук Е.Б. Бочкарев
Н 30 Электрические сети и системы: Учебное пособие по курсовому
проектированию.- Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ 2012.- 144 с.
В учебном пособии рассмотрены вопросы проектирования районных
электрических сетей.
Учебное пособие предназначено для студентов обучающихся по
программам высшего профессионального образования по направлению
Электроэнергетика при изучении дисциплины "Электрические сети и
Предварительный расчет электрической сети . 5
1 Краткая характеристика электроснабжаемого района и его потребителей 5
2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности 7
3 Баланс активной и реактивной мощности 13
3.1 Баланс активной мощности . 14
3.2 Баланс реактивной мощности . 15
4 Выбор конструкции сети и материала проводов . 20
5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ . 21
6 Предварительный расчет выбранных вариантов 25
6.1 Расчет радиально-магистрального варианта сети 25
6.1.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных 25
6.1.2 Выбор номинального напряжения сети . 26
6.1.3 Выбор сечения проводов ЛЭП 28
6.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного
6.1.5 Проверка сети по потери напряжения в нормальном и после аварийном
6.2 Расчет смешанного варианта сети .. 34
6.2.1.Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных
6.2.2. Выбор номинального напряжения сети . 35
6.2.3.Выбор сечения проводов ЛЭП 36
6.2.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного
6.2.5.Проверка сети по потери напряжения в нормальном и после аварийном
6.3 Расчет сложнозамкнутого варианта сети 38
6.3.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных
7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов 49
8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по
9Формирование схем электрических соединений вариантов сети 65
Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети и
выбор рационального варианта .. 81
1 Технико-экономические показатели 81
1.1 Капитальные вложения 81
1.2 Эксплуатационные расходы 87
2 Приведенные затраты . 90
Электрический расчет выбранного варианта сети . 102
1 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров .. 102
2 Расчет зарядных мощностей ЛЭП . 102
3 Выбор режима нейтрали сети . 105
4 Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных
нагрузок минимальных нагрузок и послеаварийном режиме . 105
5 Расчет режимов сети 109
5.1 Электрический расчет радиальных и магистральных участков сети .. 109
5.2 Расчет режима кольцевой сети 119
6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и
выбор регулировочных ответвлений трансформаторов .. 127
6.1 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций.. 127
6.2 Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов .. 127
Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети . 133
Специальная часть проекта 135
1 Оптимизация распределения компенсирующих устройств . 136
2 Организация экономичного режима работы трансформаторов .. 141
3 Исследование зависимости потерь мощности в сети от уровня напряжения в
Требования к содержанию и оформлению пояснительной записки и графических
1 Общие требования .. 155
2 Титульный лист 155
7 Заключение .. 156
8 Список использованных источников 156
9 Графическая часть 156
9.1 Общие требования 156
9.2 Основная надпись на чертеже . 157
9.3 Содержание графического листа 157
Список использованных источников . 158
Приложение А Пример оформления титульного листа курсового проекта 159
Приложение Б Пример оформления аннотации 160
Приложение В Пример оформления листов пояснительной записки .. 161
Приложение Г Пример оформления содержания 162
Приложение Д Пример оформления списка использованных источников . 164
Приложение Е Форма основной надписи на чертежах . 165
Приложение Ж Пример оформления графического листа 166
При выполнении курсового проектирования по дисциплине «Электрические
сети и системы» студенты закрепляют углубляют и обобщают теоретические
вопросы и практические навыки проектирования расчета и анализа режимов
При комплексном решении вопросов в процессе работы над проектом
студент приобретает практические навыки самостоятельного решения инженерных
задач развивает творческие способности в профессиональной области
обучается пользованию технической нормативной и справочной литературой.
В курсовом проекте разрабатывается сеть 35-150 кВ предназначенная для
электроснабжения промышленного района содержащего пять предприятий
относящихся к какой либо отрасли промышленности с общей мощностью порядка
Настоящее учебное пособие позволяет активизировать самостоятельную
работу студента над проектом и организовать эффективное использование
бюджета времени отводимого на его выполнение.
В учебном пособии приводятся примеры решения отдельных этапов
проектирования электрической сети а так же необходимые справочные
В пособии приведены общие требования к содержанию и рекомендации по
оформлению пояснительной записки и графических материалов.
Предварительный расчет электрической сети.
1 Краткая характеристика электроснабжаемого района и его
При проектировании электрических сетей и выборе отдельных элементов
должны учитываться климатические условия - ветровое давление толщина
стенки гололеда интервалы возможных температур воздуха степень
агрессивности окружающей среды интенсивность грозовой деятельности пляска
проводов и их вибрация.
Определение расчетных условий по ветру гололеду грозовой
деятельности пляске проводов должно производиться на основании
соответствующих карт климатического районирования приводимых в 2.
В целом в этом пункте должно быть приведено:
- географическое расположение заданного района;
- климатические условия для проектируемого района согласно картам
районирования территории России приведенных в ПУЭ (к какому району по
гололеду по скоростным напорам ветра по пляске проводов относится район
проектирования какова среднегодовая продолжительность гроз на территории
проектируемого района);
- значения годовых и сезонных (зимняя летняя) эквивалентных
температур охлаждающего воздуха в соответствии с ГОСТ 14209-97 (приведены в
- определение протяженности трасс воздушных линий электропередачи (ВЛ)
между пунктами сети.
Расстояние [pic] (км) по воздушной прямой между пунктами сети
определяется по выражению
где lиij – расстояние между пунктами сети измеренное циркулем или
линейкой на генплане приведенном в задании;
m – заданный масштаб (кмсм).
Протяженность трассы [pic] (км) между пунктами сети определяется с
учетом неравномерности рельефа местности
где к – поправочный коэффициент.
Величина поправочного коэффициента может быть принята в соответствии с
Таблица 1.1- Поправочный коэффициент на удлинение трассы
Район проектирования Значение коэффициента к
Центральный район России Средняя Волга116
Северо-запад Центральная Сибирь 12
Дальний Восток Магаданская Якутская
камчатская энергосистемы
Юг Северный Кавказ 126
Расчет расстояний по воздушной прямой и протяженности трасс
рекомендуется свести в таблицу 1.2.
Таблица 1.2 – Протяженность трасс сети
Пункту сетиРасстояния по воздушной прямой (lв) и протяженности трасс (l) между
РЭС Пункт 1 Пункт 2 Пункт 3 Пункт 4 Пункт 5
Рисунок 1.1 - Пищевая
Рисунок 1.2- Химическая
Рисунок 1.3 - Резинотехническая
Рисунок 1.4 - Металлообрабатывающая
Рисунок 1.5 - Бумажная
Рисунок 1.6 - Легкая
Рисунок 1.7 - Черная металлургия
Рисунок 1.8 - Тяжелого машиностроения
Рисунок 1.9 - Цветная металлургия
Рисунок 1.10 - Деревообрабатывающая
Примечание: Условные обозначения на рисунках 1.1 – 1.10
зимний суточный график
летний суточный график
Пример1.2. На рисунке 1.11 приведены суточные графики нагрузок для
резинотехнической промышленности. Построить годовой график нагрузки по
продолжительности и найти число часов использования максимума нагрузки.
Рисунок 1.11 - суточные графики нагрузок для резинотехнической
Условно принимаем число «зимних» суток равным 213 и число «летних»
Ранжируем (нумеруем) ступени графиков зимнего и летнего начиная с
максимального значения. Получаем шесть рангов – шесть по величине мощности
ступеней (числами на рисунке 1.11 показаны номера ступеней в порядке
Суммарная продолжительность i- ой ступени годового графика -
где Tiз - суммарная годовая продолжительность i- ой ступени по
Tiл - суммарная годовая продолжительность i- ой ступени по летнему
где tiл - суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному
tiз - суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному зимнему
Расчет сводим в таблицу 1.3
Таблица 1.3 – Построение годового графика нагрузки по продолжительности
№ Pi tiз tiл Tiз Tiл Ti=Tiз+TiлPi(о.е.)*T
ступени о.е. ч ч ч ч ч i
Итого: 24 24 5112 3648 8760 52382
Проверкой правильности расчетов являются контрольные цифры в строке
Итого:. В столбцах 3 и 4 должно получиться число 24 (число часов в сутках)
а в столбце 7 – число 8760 (число часов в году).
Годовой график по продолжительности строится на основе данных столбцов
Годовой график представлен на рисунке 1.12
Рисунок 1.12 - Годовой график нагрузки по продолжительности
Важной характеристикой характеризующей плотность годового графика
является продолжительность (в часах) использования максимальной нагрузки -
Тм – это время за которое потребитель работая с максимальной
нагрузкой потребляет такое же количество электроэнергии как и при
работе по действительному графику в течение года.
Находим число часов использования максимума нагрузки
Так как РМ=1 (в относительных единицах) то [pic] то есть это число
стоящее в правом нижнем углу таблицы 1.
Находим число часов использования максимума нагрузки:
По значению Тм определяем по ПУЭ jэ - экономическую плотность тока
для выбранных проводов (марки АС):[pic]jэ=1Амм2.
Для воздушных ЛЭП со сталеалюминевыми проводами величину
экономической плотности тока в зависимости от Тм можно принять по таблице
Таблица 1.4 – Экономическая плотность тока
Тм час 1000÷3000 3000÷5000 5000÷8760
3 Баланс активной и реактивной мощности
Исходными данными для расчета потокораспределения при курсовом
проектировании являются активные нагрузки пунктов потребления Pi и их
коэффициенты мощности (cos φi ).
По заданным значениям активных нагрузок Pi и коэффициентам мощности
потребителей cos φi определяются tg φi заданные реактивные нагрузки - Qзi
и полные нагрузки Sзi:
Пример1.3. Определить нагрузки подстанций при следующих исходных данных:
№ подстанции 1 2 3 4 5
Рм Мвт 20 25 15 11 8
сos ( 075 075 076 077 078
Для первой нагрузки по сos (1 =075 определяем tg (1 = 088 ([pic])
Реактивная и полная нагрузка первого потребителя
Qз1=088(20=176 Мвар;
Расчет для остальных нагрузок сводим в таблицу 1.5
Таблица 1.5 - Определение заданных нагрузок
№ nc Pi Cos φi tg φi Qзi Sзi
3.1 Баланс активной мощности
При проектировании районных электрических сетей предполагается что
установленная мощность генераторов системы достаточна для покрытия
потребности в активной мощности то есть баланс по активной мощности
выполняется с учетом покрытия потерь активной мощности в элементах сети и
мощности собственных нужд электростанций:
Рг=(Рнагр+Рсн+(Рсети
где: Рг – мощность вырабатываемая генераторами энергосистемы (МВт);
(Рнагр – суммарная мощность нагрузки потребителей (МВт);
Рсн – расход мощности на собственные нужды станции (МВт). В
зависимости от типа станции РСН составляет от 25% до 6% от (Рнагр;
Потери активной мощности (Рсети=(Ртр+(Рлэп;
где (Ртр – потери активной мощности в трансформаторах (МВт);
(Рлэп – потери мощности в ЛЭП (МВт);
Приближенно потери активной мощности в элементах сети составляют
(5÷75)% от мощности нагрузок т.е. (Рсети=(005÷0075)(Рнагр;
3.2 Баланс реактивной мощности
В отличие от активной потребность в реактивной мощности как правило
не может быть обеспечена только генераторами станций. Генерация и передача
требуемой реактивной мощности с учетом потерь собственных нужд только на
электростанциях является экономически не целесообразной. Эффективнее
использовать компенсирующие устройства устанавливаемые в сети. Кроме того
дефицит реактивной мощности приводит к ухудшению режима напряжения у
потребителей. Поэтому целью составления баланса по реактивной мощности
является определения суммарной мощности компенсирующих устройств с учетом
располагаемой мощности генераторов станций.
Баланс реактивной мощности в проектируемой сети определяется
Qг=(Qнагр+Qсн+(Qсети-Qку (1.9)
где (Qнагр – заданная суммарная реактивная мощность нагрузок;
Qсн – расход реактивной мощности на собственные нужды станций который
можно принять равным. (25(6)% от полной суммарной полной нагрузки
потребителей то есть от (Sнагр;
(Qсети – потери реактивной мощности в сети (Мвар);
Суммарные реактивные потери в сети складываются из потерь в линиях и
трансформаторах - (Qсети= (Qтр+(Qлэп;
С учетом средних значений коэффициента загрузки трансформаторов
7÷0.85 величина потерь реактивной мощности в трансформаторах составляет
около 10% от суммарной передаваемой через них мощности;
Потери мощности в линиях электропередачи складываются из двух
составляющих имеющих противоположные знаки (Qлэп=-(Qc+(Qл;
здесь (Qc – реактивная мощность генерируемая ЛЭП;
(Qл – потери реактивной мощности в индуктивных сопротивления ЛЭП.
При ориентировочных расчетах при отсутствии в сети линий 330 кВ и
выше допускается принимать что потери реактивной мощности в индуктивных
сопротивлениях ВЛ и генерация реактивной мощности этими линиями в период
максимальных нагрузок взаимно компенсируются т.е. (Qc =(Qл. Тогда (Qлэп=0.
С учетом этого (Qсети= (Qтр=01(Sнагр.
Qку – суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств
устанавливаемых в сети;
Располагаемая реактивная мощность системы определяется выражением
где tg(с системы находится по заданному cos(с энергосистемы.
Из уравнения баланса реактивной нагрузки находим суммарную мощность
компенсирующих устройств устанавливаемых на подстанциях
Qку= (Qнагр+Qсн+(Qсети-Qг. (1.11)
Компенсирующие устройства необходимы в первую очередь по условиям
разгрузки генераторов станции по реактивной мощности.
