Разработка и расчет вариантов развития электрической сети

мой курсач(посл).doc

ЗАДАНИЕ НА ВЫПОЛНЕНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА 7
РАЗРАБОТКА СХЕМ РАЗВИТИЯ СЕТИ 9
1 Варианты схем развития сети
РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТИ 13
1 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 1
2 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 2
3 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 3
4 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 4
5 Расчет потокораспределения в сети. Вариант 5
ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ 22
ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛЭП НА УЧАСТКАХ СЕТИ 25
1 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 1
2 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 2
3 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 3
4 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 4
5 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 4
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ
ВЫБОР СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ 36
ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ
1 Расчет приведенных затрат. Вариант 1
РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ СЕТИ 48
1 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок. Вариант
1.1Составление схемы замещения сети и определение ее параметров 48
1.2 Определение расчётных нагрузок в узлах сети
1.3 Расчёт потоков мощности на участках сети
1.4 Расчёт потоков мощности в кольцевой схеме
1.5 Определение напряжений в узлах сети
1.6 Выбор средств регулирования напряжения
2 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок. Вариант
2.1Составление схемы замещения сети и определение ее параметров 60
2.2 Определение расчётных нагрузок в узлах сети
2.3 Расчёт потоков мощности на участках сети
2.4 Определение напряжений в узлах сети
3 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок. Вариант
3.1Составление схемы замещения сети и определение ее параметров 67
3.2 Определение расчётных нагрузок в узлах сети
3.3 Расчёт потоков мощности на участках сети
3.4 Расчёт потоков мощности в кольцевой схеме
3.5 Определение напряжений в узлах сети
3.6 Выбор средств регулирования напряжения
РАСЧЕТ СЕТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОГРАММЫ RASTR 85
1 Расчёт установившихся режимов. Вариант 4 85
2 Расчёт установившихся режимов. Вариант 5 95
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 104
Приложение А. Ведомость технического проекта 105
В данном курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования
электрической сети. Проведен анализ различных вариантов развития сети.
Для выбранных вариантов проведен выбор номинального напряжения сети;
определены сечения линий электропередача также проведен выбор
трансформаторов на понижающих подстанциях и определены схемы подстанций.
Проведено экономическое сопоставление вариантов.
Рассчитаны установившиеся режимы сети для двух наиболее экономичных
вариантов развития сети.
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.
Проектирование электрической сети включая разработку конфигурации
сети и схемы подстанции является одной из основных задач развития
энергетических систем обеспечивающих надёжное и качественное
электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой
надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
Задача проектирования электрической сети относится к классу
оптимизационных задач однако не может быть строго решена оптимизационными
методами в связи с большой сложностью задачи обусловленной
многокритериальностью многопараметричностью и динамическим характером
задачи дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.
В этих условиях проектирование электрической сети сводится к
разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической
сети обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей
электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее
рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом
все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и
надёжности электроснабжения. Экологический социальный и другие критерии
при проектировании сети учитываются в виде ограничений.
ЗАДАНИЕ НА ВЫПОЛНЕНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА
Исходная схема развития сети приведена на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 - Исходная схема развития сети
В соответствии с вариантом получаем следующие нагрузки узлов.
Таблица 1.1 – Нагрузки узлов
P МВт 30 25 25 10 20
Дополнительные данные:
) cosφ = 09 для всех нагрузок;
) Потребители узла 8 - потребители III категории надежности в
остальных узлах состав потребителей по надежности одинаков: I категории -
% II - 30% III - 40%;
) Номинальное напряжение потребителей 10 кВ;
) TMAX нагрузок 4500 ч;
) Район проектирования - Урал;
) Масштаб: 1 см - 10 км.
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 проектной практике для построения
рациональной конфигурации сети принимают повариантный метод при котором
для заданного расположения потребителей намечаются несколько вариантов и из
них на основе технико-экономического сравнения выбирается лучший. Этот
вариант должен обладать необходимой надежностью экономичностью и
В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться
электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух
секций шин районных подстанций).
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 (рисунки 2.1-
5) учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между
питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.
