Проектирование районной электрической сети с технико-экономическим обоснованием

титульный .doc

Уфимский государственный авиационный технический университет
Кафедра Электромеханики
(обозначение документа)
Группа ЭСиС-409 Фамилия И.О. Оценка
Консультант Волкова Т.Ю.
Принял Волкова Т.Ю.
Кафедра электромеханики факультет__ _АП_
на курсовое проектирование по элетроэнергетике
на тему Проектирование Электрической
выдано сентябрь 2006 г. студенту
Ильнуру Фанисовичу__
Срок выполнения ноябрь 2006 г.
Руководитель проекта Волкова Т.Ю. _
Инв. № дубл. Взаим. Инв. № и дата

5 вариантовт.cdw

Таблица 1. Экономическое сопоставление вариантов сети

Карта режима31.cdw

Курсовая Зарипов.DOC

В курсовом проекте произведен выбор наилучшей в технико-экономическом
смысле схемы развития районной электрической сети при соблюдении заданных
требований к надежности схемы и к качеству электроэнергии отпускаемой
Выполнены следующие расчеты: разработка вариантов развития сети;
расчет потокораспределения в каждом из выбранных вариантов по длинам и
нагрузкам узлов; выбор номинального напряжения сети; выбор сечений линий
электропередачи на участках сети; выбор числа и мощности трансформаторов с
учетом категорий надежности потребителей данного района; выбор схем
подстанций на высоком и низком напряжениях; экономическое сопоставление
вариантов сети и выбор двух наиболее экономичных принимаемых для
дальнейшего рассмотрения.
Электрические расчеты принятых вариантов развития распределительных
сетей в максимальном и аварийном режимах произведены при условии что
напряжения на шинах 35-110 кВ близки к номинальным напряжениям
соответствующих обмоток трансформаторов.
Установившиеся режимы максимальных нагрузок и установившиеся
послеаварийные режимы проверены с помощью программы RASTR.
Задание на курсовой проект
Разработка схем развития сети 5
Расчет потокораспределения в сети 7
Выбор номинального напряжения сети 12
Выбор сечений линий электропередачи на участках сети 14
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях 24
Выбор схем подстанций 26
1 Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне ВН
2 Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне НН
Экономическое сопоставление вариантов развития сети 29
1 Общие положения 29
2 Экономическое сопоставление по всем вариантам 31
Расчет установившихся режимов сети 36
1 Расчет установившихся режимов максимальных нагрузок 36
2 Расчет установившихся послеаварийных режимов 55
Проверка расчетов в программе RASTR 68
Список литературы 91
Энергетика - одна из ведущих отраслей народного хозяйства нашей
страны охватывающая энергетические ресурсы выработку преобразование
передачу и использование различных видов энергии.
Развитие энергетики России усиление связей между энергосистемами
требует расширения строительства электроэнергетических объектов в том
числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного
В настоящее время ЕЭС России включают в себя семь параллельно
работающих объединений энергосистем: Центра Средней Волги Урала Северо-
запада Востока Юга и Сибири.
Производство электроэнергии растет во всем мире что сопровождается
ростом числа электроэнергетических систем которое идет по пути
централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и
интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.
Проектирование электрической сети включая разработку конфигурации сети
и схемы подстанции является одной из основных задач развития
энергетических систем обеспечивающих надёжное и качественное
электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой
надежного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
Проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа
рациональных вариантов развития электрической сети обеспечивающих надежное
и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и
послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится
по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся
до одного уровня качества и надежности электроснабжения. Экологический
социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Схема района развития сети показана на рис. 1.
Дополнительные данные:
cosφ=09 - для всех нагрузок;
потребители узла 4 - III категории надежности;
потребители узла 14 и 15 - II категории надежности;
потребители узлов 2 и 3 - I категории надежности;
Р2 =30 МВт; Р3 =60 МВт; Р4 =15 МВт; Р14 =20 МВт; Р15 =20 МВт;
номинальное напряжение потребителей 10 кВ;
ТMAX нагрузок - 4500 ч;
район проектирования - Урал.
Рис. 1 - Исходная схема развития сети
РАЗРАБОТКА СХЕМ РАЗВИТИЯ СЕТИ
Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность
электроснабжения требуемое качество энергии у потребителей удобство и
безопасность эксплуатации возможность дальнейшего развития сети и
подключения новых потребителей.
В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться
электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух
секций шин районных подстанций).
В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям
надежности электроснабжения потребителей I и II категорий так как при
повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует
предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников III
категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом
обосновании такого варианта то есть при учете ущерба от недоотпуска
электроэнергии при перерыве питания.
Для каждого потребителя I и II категорий на его подстанции
устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным
устройством на высокой стороне.
При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рис. 2 3 4
6) учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между
питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.
В варианте 4 узлы 1 2 3 и 4 соединяются в кольцо а в варианте 5
кольцо образуется из узлов 1 4 14 и 15 . В остальных вариантах схемы
Рис. 2 - Вариант 1 Рис. 3 - Вариант 2
Рис. 4 - Вариант 3 Рис. 5 - Вариант 4
РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТИ
1 РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВАРИАНТА 1
Рис. 7 - Потокораспределение варианта 1
В варианте 1 рассматривается схема сети с односторонним питанием
поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным
мощностям нагрузок начиная с конечных участков.
2 РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВАРИАНТА 2
Рис. 8 - Потокораспределение варианта 2
В варианте 2 рассматривается схема сети с односторонним питанием
3 РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВАРИАНТА 3
Рис. 9 - Потокораспределение варианта 3
В варианте 3 рассматривается схема сети с односторонним питанием
4 РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВАРИАНТА 4
Рис. 10 - Потокораспределение варианта 4
В варианте 4 рассматривается схема сети со смешанным соединением узлов.
Потоки мощности на участках 1 – 14 и 4 – 15 определяются как для сети с
односторонним питанием а на остальных участках для определения потоков
мощности необходимо рассмотреть кольцо 1 – 2 – 3 – 4.
Для нахождения потоков мощности в кольце представим его в виде сети с
двухсторонним питанием. Необходимо учитывать что на участках 1 – 2 1 – 4
две параллельные линии которые нужно привести к одной эквивалентной путем
деления длины участка на количество линий.
Далее необходимо определить потоки мощности выходящие из источников А
и В (А направление слева на право В справа на лево) по правилу моментов
полагая что сечения проводов одинаковы:
На основании расчетов можно сделать вывод что узел 3 – точка
Рис. 10 а - Потокораспределение преобразованной схемы варианта 4
5 РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВАРИАНТА 5
Рис. 11 - Потокораспределение варианта 5
В варианте 5 рассматривается схема сети со смешанным соединением узлов.
Потоки мощности на участках 1 – 2 и 1 – 3 определяются как для сети с
мощности необходимо рассмотреть кольцо 1 – 4 – 15 – 14 – 1.