Кроме того компенсация реактивной мощности у потребителей разгружает
элементы электрической сети (ЛЭП трансформаторы) что уменьшает потери
мощности в сети и улучшает режим напряжения вследствие снижения падения
напряжения в элементах сети. Разгрузка элементов сети от реактивной
мощности позволяет загрузить эти элементы дополнительной активной мощностью
или в некоторых случаях уменьшить сечения ЛЭП или снизить установленную
мощность трансформаторов
Оптимальное распределение компенсирующих устройств по сети является
сложной технико-экономической задачей и в данном курсовом проекте не
В учебном проектировании для упрощения последующих расчетов
распределяем компенсирующие устройства по потребителям так чтобы уравнять
их коэффициенты мощности до величины tg(ср.вз.. Такое упрощение позволяет
в дальнейшем вести предварительные расчеты потокораспределения по сети
отдельно и независимо по активной и реактивной мощности.
Находим средневзвешенный коэффициент мощности - tg(ср.вз..
Определяем мощность компенсирующих устройств устанавливаемых на каждой
из подстанций электрифицируемого района.
Qкуi = Pi(tg φi - tg φcр.взв.) i-15
С учетом компенсации части реактивной мощности определяем реактивные
нагрузки потребителей
и полные нагрузки подстанций после компенсации
Эти величины используются в последующих расчетах для определения
потокораспределения.
Для проверки правильности выполненных расчетов определяются
коэффициенты мощности потребителей после компенсации
которые с учетом принятого способа расстановки компенсирующих
устройств должны быть одинаковыми для всех подстанций и должны совпадать с
tg φcр.вз найденного по выражению (1.12) т.е. должно соблюдаться условие:
tgφi( tg φcр.вз..[pic]=15.
Пример 1.4. Рассчитать баланс активной и реактивной мощности при
исходных данных представленных в таблице 1.4. Средневзвешенный cos(с
энергосистемы в которую входит сеть (пункт 5 задания) равен 09.
Баланс активной мощности.
Суммарная мощность нагрузок потребителей МВт
(Рнагр=(Рi = Р1+Р2+Р3+Р4+Р5
(Рнагр = 20+25+15+11+8=79 МВт
Расход мощности на собственные нужды станции. Принимаем
Потери активной мощности принимаем равными
(Рсети=005 от (Рнагр
(Рсети=005*79=395 МВт
Мощность вырабатываемая генераторами энергосистемы
Рг=(Рнагр+Рсн+Рр+(Рсети
Рг=79+395+79+395=869 МВт
Баланс реактивной мощности
Суммарная мощность реактивных нагрузок
(Qнагр=(Qзi = Qз1+Qз2+Qз3+Qз4+Qз5
(Qнагр = 176+221+128+91+64=680 Мвар
Суммарная мощность полных нагрузок
(Sнагр=Sз1+Sз2+Sз3+Sз4+Sз5
(Sнагр=267+333+197+143+103=1043 МВА
Расход реактивной мощности на собственные нужды станции принимаем
равным 004 от (Sнагр
Qсн=004*1043=42 Мвар
Потери реактивной мощности в сети принимаем равными 01 от (Sнагр
(Qсети=01*1043=104 Мвар
Располагаемая реактивная мощность системы (генераторов электростанций)
Находим tg(с энергосистемы по заданному cos(с =09
Qг=869*048= 421 Мвар
Суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств
устанавливаемых в сети
Qку =(Qнагр+Qсн +(Qсети- Qг
Qку =68+42+104-421=406 Мвар
Распределяем компенсирующие устройства по потребителям так чтобы
уравнять их коэффициенты мощности до величины tg(ср.вз..
Находим значение tg(ср.вз..
из подстанций электрифицируемого района
Qкуi = Pi(tg φi - tg φcр.взв.)
Qку1 =20*(088-0378)=1068 Мвар
Реактивная нагрузка первой подстанции после компенсации составит
Q1=176-1068=696 Мвар
Полная нагрузка подстанции после компенсации
Коэффициенты мощности потребителей после компенсации
Для первой подстанции
Проверяем tgφ1( tg φ cр.вз 0348=0348.
Расчеты для остальных подстанций сводим в таблицу 1.6.
Таблица 1.6 - Расчетные нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности
№ пс Рi Qзi Qкуi Qi Si tgφi
МВт Мвар Мвар Мвар МВА
Итого 79 680 406 275 836 -
Дополнительной проверкой правильности выполненных расчетов является
равенство: Qку ( (Qкуi т.е. значение Итого по столбцу 3 должно совпасть
со значением Qку вычисленным по выражению 1.11
В нашем случае это условие выполняется
4 Выбор конструкции сети и материала проводов
Для проектируемой сети следует выбрать тип опор расположение проводов
на опоре и марку проводов.
Районные электрические сети напряжением 35 кВ и выше как правило
выполняются воздушными линиями на железобетонных стальных или деревянных
опорах с голыми сталеалюминевые проводами.
При прохождении трасс линий в районах где в воздухе находятся
соединения способствующие разрушению сталеалюминевых проводов (побережья
морей соленых озер и районы с соответствующими промышленными выбросами)
следует применять сталеалюминевые провода марок АСКС АСКП АСК.
При сооружении линий в районах с толщиной стенки гололеда менее 20 мм
целесообразно применение сталеалюминевых проводов облегченной конструкции
В районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм рекомендуется
применять сталеалюминевые провода усиленной прочности (АСУ).
В настоящее время на ВЛ 6-10-35-110 кВ стали применяться защищенные
провода с оболочкой выполненной из сшитого светостабилизированного
полиэтилена – так называемые воздушные линии с защищенными проводами (ВЛЗ).
В России ВЛЗ выполняются на напряжение 6-35 кВ. Для этого используется
провод марки СИП-3 на напряжение до 20 кВ ПЗВ ПЗВГ на напряжение 35 кВ и
провод SAX (Финляндия) на напряжение от 6 до 35 кВ. В Финляндии на
напряжение 110 кВ применяется провод с низким уровнем электромагнитных
Для ВЛ 110-1150 кВ фирмой Nexans (Alcatel Cable) разработан провод
эффективно применение этого провода для районов характеризующихся
повышенными гололедо-изморозными отложениями и интенсивной «пляской
Американской компанией 3М выпускается провод ACCR (Aluminum Conductor
Composite Reinforced) - высокотемпературный алюминиевый композитный
усиленный провод для высоковольтных воздушных линий электропередачи
который позволяет передавать в полтора-два раза больше мощности по
сравнению с общеприменимым сталеалюминиевым проводом такого же сечения при
соблюдении всех требований и ограничений по безопасности. Главное
назначение провода 3М ACCR - значительное увеличение пропускной
способности линий без замены или значительной реконструкции существующей
инфраструктуры. Данный провод аттестован ФСК ЕЭС. В первую очередь его
следует применять для ЛЭП требующих реконструкции в связи с достижением
предела по передаваемой мощности для ВЛ проходящих через природоохранные
зоны или в условиях плотной городской застройки а так же в зонах низких
температур с повышенным образованием наледи на проводах. Для этого провода
плавка гололеда автоматически осуществляется токами нагрузки если они
соизмеримы с длительно-допустимым током. Это и решение для больших
переходов где требуется прокладывать линии с увеличенными пролетами между
Выбор материала для опор производится с учетом конкретных
экономических климатических и географических условий района проектируемой
Железобетонные опоры следует применять во всех случаях когда
использование стальных или деревянных опор экономически неоправданно а
также в районах с повышенной влажностью воздуха при среднегодовых
температурах +5С и выше.
Стальные опоры целесообразно применять при сооружении ВЛ в горной и
труднодоступной для транспорта местности а также в особых случаях
например переходы через широкие судоходные реки озера или в условиях
городской застройки с целью обеспечения повышенной надежности.
Деревянные опоры целесообразно применять для ВЛ трассы которых
прилегают к районам богатым строевым лесом а также в районах с малой
влажностью воздуха и среднегодовой температурой +5С и ниже.
Выбор расположения проводов на ВЛ производится в зависимости от
класса напряжения ВЛ ее конструкции от условий гололедообразования и
интенсивности «пляски» проводов в соответствии с ПУЭ 2.
5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ.
В районных электрических сетях применяют различные по конфигурации
- разомкнутые нерезервированные радиальные и магистральные
- разомкнутые резервированные радиальные и магистральные
- замкнутые резервированные схемы (кольцевые петлевые с
двухсторонним питанием сложнозамкнутые)
Выбор конкретной схемы из числа названных типовых при проектировании
определяется составом потребителей по категориям требуемой надежности
электроснабжения и взаимным расположением источников питания и пунктов
потребления энергии.
Электроснабжения потребителей первой и второй категории в
соответствии с ПУЭ в нормальных режимах должно осуществлять от двух
независимых взаимно резервирующих источников питания то есть для их
питание должны применяться различные резервированные схемы.
Питание потребителей 3-ей категории может осуществляться по одноцепным
нерезервированным линиям от одного источника питания.
При питании потребителей района от шин распределительных устройств
(РУ) электростанций или подстанций энергосистемы независимыми источниками
питания можно считать сборные шины РУ если выполняются следующие условия:
а) каждая секция РУ имеет питание от различных генераторов или
б) секции шин РУ не должны быть связаны между собой электрически или
должны иметь связь автоматически отключаемую при нарушении нормальной
работы одной из взаиморезервируемых секций шин.
При решении вопросов резервирования питания потребителей различных
категорий территориально объединенных в одном пункте сети следует
ориентироваться на наличие потребителей наивысшей категории по степени
надежности. Например если в рассматриваемом пункте сети имеются
потребители 1-ой 2-ой и 3-ей категории то выбирается резервированная
схема с двумя независимыми источниками то есть ориентируются на наличие
потребителей 1-ой категории. На подстанции питающей этих потребителей
устанавливается два трансформатора.
Для резервирования и исключения из работы поврежденных элементов сети
в послеаварийных режимах а так же осуществления ремонта оборудования без
прекращения электроснабжения потребителей при выборе схемы построения
сети отвечающей требованиям надежности необходимо предусматривать
установку соответствующих коммутационных аппаратов для оперативных
Таким образом требуемая надежность схемы электрической сети
обеспечивается сооружением определенного количества линий трансформаторов
и коммутационных аппаратов на подстанциях выбранных на основе анализа
состава потребителей по категориям надежности.
При проектировании районных сетей возникают вопросы выбора
оптимального числа ступеней трансформации. В данном курсовом проекте эти
вопросы не рассматриваются. Считается что питание всех потребителей района
осуществляться воздушными линиями одного напряжения.
При выборе вариантов построения сети следует руководствоваться
следующими положениями:
) Питание потребителей района следует осуществлять по кратчайшим
связям (линиям) с использованием по возможности одной трассы для передачи
электроэнергии к пунктам сети расположенным в одном направлении по
отношению к источнику питания (ИП) что обеспечивает снижение
капиталовложений в сеть.
) Передача электроэнергии потребителям должна осуществляться в
направлении общего потока мощности от ИП к потребителям района следует
избегать обратных потоков мощности так как это приводит к увеличению
капитальных затрат и ухудшает такой натуральный показатель как потери
электроэнергии в сети.
) Во избежание необоснованного завышения капиталовложений не
рекомендуется использовать в качестве промежуточного сетевого звена
резервированной схемы питания потребителей 1-ой 2-ой категорий участок
сети питающей потребителей 3-ей категории для которых допустимо
применение нерезервированной схемы.
) Применение замкнутых схем питания нескольких потребителей района
а) суммарная длина линий замкнутой схемы существенно меньше суммарной
длины линий разомкнутой резервированной схемы в одноцепном исполнении;
б) при объединении в замкнутый контур нескольких пунктов потребления
не образуется протяженных малозагруженных участков сети которые
используются практически в послеаварийных режимах что значительно ухудшает
технико-экономические показатели сети.
Таким образом на начальном этапе проектирования сети формируются
варианты различных по структуре схем:
замкнутые (кольцевые);
Для построения рационального варианта разомкнутой сети можно
использовать алгоритм Крускаля с помощью которого ищется сеть минимальной
длины. Алгоритм Крускаля разбивается на шаги на каждом из которых к сети
(к одному из узлов j [pic] где M – множество узлов уже подключенных к
сети подключается один из узлов i [pic] где L множество узлов еще не
подключенных к сети) расстояние между которыми минимально т.е. [pic].
На первом шаге множество М состоит из одного узла соответствующего
РЭС а во множество L входят все остальные узлы. На каждом шаге один узел
подключаемый к сети переходит из множества L во множество М. Процесс
происходит до тех пор пока во множество М не войдут все узлы сети а
соответственно множество L не будет пустым. То есть множества M и L
обладают свойствами: [p [pic].
Для дальнейшего проектирования на основе анализа с учетом основных
положений рационального построения схем сетей выбирается 2-3 варианта (по
согласованию с руководителем проекта).
Пример 1.5. Сформировать варианты сетей для снабжения пяти
потребителей района расположение которых относительно источника питания –
районной электростанции (РЭС) задано на рисунке 1.13.. Категории
потребителей представлены в таблице 1.7 в виде трех чисел разделенных
знаком . Числа по порядку слева направо соответствуют в процентах
удельному весу потребителей 1-ой 2-ой и 3-ей категории по степени
надежности электроснабжения соответсвенно.
Таблица 1.7 – Категории потребителей
Категория 203050 303040 202060 00100 00100
Варианты сетей представлены на рисунках 1.14-1.17
Рисунок 1.14 - Радиальная сеть
Рисунок 1.15 -Радиально-магистральная сеть:
Рисунок 1.16 - Смешанная сеть
Рисунок 1.17 - Сложнозамкнутая сеть
Количество цепей на схемах условно показано в виде засечек на линиях –
одна засечка соответствует одноцепной ЛЭП две – двухцепной;
В курсовом проекте рекомендуется синтезировать множество вариантов
радиально-магистральной и смешанной конфигурации с последующим анализом и
отбором наиболее целесообразных.
6 Предварительный расчет выбранных вариантов.