Потребитель узла 8 - потребитель III категории надежности однако на
участке 6-8 (рисунок 2.1) и 1-8 (рисунок 2.2) рассматриваем сооружение двух
цепей так как за этим потребителем в узле 12 находятся потребители I и II
категории. Поэтому все разомкнутые варианты в связи с заданной
категорийностью потребителей по надежности требуют сооружения на всех
участках двух параллельных цепей.
Рассмотрение кольцевых сетей позволяет наметить сооружение одной цепи
на большинстве трасс. Однако это решение не окончательное и оно должно
быть проверено в соответствии с пропускной способностью линии при возможных
отключениях источника. Таким образом к дальнейшему рассмотрению предложены
все 5 вариантов развития сети.
Рисунок 2.1 - Вариант 1 развития сети
Рисунок 2.2 - Вариант 2 развития сети
Рисунок 2.3 - Вариант 3 развития сети
Рисунок 2.4 - Вариант 4 развития сети
Рисунок 2.5 - Вариант 5 развития сети
РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТИ
В сетях с односторонним питанием потокораспределение рассчитываем
последовательным сложением мощности узлов начиная от самых отдаленных и
постепенно двигаясь к источнику. Таким образом получаем перетоки мощности
на всех радиальных участках сети.
В случае сети замкнутого типа перетоки рассчитываем используя
правило «моментов» представив сеть замкнутого типа в виде сети с
двухсторонним питанием. При этом мощность каждого источника такой сети
определяем по формуле:
[pic] - общее расстояние между источниками.
На остальных участках мощность определяется по закону Кирхгофа.
Если в кольце имеются участки с двумя параллельными цепями то эти
участки приводим к эквивалентным длинам:
[pic] - число параллельных ветвей.
В варианте 1 рассматривается радиальная схема сети т.е. схема с
односторонним питанием поэтому потоки мощности на участках определяем по
первому закону Кирхгофа.
Реактивную мощность определяем по формуле:
где [pic](т.к. [pic])
Таким образом потокораспределение:
Потокораспределение в сети показано на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 - Потокораспределение в сети. Вариант 1
В варианте 2 рассматривается радиальная схема сети т.е. схема с
Потокораспределение в сети показано на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 - Потокораспределение в сети. Вариант 2
В варианте 3 рассматривается смешанная схема сети поэтому вначале
рассчитываем распределение потоков мощности в радиальной части а потом в
кольце представив ее в виде схемы с двусторонним питанием. В кольце длину
участков с двумя параллельными цепями приводим к эквивалентной по формуле
2. Мощность каждого из источников определяем согласно правилу моментов по
Распределение потоков мощности в радиальной части сети:
Распределение потоков мощности в кольцевой части сети:
Рисунок 3.3 - Потокораспределение в кольце. Вариант 3
Потоки мощности на участках определяем по первому закону Кирхгофа.
Потокораспределение в сети показано на рисунке 3.4.
Рисунок 3.4 - Потокораспределение в сети. Вариант 3
В варианте 4 рассматривается кольцевая схема сети поэтому
представим данную схему в виде схемы с двусторонним питанием. Длину
Рисунок 3.5 - Потокораспределение в кольце
Потокораспределение в сети показано на рисунке 3.6.
Рисунок 3.6 - Потокораспределение в сети. Вариант 4
В варианте 5 рассматривается смешанная схема сети поэтому вначале
Рисунок 3.7 - Потокораспределение в кольце
Потокораспределение в сети показано на рисунке 3.8.
Рисунок 3.8 - Потокораспределение в сети. Вариант 5
ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ
Выбор напряжения определяется экономическими факторами при
увеличении номинального напряжения возрастают капиталовложения в сооружение
сети но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются
эксплуатационные издержки.
Для расчета напряжения будем использовать формулу Г.А.Илларионова
дающую удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ
[pic]- количество параллельных цепей на рассматриваемом участке.