двухсторонним питанием.
На основании расчетов можно сделать вывод что узел 15 – точка
Рис. 11 а - Потокораспределение преобразованной схемы варианта 5
ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ
Для расчета напряжения будем использовать формулу Г.А.Илларионова [6
формула 6.25] дающую удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от
[pic] - количество параллельных цепей на участке.
Рассмотрим выбор номинального напряжения сети на примере варианта 1.
Выбор номинального напряжения сети по остальным вариантам производится
аналогичным образом.
Потокораспределение варианта 1 показано на рис 7. Рассчитываем
Таким образом на основании расчетов и учитывая напряжение существующей
линии в данном варианте принимаем номинальное напряжение 110 кВ.
В результате расчетов и учитывая напряжение существующей линии во всех
вариантах принимаем напряжение 110 кВ.
ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НА УЧАСТКАХ СЕТИ
Для определения сечений необходимо рассчитать токи на каждом участке
где [pic] - передаваемая по участку мощность.
Далее определяется экономическое сечение проводов по формуле:
где [pic] - экономическая плотность тока. Согласно [1 таблица 1.3.36]
экономическая плотность тока выбирается в зависимости от вида проводника и
времени использования максимальной нагрузки. В данном случае по условию
n – количество параллельных линий на участке.
Затем производится выбор ближайшего большего сечения [2 таблица П. 1 –
Далее производится проверка выбранных сечений в возможных аварийных
режимах по допустимому току при этом должно соблюдаться:
где [pic] - допустимый ток определяемый из таблицы [1 таблица
1 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ВАРИАНТА 1
а) Определение токов на участках (потоки см. на рисунке 7)
б) Определение экономических сечений проводов на участках
Участок 1 – 4. На данном участке применяем две параллельные линии.
Определено экономическое сечение [pic]. На данном участке принимаем две
линии с проводами АС – 9516 [pic]. В аварийном режиме (при обрыве одной
из двух цепей) [pic] = 204 А таким образом условие [pic] [pic]
Участок 2 – 1. Существующую линию сечением 2АС – 24039 проверяем по
допустимому току [pic]. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей)
[pic] = 524 А таким образом условие [pic] [pic] соблюдается и сечение
Участок 2-3. Определено экономическое сечение [pic]. Принимаем две
линии с проводами АС – 18524 [pic]. В аварийном режиме (при обрыве одной
из двух цепей) [pic] = 350 А таким образом условие [pic] [pic]
соблюдается и сечение проходит.
На участках 1 – 14 и 4-15. Определено экономическое сечение [pic].
Принимаем две линии с проводами АС – 7011 [pic]. В аварийном режиме (при
обрыве одной из двух цепей) [pic] = 116 А таким образом условие [pic]
[pic] соблюдается и сечение проходит.
Все полученные данные заносятся в таблицу 5.1.
2 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ВАРИАНТА 2
а) Токи и экономические сечения на участках определяются аналогично
токам и экономическим сечениям в варианте 1.
Участок 1 – 2. Существующую линию сечением 2АС – 24039 проверяем по
допустимому току [pic]. [pic] = 174 А. [pic] [pic] соблюдается.
Участок 1 – 4. Принимаем две линии с проводами АС – 24039 [pic].
[pic] = 554 А [pic] [pic] соблюдается и сечение проходит.
Участок 4 – 3. Принимаем две линии с проводами АС – 18524 [pic].
[pic] = 350 А [pic] [pic] соблюдается и сечение проходит.
3 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ВАРИАНТА 3
допустимому току. [pic] = 174 А [pic] = 610 А сечение проходит.
Участок 1 – 3. Принимаем две линии с проводами АС – 18524 [pic]. [pic]
= 349 А [pic] [pic] соблюдается и сечение проходит.
Участок 1 – 4. Принимаем две линии с проводами АС – 9516 [pic]. [pic]
= 204 А [pic] [pic] соблюдается и сечение проходит.
4 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ВАРИАНТА 4
Участок 1 – 4. Принимаем две линии с проводами АС – 18524 [pic].
[pic] = 386 А [pic] [pic] соблюдается.
допустимому току. [pic] = 344 А [pic] = 610 А сечение проходит.
Участок 2 – 3. Принимаем одну линию с проводом АС – 18524 [pic].
[pic] = 182 А [pic] [pic] соблюдается.
Участок 4 – 3. Применяем одну линию с проводом АС – 18524 [pic].
Выбранные для кольца 1 – 2 – 3 – 4 – 1 сечения необходимо проверить по
допустимому току в возможных аварийных режимах т.е. при поочередном
отключении источников (см. рис. 14 а и рис. 14 б).
) При обрыве 1 – 2 (рис. 14 а):
Рис. 14 а - Отключение источника А
Определение токов на участках:
Участок 3 – 2. Принимаем одну линию с проводом АС – 9516 [pic]. [pic]
= 175 А [pic] [pic] соблюдается и сечение проходит.
Участок 4 – 3. Принимаем одну линию с проводом АС – 24039 [pic].
[pic] = 524 А [pic] [pic] соблюдается и сечение проходит.
Участок 1 – 4. Принимаем две линии с проводами АС – 12019 [pic].
[pic] = 728 А [pic] [pic] соблюдается и сечение проходит.
) При обрыве 1 – 4 (рис. 14 б)
Рис. 14 б - Отключение источника B
Участок 4 – 3. Принимаем одну линию с проводом АС – 18524 [pic].
[pic] = 204 А [pic] [pic] соблюдается и сечение проходит.
Участок 3 – 2. Принимаем одну линию с проводом АС – 24039 [pic].
допустимому току. [pic] = 728 А [pic] = 610 А сечение проходит.
Все полученные данные заносятся в таблицу 5.4.
5 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ВАРИАНТА 5
допустимому току. [pic] = 175 А [pic] = 610 А сечение проходит.
Участок 1 – 3. Принимаем две линии с проводами АС – 18524 [pic].
[pic] = 168 А [pic] [pic] соблюдается.
Участок 1 – 4. Применяем одну линию с проводами АС – 18524 [pic].
Участок 1 – 14. Применяем одну линию с проводами АС – 15019 [pic].
[pic] = 152 А [pic] [pic] соблюдается.
Участок 14 – 15. Принимаем одну линию с проводами АС – 3562 [pic].
[pic] = 35 А [pic] [pic] соблюдается.
Участок 4 – 15. Принимаем одну линию с проводами АС – 9516 [pic].
[pic] = 81 А [pic] [pic] соблюдается.
Выбранные для кольца 1 – 4 – 15 – 14 – 1 сечения необходимо проверить
по допустимому току в возможных аварийных режимах т.е. при поочередном
отключении источников (см. рис. 15 а и рис. 15 б).
) При обрыве 1 – 4 (рис. 15 а):
Рис. 15 а - Отключение источника А
[pic] = 87 А [pic] [pic] соблюдается и сечение проходит.