При проектировании районной сети одновременно с выбором вариантов
схемы конфигурации решается вопрос выбора номинального напряжения сети
выбора сечений воздушных линий и основного электрооборудования подстанций
сети. Комплексное решение этих вопросов требует определения расчетных
нагрузок по отдельным участкам и в узлах сети. На первом этапе
предварительного сравнения и отбора конкурентоспособных вариантов
конфигурации сети допускается расчетные нагрузки определять приближенно
при следующих допущениях:
- не учитывается емкостная проводимость воздушных линий;
- распределение потоков активных и реактивных мощностей по участкам
сети в режиме максимальных нагрузок вычисляется без учета потерь мощности в
- распределение потоком мощности по участкам замкнутой сети
(кольцевой сложнозамкнутой) вычисляется при условии равенства сечений
проводов отдельных участков. Это позволяет производить расчет
потокораспределения не по сопротивлениям участков а по их длинам.
Поскольку в п. 1.3 компенсирующие устройства были распределены по
потребителям таким образом что их коэффициенты мощности стали одинаковыми
то расчет потокораспределения по активной и реактивной мощностям можно
производить независимо друг от друга.
6.1 Расчет радиально-магистрального варианта сети
6.1.1.Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных
Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся
направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети
Производим расчет потокораспределения используя первый закон Кирхгофа
P03 = 11 + 15 = 26 Мвт
Реактивные нагрузки по участкам сети определяем по tgφср.взв.
Q01=P01(tg φср.взв. =20(0348= 696 Мвар
Полные нагрузки участков сети
S01=[pic]=[pic]= 2118 МВА
Расчеты для остальных участков производим аналогично.
Результаты вычислений заносим в таблицу 1.8.
Таблица 1.8 – Потокораспределение по ветвям сети
Участок 0-1 0-2 0-3 3-4 0-5
Р МВт 200 250 260 110 80
Q Мвар 696 870 905 383 278
S МВА 2118 2647 2753 1165 847
6.1.2. Выбор номинального напряжения сети.
Шкала номинальных напряжений электрических сетей России установлена
В России получили распространение две системы напряжения электрических
сетей класса 35 кВ и выше: 35-110-220-500-1150 кВ и 35-110(150) -330-750
кВ. первая система применяется в большинстве ОЭС вторая после разделения
СССР осталась только в ОЭС Северо-Запада. Кроме того в ОЭС Центра и
Северного Кавказа при основной системе 35-110-500 кВ ограниченное
распространение получили также сети 330 кВ.
Напряжение 110 кВ имеет наибольшее распространение для
распределительных сетей во всех ОЭС России независимо от принятой системы
напряжения. Сети напряжением 150 кВ выполняют те же функции что и сети 110
кВ но применяются только в Кольской энергосистеме и поэтому это напряжение
не рекомендуется к использованию для вновь проектируемых сетей за
исключением тех районов где оно уже применяется. В учебном проектировании
использование этого номинального напряжения допускается независимо от
района проектирования.
Номинальное напряжение сети существенно влияет как на ее экономические
показатели так и на технические характеристики.
При повышении номинального напряжения сети снижаются потери мощности и
электроэнергии уменьшаются сечения проводов растет предельная
передаваемая мощность облегчается бедующее развитие сети но увеличиваются
капитальные затраты на оборудование вследствие роста затрат на изоляцию.
Определяющими факторами влияющими на выбор напряжения сети являются
передаваемая мощность и расстояние на которое она передается.
При решении вопросов выбора напряжения районной сети можно
пользоваться эмпирической формулой Стилла:
lij – длина линии (км).
Эта формула применима для линий длиной до 250 км и передаваемой
мощности не превышающей 60 МВт.
Более универсальной является формула Г.А. Илларионова которая дает
удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35
Для принятия окончательного решения о величине номинального напряжения
необходима не только оценка технических свойств но и расчет экономической
целесообразности принятого решения. Поэтому выбор номинального напряжения
сети проводится повариантно: выполняются расчеты при нескольких возможных
(ближайших к Uop) номинальных напряжениях и для каждого из них определяются
приведенные затраты. Окончательное решение принимается на основе технико-
экономического сравнения вариантов таким образом чтобы обеспечить
экономичную работу сети и необходимые технические требования - качество
напряжения малые потери мощности и энергии.
Пример 1.6. Длины трасс участков сети представленной на рисунке 1.18
заданы в таблице 1.9. Выбрать номинальное напряжение сети.
Определим ориентировочное напряжение для участка 0-1 по формуле Стилла
По формуле Илларионова
Таким образом с учетом дальнейшего выбора номинального напряжения из
шкалы стандартных значений обе формулы дают одинаковый результат.
Аналогично проводим расчет для остальных участков результаты
вычислений заносим в таблицу 1.9.
Таблица 1.9 – Выбор номинального напряжения
Длина 350 350 450 400 550
Рij МВт200 250 260 110 80
Uорij 823 870 936 733 733
За номинальное напряжения сети - Uн принимается стандартное ближайшее
к Uopij . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение.
Принимаем для дальнейшего расчета два варианта:
) номинальное напряжение Uн=110 кВ;
) номинальное напряжение Uн=150 кВ.
Выбор сечения проводов ЛЭП.
Дальнейший расчет варианта производится для каждого из принятых
номинальных напряжений в отдельности.
Рассмотрим расчет для одного из принятых номинальных напряжений – 110
кВ. Расчет для напряжения 150 кВ производится аналогично.
Определяем рабочие токи участков сети.
где n – число цепей линии электропередачи.
Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической
плотности тока- jэ (экономическая плотность тока определена в пункте 1.2)
Сечение найденное по экономической плотности тока округляют до
ближайшего стандартного с учетом ограничений по короне. С целью исключения
явления общей короны в воздушных сетях с номинальным напряжением 110 кВ и
более ограничивают минимально допустимые сечения проводов. Согласно ПУЭ для
ВЛ 110 кВ минимально допустимое сечение составляет 70 мм2 для ВЛ 150 кВ –
0 мм2 для ВЛ 220 кВ – 240 мм2. Для ВЛ с номинальным напряжением 330 кВ и
выше применяют расщепленную фазу т.е. каждую фазу ВЛ выполняют из
нескольких проводов.
Для участка 0-1 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное
вычислений заносим в таблицу 1.10.
Таблица 1.10 – Расчет сечений для Uн = 110 кВ
I А 556 695 722 611 445
Fэ мм2 556 695 722 611 445
Fст мм270 70 70 70 70
6.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного
Сечения проводов выбранных по экономической плотности тока
проверяются по допустимому по нагреву току наиболее тяжелого
послеаварийного режима сети. Для разомкнутых сетей наиболее тяжелым
послеаварийным режимом является режим выхода из строя одной из цепи
двухцепных резервированных участков. Аварийный ток такого участка равен
Величины допустимых токов для проводов марка АС приведены в таблице
Таблицы 1.11 – Допустимые по нагреву длительные токи нагрузки ВЛ 35-220 кВ
со сталеалюминевыми проводами (вне помещений при t = 20ºС)
Сечение мм2 Допустимые длительные
Iав01=2( I01=2(556=1112 А ;
Сечение на участке 0-1 удовлетворяет условию проверки по допустимому
току нагрева в поаслеаварийном режиме.
Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети. Результаты
вычислений заносим в таблицу 1.12.
Таблица 1.12 – Проверка сечений по допустимому току (Uн = 110 кВ )
Участок F Iдоп Iав Fприн мм2
Примечание: В колонку 5 таблицы 1.12 заносится окончательно
принимаемое сечение с учетом проверки по допустимому току. Если условие
21 не выполняется то принимается ближайшее большее сечение для которого
это условие будет выполнено.
6.1.5. Проверка сети по потери напряжения в нормальном и после
Определяем параметры П-образной схемы замещения ЛЭП.
Bлij= (li j n (1.24)
где xoij roij - соответственно погонное индуктивное и активное
сопротивления линии участка
Xлij Rлij - соответственно индуктивное и активное сопротивления схемы
Bлij - емкостная проводимость схемы замещения участка i-j линии
Значения xo ro и bo приведены в таблице 1.13.
Таблица 1.13 – Расчетные данные ВЛ 35-220 кВ со сталеалюминиевыми
проводами на один км
Сечениеro Ом35 кВ 110 кВ 150 кВ 220 кВ
xo bo xo bo xo bo xo bo
Омкм мкСмкмОмкм мкСмкмОмкм мкСмкмОмкм мкСмкм
-1 АС-70 2 042 044 258 350 735 77 1806
-2 АС-70 2 042 044 258 350 735 77 1806
-3 АС-70 2 042 044 258 450 945 99 2322
-4 АС-70 1 042 044 258 400 168 176 1032
-5 АС-70 1 042 044 258 550 231 242 1419
Потеря напряжения в именованных (1.25) и в % от номинального
напряжения (1.26) на участках сети в нормальном режиме
[pic]Uij=[pic] (1.25)
[pic]Uij(=[pic] (1.26)
Потери напряжения на остальных участках определяем аналогично.
Результаты сводим в таблицу 1.15.
Таблица 1.15 - Потери напряжения - нормальный режим 110 кВ
Участок Р МВт Q Мвар R Ом X Ом ΔU кВ ΔU %
Для разомкнутых сетей потери напряжения в послеаварийном режиме на
участках сети увеличиваются в n раз так как при выходе из строя одной из
цепи двухцепных участков сопротивление участка увеличивается в n раз
Потеря напряжения на участках сети в послеаварийном режиме
Результаты расчетов по потери напряжения на участках сети в
послеаварийном режиме сводим в таблицу 1.16.
Таблица 1.16 - Потери напряжения - послеаварийный режим 110 кВ
Участок Р МВт Q Мвар Rл ОмXл ОмΔU кВ ΔU %
Проверка сети по потери напряжения осуществляется для точек
электрически наиболее удаленных. В разомкнутых сетях такими точками
являются все концевые точки сети.
В нашем случае это точки: 1 2 4 и 5
Условие проверки в нормальном режиме максимальных нагрузок:
[pic]Uдоп(=([pic]U( (1.28)
где [pic]Uдоп( - допустимая величина потери напряжения (в % от
номинального напряжения) в нормальном режиме которую для районных сетей
можно принять равной (15(20)(.
Пункты 12 и 5 как это видно из таблицы 1.13 удовлетворяют условию
проверки по допустимой потери напряжения.
Проверяем по потери напряжения точку 4
[pic]U034 = [pic]U03 +[pic]U34 = 28%+21% = 49 %
что меньше допустимой потери напряжения
Аналогично проверяют сеть в послеаварийном режиме:
[pic]Uдоп.ав(( [pic]Uав(
где [pic]Uдоп.ав( - допустимая величина потери напряжения (в % от
номинального напряжения) в послеаварийном режиме которую для районных
сетей можно принять равной (20(25)(.
Пункты 12 и 5 как это видно из таблицы 1.14 удовлетворяют условию
проверки по допустимой потери напряжения в послеаварийном режиме.
[pic]U034ав = [pic]U03ав +[pic]U34ав = 55+21 = 76 %
Сеть удовлетворяет условию проверки по потери напряжения в нормальном
и послеаварийном режимах при напряжении 110 кВ.
Аналогично выполняется расчет для номинального напряжения 150 кВ.
Если сеть не удовлетворяет условию проверки по допустимой потери
напряжения в нормальном или послеаварийном режимах то из дальнейшего
рассмотрения этот вариант следует исключить.
Расчет смешанного варианта сети.
6.2.1.Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных
Расчет ведем без учета потерь мощности на участках сети (рисунок
По первому закону Кирхгофа для узла 1 найдем Р12.
Р12= 215-20 = 15 МВт;
Далее аналогично находим Р02
Р02=25 –15 = 235 МВт
Реактивные нагрузки по участкам сети
Q01=215*0348 =75 Мвар
S01=[pic]=[pic]=227 МВА
Аналогично рассчитываем участки 1-2 и 0-2. Для остальных участков
потокораспределение берем из предыдущего варианта. Результаты вычислений
заносим в таблицу 1.17
Таблица 1.17 Потокораспределение по ветвям сети
Участок 0-1 0-2 0-3 3-4 0-5 1-2
Р Мвт 215 235 350 150 80 15
Q Мвар 57 62 93 40 21 04
S МВА 222 244 362 155 83 15
6.2.2. Выбор номинального напряжения сети
Выбор номинального напряжения производится так же как для предудущего
Расчеты по выбору напряжения сети сведены в таблицу 1.18.
Таблица 1.18 – Выбор номинального напряжения сети
l км 350 350 450 400 550 500
Uор кВ 838 857 1008 792 733 468
6.2.3.Выбор сечения проводов ЛЭП.
Определяем рабочие токи участков сети. Для участка 0-1
Определяем ориентировочные сечения по участкам сети. Для участка 0-1
Принимаем для участка 0-1 стандартное сечение - Fст01= 120 мм2.
Аналогично определяем сечения на остальных участках сети результаты
вычислений заносим в таблицу 1.19.
Таблица 1.19 – Сечения участков сети Uн = 110 кВ
S МВА 227 249 371 159 85 15
I 1193 1308 973 834 445 81
Fэ мм2 1193 1308 973 834 445 81
Fст мм2 120 120 95 70 70 70
6.2.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного
Для кольцевых участков сети наиболее тяжелыми послеаварийными режимами
работы сети являются - поочередное отключение головных участков 0-1 и 0-2
Проверку осуществим для кольцевого участка сети 0-1-2-0.
Расчет выполним для двух режимов:
а) Выход из строя головного участка 0-1
Потокораспределение активных нагрузок
Р02ав=Р1+Р2 =20+25= 45 МВт
б) Выход из строя головного участка 0-2
Р01ав=Р1+Р2 =20+25=45 МВт ;
Для участка 1-2 в качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима
принимаем режим б) с наибольшей нагрузкой
Результаты проверки сводим в таблицу 1.20.
Таблица 1.20. – Проверка по допустимому току в послеаварийном режиме
Участок Рмах I ав F Iдоп Fприн
6.2.5.Проверка сети по потери напряжения в нормальном и после
Определяем параметры схемы замещения ЛЭП.
Результаты сводим в таблицу 1.21.