1 Выбор номинального напряжения сети. Вариант 1
По формуле 4.1 получим:
2 Выбор номинального напряжения сети. Вариант 2
3 Выбор номинального напряжения сети. Вариант 3
4 Выбор номинального напряжения сети. Вариант 4
5 Выбор номинального напряжения сети. Вариант 5
Таким образом на основании расчетов и учитывая напряжение
существующей линии во всех вариантах принимаем номинальное напряжение
ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛЭП НА УЧАСТКАХ СЕТИ
Экономические интервалы для различных стандартных сечений
определенного класса напряжения получены при построении зависимости
приведенных затрат в сооружение 1 км линии от тока. Вид зависимостей
Сечение [pic] - стандартные сечения для класса номинального
напряжения [pic]. Экономические интервалы однозначно определяют сечение
воздушной линии в зависимости от тока максимального нормального режима
[pic]. Если ток в линии лежит в интервале от 0 до [pic] - наиболее
экономично сечение [pic] при токе от [pic] до [pic] - сечение [pic] и т.д.
Здесь под [pic] понимается ток в одной цепи линии.
Согласно справочным данным на напряжении 110 кВ минимальное сечение
принимается 70 мм2 а максимальное 240 мм2
Для выбора сечений необходимо определить токи в сети. При этом
расчет токов в кольце выполняется одновременно с выбором сечений. При
несовпадении заданного числа параллельных цепей в кольце с выбранным токи
следует пересчитать заново с выбранным числом параллельных линий и уточнить
Токораспределение в сети определяется по формуле:
Для определения значений токов на различных участках сети
воспользуемся значениями ранее полученных мощностей.
После расчета выбранное на участке схемы сечение необходимо
проверить по условию нагрева. Для этого сравниваем ток в цепи в аварийном
режиме с допустимом током [pic].
Если выбранный провод не проходит по условию нагрева то выбираем
провод следующего сечения и его также проверяем по условию (5.2).
) Ток максимального нормального режима на участке 8-12:
По предельной экономической нагрузке на две цепи Iкр =80·2=160 А по
таблице 1.16 ([2]) выбираем провод 2АС-7011 для которого Iдоп =265 А
(таблица 1.13 [2]) и проверяем по условию нагрева (5.2).
Ток в аварийном режиме (отключение одной линии): Iав 8-12 =117 А.
Iав 8-12=117 А Iдоп.=265 А.
Следовательно данный провод удовлетворяет всем условиям.
) Ток максимального нормального режима на участке 6-8:
По предельной экономической нагрузке на две цепи Iкр =170·2=340 А
выбираем провод 2АС-12019 для которого Iдоп=390 А.
Ток в аварийном режиме (отключение одной линии): Iав 6-8 =175 А.
Iав 6-8=175 А Iдоп.=390 А.
) Ток максимального нормального режима на участке 2-6:
Ток в аварийном режиме (отключение одной линии): Iав 2-6 =321 А.
Iав 2-6=321 А Iдоп.=390 А.
) Ток максимального нормального режима на участке 1-3:
По предельной экономической нагрузке на две цепи Iкр =80·2=160 А
выбираем провод 2АС-7011 для которого Iдоп=265 А.
Ток в аварийном режиме (отключение одной линии): Iав 1-3 =146 А.
Iав 1-3=146 А Iдоп.=265 А.
) Ток максимального нормального режима на участке 1-2:
На участке 1-2 был выбран провод 2АС-24039 для которого Iдоп=610 А.
Предельная экономическая нагрузка на две цепи Iкр =370·2=740 А.
Ток в аварийном режиме (отключение одной линии): Iав 1-2 =496 А.
Iав 1-2 =496 А Iдоп.=610 А.
Результаты расчета сведем в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 – Выбор сечений проводов ЛЭП. Вариант 1
Линия Вид Ток Сечение Число Вид аварии [pic] [pic]А
-12 проект 117 АС-70 2 Обрыв 1 цепи 117 265
-8 проект 175 АС-120 2 Обрыв 1 цепи 175 390
-6 проект 321 АС-120 2 Обрыв 1 цепи 321 390
-3 проект 146 АС-70 2 Обрыв 1 цепи 146 265
-2 сущест 496 АС-240 2 Обрыв 1 цепи 496 610
Таблица 5.2 – Выбор сечений проводов ЛЭП. Вариант 2
-2 сущест 467 АС-240 2 Обрыв 1 цепи 467 610
-6 проект 146 АС-70 2 Обрыв 1 цепи 146 265
а) отключение источника 1 со стороны потребителя 2.