Участок 14 – 15. Принимаем одну линию с проводами АС – 5080 [pic].
Участок 1 – 14. Принимаем одну линию с проводами АС – 18524 [pic].
[pic] = 320 А [pic] [pic] соблюдается и сечение проходит.
) При обрыве 1 – 14 (рис. 15 б)
Рис. 15 б - Отключение источника B
Участок 14 – 15. Принимаем одну линию с проводом АС – 3562 [pic].
[pic] = 116 А [pic] [pic] соблюдается и сечение проходит.
Участок 4 – 15. Принимаем одну лини с проводами АС – 9516 [pic].
[pic] = 232 А [pic] [pic] соблюдается и сечение проходит.
Участок 1 – 4. Принимаем одну линию с проводом АС – 18524 [pic].
Все полученные данные заносятся в таблицу 5.5.
Таблица 5.1 – Выбор сечений проводников (вариант 1)
Линия Вид Ток Сечение ЧислоВид аварии [pic] А[pic]А
-2 проект 350 АС-185 2 обрыв 1 цепи350 1040
-1 сущест 524 АС-240 2 обрыв 1 цепи524 1220
-4 проект 204 АС-95 2 обрыв 1 цепи204 660
-15 проект 116 АС-70 2 обрыв 1 цепи116 530
-14 проект 116 АС-70 2 обрыв 1 цепи116 530
Таблица 5.2 – Выбор сечений проводников (вариант 2)
-4 проект 350 АС-185 2 обрыв 1 цепи350 1040
-1 сущест 174 АС-240 2 обрыв 1 цепи174 1220
-4 проект 554 АС-240 2 обрыв 1 цепи554 1220
Таблица 5.3 – Выбор сечений проводников (вариант 3)
-3 проект 349 АС-185 2 обрыв 1 цепи349 1040
Таблица 5.4 – Выбор сечений проводников (вариант 4)
-2 сущест 344 АС-240 2 обрыв 1-4 728 1220
-3 проект 168 АС-240 1 обрыв 1-4 554 610
-4 проект 182 АС-240 1 обрыв 1-2 524 610
-4 проект 386 АС-185 2 обрыв 1-2 728 1040
Таблица 5.5 – Выбор сечений проводников (вариант 5)
-2 сущест 175 АС-240 2 обрыв 1 цепи175 1220
-3 проект 350 АС-185 2 обрыв 1 цепи350 1040
-4 проект 168 АС-185 1 обрыв 1-14 320 520
-15 проект 81 АС-95 1 обрыв 1-14 232 330
-15 проект 35 АС-50 1 обрыв 1-4 204 210
-14 проект 152 АС-185 1 обрыв 1-4 320 520
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ
В практике проектирования на подстанциях всех категорий
предусматривается как правило установка двух трансформаторов. Установка
одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей
III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной
подстанции обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
Необходимо обеспечить энергией потребителей I и II категорий в случае
аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае
оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей I
и II категорий с допустимой перегрузкой до 40% на время не более 6 часов
в течение 5 суток при коэффициенте заполнения суточного графика 075.
Следует учитывать что при аварии с одним из трансформаторов допускается
отключение потребителей III категории.
После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:
Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 3. Выбор
трансформаторов в остальных вариантах производится аналогичным образом.
Выбираем марку трансформатора [3 таблица А. 3] ТРДН–63000110. При
то есть в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов второй
будет перегружен на 6%.
Все данные о выбранных трансформаторах заносятся в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 – Выбор понижающих трансформаторов
№ Мощность нагрузки S14 Тип и число
узла МВА трансформаторов
30 3333 2333 2ТРДН-25000110
60 6666 4666 2ТРДН-63000110
15 1667 1167 2ТДН-16000110
20 2222 1555 2ТДН-16000110
ВЫБОР СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ
1 ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ РУ ПОДСТАНЦИЙ НА СТОРОНЕ ВН
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств
являются высоковольтные выключатели и поэтому выбор схем распределительных
устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек (согласно
Таблица 7.1 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)
№ Число присоединенийСхема распределительного Число ячеек
узла устройства 110 кВ выключателей 110 кВ
6 2 Две рабочие и обходная 10
4 2 Одна секционированная 8
система шин с обходной
2 2 Два блока с неавтом. 2
перемычкой со стороны
Таблица 7.2 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)
№ Число Схема распределительного устройства 110Число ячеек
узла присоед. кВ выключателей
6 2 Две рабочие и обходная системы шин 10
2 2 Два блока с неавтом. перемычкой со 2
Таблица 7.3 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)
№ Число Схема распределительного устройства 110 Число ячеек
узла присоед. кВ выключателе
8 2 Две рабочие и обходная системы шин 12
4 2 Одна секционированная система шин с 8
Таблица 7.4 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)
3 2 Одна секционированная система шин с 7
2 2 Мостик с выключателями в цепях линий и 3
неавтом. перемычкой со стороны линий
5 2 Одна секционированная система шин с 9
Таблица 7.5 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)
2 2 Мостик с выключателями в цепях 3
трансформатора и неавтом. перемычкой со
2 ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ РУ ПОДСТАНЦИЙ НА СТОРОНЕ НН
Выбор схем распределительных устройств на стороне низкого напряжения
зависит от количества трансформаторов и их типа.
Выбор схем электрических соединений РУ производим согласно [4].
Таблица 7.6 - Схемы РУНН
№ узла Тип применяемого Схема РУ
2хТРДН – 25000110 Две одиночные секционированные
выключателями системы шин
2хТРДН – 63000110 Две одиночные секционированные
2хТДН – 16000110 Одна одиночная секционированная
выключателем система шин
ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ
Варианты подлежащие технико-экономическому сравнению должны быть
технически и экономически сопоставимы. Подсчет приведенных затрат
производится по формуле:
[pic] - соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий [pic]
подстанций [pic] и [pic] - издержки на возмещение потерь энергии в
электрических сетях;
У – математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения
Ежегодные издержки [pic] и [pic] определяются суммой отчислений от
капитальных вложений:
где [pic] [pic]- соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и
обслуживание для линий и подстанций [5 таблица 2. 1].
Издержки на возмещение потерь энергии определяются по формуле:
где [pic]- суммарные переменные потери мощности в сети в режиме
максимальных нагрузок;
– число часов максимальных потерь в году:
– удельная стоимость потерь активной энергии.
В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном
отключении можно оценить по выражению:
где a - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения
[pic] - степень ограничения потребителя ([pic] при полном отключении
потребителя [pic] при частичном отключении)
где m - число последовательно включенных элементов сети;
[pic] - параметр потока отказов элемента i [5 таблица 2.32].
На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с
меньшими приведенными затратами.
2 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ПО ВСЕМ ВАРИАНТАМ
Число выключателей которые следует учесть при сопоставлении вариантов
показано в таблице 8.1.