Таблица 1.21 –Параметры схемы замещения сети Uн = 110 кВ
УчастокПровод n r0 x0 b0 l км Rл Ом Xл Ом Bл
Омкм Омкм мкСмкм мкСм
-1 АС-120 1 0249 0423 269 35 872 1481 9415
-2 АС-120 1 0249 0423 269 35 872 1481 9415
-3 АС-95 2 0314 0429 265 45 706 965 2385
-4 АС-70 1 042 044 258 40 168 176 1032
-5 АС-70 1 042 044 258 55 231 242 1419
-2 АС-70 1 042 044 258 50 21 22 129
Расчет потерь напряжения на участках сети сведен в таблицу 1.22.
Таблица 1.22 -Потери напряжения - нормальный режим Uн = 110 кВ
Участок Р Q Rл Xл ΔU ΔU
МВт Мвар Ом Ом кВ %
В кольцевом участке проверку по потери напряжения осуществляют до
точки потокораздела в нашем случае это точка 2.
[pic]U012 = [pic]U01 +[pic]U12 = 25+03 = 28 %
Потеря напряжения до точки 2 (точка потокораздела) не превышает
допустимое значение.
Аналогично определяем потери напряжения на участках сети для двух
аварийных режимов а) и б). Результаты расчетов сводим в таблицы 1.21 и
Для режима а) определяем [pic]U021ав = [pic]U02ав +[pic]U12ав.
Для режима б) [pic]U012ав = [pic]U01ав +[pic]U12ав
Таблица 1.21-Потери напряжения - послеаварийный режим а) Uн = 110 кВ
Участок Р Q Rл Ом Xл Ом ΔU кВ ΔU %
Таблица 1.22 - Потери напряжения - послеаварийный режим б) Uн = 110 кВ
Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в
послеаварийном режиме.
Расчет сложнозамкнутого варианта сети
6.3.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных
Расчет потокораспределения для сложнозамкнутого варианта сети может
быть выполнен различными методами:
- с использованием законов Кирхгофа;
- методом контурных мощностей;
- методом узловых напряжений;
- методом последовательного преобразования схемы;
На раннем этапе проектирования до определения сечений на участках
сети расчет выполняется без учета потерь из предположения равенства
сечений проводов по участкам что позволяет в математической модели сети
перейти от комплексно-сопряженных сопротивлений к длинам участков.
Кроме того принятое в п. 1.32 распределение компенсирующих устройств
позволяет вести расчеты потокораспределения по сети отдельно и независимо
по активной и реактивной мощности.
Поэтому в дальнейших расчетах будем искать потокораспределение
активной мощности. Потоки реактивных мощностей по ветвям сети легко
находятся по выражению Qij=Pij(tgφср.взв.
Рассмотрим основные методы применяемые для таких расчетов.
Пример 1.7 Произвести расчет потокораспределения для схемы сети
показанной на рисунке 1.19.
Расчет ведем без учета потерь мощности на участках сети.
А) Расчет потокораспределения с использованием законов Кирхгофа
Наносим на схему ориентировочное потокораспределение Pij (Рисунок
Расчет участка 0-5 выполняем независимо от режима остальной части
Определяем мощность на разомкнутом участке 3-4 примыкающего к
сложнозамкнутой части сети
Преобразуем сложнозамкнутый участок сети перенося нагрузку Р4
примыкающего к узлу 3 радиального участка в узел 3 (рисунок 1.21).
Рисунок 1.21 - Преобразованнапя схема
где [pic] Р3 + Р34 = Р3 + Р4
Определим топологические характеристики схемы сети:
- количество узлов n = 4;
- количество ветвей m = 5.
Тогда количество уравнений составляемых по 1-му закону Кирхгофа
Количество уравнений составляемых по 2-му закону Кирхгофа
k2 =m-(n-1) =5-(4-1)=2
Составляем полную систему уравнений по законам Кирхгофа: три уравнения
по 1-му закону (для произвольно выбираемых узлов) и два уравнения по 2-му
закону для контуров (выберем в качестве независимых контуров - контуры: 0-1-
узел 1: Р01 -Р12 =Р1
узел 2: Р02 +Р12 -Р23= Р2
узел 3: Р03+Р23 = Р3+Р4
контур 0-1-2-0: P01l01 +P12l12 - P02l02 = 0
контур 0-2-3-0: P02l02 +P23l23 - P03l03 = 0
Решим систему уравнений для следующих исходных данных:
Р1=20 МВт; Р2=25 МВт; Р3=15 МВт; Р4=11 МВт; Р5= 8 МВт;
Расчет выполняем в среде Mathcad двумя способами с помощью матриц и с
помощью блока решений Given.
Решение показано на рисунке 1.22
Рисунок 1.22 - решение системы в среде Mahtcad
Покажем решение системы уравнений в MS Excel рисунки 1.23 и 1.24
Это решение соответствует первому способу показанному на рисунке
Занесем в ячейки A3:E3 длины участков а ячейки F3:I3 нагрузки Р1 Р2
Р3 Р4. В ячейки A6:E10 занесем матрицу коэффициентов системы - А а в
ячейки G6:G10 свободные члены системы - B.
Выделим блок B13:B17. В этом блоке активной будет ячейка B13. Наберем
формулу =МУМНОЖ(МОБР(A6:E10);G6:G10). Нажмем сочетание клавиш
Ctrl+Shift+Enter одновременно. В строке формул появится выражение
=МУМНОЖ(МОБР(A6:E10);G6:G10) в фигурных скобках. Это свидетельствует о
том что формула стала табличной. Во всех ячейках выделенного блока
появится формула =МУМНОЖ(МОБР(A6:E10);G6:G10) рисунок 1.23
Рисунок 1.23 - лист Excel с отображением формул
На рисунке 1.24 представлено решение системы уравнений установившегося
режима рассматриваемой сети. Значения потоков активной мощности по ветвям
сети расположены в ячейках В13:В17.
Рисунок 1.24 - лист Excel с решением
Б) Расчет потокораспределения методом контурных мощностей
Покажем расчет потокораспределения на преобразованной схеме рисунок
Количество контурных уравнений
kк =m-(n-1) =5-(4-1)=2
Выделим два независимых контура: 0-1-2-0 и 0-3-2-0.
Обозначим контурные мощности PI и PII (рисунок 1.25).
Запишем систему контурных уравнений
контур 0-3-2-0: P03l03 -P02l02 -P23l23 = 0
Выразим потоки мощности на остальных участках через контурные
мощности используя первый закон Кирхгофа
Подставим 1.34 и 1.35 в 1.33. Получим
Преобразуем 1.36 к удобному для расчета виду
Решив систему 1.37 находим контурные мощности при подстановке
которых в 1.35 и 1.36 получаем потокораспределение по ветвям.
Пример 1.8 Произвести расчет потокораспределения для схемы сети
показанной на рисунке 1.25 методом контурных мощностей для исходных данных
заданных в примере 1.17.
Подставляем исходные данные в систему 1.36
Решим систему с помощью теоремы Крамера.
Главный определитель системы
Вспомогательные определители
Находим потокораспределение по ветвям схемы
Г) Формирование системы контурных уравнений с использованием графов
Формирование системы контурных уравнений по методике изложенной в
пункте В приводит к трудоемким промежуточным вычислениям особенно для
задач большой размерности.
Вместе с тем система контурных уравнений может быть легко получена
без промежуточных преобразований с использованием графов.
Порядок формирования системы контурных уравнений:
Формируем граф сети дерево и хорды;
Выбираем систему независимых контуров таким образом чтобы в каждый из
них вошла одна из хорд;
Принимаем значение и направление мощностей в хордах соответствующим
контурным мощностям;
Записываем систему контурных уравнений в формализованном виде
где [pic]- собственное комплексное сопротивление К-го контура равное
сумме комплексных сопротивлений элементов входящих в контур;
[pic]- общее комплексное сопротивление между контурами K и L
которое равно сумме комплексных сопротивление элементов находящихся в общих
ветвях которое берется со знаком плюс если соответствующие контурные
мощности имеют одинаковое направление в общих ветвях и со знаком минус
если направления контурных мощностей в этих ветвях взаимнопротивоположны;
[pic]- свободный член K - контурного уравнения.
Правые части (свободные члены[pic]) системы контурных уравнений
формируются с использованием дерева схемы.
Свободный член[pic] системы контурных уравнений для K-го уравнения
равен алгебраической сумме произведений нагрузок узлов сети [pic]на сумму
сопряженных сопротивлений только тех ветвей пути графа по дереву схемы от
узла j до узла баланса (источника питания) которые принадлежат K-му
контуру и это произведение берется со знаком плюс если путь графа
совпадает с направлением контурной мощности и со знаком минус если они не
Пример 1.9. Сформировать систему контурных мощностей для схемы
рассмотренной в примере 1.8.
С учетом допущений принятых в начале пп. 1.6.3.1 перейдем при
формировании контурных уравнений от комплексных сопротивлений к длинам
участков сети и от комплексных мощностей [pic] к активным мощностям [pic].
Cформируем граф сети в котором ребра будут являться ветвями а
вершины узлами схемы сети.
Количество хорд всегда равно количеству контурных уравнений
kx = kк =m-(n-1) =5-(4-1)=2
Выберем в качестве хорд две внешние ветви (0-1 и 0-3 помеченные на
рисунке 1.25 знаком ).
Тогда остальные ветви будут входить в дерево схемы (рисунок 1.26).
контурным мощностям то есть PI=P01 и PII=
Для формирования [pic][pic] рассматриваем пути графа по дереву схемы
от каждой нагрузки до источника питания (показаны на рисунке 1.27 штрих-
пунктирными линиями).
В этом выражении Р1 умножается на сумму длин [pic] поскольку эти ветви
входят в путь графа от узла 1 до узла 0 и принадлежат 1-му контуру и это
произведение берется со знаком плюс так как путь графа совпадает с
направлением 1-ой контурной мощности. Аналогично нагрузка Р2 умножается на
[pic] а [pic] умножается только на [pic] хотя в путь графа от узла 3 до
узла 0 входят ветви 3-2 и 0-2 но ветвь 3-2 не входит в рассматриваемый
Аналогично формируем [pic]
Таким образом получим полную систему контурных уравнений
которая будет идентичной системе 1.37.
6.3.2 Аварийные режимы сложно-замкнутой сети
В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов для сложно-
замкнутой сети рассматриваются режимы с поочередным отключением головных
Так для схемы изображенной на рисунке 1.19 таковыми будут (рисунки
Рисунок 1.28 - Первый аварийный режим (отключение участка 0-1)
Рисунок 1.29 - Второй аварийный режим (отключение участка 0-2)
Рисунок 1.30 - Третий аварийный режим (отключение участка 0-3)
Для проверки проводов по току наиболее тяжелого после аварийного
режима рассчитывается потокораспределение а затем и токи для каждого из
этих трех режимов и на каждом участке аварийный ток принимается равным
максимальному из рассматриваемых аварийных режимов.
6.3.3.Проверка сложнозамкнутого варианта сети по потери напряжения в
Проверка сложнозамкнутого варианта сети по потери напряжения в
нормальном режиме осуществляется до электрически наиболее удаленных точек
сети которыми являются точки потокораздела или концевые точки радиально-
магистральных участков примыкающих к сложнозамкнутой части сети
(питающихся от узлов сложнозамкнутой части сети).
Так для варианта сети изображенной на рисунке 1.20 электрически
наиболее удаленной точкой сложно-замкнутого участка сети будет только точка
(точка 3 для данной сети является точкой потокораздела).
6.3.4.Проверка сложнозамкнутого варианта сети по потери напряжения в
послеаварийных режимах.
В послеаварийных режимах проверке подлежат все наиболее тяжелые
послеаварийные режимы. Так для сети изображенной на рисунке 1.19 поочередно
осуществляют проверку всех трех режимов (рисунки 1.28 1.29 1.30 на
основе расчета потокораспределения для каждого из них).
7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов.
Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется категорийностью
потребителя. При наличии в составе нагрузок подстанции потребителей 1 и 2
категории на подстанции устанавливают два силовых трансформатора. При
отсутствии потребителей 1-ой категории допускается установка одного
силового трансформатора.
Выбор числа трансформаторов на подстанциях представлен в таблице 1.25.
Таблица 1.25- Выбор числа трансформаторов на подстанциях
Категория 123 123 123 3 3
Количество 2 2 2 1 1
Выбор мощностей силовых трансформаторов на подстанции.
Мощность трансформатора на подстанции можно выбирать двумя способами:
по заданной мощности нагрузки; по графику нагрузки. Второй способ при
известном графике является более точным и потому предпочтительным.
Выбор мощности трансформаторов в курсовом проекте осуществляем для
двух номинальных напряжений 110 и 150 кВ. В данном примере рассматривается
выбор трансформаторов класса 110 кВ.
Определяем среднюю квадратичную нагрузку по графику характерных
ti - продолжительность ступени в часах
k – количество ступеней графика.
Для графика нагрузки рисунок 1.11
Ориентировочная мощность трансформатора
Sор1 = 081*2072 = 83 МВА
Принимаем за номинальную мощность трансформаторов ближайшую большую
стандартную. Параметры трансформаторов приведены в таблицах 1.26 и 1.27.
Таблица 1.26 – Трехфазные двухобмоточные трансформаторы класса 110 кВ
Тип Sнт Номинальное ΔРхх ΔРкз Uк % Iхх Пределы
трансформатокВА напряжение обмоток кВт кВт % регулирован
ТМН-25001102500 115 66: 11 5 22 105 15 ±10*15
ТМН-63001106300 115 66: 11 10 50 105 1 ±9*178
ТДН-100001110000 115 66:11 14 60 105 09 ±9*178
ТДН-160001116000 115 66:11 21 85 105 085±9*178
ТРДН-25000125000 115 63-63; 29 120 105 08 ±9*178
ТРДН-32000132000 115 63-63; 35 145 105 075±9*178
ТРДН-40000140000 115 63-63; 42 175 105 07 ±9*178
ТРДН-80000180000 115 63-63; 70 315 105 06
Таблица 1.27 – Трехфазные двухобмоточные трансформаторы класса150 кВ
трансформаракВА напряжение обмоток кВт кВт % регулирован
ТМН-40001504000 158 66: 11 10 35 105 12 ±9*133
ТДН-160001516000 158 66:11 21 85 11 08 ±8*15
ТРДН-32000132000 158 63-63; 35 145 105 07 ±8*15
ТРДН-63000163000 158 63-105; 11-1159 235 17 065±8*15
Принимаем к установке на пс 1 два трансформатора мощностью 10 МВА
каждый тип трансформатора - ТДН-10000110
Расчеты по всем подстанциям приведены в таблице 1.26
Таблица 1.26 – Выбор мощности трансформаторов 110 кВ
№ пс Sм МВАn Sор Sнт Sнт* Тип Sнт ав*
МВА МВА МВА трансформатора МВА
212 2 85 10 094 ТДН-10000110 047
265 2 107 16 121 ТДН-16000110 060
159 2 64 10 126 ТДН-10000110 063
116 1 94 10 086 ТДН-10000110 086
85 1 68 10 118 ТДН-10000110 118
8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по
Проверяем трансформаторы подстанций по ГОСТ 14209-85 на
систематическую перегрузку.