Рисунок 5.1 – Потоки мощности при отключении источника 1 со стороны
потребителя 2. Вариант 3
б) отключение источника 1 со стороны потребителя 82.
Рисунок 5.2 – Потоки мощности при отключении источника 1 со стороны
потребителя 8. Вариант 3
Таблица 5.3 – Выбор сечений проводов ЛЭП. Вариант 3
-8 проект 276 АС-120 2 Откл. 642 390
-3 проект 100 АС-240 1 Откл. 467 610
-2 сущест 366 АС-240 2 Откл. 642 610
-6 проект 191 АС-240 1 Откл. 467 610
-3 проект 45 АС-120 1 Откл. 321 390
Рисунок 5.3 – Потоки мощности при отключении источника 1 со стороны
потребителя 2. Вариант 4
б) отключение источника 1 со стороны потребителя 3.
Рисунок 5.4 – Потоки мощности при отключении источника 1 со стороны
потребителя 3. Вариант 4
Таблица 5.4 – Выбор сечений проводов ЛЭП. Вариант 4
-3 проект 293 АС-120 2 Откл. 642 390
-8 проект 148 АС-240 1 Откл. 496 610
-12 проект 89 АС-240 1 Откл. 437 610
-2 сущест 348 АС-240 2 Откл. 642 610
-6 проект 173 АС-240 1 Откл. 467 610
-12 проект 27 АС-120 1 Откл. 321 390
5 Определение сечений проводов ЛЭП. Вариант 5
Рисунок 5.5 – Потоки мощности при отключении источника 1 со
стороны потребителя 2. Вариант 5
б) отключение источника 1 со стороны потребителя 8.
Рисунок 5.6 – Потоки мощности при отключении источника 1 со стороны
потребителя 8. Вариант 5
Таблица 5.5 – Выбор сечений проводов ЛЭП. Вариант 5
-8 проект 216 АС-120 2 Откл. 642 390
-12 проект 117 АС-120 2 Обрыв 1 цепи 117 390
-2 сущест 443 АС-240 2 Откл. 642 610
-6 проект 146 АС-70 2 Обрыв 1 цепи 145 265
-3 проект 105 АС-120 1 Откл. 321 390
-8 проект 41 АС-240 1 Откл. 467 610
Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов) зависит от
требований к надежности электроснабжения потребителей.
Условиями выбора являются:
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.
Мощность трансформатора в нормальных условиях должна обеспечить
питание электрической энергией всех потребителей подключенных к данной
подстанции. Кроме того нужно учитывать необходимость обеспечение энергией
потребителей I и II категорий в случае аварии с одним из трансформаторов и
его отключения. При этом 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. В этом случае его проверка
осуществляется по условию:
где [pic] - наибольшая нагрузка подстанции
[pic] - номинальная мощность выбранного трансформатора
[pic] - коэффициент допустимой перегрузки.
Следует учитывать что при аварии с одним из трансформаторов
допускается отключение потребителей III категории.
Типы мощности и число понижающих трансформаторов на подстанциях во
всех вариантах одинаковы так как не зависят от схемы сети 110 кВ.
Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 2.
Узел 2 потребитель I категории надёжности поэтому на подстанции
нужно установить два трансформатора. Фактическая мощность трансформатора:
Выбираем два трансформатора марки [1 таблица 5.13] ТРДН –
000110. Параметры трансформатор удовлетворяют условиям (6.1)-(6.3).
Проверка по условию (6.4):
Следовательно в аварийном режиме при отключении одного из
трансформаторов обеспечить питание потребителей I и II категорий.
Вариант установки одного трансформатора для питания потребителей III
категории не рассматривается так как в сетевом районе нет передвижной
резервной подстанции обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
Выбор трансформаторов в остальных узлах осуществляется аналогично и
отображен в таблице 6.1
№ Мощность нагрузки S14 Тип и число
узла МВА трансформаторов
30 333 238 2ТРДН-25000110
25 2778 198 2ТРДН-25000110
10 111 79 2ТДН-10000110
20 222 159 2ТДН- 16000110
Таблица 6.1 – Выбор трансформаторов
ВЫБОР СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ
Выбор схем электрических соединений распределительных устройств
подстанций выполняется только на стороне высшего напряжения так как схемы
на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств
являются высоковольтные выключатели и поэтому выбор схем распределительных
устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.