Таблица 8.1 - Число ячеек выключателей по вариантам
Число ячеек выключателей 110 32 28 28 33 23
Число ячеек для учета при 9 5 5 10 0
экономическом сопоставлении
При определении приведенных затрат следует учесть что линия 1 – 2
существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и
амортизационные отчисления не учитываются.
) Расчет экономических показателей варианта 1:
Результаты расчетов варианта 1 сведены в таблицу 8.2. Расчеты для
других вариантов аналогичны расчетам варианта 1.
Таблица 8.2 - Расчет экономических показателей линий (вариант 1)
Линия Вид ДлинаТокСечение R [pic] [pic]
Км А Ом МВт тыс.руб.
-3 проект 27 350 2xАС-185 212 0778 46170
-1 сущест 28 524 2xАС-240 169 1395 -
-4 проект 23 204 2xАС-95 352 044 33672
-15 проект 29 116 2xАС-70 6206 025 42804
-14 проект 27 116 2xАС-70 5778 023 39852
З1 = 3322333тыс.руб.
) Расчет экономических показателей варианта 2:
Таблица 8.3 - Расчет экономических показателей линий (вариант 2)
Линия Вид ДлинаТок Сечение R [pic] [pic]
-2 сущест 28 174 2xАС-240 169 0153 -
-4 проект 27 554 2xАС-150 275 254 49734
-3 проект 27 350 2хАС-185 212 078 46170
-14 проект 27 116 2xАС-70 5778 0233 39852
З2 = 3667542 тыс.руб.
) Расчет экономических показателей варианта 3:
Таблица 8.4 - Расчет экономических показателей линий (вариант 3)
-3 проект 30 349 2xАС-120 235 0860 51300
-4 проект 27 204АС-150 4131 0515 39528
-15 проект 29 116 2xАС-95 6206 025 42804
-14 проект 27 116 2xАС-150 5778 0233 39852
З3 = 3667542 тыс.руб.
) Расчет экономических показателей варианта 4:
Таблица 8.5 - Расчет экономических показателей линий (вариант 4)
км А Ом МВт тыс.руб.
-3 проект 27 168 АС-240 3267 0276 15228
-2 сущест 28 344 2xАС-240 169 0601 -
-4 проект 27 182 АС-240 3267 0325 15228
-4 проект 27 386 2хАС-185 212 0947 46170
-14 проект 59 116 2хАС-70 6206 025 42804
-15 проект 27 116 2xАС-70 5778 0233 39852
З4 = 3190169 тыс.руб.
) Расчет экономических показателей варианта 5:
Таблица 8.6 - Расчет экономических показателей линий (вариант 5)
-2 сущест 28 175 2xАС-240 169 0155-
-3 проект 30 350 2xАС-185 2355 0865 51300
-4 проект 27 168 АС-185 424 0358 14580
-15 проект 29 81 АС-95 8874 0174 14268
-15 проект 60 35 АС-70 2568 0094 22140
-14 проект 29 152 АС-185 4553 0315 15660
З5 = 2199227 тыс.руб.
Результаты расчета составляющих затрат и сопоставления вариантов
сведены в таблицу 8.7.
Таблица 8.7 - Экономическое сопоставление вариантов развития сети
№ [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic]
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает
что наиболее экономичным является 5-й вариант распределительной сети
следующий по экономичности после него вариант 3. Именно эти варианты
рекомендуются для дальнейшего рассмотрения по критерию качества
РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ СЕТИ
Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней
напряжения в узлах сети анализа их допустимости и выбора при
необходимости средств регулирования напряжения с целью ввода режима в
допустимую область по уровням напряжений. Расчеты установившихся режимов
могут выполняться вручную или с использованием ЭВМ. Расчет установившегося
режима на ЭВМ может выполняться с использованием любой программы расчета
Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:
- составление схемы замещения и расчет ее параметров для двух наиболее
экономичных вариантов сети;
- расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах
- анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования
напряжения (выбор рациональных отпаек на трансформаторах батарей
конденсаторов) с целью соблюдения требований ГОСТа по напряжению;
- результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносятся на
схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и
отпаек на трансформаторах.
1 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК
1.1 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК ВАРИАНТА 3
а) Составление схемы замещения определение ее параметров
Для расчета подготовлена схема замещения сети (рис. 16) параметры
схемы замещения приведены в таблице 9.1 (по узлам схемы) и в таблице 9.2
(по ветвям схемы). При подготовке схемы замещения учтены трансформаторы
подстанций с номинальными коэффициентами трансформации [pic].
Потери холостого хода указаны в узлах сети на высшей стороне
трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах (21 31 41 141 и 151).
Рис. 16 - Схема режима максимальных нагрузок варианта 3
Таблица 9.1 - Параметры узлов сети
№ узла [pic] кВ Мощность нагрузки
[pic] МВт [pic] МВАр
Таблица 9.2 - Параметры ветвей сети (вариант 3)
№ узла R Ом X Ом B мкСм[pic]
где [pic] определяется из [5 таблица 1.9].
б) Определение емкостей линий потерь в элементах сети и потоков
мощности во всей сети
) Емкости линий определяются:
) Расчет начальной мощности на участке 1-2:
) Расчет начальной мощности на участке 1 – 3:
) Расчет начальной мощности на участке 1 -14:
) Расчет начальной мощности на участке 4 – 15:
) Расчет начальной мощности на участке 1 – 4:
в) Определение напряжений в узлах схемы
В сетях 110 кВ и ниже поперечной составляющей пренебрегают поэтому
будем использовать только продольную составляющую.
) Напряжения на высокой стороне:
) Напряжения на низкой стороне:
г) Выбор средств регулирования напряжения
В соответствии с ГОСТом напряжение на шинах потребителя в нормальных
режимах работы должно находиться в интервале от 095[pic] до 105[pic].
Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне но не
равны номинальным то следует выполнить регулирование напряжений
установленными средствами регулирования.
Потребители могут находиться непосредственно на шинах низкого
напряжения или быть удалены от них поэтому на шинах подстанций должны быть
заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин
подстанций до шин потребителя.
Таблица 9.3 - Выбор отпаек на трансформаторах
№ узла 21 31 41 141 151
Требуемое напряжение на104 104 104 104 104
Напряжение на шинах ПС 1051 988 1052 1045 1027
до регулирования кВ
Рациональная отпайка - -3 - - -3
Напряжение на шинах ПС 1051 1047 1052 1045 1043
после регулирования кВ
Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 31:
где цена одной отпайки равна 2047 кВ. Тогда
Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на
определенной ранее отпайке (X=-3):
Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все
полученные значения занесены в таблицу 9.3.
Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод
что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального
режима максимальных нагрузок не требуется.
1.2 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК ВАРИАНТА 5
Для расчета подготовлена схема замещения сети (рис. 17) параметры
схемы замещения приведены в таблице 9.1 (по узлам схемы) и в таблице 9.4
Таблица 9.4 - Параметры ветвей сети
В данном варианте (рис. 17) схема сети имеет кольцевой участок поэтому
для расчета необходимо представить кольцо в виде сети с двухсторонним
питанием то есть разорвать кольцо в узле 1 и определить точку
потокораздела кольцевого участка (узел 15).