Определяем коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки подстанции:
где Sнт – номинальная мощность трансформатора (МВА);
Sм - расчетная максимальная нагрузка (МВА). Sм = Si из таблицы
n – количество трансформаторов на подстанции
Расчет выполняем для первой подстанции (ПС 1)
Если Кнт*≥ 1 то трансформаторы подстанции не испытывают
систематических перегрузок.
В противном случае на суточный зимний график нагрузки наносим линию
параллельную оси абсцисс с ординатой равной величине Кнт* рисунок 1.18.
Рисунок 1.18 - суточные зимний графики нагрузок для резинотехнической
По пересечению графика нагрузок и линии Кнт* определяем
предварительное время перегрузки tп’ .
Определяем коэффициент начальной загрузки К1.
В формуле 1.45 суммирование ведется по тем ступеням графика которые
не относятся к зоне перегрузке.
Примечание: Если суточный график нагрузки трансформатора содержит два
близких по значению максимума различной продолжительности значение tп и K2
определяются по максимуму большей продолжительности а значение K1 - как
среднеквадратичное значение остальной нагрузки.
Если суточный график нагрузки трансформатора содержит несколько
последовательных близких максимумов значение tп и K2 определяются из
охвата всех максимумов а значение K1 - как среднеквадратичное значение
оставшейся нагрузки.
Определяем предварительный коэффициент перегрузки по графику [pic].
В выражении 1.46 суммирование ведется по тем ступеням графика которые
относятся к зоне перегрузки
Если [pic]≥ 09Кмах то принимаем расчетный коэффициент перегрузки К2
= [pic] а время перегрузки tп = [pic] иначе принимаем К2 =09Кмах а
время перегрузки корректируем по выражению
Проверяем 106 > 09*106= 095 Условие выполняется. Принимаем для
подстанции 1 - К2 = 103 и tп = 6 ч.
По таблицам ГОСТ систематических перегрузок (таблица 1.28) в
зависимости от К1 tп эквивалентной температуры охлаждающей среды (так
как выбор трансформатора осуществлялся по зимнему графику имеющему больший
максимум нагрузки то в качестве принимаем эквивалентную зимнюю
температуру) и системы охлаждения трансформатора находим допустимый
коэффициент перегрузки К2доп.
Примечание. При несовпадении расчетных значений К1 tп или с
табличными значение К2доп.определяют по правилам линейной интерполяции.
Таблица 1.25- Значения годовой и сезонных эквивалентных температур
охлаждающего воздуха по населенным пунктам.
Населённый Эквивалентная Населённый Эквивалентная
пункт температура 0С. пункт температура 0С.
К2доп при значениях К1=025(1 К2доп при значениях К1=025(1
К2доп при знчениях К1=025(1 К2доп при значениях К1=025(1
Таблица 1.97 -Допустимые аварийные перегрузки (в долях номинального
тока) трансформаторов классов напряжения до 110 кВ включительно без
учёта начальной (предшествующей) нагрузки.
ПродолжительносТемпература охлаждающего воздуха во время перегрузки
-20 0С -10 0С 0 0С 10 0С 20 0С 30 0С 40 0С
Железобетонные I - 77 80 89
Железобетонные I - 120 125 148
с подвеской двух цепей
Таблица 2.2 - Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ тыс. рубкм в
Опоры Район по Сечение проводов мм2
Железобетонные I 89 (92) 90 96 104 115
II (100)(100)95 98 107 115
III (123)(119)109 111 119 129
IV (139)(131)121 129 129 148
Железобетонные I 131 140 145 168 184 200
II (147)147 151 168 184 200
III (178)173 177 186 196 210
IV (193)193 196 207 214 226
Таблица 2.3 - Стоимость сооружения воздушных линий 150 кВ тыс. рубкм в
Железобетонные I 106 109 120 129
II (121) 120 129 135
IV (133) 130 133 152
Железобетонные I 174 183 199 218
Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети
вычисляются по выражению
Kтрi - расчетная стоимость трансформаторов устанавливаемых на i-ой
подстанции принимаемая по справочным данным 2 или по таблице 2.4 в
зависимости от номинальной мощности трансформатора и его класса напряжения;
КОРУ.ВНi[1] КЗРУ.ННi[2] – соответственно укрупненный показатель
стоимости открытого распределительного устройства со стороны высшего и
низшего напряжения i-ой подстанции который принимается в зависимости от
напряжения (ВН) схемы ОРУ (ЗРУ) типов и количества выключателей по
справочным данным 2 или по таблицам 2.5 и 2.6;
Kв[3] - суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей
устанавливаемых на отходящих линиях РЭС тыс.руб таблица 2.5;
Кпостi - постоянная часть затрат i-ой подстанции включающая затраты
на подготовку территории подстанции на электроснабжение собственных нужд
стоимость здания опщеподстанционного пункта управления (ОПУ) и принимаемая
в зависимости от общего количества выключателей по справочным данным или по
Таблица 2.4 - Расчетная стоимость трехфазных трансформаторов 35-150 кВ
тыс. руб. в ценах 1990 г.
Мощность Стоимость Мощность Стоимость Мощность Стоимость
МВА тыс. руб. МВА тыс. руб. МВА тыс. руб.
Таблица 2.5 - Укрупненные показатели стоимости ячеек ОРУ 35-220 кВ с
выключателями тыс. руб. в ценах 1990 г.
НапряжениеКол-во Характеристика схемы ОРУ Выключатель
до 3 Ответвление; мостик 19 12
Более 3 Одиночная секционированная система шин 16 10
0 1 Мостик с одним выключателем в перемычке; 60 50
-4 Мостик с двумя выключателями в перемычке; 40 30
треугольник; четырехугольник
более 4 Схема со сборными шинами 36 26
0 1 Мостик с одним выключателем в перемычке; 80 -
-4 Мостик с двумя выключателями в перемычке; 60 -
более 4 Схема со сборными шинами 50 -
0 до 4 Мостик с выключателями; треугольник; 90 80
более 4 Схема со сборными шинами 70 65
Таблица 2.6 - Укрупненные показатели стоимости ОРУ 110-150 кВ подстанций без выключателей в ценах 1990 г.
Схема соединений Блок с Два блока с Два блока с отделителямиДва блока с отделителями
отделителем отделителями с неавтоматической пере-с дополнительной линией
Стоимость 110 кВ 69 13 143 308
Таблица 2.7 - Постоянная часть затрат на подстанции 35-220 кВ (в ценах
Напряжение Присоединение подстанции к сетям Затраты
кВ на стороне высшего напряжения тыс. руб
10 Без выключателей 40
С выключателями (на переменном оперативном 45
С выключателями (на постоянном оперативном 100
0-15010 Без выключателей 130
С одним выключателем 200
Более одного выключателя 250
0-1503510 Без выключателей 140
С одним выключателем 230
Более одного выключателя 280
011010 Без выключателей 300
До трех выключателей 400
Более трех выключателей 600
03510 Без выключателей 150
До трех выключателей 250
Более трех выключателей 450
Величина Kдоп может быть определена по выражению
Kдоб.= ( (крм( кр( ксн( Кст( ΔРм + Ктт( bт (ΔW)
где: ( - коэффициент учитывающий удаленность потребителя
электроэнергии от источника питания. Для сетей 110 кВ и более можно принять
(=105(11 для сетей 10-35 кВ (=11(125);
крм - коэффициент учитывающий несовпадение максимумов нагрузок
потребителей сети во времени (Крм= 085(1). В данном курсовом проекте
величину Крм можно принять равной единице так как условно считается что
все потребители имеют одинаковые графики нагрузки;
кр - коэффициент учитывающий необходимость резерва мощности на
электростанции. Величину резерва мощности можно считать равной 10% от
передаваемой мощности в сеть потребителей то есть Кр=11;
ксн - коэффициент учитывающий расходы мощности на собственные нужды
станции для ГРЭС Ксн=103-104;
Кст – расчетная стоимость 1кВт мощности установленной на
электростанции (Кст =60(85 рубкВт для тепловых станций в ценах 1990 года);
ΔРм- потери мощности в ЛЭП и трансформаторах сети в режиме наибольших
Ктт - удельные капвложения в топливную базу учитывающие затраты на
добычу и транспортировку топлива (можно принять Ктт=28 рубт.у.т в ценах
bт - расход условного топлива на выработку 1 кВт ч электроэнергии (для
современных ГРЭС средняя величина bт равна 300 г.у.т.кВтч или
ΔW - потери электроэнергии в элементах электрической сети за год [кВт
1.2 Эксплуатационные расходы
Эксплуатационные расходы (издержки) – это расходы на эксплуатацию
линий и оборудования подстанций в течение одного года
И = Ил + Ипс + ИΔW =
где Ил Ипс – ежегодные издержки на эксплуатацию линий и
электрооборудования подстанций; ИΔW – стоимость потерь электроэнергии;
[pic] - ежегодные отчисления на амортизацию текущий ремонт и обслуживание
ЛЭП в процентах от капитальных затрат; [pic] - то же применительно к
электрооборудованию подстанций.
Отчисления на амортизацию включают издержки на капитальный ремонт и на
накопление средств необходимых для замены (реновации) изношенного и
морально устаревшего оборудования. Отчисления на текущий ремонт
предназначены для поддержания оборудования в рабочем состоянии. Для
предотвращения повреждения все элементы сети подвергаются периодическим
осмотрам и профилактическим испытаниям. Эти мероприятия финансируются из
отчислений на текущий ремонт. Отчисления на обслуживание расходуются
непосредственно на зарплату эксплуатационного персонала а также на
транспортные средства.
Ежегодные отчисления на амортизацию текущий ремонт и обслуживание в
процентах от капитальных затрат приведены в таблице 2.8
Таблица 2.8 – Ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание элементов
Наименование элемента Нормы отчислений от капитальных вложений %
сети (вид основных фондов)
Амортизационные отчисления Затраты Всего
восстановленкапитальны
Воздушные линии 35-220 кВ на опорах:
деревянных 16 33 49 05 54
стальных и железобетонных 04 20 24 04 28
Силовое электротехническое оборудование и РУ
до 150 кВ включительно 29 35 64 30 94
0 кВ и выше 29 35 64 20 84
Стоимость потерь электроэнергии
где ( - стоимость одного кВт*ч потерь электроэнергии.
Величину ( можно условно считать равной действующей на момент
проектирования величине ставки одноставочного тарифа или вычисляться по
где a и b основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа на
момент проектирования.
Для приведения всех составляющих затрат в цены на момент
проектирования необходимо все величины рублевых затрат принимаемых по
таблицам 2.1-2.7 умножить на коэффициент приведения значение которого
можно принять равным кратности увеличения тарифа на электроэнергию по
сравнению с прейскурантом 09-01 1990 года - кw
где a0 и b0 – соответственно основная и дополнительная ставки
двухставочного тарифа по прейскуранту 09-01 на 1990 г. которые можно
a0 = 60 рубкВт и b0 = 15 копкВт*ч.
Суммарные потери электроэнергии складываются из двух составляющих
где [pic] - переменные потери электроэнергии в активных сопротивлениях
продольной ветви схемы замещения ВЛ (проводах) и в обмотках силовых
трансформаторов зависящие от нагрузки;
[pic] - условно-постоянные потери электроэнергии в сети (потери
холостого хода силовых трансформаторов) не зависящие от нагрузки.
Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в
элементах сети определяются по выражениям
где [pic] - переменные потери мощности в трансформаторах i-ой
[pic]- потери холостого хода в трансформаторах i-ой подстанции.
( - время максимальных потерь (ч) определяемая по выражению
Потери мощности определяются по следующим выражениям
где [pic] - потери короткого замыкания трансформатора i-ой
n – количество трансформаторов на подстанции;
[pic] - номинальная мощность трансформаторов установленных на i-
[pic] - активное сопротивление продольной ветви схемы замещения
линии (j-го участка);
[pic] - потери холостого хода трансформаторов установленных на i-
Технические характеристики двухобмоточных трансформаторов 110-150
кВ приведены в таблицах 1.24-1.25.
2 Приведенные затраты
Выбор рационального варианта сети производится на основании технико-
экономических расчетов и сопоставления конкурентоспособных вариантов по
минимуму приведенных затрат.
В общем случае приведенные затраты (при сроке строительства сети в
течение нескольких лет и неодинаковых ежегодных эксплуатационных расходах)
определяются по формуле сложных процентов
где T – расчетный период сооружения сети;
Кt – капитальные вложения в t-ом году;
[pic] - изменение эксплуатационных расходов t-го года по сравнению с
предшествующим ему годом;
рн.п = 008 – норматив приведения разновременных затрат.
В учебном проекте условно принимается срок сооружения сети до одного
года. В этом случае приведенные суммарные расчетные затраты по i-му
варианту определяются по выражению
где рн - нормативный коэффициент экономической эффективности
капитальных вложений 1год принимаемый для электроэнергетики равным 015;
Кi - капитальные вложения в сеть для i-го варианта [руб].
Иi - ежегодные издержки для этого же варианта [руб].
Уi – ожидаемый среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии
При сравнении вариантов имеющих приблизительно равную надежность
величину ущерба от недоотпуска электроэнергии можно не учитывать.