При выборе схем подстанций руководствуемся рекомендациями ПУЭ и
Определение схем подстанций и числа ячеек выключателей 110 кВ для
всех вариантов сведено в таблицы 7.1-7.5.
Таблица 7.1 – Выбор схем подстанций. Вариант 1
№ Число Схема РУ 110 кВ Число ячеек
узла присоединений выключателей
4 2 Две рабочие и обходная системы 8
4 2 Одна рабочая секцион. и обходная8
2 2 Два блока с выкл. и неавтомат. 2
перемычкой со стор. линии
а 4 2 Одна рабочая секцион. и обходная8
2 2 Два блока с выкл. и неавтом. 2
перемычкой со стороны линии
Таблица 7.2 - Выбор схем подстанций. Вариант 2
6 2 Две рабочие и обходная системы 10
Таблица 7.3 - Выбор схем подстанций. Вариант 3
3 2 Одна рабочая секцион. и обходная7
2 2 Мостик с ремонтной перемычкой со3
стороны трансформатора
а 5 2 Одна рабочая секцион. и обходная9
Таблица 7.4 - Выбор схем подстанций. Вариант 4
а 2 2 Мостик с ремонтной перемычкой со3
Таблица 7.5 - Выбор схем подстанций. Вариант 5
5 2 Две рабочие и обходная системы 9
Варианты подлежащие технико-экономическому сравнению должны быть
технически и экономически сопоставимы т.е. обеспечивать одинаковую
передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и
послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной
степенью надежности должна учитываться величина ущерба народному хозяйству
от вероятного нарушения электроснабжения.
Технико-экономическое сравнение вариантов производится по методу
приведенных затрат. При определении приведенных затрат учитываем что линия
-2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и
амортизационные отчисления не учитываются.
Во всех вариантах в узлах стоят одинаковые трансформаторы и поэтому
необходимо учитывать только разницу в числе выключателей. Число
выключателей которое следует учитывать при сопоставлении вариантов
показано в таблице 8.1.
Подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле:
где [pic] - нормативный коэфф-т эффективности. В энергетике принимается
[pic]- математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от
нарушения электроснабжения тыс. руб.
Суммарные капитальные вложения определяются по формуле:
где [pic] [pic] - капитальные вложения в линии и подстанции
Капитальные вложения в линии определяются по формуле:
где С - стоимость 1 км линии ([2] таблица 2.23) рубкм;
n – число цепей в линии.
Капитальные вложения в подстанции:
где [pic] [pic] соответственно число и стоимость трансформаторов ([2]
[pic] - число и стоимость ячеек выключателей ([2] таблица 2.23).
Суммарные издержки определяем по формуле:
[pic] - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях.
Ежегодные издержки [pic] [pic] определяются суммой отчислений от
капитальных вложений:
где [pic] [pic] - коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание
линий и подстанций. [pic][pic].
Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах
определяются по формуле:
[pic]- суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных
[pic] - суммарные потери холостого хода трансформаторов кВт.
Число часов максимальных потерь в году определяется по формуле:
Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового
ущерба от нарушений электроснабжения. 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
([2] рис. 2.2) тыс. руб.кВт;
[pic] - степень ограничения потребителя. [pic]=1 при полном отключении
Коэффициент вынужденного простоя определяется из выражения:
где m - число последовательно включенных элементов сети;
На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с
наименьшими приведенными затратами. Причем варианты схем считаются
экономически равноценными если разница в приведенных затратах равна или
Перед анализом экономических характеристик учтем что во всех
вариантах в узлах стоят одинаковые трансформаторы и поэтому будем
принимать во внимание только разное число выключателей а результаты сведем
Таблица 8.1 - Число ячеек выключателей по вариантам
Вариант1 2 З 4 5 Число
-2 сущест 24 496 2АС-240 144 106 0
-3 проект 30 146 2АС-70 5136 033 59400
-6 проект 24 321 2АС- 120 2988 092 48672
-8 проект 32 175 2АС-120 3984 037 64896
-12 проект 24 117 2АС-70 5136 021 47520
Таблица 8.3 - Капитальные вложения в линии. Вариант 2
Линия Вид ДлинаТокСечение R [pic] [pic]
км А Ом МВт тыс.руб.