Рис. 17 - Схема режима максимальных нагрузок варианта 5
б) Расчет кольца 1 - 4 - 15 - 14 - 1:
) Расчет начальной мощности в кольце 1-4-15-14-1.
Рассчитываем кольцевую схему сети разрезая её по балансирующему
узлу 1. Вначале находим распределение потоков мощности в сети без учёта
потерь в зависимости от нагрузок и полных комплексных сопротивлений ветвей
сети входящих в кольцо; определяем точку потокораздела в соответствующем
узле схемы и потоки мощности поступающие в неё с двух сторон:
Производим проверку:
Рассчитываем остальные потоки по балансу мощности для узлов сети:
Т.к. в результате расчёта получили одну точку потокораздела в узле 15
для активной и реактивной мощности то сеть условно делится по ней на две
разомкнутые. Нагрузка в конце каждой разомкнутой сети определяется потоком
мощности поступающей по соединённой с ней линии
) Расчет начальной мощности на участке 4-15.
) Расчет начальной мощности на участке 1-4.
) Расчет начальной мощности на участке 14-15.
) Расчет начальной мощности на участке 1-14.
) Определение напряжений в узлах схемы на высокой стороне:
) Определение напряжений в узлах схемы на низкой стороне:
) Выбор средств регулирования напряжения:
Таблица 9.5 - Выбор отпаек на трансформаторах
Напряжение на шинах ПС 1051 988 1047 1038 102
Рациональная отпайка - -3 - - -2
Напряжение на шинах ПС 1051 1046 1047 1038 1045
полученные значения занесены в таблицу 9.5.
2 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ
2.1 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ ВАРИАНТА 3
2.1.1 ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ УЧАСТКА 4-15
а) Определение емкостей линий потерь в элементах сети и потоков
) Емкости линий изменятся по сравнению с режимом максимальных нагрузок
только на участке 4-15:
) Расчет потоков мощности:
б) Определение напряжений в узлах схемы
В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в аварийных
режимах работы должно находиться в интервале от 09 [pic] до 11 [pic].
Таким образом при обрыве одной цепи участка 4-15 требования ГОСТа
2.1.2 ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ УЧАСТКА 1-4
только на участке 1-4:
Таким образом при обрыве одной цепи участка 1-4 требования ГОСТа будут
2.1.3 ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ УЧАСТКА 1 – 14
только на участке 1 – 14:
Таким образом при обрыве участка 1 – 14 требования ГОСТа будут
соблюдены для всех узлов.
2.1.4 ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ УЧАСТКА 1-2
только на участке 1-2:
Таким образом при обрыве одной цепи участка 1 - 2 требования ГОСТа
2.1.5 ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ УЧАСТКА 1 – 3
только на участке 1 – 3:
Таким образом при обрыве участка 1 – 3 требования ГОСТа будут
2.2 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ ВАРИАНТА 5
2.2.1 ОТКЛЮЧЕНИЕ ИСТОЧНИКА SB
Рис. 19 а - Перетоки мощности без учета потерь при отключении источника SB
а) Перетоки мощности с учетом потерь:
б) Напряжения на высокой стороне:
в) Напряжения на низкой стороне:
Требуемое напряжение на9 9 9
Напряжение на шинах ПС 1021 945 862
Рациональная отпайка - - -6
Напряжение на шинах ПС 1021 945 917
Таким образом при отключении источника 1 11 требования ГОСТа будут
2.2.2 ОТКЛЮЧЕНИЕ ИСТОЧНИКА SA
Рис. 19 б - Перетоки мощности без учета потерь при отключении источника SA
Напряжение на шинах ПС 85 1002 862
Рациональная отпайка -6 - -6
Напряжение на шинах ПС 905 1002 917
Таким образом при отключении источника 11 требования ГОСТа будут
ПРОВЕРКА РАСЧЕТОВ В ПРОГРАММЕ RASTR
1 ПРОВЕРКА РАСЧЕТОВ В ПРОГРАММЕ RASTR ВАРИАНТА 3
Таблица 10.1 - Режим максимальных нагрузок варианта 3
Рис. 20 - Схема режима максимальных нагрузок варианта 3
Таблица 10.2 - Режим максимальных нагрузок варианта 3
(после регулирования напряжения)
Таблица 10.3 - Аварийный режим обрыв одной цепи участка 1-2
Рис. 21 - Схема аварийного режима обрыв одной цепи участка 1-2
Таблица 10.4 - Аварийный режим обрыв одной цепи участка 1-3
Рис. 22 - Схема аварийного режима обрыв одной цепи участка 1-3
Таблица 10.5 - Аварийный режим обрыв одной цепи участка 1-4
Рис. 23 - Схема аварийного режима обрыв одной цепи участка 1-4
Таблица 10.6 - Аварийный режим обрыв одной цепи участка 1-14
Рис. 24 - Схема аварийного режима обрыв одной цепи участка 1-14
Таблица 10.7 - Аварийный режим обрыв одной цепи участка 4-15
Рис. 25 - Схема аварийного режима обрыв одной цепи участка 4-15
2 ПРОВЕРКА РАСЧЕТОВ В ПРОГРАММЕ RASTR ВАРИАНТА 5
Таблица 10.8 - Режим максимальных нагрузок
Рис. 26 - Схема режима максимальных нагрузок
Таблица 10.9 - Режим максимальных нагрузок (после регулирования напряжения)
Таблица 10.10 - Аварийный режим отключение 1-4
Рис. 27 - Схема аварийного режима отключение 1-4
Таблица 10.11 - Аварийный режим отключение 1-4 (после регулирования
Таблица 10.12 - Аварийный режим отключение 1-14
Рис. 28 - Схема аварийного режима отключение 1-14
Таблица 10.13 - Аварийный режим отключение 1-14 (после регулирования
В курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической
сети с учетом существующей линии 110 кВ. Рассмотрено пять вариантов
развития сети при этом для всех вариантов произведен выбор напряжения
сети сечений ЛЭП трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы
распределительных устройств.
Из пяти схем путем технико-экономического сравнения для дальнейшего
рассмотрения приняты две схемы.
Все рассчитанные режимы то есть установившиеся режимы максимальных
нагрузок и установившиеся послеаварийные режимы проверены в программе
RASTR для двух выбранных для дальнейшего рассмотрения вариантов.
ПУЭ. М.: Энергоатомиздат 1996.
Методические указания к выполнению курового проекта по дисциплине
«Электроэнергетические системы и сети» под ред. Волковой.Т.Ю.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для
электроэнергетических специальностей. Под ред. В.М. Блок 1981г
Справочные материалы по курсовому и дипломному проектированию.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. М.:
Энергоатомиздат 1989. 592 с.