Таким образом к дальнейшему проектированию принимается вариант
обладающий минимальными приведенными затратами. Если разница между
приведенными затратами по вариантам меньше 5% то варианты считаются
равноэкономичными. В этом случае выбор рационального варианта сети
осуществляется по техническим характеристикам таким как: возможность
дальнейшего развития с учетом фактора роста нагрузок; удобства
эксплуатации; потери электроэнергии и другие факторы. Если при этом
сравниваемые варианты имеют различное номинальное напряжение то
предпочтение следует отдать варианту с большим напряжением.
Пример 2.1. Произвести технико-экономическое сравнение двух вариантов
электрической сети: радиально-магистрального и смешанного с номинальным
напряжением 110 кВ предварительные расчеты которых выполнены в п. 1.6 а
схемы представлены на рисунках 1.33 и 1.34.
Расчет потерь мощности в элементах сети
Расчет потерь мощности в трансформаторах 110 кВ
Так как в обоих вариантах установлены одинаковые трансформаторы то
потери мощности в трансформаторах так же будут одинаковыми.
Переменные потери мощности в трансформаторах первой подстанции
Потери холостого хода в трансформаторах 1-ой подстанции
Расчеты по остальным подстанциям сводим в таблицу 2.9.
Таблица 2.9 – Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанций
№ Sм Sнт n ΔPxx ΔPкз ΔPт ΔPxx п
псМВА МВА кВт кВт кВт кВт
Расчет радиально-магистрального варианта сети
Расчет потерь мощности в ЛЭП
Расчет переменных потерь мощности в ЛЭП радиально-магистрального
Переменные потери в линии 0-1
Расчеты по остальным участкам сети сводим таблицу 2.10
Таблица 2.10 – расчет потерь в ЛЭП радиально-магистрального варианта
Участок S МВА r Ом ΔPл МВт
Таким образом потери в ЛЭП составят
Суммарные потери мощности в режиме максимальных нагрузок составят
Расчет потерь электроэнергии
Время максимальных потерь
элементах сети радиально-магистрального варианта
Суммарные потери электроэнергии
Величину удельной стоимости потерь электроэнергии ( определим по
двухставочному тарифу 2007 года
где a и b основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа: a =
76448 рубкВт в год; b=0672 рубкВт*ч.
ИΔW =1507*9579163*10-3=14432 тыс.руб.
Капитальные вложения
Капиталовложения в электрическую сеть состоят из вложений на
сооружение линий электропередачи Кл подстанций Кпс и дополнительных
капитальных вложений в топливно-энергетическую базу необходимых для
покрытия потерь мощности и электроэнергии Кдоп.
Примем коэффициент приведения составляющих затрат принимаемых в ценах
90 года в цены на момент проектирования равным кратности увеличения
тарифа на электроэнергию по сравнению с прейскурантом 09-01 1990 года - кw
двухставочного тарифа по прейскуранту 09-01 на 1990г. которые можно
принять равными: a0 = 60 ркВт и b0 = 15 копкВт*ч.
Принимаем окончательно кw = 59.
Суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП сети
где Коi – стоимость сооружения одного километра линии i-го участка
Расчет капиталовложений в ЛЭП производен в таблице 2.11.
Величину К0 принимаем по таблице 2.2 для соответствующих сечений
числа цепей и первому району по гололеду и заносим в таблицу 2.11 с учетом
Таблица 2.11 – Капвложения в ЛЭП
Участок число Длина Марка Ко Кл
цепей участка провода тыс.рубкм тыс. руб
-1 2 35 АС-70 7729 270515
-2 2 35 АС-70 7729 270515
-3 2 45 АС-70 7729 347805
-4 1 40 АС-70 5251 21004
-5 1 55 АС-70 5251 288805
Таким образом капиталовложения в ЛЭП составляют
Кл = 138768 тыс.руб.
где Kтрi - расчетная стоимость трансформаторов устанавливаемых на i-ой
подстанции (тыс.руб.);
Kв- суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей устанавливаемых
на стороне ВН подстанций и на отходящих линиях РЭС тыс.руб.;
КОРУ.ВНi КЗРУ.ННi – соответственно укрупненный показатель стоимости
открытого распределительного устройства со стороны высшего и низшего
Кпостi - постоянная часть затрат i-ой подстанции.
Так как стоимость ЗРУ НН для всех вариантов одинаковая то эту
составляющую можно не учитывать в составе капиталовложений при сравнении
Определяем капиталовложения в трансформаторы.
Величины стоимости трансформаторов принимаем по данным таблицы 2.4 (с
учетом корректировки цен) в зависимости от номинальной мощности
трансформатора для класса напряжения 110 кВ. Расчет сводим в таблицу 2.12.
Таблица 2.12 – Расчет капиталовложений в трансформаторы (110 кВ)
Мощность Стоимость одного Количество Итого
трансформатора трансформатора трансформаторов
Таким образом капиталовложения в трансформаторы составят:
Ктр = 35164 тыс.руб.
Определяем капиталовложения в ОРУ ВН (ячейки силовых выключателей
устанавливаемых на стороне ВН подстанций и на отходящих линиях РЭС). На
отходящих от РЭС линиях в рассматриваемом варианте сети установлено семь
силовых выключателей 110 кВ кроме того на подстанциях сети установлено еще
восемь ячеек с выключателями. Таким образом общее количество ячеек
(ответвление с выключателем) составляет пятнадцать.
Стоимость ячеек ОРУ силовых выключателей 110 кВ принимаем по таблице
Суммарная стоимость ОРУ 110 кВ составит:
КОРУ ВН = (7+8)*50*59= 44250 тыс. руб.
Постоянную часть затрат на подстанции определяем по таблице 2.7. Для
данного варианта на трех подстанциях установлено по два выключателя и на
двух подстанциях по одному выключателю.
Постоянная часть затрат на подстанции с учетом коррекции цен
Кпост = (3*250+2*200)*59 = 67850 тыс. руб.
Кпс = 44250+35164+67850=147264 тыс. руб.
Дополнительные капитальные вложения в топливно-энергетическую базу
необходимые для покрытия потерь мощности и электроэнергии Кдоп.
электроэнергии от источника питания. Принимаем для сетей 110 кВ (=11;
потребителей сети во времени. Принимаем величину Крм равной единице так
как все потребители имеют одинаковые графики нагрузки;
электростанции. Принимаем величину резерва мощности равной 10% от
станции принимаем для ГРЭС Ксн=104;
электростанции (Принимаем Кст =60 рубкВт для тепловых станций в ценах 1999
добычу и транспортировку топлива (принимаем Ктт=28 рубт.у.т в ценах
bт - расход условного топлива на выработку 1 кВт ч электроэнергии
(принимаем величину bт равной 300 г.у.т.кВтч или 300*10-6 т.у.т.кВтч);
Kдоб.= 11*(1*11*104*60*10-3*2192+300*10-6*28*10-
*9579163)*59=14988 тыс. руб.
Полные капиталовложения в сеть составят
К= 138768+147264+14988= 301020 тыс. руб.
Эксплуатационные расходы
Эксплуатационные расходы (издержки)
И = Ил + Ипс + ИΔW [pic]
[pic] - ежегодные суммарные отчисления включающие отчисления на
амортизацию текущий ремонт и обслуживание ЛЭП и подстанций в процентах от
капитальных затрат соответственно.
З1 = 015*301020+ 32161 = 77314 тыс. руб.
Расчет смешанного варианта сети
Расчет переменных потерь мощности в ЛЭП смешанного варианта
Расчеты по остальным участкам сети сводим таблицу 2.13
Таблица 2.13 – расчет потерь в ЛЭП смешанного варианта
ИΔW =1507*11853531*10-3=17859 тыс.руб.
Расчет капиталовложений в ЛЭП производен в таблице 2.14.
Таблица 2.14 – Капвложения в ЛЭП
Кл = 150480 тыс.руб.
Так как в обеих вариантах установлены одинаковые трансформаторы то
капиталовложения в трансформаторы уже определены в предыдущем расчете:
Определяем капиталовложения в ОРУ ВН подстанций и ячейки силовых
выключателей устанавливаемых на отходящих линиях РЭС. На отходящих линиях
от РЭС в рассматриваемом варианте сети установлено пять силовых
выключателей 110 кВ на подстанциях в общей сложности 14 ячеек
(ответвления и мостик с одним выключателем в перемычке).
Стоимость ячеек силовых выключателей 110 кВ принимаем по таблице 2.5.
Стоимость ячеек силовых выключателей с учетом приведения цен
КОРУ ВН =(5+14)*50*59= 56050 тыс. руб.
данного варианта на трех подстанциях установлено по два или более
выключателя и на двух подстанциях по одному выключателю.
Кпс = 56050+35164+67850=159064 тыс. руб.
Kдоб.= 11*(1*11*104*60*10-3*2747+300*10-6*28*10-3*11853531)*59=
К= 150480 + 159064+ 18697= 328241 тыс. руб.
З2 = 015*328241 + 37024 = 86261 тыс. руб.
Выбор рационального варианта сети
Приведенные затраты для радиально-магистрального варианта составляют
З1 = 77314 тыс. руб.
Приведенные затраты для смешанного варианта составляют
З2 = 86261 тыс. руб.
Разница в приведенных затратах
что относительно варианта с наименьшими затратами в процентах
Таким образом по критерию минимума приведенных затрат для дальнейшего
проектирования следует принять радиально-магистральный вариант сети.
Электрический расчет выбранного варианта сети
1 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров
Схема замещения сети формируется из отдельных схем замещения элементов
сети – линий и трансформаторов.
Для воздушных сетей 110 кВ и более линии электропередачи
представляются П- образной схемой замещения а трансформаторы Г-образной
На схемах замещения параллельные цепи (двухцепные ЛЭП и подстанции с
двумя трансформаторами) представляются одной соответствующей схемой
замещения в параметрах которой учтены параллельные ветви.
Пример 3.1. Схема замещения радиально-магистрального варианта
приведена на рисунке 3.1.
2 Расчет зарядных мощностей ЛЭП
Зарядные мощности линий (участка i-j) в нормальном режиме
где bij – емкостная проводимость участка сети (ЛЭП) найденная в пп.
Зарядные мощности ЛЭП в послеаварийном режиме определяются с учетом
наличия параллельных линий (двухцепных ЛЭП) и конфигурации сети.
Для разомкнутых сетей зарядные мощности двухцепных ЛЭП в
послеаварийном режиме уменьшаются вдвое так как в качестве послеаварийного
режима для таких сетей рассматривается режим отключения одной цепи на всех
двухцепных участках.
Для кольцевых участков в качестве послеаварийных режимов
рассматриваются режима поочередного отключения головных участков. Поэтому в
послеаварийных режимах зарядную мощность этих участков следует принять
Пример 3.2. Рассчитать зарядные мощности ЛЭП для радиально-
магистрального варианта сети.
Расчеты зарядных мощностей в нормальном и послеаварийном режимах для
радиально-магистрального варианта сети сведены в таблицу 3.1
Участок Число bij Норм. режим Послеав. режим
(Qc ij Мвар (Qc ij Мвар
Таким образом суммарная зарядная мощность ЛЭП составляет [pic]=1015 Мвар
Рисунок 3.1 – Схема замещения радиально-магистрального варианта сети
3 Выбор режима нейтрали сети
Сети с напряжением 110 кВ и выше относятся к сетям с большими токами
замыкания на землю и в соответствии с ПУЭ эксплуатируются в режиме с
глухозаземленной нейтралью. Сети 110-150 кВ могут эксплуатироваться в
режиме эффективно заземленной нейтрали когда в электрически связанной сети
часть нейтралей обмоток силовых трансформаторов подключенных к этой сети
разземляется по условию снижения токов однофазного короткого замыкания на
4 Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных
нагрузок минимальных нагрузок и послеаварийном режиме
Расчетные нагрузки подстанций используют для упрощения расчетов
режимов электрических сетей содержащих трансформаторы. Расчетная нагрузка
включает помимо самой нагрузки подстанции потери в меди и в стали
трансформаторов подстанции а так же половину зарядных мощностей линий
соединенных с данной подстанцией.
Расчетная нагрузка i-подстанции будет определяться следующим образом:
Qрi= Qi+(Qпi +(Qхх пi -(Qci
ΔPпi ΔPхх пi – активные потери в меди и стали трансформаторов
i- ой подстанции определенные в разделе 2 по выражениям 2.13 и 2.15
(Qпi – потери реактивной мощности в меди трансформаторов i-ой
(Qхх пi - потери реактивной мощности в стали (холостого хода)
(Qci – половина суммы зарядных мощностей линий соединенных с
n – количество трансформаторов установленных на подстанции.
где Iххi % - ток холостого хода трансформатора в процентах от
где (Qcij – зарядные мощности линий примыкающие к рассматриваемой
После определения расчетных нагрузок схема замещения сети может быть
упрощена до расчетной схемы на которой отражают только продольные ветви
Введение расчетных нагрузок значительно упрощает расчет режима сети
но приводит к определенной погрешности обусловленной следующими принятыми
допущениями: потери мощности в меди и стали трансформаторов а также
зарядные мощности линий считаются независимыми от режима напряжения сети и
определяются по номинальному напряжению. Но при ручном расчете (без
использования ЭВМ) эта погрешность допустима.
Пример 3.3. Определить расчетные нагрузки подстанций в режимах:
максимальных нагрузок минимальных нагрузок и послеаварийном режиме для
радиально-магистрального варианта сети и сформировать расчетную схему сети.
Нормальный режим максимальных нагрузок
Расчетная нагрузка первой подстанции
Рр1=Р1 +ΔPп1+ ΔPхх п1;
Qр1= Q1+(Qп1 +(Qхх п1 -(Qc1
Потери реактивной мощности в меди трансформаторов 1-ой подстанции;
Потери в стали (холостого хода) в трансформаторах первой подстанции
Половина суммы зарядных мощностей линий соединенных с первой
Рр1=20 +013 + 003=2016 МВт;
Qр1= 696+2355 +018 –109= 840 Мвар
Расчетные нагрузки для остальных узлов определяем аналогично.