-2 сущест 24 467 2АС-240 144 094 0
-8 проект 54 175 2АС-120 6723 062 109512
-12 проект 24 117 2АС- 70 5136 021 47520
-3 проект 16 146 2АС-70 3424 022 31680
-6 проект 24 146 2АС-70 5136 033 47520
Таблица 8.4 - Капитальные вложения в линии. Вариант 3
-2 сущест 24 366 2АС-240 144 058 0
-8 проект 54 276 2АС-120 6723 154 109512
-6 проект 24 191 АС-240 288 032 27072
-3 проект 18 45 АС-120 4482 003 18252
-8 проект 23 100 АС-240 276 008 25944
Таблица 8.5 - Капитальные вложения в линии. Вариант 4
-2 сущест 24 348 2АС-240 144 052 0
-3 проект 30 293 2АС-120 3735 096 60840
-6 проект 24 173 АС- 240 288 026 27072
-12 проект 57 27 АС-120 14193 003 57798
-8 проект 23 148 АС-240 276 018 25944
-12 проект 24 89 АС-240 288 007 27072
Таблица 8.6 - Капитальные вложения в линии. Вариант 5
-2 сущест 24 443 2АС-240 144 085 0
-8 проект 54 216 2АС-120 6723 094 54756
-6 проект 24 146 2АС- 70 5136 033 24336
-3 проект 16 105 АС-120 3984 013 8112
-8 проект 23 41 АС-240 276 0014 12972
-12 проект 24 117 АС-120 2988 012 24336
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 4. Именно эти варианты
рекомендуются для дальнейшего рассмотрения.
РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ СЕТИ
Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней
напряжения в узлах сети анализа их допустимости и выбора при
необходимости средств регулирования напряжения с целью ввода режима в
допустимую область по уровням напряжений.
Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:
составление схемы замещения и расчет ее параметров для двух наиболее
экономичных вариантов сети;
расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах (для
анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования
напряжения (выбор рациональных отпаек на трансформаторах батарей
конденсаторов) с целью соблюдения требований ГОСТ по напряжению;
- результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносятся
на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и
отпаек на трансформаторах.
1 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок. Вариант 4
1.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров
Для расчета установившегося режима составляем схему замещения сети
показанной на рисунке 9.1 причем нагрузки указываем в новых узлах 2’ 3’
’ 8’ и 12’. Параметры узлов сети приведены в таблице 9.1. Параметры
ветвей сети приведены в таблице 9.2.
Рисунок 9.1 - Схема замещения сети. Вариант 4
При составлении схемы замещения учтены трансформаторы подстанций с
номинальными коэффициентами трансформации:
Таблица 9.1 - Параметры узлов сети. Вариант 4
№ узла [pic] кВ Мощность нагрузки
[pic] МВт [pic] МВАр
Емкости линий определяем по формуле:
где [pic]- удельная емкостная проводимость ([1] таблица 3.8).
Таблица 9.2 - Параметры ветвей сети. Вариант 4
№ узла R Ом X Ом [pic] [pic] МВАр [pic]
Требуемое напряжение на шинах ПС кВ 105 105 105 105 105
U на шинах ПС до регулирования кВ 988 975 10041022986
Рациональная отпайка -3 -4 -3 -2 -3
U на шинах ПС после регулирования кВ 10471053105710561045
Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать
вывод что дополнительных средств регулирования напряжения из условий
нормального режима максимальных нагрузок не требуется.