5 вариантов.cdw

Таблица 1. Экономическое сопоставление вариантов сети

Зарипов.docx

В курсовом проекте произведен выбор наилучшей в технико-экономическом смысле схемы развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и к качеству электроэнергии отпускаемой потребителям.
Выполнены следующие расчеты: разработка вариантов развития сети; расчет потокораспределения в каждом из выбранных вариантов по длинам и нагрузкам узлов; выбор номинального напряжения сети; выбор сечений линий электропередачи на участках сети; выбор числа и мощности трансформаторов с учетом категорий надежности потребителей данного района; выбор схем подстанций на высоком и низком напряжениях; экономическое сопоставление вариантов сети и выбор двух наиболее экономичных принимаемых для дальнейшего рассмотрения.
Электрические расчеты принятых вариантов развития распределительных сетей в максимальном и аварийном режимах произведены при условии что напряжения на шинах 35-110 кВ близки к номинальным напряжениям соответствующих обмоток трансформаторов.
Установившиеся режимы максимальных нагрузок и установившиеся послеаварийные режимы проверены с помощью программы RASTR.
Задание на курсовой проект4
Разработка схем развития сети5
Расчет потокораспределения в сети7
Выбор номинального напряжения сети12
Выбор сечений линий электропередачи на участках сети14
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях24
Выбор схем подстанций26
1 Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне ВН26
2 Выбор схем электрических соединений РУ подстанций на стороне НН28
Экономическое сопоставление вариантов развития сети29
2 Экономическое сопоставление по всем вариантам31
Расчет установившихся режимов сети36
1 Расчет установившихся режимов максимальных нагрузок36
2 Расчет установившихся послеаварийных режимов55
Проверка расчетов в программе RASTR68
Энергетика - одна из ведущих отраслей народного хозяйства нашей страны охватывающая энергетические ресурсы выработку преобразование передачу и использование различных видов энергии.
Развитие энергетики России усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного тока.
В настоящее время ЕЭС России включают в себя семь параллельно работающих объединений энергосистем: Центра Средней Волги Урала Северо-запада Востока Юга и Сибири.
Производство электроэнергии растет во всем мире что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.
Проектирование электрической сети включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции является одной из основных задач развития энергетических систем обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надежного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
Проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети обеспечивающих надежное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надежности электроснабжения. Экологический социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Схема района развития сети показана на рис. 1.
Дополнительные данные:
cosφ=09 - для всех нагрузок;
потребители узла 15 - III категории надежности;
потребители узла 14 и 4 - II категории надежности;
потребители узлов 2 и 3 - I категории надежности;
Р2 =30 МВт; Р3 =40 МВт; Р4 =20 МВт; Р14 =25 МВт; Р15 =15 МВт;
номинальное напряжение потребителей 10 кВ;
ТMAX нагрузок - 4500 ч;
район проектирования - Урал.
Рис. 1 - Исходная схема развития сети
РАЗРАБОТКА СХЕМ РАЗВИТИЯ СЕТИ
Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество энергии у потребителей удобство и безопасность эксплуатации возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей.
В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).
В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категорий так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников III категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.
Для каждого потребителя I и II категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне.
При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рис. 2 3 4 5 6) учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.
В варианте 4 узлы 1 2 3 и 4 соединяются в кольцо а в варианте 5 кольцо образуется из узлов 1 4 14 и 15 . В остальных вариантах схемы радиальные.
Рис. 2 - Вариант 1Рис. 3 - Вариант 2
Рис. 4 - Вариант 3Рис. 5 - Вариант 4
РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТИ
1 РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВАРИАНТА 1
Рис. 7 - Потокораспределение варианта 1
В варианте 1 рассматривается схема сети с односторонним питанием поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным мощностям нагрузок начиная с конечных участков.
2 РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВАРИАНТА 2
Рис. 8 - Потокораспределение варианта 2
В варианте 2 рассматривается схема сети с односторонним питанием поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным мощностям нагрузок начиная с конечных участков.
3 РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВАРИАНТА 3
Рис. 9 - Потокораспределение варианта 3
В варианте 3 рассматривается схема сети с односторонним питанием поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным мощностям нагрузок начиная с конечных участков.
4 РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВАРИАНТА 4
Рис. 10 - Потокораспределение варианта 4
В варианте 4 рассматривается схема сети со смешанным соединением узлов. Потоки мощности на участках 1 – 14 и 4 – 15 определяются как для сети с односторонним питанием а на остальных участках для определения потоков мощности необходимо рассмотреть кольцо 1 – 2 – 3 – 4.
Для нахождения потоков мощности в кольце представим его в виде сети с двухсторонним питанием. Необходимо учитывать что на участках 1 – 2 1 – 4 две параллельные линии которые нужно привести к одной эквивалентной путем деления длины участка на количество линий.
Далее необходимо определить потоки мощности выходящие из источников А и В (А направление слева на право В справа на лево) по правилу моментов полагая что сечения проводов одинаковы:
На основании расчетов можно сделать вывод что узел 3 – точка потокораздела.
Рис. 10 а - Потокораспределение преобразованной схемы варианта 4
5 РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВАРИАНТА 5
Рис. 11 - Потокораспределение варианта 5
В варианте 5 рассматривается схема сети со смешанным соединением узлов. Потоки мощности на участках 1 – 2 и 1 – 3 определяются как для сети с односторонним питанием а на остальных участках для определения потоков мощности необходимо рассмотреть кольцо 1 – 4 – 15 – 14 – 1.
Для нахождения потоков мощности в кольце представим его в виде сети с двухсторонним питанием.
На основании расчетов можно сделать вывод что узел 15 – точка потокораздела.
Рис. 11 а - Потокораспределение преобразованной схемы варианта 5
ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ
Для расчета напряжения будем использовать формулу Г.А.Илларионова [6 формула 6.25] дающую удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ
где - передаваемая по линии мощность МВт;
- количество параллельных цепей на участке.
Рассмотрим выбор номинального напряжения сети на примере варианта 1. Выбор номинального напряжения сети по остальным вариантам производится аналогичным образом.
Потокораспределение варианта 1 показано на рис 7. Рассчитываем напряжения:
Таким образом на основании расчетов и учитывая напряжение существующей линии в данном варианте принимаем номинальное напряжение 110 кВ.
В результате расчетов и учитывая напряжение существующей линии во всех вариантах принимаем напряжение 110 кВ.
ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НА УЧАСТКАХ СЕТИ
Для определения сечений необходимо рассчитать токи на каждом участке по формуле:
где - передаваемая по участку мощность.
Далее определяется экономическое сечение проводов по формуле:
где - экономическая плотность тока. Согласно [1 таблица 1.3.36] экономическая плотность тока выбирается в зависимости от вида проводника и времени использования максимальной нагрузки. В данном случае по условию . поэтому принимаем ;
n – количество параллельных линий на участке.
Затем производится выбор ближайшего большего сечения [2 таблица П. 1 – 3].