Результаты расчетов приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Расчетные нагрузки (нормальный режим максимальных нагрузок)
№ Рi Qi (Qci(Pхх пi (Pпi (Qххпi(QпiPpi
пс Мвар кВт кВт квар квар МВт
В таблице 3.2 в строке «Всего» произведен расчет суммарных потерь
соответственно активной и реактивной мощностей в трансформаторах.
В режиме минимальных нагрузок значения Рi Qi определяются в
соответствии с суточными графиками нагрузок. Так для рассматриваемого
примера значение мощности минимальной ступени в относительных единицах
(рисунок 1.11) составляет 03. Поэтому в этом режиме
Q1 = 696*03 = 209 Мвар
Расчеты по определению расчетных нагрузок в режиме минимальных
нагрузок сведены в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 – Расчетные нагрузки (нормальный режим минимальных нагрузок)
Макс. нагрузок Мин. нагрузок ПАР
Таблица 3.5 - Расчетные потери мощности в ЛЭП
Участок ΔP МВт ΔQ Мвар
Макс Мин ПАР Макс Мин ПАР
Итого: 153 022 299 161 023 313
Таким образом суммарные потери активной и реактивной мощности в сети
в режиме максимальных нагрузок составляют: ΔP=153 МВт; ΔQ=161 Мвар.
5.2 Расчет режима кольцевой сети
Уточненный расчет режима кольцевой сети в нормальных режимах
производится в два этапа. На первом этапе производится расчет сети без
учета потерь мощности. Далее кольцевая сеть разрезается по точке
потокораздела на две разомкнутые сети которые рассчитываются с учетом
Уточненный расчет режима кольцевой сети рассмотрим на примере расчета
кольцевого участка смешанного варианта сети предварительный расчет
которого выполнен в 1.6.2.
Схема выделенного кольцевого участка этой сети приведена на рисунке
Схема замещения кольцевого участка приведена на рисунке 3.6.
Расчеты зарядных мощностей ЛЭП кольцевого участка в нормальном режиме
выполнены по формуле 3.1 и результаты сведены в таблицу 3.9.
Участок Число bij (Qc ij
Расчетные нагрузки узлов определены по выражениям 3.2 - 3.7 и а
результаты расчетов приведены в таблице 3.10.
Таблица 3.10 – Расчетные нагрузки (нормальный режим максимальных нагрузок)
№ Рi Qi (Qci (Pхх пi (Pпi
пс Мвт Мвар квар кВт кВт
В таблице 5.2 представлены расчетные значения мощностей компенсирующих
устройств полученные в подразделе 1.3 и соответствующее им значение потерь
активной мощности в продольных элементах схемы сети.
Таблица 5.2 – Исходное решение
Qку1 Мвар Qку2 Мвар Qку3 Мвар Qку4 Мвар Qку5 Мвар ΔP кВт
Как следует из расчетов при оптимальном перераспределении мощности
компенсирующих устройств (не изменяя их суммарной мощности) происходит
снижение потерь мощности в сети на величину Р=2211 кВт или на 108%.
Суммарное снижение потерь электроэнергии составит
ΔW= 2211*52382 = 1158206 кВт*ч
В денежном выражении эффект от оптимального перераспределения
компенсирующих устройств составит:
Э=1507* 1158206 = 1745416 руб
Поскольку значения оптимальных мощностей компенсирующих устройств
ненамного отличается от исходных значений при которых производился выбор
параметров сети то уточненной проверки сети по потери напряжения и
допустимым токам сечений ЛЭП в послеаварийных режимах можно не производить.
2 Организация экономичного режима работы трансформаторов
На подстанциях от которых питаются потребители I и II категории по
надежности электроснабжения как правило устанавливается два и более
трансформатора. При этом суммарные потери в трансформаторах зависят от
нагрузки и количества включенных трансформаторов.
Нагрузочные потери (ΔРН) и потери холостого хода (ΔРХ) в
трансформаторах сопоставимы между собой. При полной загрузке или перегрузке
трансформаторов ΔРН>ΔРХ и наоборот в режимах недогрузки ΔРХ > ΔРН. В
последнем случае имеет смысл отключать часть параллельно работающих
Определим потери мощности в трансформаторах на понижающей подстанции
где установлены два одинаковых понижающих трансформатора. Общие потери в
каждом из трансформаторов равны сумме нагрузочных потерь (потерь в
обмотках) и потерь холостого хода (потерь в стали).
Потери мощности в двух трансформаторах
где S - мощность нагрузки трансформатора;
ΔРХХ потери холостого хода трансформатора;
ΔРКЗ - потери короткого замыкания трансформатора
Потери мощности в одном трансформаторе при той же нагрузке составят
Нагрузка SГ при которой целесообразно отключить один из
трансформаторов определяется условием равенства потерь мощности при одном
и двух включенных трансформаторах определяется из условия
Из 5.3 находим граничную мощность SГ:
Качественные зависимости потерь от загрузки трансформаторов S* в
относительных единицах приведены на рисунке 5.2.
На рисунке 5.4 на годовом графике по продолжительности показаны
границы оптимального числа работающих трансформаторов на подстанциях.
Определим величину снижения потерь электроэнергии и величину
экономического эффекта при оптимальном включении трансформаторов в течение
Потери электроэнергии i-ой подстанции при работе двух трансформаторов
по годовому графику составят:
где j - ступень графика нагрузки;
[pic] - величина мощности нагрузки j-ой ступени графика в
относительных единицах;
Tj - продолжительность j-ой ступени в часах.
Для РПС 1 при работе в течение года двух трансформаторов величина
потерь электроэнергии составят:
При оптимальном графике включения трансформаторов на РПС 1 (на
ступенях: 1; 08; 07; 05; 04 работает два трансформатора на ступени:
- один трансформатор) потери электроэнергии составят:
Снижение потерь электроэнергии за год
Экономический эффект от регулирования для РПС 1
Результаты расчетов для остальных подстанций представлены в таблице
№ Потери электроэнергии кВт*ч Снижение потерь Экономический
РПС электроэнергии эффект
При 2-х постоянноПри
включенных оптимальном
трансформаторах режиме
Итого: 2163823 2134503 29320 44185
3 Исследование зависимости потерь мощности в сети от уровня напряжения в
Потери активной мощности в сети складываются из нагрузочных потерь к
которым относятся: потери мощности в активных сопротивлениях продольных
ветвей схем замещения ЛЭП (потери в проводах ЛЭП) потери в активных
сопротивлениях продольных ветвей схем замещения трансформаторов (потери в
меди или потери в обмотках трансформатора) и условно- постоянные потери в
поперечных ветвях схем замещения ЛЭП и трансформаторов (в ЛЭП к этим
потерям относят потери в изоляции и потери на «корону» ВЛ а в
трансформаторах – это потери в стали или в магнитопроводе)
[pic] - потери в активном сопротивлении продольной ветви схемы
NЛ – количество линий в сети;
NТ – количество трансформаторов.
Нагрузочные потери уменьшаются с ростом уровня напряжения в сети а
условно постоянные потери возрастают.
Исследуем зависимость полных активных потерь в рассматриваемой сети
от уровня напряжения в двух режимах: максимальных нагрузок и минимальных
Расчеты проводим с использованием пакета программ «RASTR»
предназначенного для расчета и анализа установившихся режимов электрических
Расчет проводим по схеме замещения рисунок 5.5 с учетом
коэффициентов трансформации трансформаторов.
На схеме замещения пронумерованы узлы и представлены идеальные
трансформаторы с соответствующими коэффициентами трансформации.
Узел соответствующий шинам РЭС (узел 10) является базисным по
напряжению. При расчетах напряжение этого узла является независимой
переменной в функции которой ищется зависимость потерь мощности в сети.
Для исследования необходимо провести серию расчетов установившихся
режимов сети в двух режимах – максимальных и минимальных нагрузок. Модель
сети описывается двумя массивами УЗЛЫ и ВЕТВИ в соответствии с форматом
пакета программ RASTR.
3.1 Режим максимальных нагрузок
Массив «УЗЛЫ» для режима максимальных нагрузок представлен в таблице
Номер Название Uном Рнаг Qнаг
Номер- номер узла схемы замещения сети;
Название – диспетчерское название узла;
Uном -номинальное напряжение узла в кВ (для узла соответствующего
базисному узлу задается базисное напряжение U6);
Рнаг Qнаг - соответственно активная и реактивная мощность нагрузки
узла в МВт и Мвар соответственно.
Массив «ВЕТВИ» представлен в таблице 5.6.
Nнач Nкон Nп Rлин Xлин Gлин Bлин КТВ
Nнач Nкон – номера узлов являющиеся началом и концом ветви схемы
Nп - число параллельных цепей в ветви;
Rлин Хлин - соответственно активное и индуктивное сопротивление ветви
Gлин Влин - соответственно активная и индуктивная проводимость шунта
(мкСм) схемы замещения со знаком; Для ЛЭП Влин – есть полная проводимость
bл со знаком минус (емкостная проводимость). Для трансформатора Gлин есть
gт а Влин – это bт со знаком плюс (индуктивная проводимость).
Ктв - вещественная составляющая коэффициента трансформации в ветви.
Активное и индуктивное сопротивление продольной ветви схемы замещения
Активная и индуктивная проводимости ветви намагничивания
трансформатора определяются по выражению:
Коэффициент трансформации трансформатора снабженного устройством
регулирования напряжения определяется по выражению:
где Uн нач - номинальное напряжение обмотки трансформатора относящейся
к начальному узлу в описании ветви с трансформатором;
Uн кон - номинальное напряжение обмотки трансформатора относящейся к
конечному узлу в описании ветви с трансформатором;
(Uст% - величина ступени регулирования в процентах от номинального
напряжения. (Uст% = 178 % для трансформаторов класса 110 кВ.
В таблице 5.6 параметры схемы замещения рассчитаны для одной цепи ВЛ и
одного трансформатора. Параллельные ветви в пакете программ RASTR
(двухцепные линии или двухтрансформаторные подстанции) учитываются
Расчет коэффициентов трансформации сведен в таблицу 5.7. Так как на
всех подстанциях установлены трансформаторы с одинаковыми значениями
номинального напряжения на стороне ВН (115 кВ) и на стороне НН (105 кВ)
то коэффициенты трансформации для всех трансформаторов соответствующих
отпаек будут одинаковыми.
Таблица 5.7 – Расчет коэффициентов трансформации
трансформаторов с РПН
Номер анцапфы Коэффициент
Для режима максимальных нагрузок производились расчеты при изменении
напряжения базисного узла (напряжения центра питания) в диапазоне от 09 Uн
до 1.15 Uн. Максимальное граничное значение рассматриваемого диапазона
(115 Uн) ограничивается ГОСТ 21128 для сетей 35-220 кВ на уровне 15% от
номинального напряжения по условиям защиты изоляции оборудования сетей.
При расчете режима сети одновременно с изменением напряжения в центре
питания изменялись коэффициенты трансформации соответствующих
трансформаторов на подстанциях в соответствии с принципом встречного
регулирования. То есть в режиме максимальных нагрузок напряжение на стороне
НН подстанций поддерживалось на уровне 105 кВ а в режиме минимальных
нагрузок на уровне 10 кВ.
При этом в режиме максимальных нагрузок при напряжении в центре
питания (09 – 095) Uн не удалось создать на вторичной стороне подстанций
требуемый уровень напряжения. Поэтому этот режим является недопустимым для
рассматриваемой сети.
Результаты расчетов для режима максимальных нагрузок приведены в
Uб Uб ΔPЛ ΔPМ ΔPС ΔP
о.е. кВ МВт МВт МВт МВт
Зависимость потерь в сети от уровня напряжения в центре питания в
режиме максимальных нагрузок приведен на рисунке 5.6.
3.2 Режим минимальных нагрузок
Для рассматриваемой сети минимальные нагрузки составляют величину 03
Массив «УЗЛЫ» для режима минимальных нагрузок представлен в таблице
Результаты расчетов для режима минимальных нагрузок приведены в
режиме максимальных нагрузок приведен на рисунке 5.7
Для данного режима нецелесообразно снижение уровня напряжения в центре
питания из-за повышения потерь в сети.
Рассмотрим снижение нагрузок до уровня 01 от максимальных нагрузок.
Массив «УЗЛЫ» для этого режима представлен в таблице 5.11.
режиме максимальных нагрузок приведен на рисунке 5.8.
Расчет режима сети показал недопустимость снижения уровня напряжения в
центре питания до величины 09 от номинального напряжения по причине
невозможности поддержания напряжения на стороне НН подстанций за счет РПН
По результатам проведенных расчетов можно сделать следующие выводы:
Для получения оптимального уровня потерь мощности в сети необходимо
совместное регулирование напряжения как в центре питания так и на
подстанциях с помощью РПН трансформаторов.
В режиме максимальных нагрузок в центре питания следует поддерживать
максимально возможное напряжение которое для рассматриваемой сети
составляет величину – 115 Uн.
Для режима минимальных нагрузок (ниже 10% от максимальных нагрузок)
оптимальной величиной напряжения в центре питания является уровень 095 от
номинального напряжения сети.
Выводы 2 и 3 согласуются с принципом встречного регулирования
Требования к содержанию и оформлению пояснительной записки и графических
Курсовой проект включает в себя пояснительную записку и один
графический лист формата А1.
Пояснительная записка выполняется в соответствии с СТП 101-00
«Стандарт предприятия общие требования и правила оформления выпускных
квалификационных работ курсовых проектов (работ) отчетов по РГР по УИРС
по производственной практике и рефератов».
Пояснительная записка курсового проекта должна содержать следующие
структурные элементы:
-задание на проектирование ;
- список использованных источников;
- приложения (необязательно).
Титульный лист является первым листом работы оформляется на
специальном бланке. Переносы слов в надписях титульного листа не
допускаются. Образец титульного листа приведен в Приложении А.
Задание на выполнение работы выданное руководителем курсового
проекта располагается за титульным листом.
Аннотация представляет собой краткую характеристику курсового проекта.
Объем аннотации согласно ГОСТ 7.9.-7.7 составляет 500 печатных знаков т.е.
15 строк. Аннотация располагается на третьем листе пояснительной
аннотации для пояснительной записки следует оформлять по форме 5
ГОСТ 2.106 с основной надписью по форме 2 ГОСТ 2.104. Пример оформления
аннотации приведен в Приложении Б.
Остальные листы пояснительной записки следует оформлять согласно
В содержании на отдельном листе последовательно перечисляются
наименование разделов подразделов и пунктов в том случае когда последние
имеют заголовки а также указываются номера страниц на которых размещается
начало разделов подразделов и пунктов.
Номера разделов и подразделов должны быть такими же как в тексте
пояснительной записки. «Введение» «Заключение» «Приложение» «Список
использованных источников» не нумеруется. Пример оформления содержания
приведен в Приложении Г.
Введение должно содержать основные цели проектирования требования
предъявляемые к проектируемой сети и основные принципы используемые при
проектировании электрических сетей.
При написании введения следует избегать общих рассуждений не имеющих
прямого отношения к теме.
Заглавием должно служить слово «Введение напечатанное на отдельной
строке посередине страницы с первой прописной буквы.
«Введение» как и «Заключение» не включают в общую нумерацию разделов и
размещают на отдельных листах.
В заключении приводятся основные технические решения принятые в
проекте и их особенности а также выводы и предложения.
Заголовок «Заключение» так же как печатается на отдельной строке
посередине страницы с первой прописной буквы.
8 Список использованных источников
Оформлении списка использованных источников следует производить с
соответствии с ГОСТ 7.1-2003 «Библиографическая запись. Библиографическое
описание: общие требования и правила составления».
Пример оформления списка использованных источников приведен в
9.1 Общие требования
Графическая часть курсового проекта выполняется на одном листе
чертежной бумаги формата А1 (594х841 мм) ГОСТ 2.301 с помощью графических
редакторов (AutoCad Visio Компас и т.п.) с печатью на плоттере.
Допускается представлять в чертеж выполненный в графическом редакторе на
9.2 Основная надпись на чертеже
Основная надпись на чертеже выполняется по ГОСТ 2.104.
Образец формы основной надписи на чертеже приведен в приложении Е.
9.3 Содержание графического листа
На графический лист выносятся:
а) Однолинейная схема (схема коммутации) варианта сети выбранного по
результатам технико-экономическое сравнение. На схему наносятся надписи
позиционных обозначений коммутационных аппаратов (разъединителей –
выключателей –Q короткозамыкателей – QNi где i –
порядковый номер соответствующего элемента а также марки проводов и длины
ЛЭП марки трансформаторов пределы регулирования РПН и номера подстанций;
б) Пояснительная схема сети с указанием в виде засечек числа цепей ЛЭП
и номеров подстанций;
в) Схема замещения сети с обозначением элементов - сопротивлений и
г) Таблица по расчету ответвлений трансформаторов для основных режимов
сети (нормальный режим максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийный
Список использованных источников
Неклепаев Б.Н. Крючков Н.П. Электрическая часть электростанций и
подстанций: Справочные материалы-4-е издание Б.Н. Неклепаев Н.П.
Крючков. -4-е издание. - М.: Энергоатомиздат 1989.-608с.
Правила устройства электроустановок. 7-е изд. Новосибирск: Сиб. унив.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.-М.:
Энергоатомиздат 1989.-522с.
Справочник про проектированию электрических сетей и
электрооборудования. Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.-М.: Энергоатомиздат
Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: Учеб.
пособие. – М.: ФОРУМ-ИНФРА-М 2006. -480 с.
Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с
высшим напряжением 35-750кВ. СО 153-34.20.122-2006. Открытое акционерное
общество «Федеральная сетевая компания единой энергетической системы»
Стандарт организации 2006.-60с.
СТП 101-00. Общие требования и правила оформления выпускных
квалификационных работ курсовых проектов (работ) отчетов по РГР по
УИРС по производственной практике и рефератов. - Взамен СТП 2069022.101-
СТП 2069022.102-93 СТП 2069022.103-92 СТП 2069022.105-95 СТП
69022.108-93; Введен 25.12.2000г. – Оренбург: ОГУ 2000. – 62 с.
Пример оформления титульного листа курсового проекта
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
по дисциплине «Электропитающие системы и электрические сети»
ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
ГОУ ОГУ 140211.65.4012.ХХ ПЗ
Руководитель проекта
Пояснительная записка содержит 45 страниц в том числе 6 рисунков
таблиц16 источников 2 приложения. Графическая часть выполнена на
одном листе формата А1.
ГОУ ОГУ 140211.65.4012.ХХ ПЗ
Михеев Проектирование районной
Разраб.В.В. электрической сети
Пояснительная записка
Пример оформления листов пояснительной записки
Пример оформления содержания
Предварительный расчет электрической сети . .
Краткая характеристика электроснабжаемого района . .. .
1.1 Климатические условия . .
1.2 Расстояния по воздушной прямой и протяженности трасс между пунктами
1.3 Исходные данные к проекту ..
Построение годового графика нагрузки по продолжительности ..
Баланс активной и реактивной мощности
Выбор конструкции сети и материала проводов ..
Формирование вариантов схем электрической сети
Предварительный расчет выбранных вариантов .
6.1Расчет радиально-магистрального варианта сети ..
6.1.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных
Выбор номинальных напряжений сети ..
Выбор сечений проводов ЛЭП
Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима
Проверка сети по потери напряжения в нормальном и послеаварийном
Расчет смешанного варианта сети
6.2.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных
Выбор номинальных напряжений сети .
Расчет потокораспределения в послеаварийных режимах . .
7 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов . ..
8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ
9Формирование схем электрических соединений вариантов сети .
Технико-экономическое сравнение вариантов сетей . . ..
1 Расчет капитальных затрат .. .
2.Расчет ежегодных издержек .. ..
3 Расчет приведенных затрат .. .
4 Выбор рационального варианта сети . .
Электрический расчет выбранного варианта в режиме максимальных
1 Расчет зарядных мощностей ЛЭП в нормальном режиме максимальных
2 Выбор режима нейтрали сети .
3 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров
4 Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных нагрузок;
минимальных нагрузок; послеаварийном .. ..
5 Электрический расчет режима сети в режимах: максимальных нагрузок;
6 Определение действительных напряжений на вторичной стороне
трансформаторных подстанций ..
7 Выбор ответвлений трансформаторов ..
Проверочный баланс реактивной мощности .. ..
Список использованных источников .
Пример оформления списка использованных источников
Правила устройства электроустановок. 7-е изд.- Новосибирск: Сиб. унив.
Указания по расчету электрических нагрузок. ОТМ 36.18.32.4-92.М.: ВНИПИ
Тяжпромэлектропроект 1993.-27с.
Форма основной надписи на чертежах
ГОУ ОГУ 140211.65.4012.ХХ
Проектирование районной
электрической сети шифр группы
Примечание: В надписи ОГУ 140211.65.4008.ХХ – символы ХХ заменяются на
порядковый номер студента по журналу группы
Приложение Е Пример оформления графического листа
[1] На стороне ВН подстанций в отдельных случаях может устанавливаться
закрытые распределительные устройства например по климатическим условиям
или при наличии вредных выбросов в атмосферу в районе расположения
[2] В данном курсовом проекте при сопоставлении вариантов можно не
учитывать стоимость ЗРУ НН поскольку для всех вариантов ее можно считать
[3] В настоящее время масляные выключатели заменяются элегазовыми. Но
ввиду отсутствия сопоставимых цен на них в данном курсовом проекте
допускается использование масляных выключателей.
QS1 QS2 QS3 QS4 QS5 QS6
U0 [pic] Хл01 RЛ01 [pic] U1
U0 [pic] XЛ03 RЛ03 [pic] U3 [pic]
U0 [pic] Хл02 RЛ02 [pic] U2
U0 [pic] XЛ01 RЛ01 [pic] U1 [pic]
Порядковый номер студента в списке группы- 01; 02 и т.д.
Две последние цифры года выполнения работы
Пример оформления аннотации
Потери в одном трансформаторе
Потери в двух трансформаторах
Приложение Ж Пример оформления графического листа

Карты ПУЭ климатика.doc

Климатические условия
Рис. 2.5.1. Карта районирования территории СНГ по скоростным напорам ветра.
Рис. 2.5.2. Карта районирования территории СНГ по скоростным напорам ветра.
Рис. 2.5.3. Карта районирования территории СНГ по скоростным напорам ветра.
Рис. 2.5.4. Карта районирования территории СНГ по скоростным напорам ветра.
Таблица 2.5.1. Максимальный нормативный скоростной напор
ветра на высоте до 15 м от земли
Скоростной напор ветра [pic] даНм[pic]
Районы СССР (скорость ветра [pic] мс) с повторяемостью
раз в 5 лет 1 раз в 10 лет 1 раз в 15 лет
I 27 (21) 40 (25) 55 (30)
II 35 (24) 40 (25) 55 (30)
III 45 (27) 50 (29) 55 (30)
IV 55 (30) 65 (32) 80 (36)
V 70 (33) 80 (36) 80 (36)
VI 85 (37) 100 (40) 100 (40)
VII 100 (40) 125 (45) 125 (45)
Рис. 2.5.5. Карта районирования территории СНГ по толщине стенки гололеда.
Рис. 2.5.6. Карта районирования территории СНГ по толщине стенки гололеда.
Рис. 2.5.7. Карта районирования территории СНГ по толщине стенки гололеда.
Рис. 2.5.8. Карта районирования территории СНГ по толщине стенки гололеда.
Рис. 2.5.9. Карта районирования территории СНГ по толщине стенки гололеда.
Рис. 2.5.10. Карта районирования территории СНГ по толщине стенки гололеда.
Таблица 2.5.3. Нормативная толщина стенки гололеда для высоты
м над поверхностью земли
Нормативная толщина стенки гололеда мм
Район по гололеду с повторяемостью
раз в 5 лет 1 раз в 10 лет
Особый 20 и более Более 22
Таблица 2.5.6. Минимальный диаметр проводов
ВЛ по условиям короны мм
Напряжение ВЛ кВ одиночными расщепленными
0 332 (АС 60072) 3х171 (ЗхАС 15024)
0 - 3х245 (ЗхАС 30066)
Рис. 2.5.11. Карта районирования территории СНГ по пляске проводов.1
Рис. 2.5.12. Карта районирования территории СНГ по пляске проводов.2
Рис. 2.5.13. Карта среднегодовой продолжительности гроз.1
Рис. 2.5.14. Карта среднегодовой продолжительности гроз.2
Рис. 2.5.15. Карта среднегодовой продолжительности гроз.3
Рис. 2.5.16. Карта среднегодовой продолжительности гроз.4

Рамка для листов пояснительной записки.doc

-----------------------

Пример графического листа к КП.dwg

Расчет отвевлений трансформаторов с РПН
Радиально-магистральный вариант сети
ГОУ ОГУ 140211.65.4008.01
Проектирование районнойnэлектрической сети

ГОСТ 14209-85.doc

Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки
Обозначение стандарта: ГОСТ 14209-85
Статус стандарта: действующий
Название рус.: Трансформаторы силовые масляные общего
назначения. Допустимые нагрузки
Название англ.: Oil-immersed general-purpose power
transformers. Permissible loads
Дата введения в действие: 01.07.1985
Область и условия применения:Настоящий стандарт устанавливает
допустимые нагрузки силовых масляных
трансформаторов общего назначения
мощностью до 100000 кВ.А включительно с
видами охлаждения М Д ДЦ и Ц.
Стандарт не распространяется на
трансформаторы с направленным потоком
Взамен: ГОСТ 14209-69
Список изменений: №1 от --1988-07-01 (рег. --1988-02-15)
«Срок действия продлен»
c=&f2=3&f1=II001&l='>ОКС Общероссийский
классификатор стандартов
c=&f2=3&f1=II001029&l='>29
c=&f2=3&f1=II001029180&l='>29.180
Трансформаторы. Реакторы *Измерительные
трансформаторы см. 17.220.20
c=&f2=3&f1=II002&l='>КГС Классификатор
государственных стандартов
c=&f2=3&f1=II002006&l='>Е
Энергетическое и электротехническое
c=&f2=3&f1=II002006006&l='>Е6
Электрические машины трансформаторы и
c=&f2=3&f1=II002006006004&l='>Е64

Содержание КП.doc

Предварительный расчет электрической сети 7
Краткая характеристика электроснабжаемого района . ..
1.1 Климатические условия
1.2 Расстояния по воздушной прямой и протяженности трасс между
1.3 Исходные данные к проекту
Построение годового графика нагрузки по продолжительности .
Баланс активной и реактивной мощности . .
Выбор конструкции сети и материала проводов
Формирование вариантов схем электрической сети .
Предварительный расчет выбранных вариантов
6.1Расчет радиально-магистрального варианта сети ..
6.1.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных
Выбор номинальных напряжений сети
Выбор сечений проводов ЛЭП ..
Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима
Проверка сети по потери напряжения в нормальном и послеаварийном
Расчет смешанного варианта сети .
6.2.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных
Расчет потокораспределения в послеаварийных режимах .
7 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ..
8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ
9Формирование схем электрических соединений вариантов сети
Технико-экономическое сравнение вариантов сетей ..
1 Расчет капитальных затрат .
2.Расчет ежегодных издержек ..
3 Расчет приведенных затрат .
4 Выбор рационального варианта сети .
Электрический расчет выбранного варианта в режиме максимальных
1 Расчет зарядных мощностей ЛЭП в нормальном режиме максимальных
2 Выбор режима нейтрали сети .
3 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров
4 Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных нагрузок;
минимальных нагрузок; послеаварийном ..
5 Электрический расчет режима сети в режимах: максимальных нагрузок;
6 Определение действительных напряжений на вторичной стороне
трансформаторных подстанций
7 Выбор ответвлений трансформаторов
Проверочный баланс реактивной мощности ..
Список использованных источников