Далее производится проверка выбранных сечений в возможных аварийных режимах по допустимому току при этом должно соблюдаться:
где - допустимый ток определяемый из таблицы [1 таблица 1.3.29].
1 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ВАРИАНТА 1
а) Определение токов на участках (потоки см. на рисунке 7)
б) Определение экономических сечений проводов на участках
Участок 1 – 4. На данном участке применяем две параллельные линии. Определено экономическое сечение 9273 мм2 . На данном участке принимаем две линии с проводами АС – 9516 I=330A. В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) = 204 А таким образом условие соблюдается.
Участок 2 – 1. Существующую линию сечением 2АС – 24039 проверяем по допустимому току . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) = 524 А таким образом условие соблюдается и сечение проходит.
Участок 2-3. Определено экономическое сечение 159.09 мм2. Принимаем две линии с проводами АС – 18524 . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) = 350 А таким образом условие соблюдается и сечение проходит.
На участках 1 – 14 и 4-15. Определено экономическое сечение. Принимаем 5272 мм2 две линии с проводами АС – 7011 . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) = 116 А таким образом условие соблюдается и сечение проходит.
Остальные варианты рассчитываются аналогично
Все полученные данные заносятся в таблицы 5.1-5.5
Таблица 5.1 – Выбор сечений проводников (вариант 1)
Таблица 5.2 – Выбор сечений проводников (вариант 2)
Таблица 5.3 – Выбор сечений проводников (вариант 3)
Таблица 5.4 – Выбор сечений проводников (вариант 4)
Таблица 5.5 – Выбор сечений проводников (вариант 5)
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается как правило установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
Необходимо обеспечить энергией потребителей I и II категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей I и II категорий с допустимой перегрузкой до 40% на время не более 6 часов в течение 5 суток при коэффициенте заполнения суточного графика 075. Следует учитывать что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории.
После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:
Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 3. Выбор трансформаторов в остальных вариантах производится аналогичным образом.
Выбираем марку трансформатора [3 таблица А. 3] ТРДН–63000110. При этом:
то есть в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов второй будет перегружен на 6%.
Все данные о выбранных трансформаторах заносятся в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 – Выбор понижающих трансформаторов
Тип и число трансформаторов
ВЫБОР СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ
1 ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ РУ ПОДСТАНЦИЙ НА СТОРОНЕ ВН
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек (согласно [4]).
Таблица 7.1 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)
Схема распределительного устройства 110 кВ
Две рабочие и обходная системы шин
Одна секционированная система шин с обходной
Два блока с неавтом. перемычкой со стороны линий
Таблица 7.2 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)
Таблица 7.3 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)
Таблица 7.4 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)
Мостик с выключателями в цепях линий и неавтом. перемычкой со стороны линий
Таблица 7.5 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)
Мостик с выключателями в цепях трансформатора и неавтом. перемычкой со стороны линий
2 ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ РУ ПОДСТАНЦИЙ НА СТОРОНЕ НН
Выбор схем распределительных устройств на стороне низкого напряжения зависит от количества трансформаторов и их типа.
Выбор схем электрических соединений РУ производим согласно [4].
Таблица 7.6 - Схемы РУНН
Тип применяемого трансформатора
Две одиночные секционированные выключателями системы шин
Одна одиночная секционированная выключателем система шин
ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ
Варианты подлежащие технико-экономическому сравнению должны быть технически и экономически сопоставимы. Подсчет приведенных затрат производится по формуле:
где - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике );
- соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;
- соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий подстанций и - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;
У – математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.
Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вложений:
где - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [5 таблица 2. 1].
Издержки на возмещение потерь энергии определяются по формуле:
где - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;
- суммарные потери холостого хода трансформаторов;
– число часов максимальных потерь в году:
– удельная стоимость потерь активной энергии.
В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:
где a - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [6 рисунок 6.4 а];
- максимальная нагрузка потребителя;
- коэффициент вынужденного простоя;
- степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя при частичном отключении)
где m - число последовательно включенных элементов сети;
- среднее время восстановления элемента
- параметр потока отказов элемента i [5 таблица 2.32].
На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приведенными затратами.
2 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ПО ВСЕМ ВАРИАНТАМ
Число выключателей которые следует учесть при сопоставлении вариантов показано в таблице 8.1.
Таблица 8.1 - Число ячеек выключателей по вариантам
Число ячеек выключателей 110 кВ
Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении
При определении приведенных затрат следует учесть что линия 1 – 2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются.
) Расчет экономических показателей варианта 1:
Результаты расчетов варианта 1 сведены в таблицу 8.2. Расчеты для других вариантов аналогичны расчетам варианта 1.
Таблица 8.2 - Расчет экономических показателей линий (вариант 1)
З1 = 3322333тыс.руб.
) Расчет экономических показателей варианта 2:
Таблица 8.3 - Расчет экономических показателей линий (вариант 2)
З2 = 3667542 тыс.руб.
) Расчет экономических показателей варианта 3:
Таблица 8.4 - Расчет экономических показателей линий (вариант 3)
З3 = 3667542 тыс.руб.
) Расчет экономических показателей варианта 4:
Таблица 8.5 - Расчет экономических показателей линий (вариант 4)
З4 = 3190169 тыс.руб.
) Расчет экономических показателей варианта 5:
Таблица 8.6 - Расчет экономических показателей линий (вариант 5)
З5 = 2199227 тыс.руб.
Результаты расчета составляющих затрат и сопоставления вариантов сведены в таблицу 8.7.
Таблица 8.7 - Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает что наиболее экономичным является 5-й вариант распределительной сети следующий по экономичности после него вариант 3. Именно эти варианты рекомендуются для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии.
РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ СЕТИ
Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети анализа их допустимости и выбора при необходимости средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений. Расчеты установившихся режимов могут выполняться вручную или с использованием ЭВМ. Расчет установившегося режима на ЭВМ может выполняться с использованием любой программы расчета режима.
Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:
- составление схемы замещения и расчет ее параметров для двух наиболее экономичных вариантов сети;
- расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах (для обеих схем);
- анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения (выбор рациональных отпаек на трансформаторах батарей конденсаторов) с целью соблюдения требований ГОСТа по напряжению;
- результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносятся на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторах.
1 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК
1.1 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК ВАРИАНТА 3
а) Составление схемы замещения определение ее параметров
Для расчета подготовлена схема замещения сети (рис. 16) параметры схемы замещения приведены в таблице 9.1 (по узлам схемы) и в таблице 9.2 (по ветвям схемы). При подготовке схемы замещения учтены трансформаторы подстанций с номинальными коэффициентами трансформации .
Потери холостого хода указаны в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах (21 31 41 141 и 151).
Рис. 16 - Схема режима максимальных нагрузок варианта 3
Таблица 9.1 - Параметры узлов сети
Таблица 9.2 - Параметры ветвей сети (вариант 3)
где определяется из [5 таблица 1.9].
б) Определение емкостей линий потерь в элементах сети и потоков мощности во всей сети
) Емкости линий определяются:
) Расчет начальной мощности на участке 1-2:
) Расчет начальной мощности на участке 1 – 3:
) Расчет начальной мощности на участке 1 -14:
) Расчет начальной мощности на участке 4 – 15:
) Расчет начальной мощности на участке 1 – 4:
в) Определение напряжений в узлах схемы
В сетях 110 кВ и ниже поперечной составляющей пренебрегают поэтому будем использовать только продольную составляющую.
) Напряжения на высокой стороне:
) Напряжения на низкой стороне:
г) Выбор средств регулирования напряжения
В соответствии с ГОСТом напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 095 до 105. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне но не равны номинальным то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.
Потребители могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения или быть удалены от них поэтому на шинах подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанций до шин потребителя.
Таблица 9.3 - Выбор отпаек на трансформаторах
Требуемое напряжение на шинах ПС кВ
Напряжение на шинах ПС до регулирования кВ
Рациональная отпайка
Напряжение на шинах ПС после регулирования кВ
Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 31:
где цена одной отпайки равна 2047 кВ. Тогда
Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке (X=-3):
Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесены в таблицу 9.3.
Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.
1.2 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК ВАРИАНТА 5
Для расчета подготовлена схема замещения сети (рис. 17) параметры схемы замещения приведены в таблице 9.1 (по узлам схемы) и в таблице 9.4 (по ветвям схемы).
Таблица 9.4 - Параметры ветвей сети
В данном варианте (рис. 17) схема сети имеет кольцевой участок поэтому для расчета необходимо представить кольцо в виде сети с двухсторонним питанием то есть разорвать кольцо в узле 1 и определить точку потокораздела кольцевого участка (узел 15).
Рис. 17 - Схема режима максимальных нагрузок варианта 5
б) Расчет кольца 1 - 4 - 15 - 14 - 1:
) Расчет начальной мощности в кольце 1-4-15-14-1.
Рассчитываем кольцевую схему сети разрезая её по балансирующему узлу 1. Вначале находим распределение потоков мощности в сети без учёта потерь в зависимости от нагрузок и полных комплексных сопротивлений ветвей сети входящих в кольцо; определяем точку потокораздела в соответствующем узле схемы и потоки мощности поступающие в неё с двух сторон:
Производим проверку:
Рассчитываем остальные потоки по балансу мощности для узлов сети:
Т.к. в результате расчёта получили одну точку потокораздела в узле 15 для активной и реактивной мощности то сеть условно делится по ней на две разомкнутые. Нагрузка в конце каждой разомкнутой сети определяется потоком мощности поступающей по соединённой с ней линии
) Расчет начальной мощности на участке 4-15.
) Расчет начальной мощности на участке 1-4.
) Расчет начальной мощности на участке 14-15.
) Расчет начальной мощности на участке 1-14.
) Определение напряжений в узлах схемы на высокой стороне:
) Определение напряжений в узлах схемы на низкой стороне:
) Выбор средств регулирования напряжения:
В соответствии с ГОСТом напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 095 до 105 . Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне но не равны номинальным то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.
Таблица 9.5 - Выбор отпаек на трансформаторах
Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения занесены в таблицу 9.5.
2 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ
2.1 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ ВАРИАНТА 3
2.1.1 ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ УЧАСТКА 4-15
а) Определение емкостей линий потерь в элементах сети и потоков мощности во всей сети
) Емкости линий изменятся по сравнению с режимом максимальных нагрузок только на участке 4-15:
) Расчет потоков мощности:
б) Определение напряжений в узлах схемы
В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в аварийных режимах работы должно находиться в интервале от 09 до 11 .
Таким образом при обрыве одной цепи участка 4-15 требования ГОСТа будут соблюдены.
2.1.2 ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ УЧАСТКА 1-4
) Емкости линий изменятся по сравнению с режимом максимальных нагрузок только на участке 1-4:
Таким образом при обрыве одной цепи участка 1-4 требования ГОСТа будут соблюдены.
2.1.3 ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ УЧАСТКА 1 – 14
) Емкости линий изменятся по сравнению с режимом максимальных нагрузок только на участке 1 – 14:
Таким образом при обрыве участка 1 – 14 требования ГОСТа будут соблюдены для всех узлов.
2.1.4 ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ УЧАСТКА 1-2
) Емкости линий изменятся по сравнению с режимом максимальных нагрузок только на участке 1-2:
Таким образом при обрыве одной цепи участка 1 - 2 требования ГОСТа будут соблюдены.
2.1.5 ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ УЧАСТКА 1 – 3
) Емкости линий изменятся по сравнению с режимом максимальных нагрузок только на участке 1 – 3:
Таким образом при обрыве участка 1 – 3 требования ГОСТа будут соблюдены.
2.2 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ ВАРИАНТА 5
2.2.1 ОТКЛЮЧЕНИЕ ИСТОЧНИКА SB
Рис. 19 а - Перетоки мощности без учета потерь при отключении источника SB
а) Перетоки мощности с учетом потерь:
б) Напряжения на высокой стороне:
в) Напряжения на низкой стороне:
Таким образом при отключении источника 1 11 требования ГОСТа будут соблюдены для всех узлов.
2.2.2 ОТКЛЮЧЕНИЕ ИСТОЧНИКА SA
Рис. 19 б - Перетоки мощности без учета потерь при отключении источника SA
Таким образом при отключении источника 11 требования ГОСТа будут соблюдены для всех узлов.
ПРОВЕРКА РАСЧЕТОВ В ПРОГРАММЕ RASTR
1 ПРОВЕРКА РАСЧЕТОВ В ПРОГРАММЕ RASTR ВАРИАНТА 3
Таблица 10.1 - Режим максимальных нагрузок варианта 3
Рис. 20 - Схема режима максимальных нагрузок варианта 3
Таблица 10.2 - Режим максимальных нагрузок варианта 3
(после регулирования напряжения)
2 ПРОВЕРКА РАСЧЕТОВ В ПРОГРАММЕ RASTR ВАРИАНТА 5
Таблица 10.8 - Режим максимальных нагрузок
Рис. 26 - Схема режима максимальных нагрузок
Таблица 10.9 - Режим максимальных нагрузок (после регулирования напряжения)
В курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ. Рассмотрено пять вариантов развития сети при этом для всех вариантов произведен выбор напряжения сети сечений ЛЭП трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств.
Из пяти схем путем технико-экономического сравнения для дальнейшего рассмотрения приняты две схемы.
Все рассчитанные режимы то есть установившиеся режимы максимальных нагрузок и установившиеся послеаварийные режимы проверены в программе RASTR для двух выбранных для дальнейшего рассмотрения вариантов.
ПУЭ. М.: Энергоатомиздат 1996.
Методические указания к выполнению курового проекта по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» под ред. Волковой.Т.Ю.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей. Под ред. В.М. Блок 1981г
Справочные материалы по курсовому и дипломному проектированию.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат 1989. 592 с.