2 Расчет установившегося послеаварийного режима. Вариант 4
Рассмотрим установившийся послеаварийный режим - отключение
источника 1 со стороны потребителя 2
2.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров
Для расчета установившегося послеаварийного режима составляем схему
замещения сети показанной на рисунке 9.4 причем нагрузки указываем в
новых узлах 2’ 3’ 6’ 8’ и 12’. Параметры узлов сети приведены в таблице
4. Параметры ветвей сети приведены в таблице 9.5.
Рисунок 9.4 - Схема замещения сети. Послеаварийный режим. Вариант 4
Таблица 9.4 - Параметры узлов сети. Вариант 4
Емкости линий определяем по формулам (9.2) (9.3):
Таблица 9.5 - Параметры ветвей сети. Вариант 4
Емкости линий определяем по формулам (9.2) и (9.3).
Таблица 9.7 - Параметры ветвей сети. Вариант 5
U на шинах ПС до регулирования кВ 984 974 101 1029975
Рациональная отпайка -3 -4 -2 -1 -4
U на шинах ПС после регулирования кВ 104310521043 10441053
4 Расчет установившегося послеаварийного режима. Вариант 5
4.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров
замещения сети показанной на рисунке 9.9 причем нагрузки указываем в
9. Параметры ветвей сети приведены в таблице 9.10.
Рисунок 9.9 - Схема замещения сети. Послеаварийный режим. Вариант 5
Таблица 9.9 - Параметры узлов сети. Вариант 5
Таблица 9.10 - Параметры ветвей сети. Вариант 5
нач. кон. 2 2’ 127 2795 -- -- 0091 2 6 514
3 1224 081 - 6 6’ 127 2795 -- -- 0091 2 3 398
3 4256 028 - 3 3’ 127 2795 -- -- 0091 3 8 276
2 6463 043 - 8 8’ 3975 695 -- -- 0096 1 8 672
53 28728 19 - 8 12 299 512 12768 084 12 12’
4.2 Определение расчётных нагрузок в узлах сети
4.3 Расчёт потоков мощности на участках сети
) Эквивалентная мощность в узле 2:
) Эквивалентная мощность в узле 3:
) Эквивалентная мощность в узле 8:
Рисунок 9.10 – Потокораспределение. Вариант 5
) Мощность в начале участка 3-2:
) Мощность в начале участка 8-3:
) Мощность в начале участка 1-8:
4.4 Определение напряжений в узлах сети
) Напряжение в узле 8:
) Напряжение в узле 8':
) Напряжение в узле 12:
) Напряжение в узле 12':
) Напряжение в узле 3:
) Напряжение в узле 3':
) Напряжение в узле 2:
) Напряжение в узле 2':
) Напряжение в узле 6:
) Напряжение в узле 6':
РАСЧЕТ СЕТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОГРАММЫ RASTR
С помощью программы RASTR был произведен расчет установившихся
режимов максимальных нагрузок и послеаварийных режимов для двух наиболее
экономичных вариантов развития сети.
1 Расчёт установившихся режимов. Вариант 4
Результаты расчёта установившегося режима максимальных нагрузок
приведены в таблице 10.1 и на рисунке 10.1.
Рисунок 10.1 – Режим максимальных нагрузок. Вариант 4
Таблица 10.1 – Параметры режима максимальных нагрузок. Вариант 4
Результаты расчёта установившегося послеаварийного режима при
отключении источника со стороны потребителя 2 приведены в таблице 10.2 и на
Рисунок 10.2 – Послеаварийный режим – отключении источника со стороны
Таблица 10.2 – Параметры послеаварийного режима. Вариант 4
отключении источника со стороны потребителя 2 с учетом установки
конденсаторных батарей в узле 2’ приведены в таблице 10.3 и на рисунке
Рисунок 10.3 – Послеаварийный режим – отключении источника со стороны
потребителя 2 с учетом установки конденсаторных батарей. Вариант 4
Таблица 10.3 – Параметры послеаварийного режима. Вариант 4
Из расчетов видно что для возможности поддержания напряжения в узлах
сети отпайками трансформаторов в пределах допустимого отклонения
установим в узел 2' конденсаторную батарею мощностью 675 МВАр состоящую
из n=675004=1688 последовательно соединенных конденсаторов марки КС2-
отключении источника со стороны потребителя 3 приведены в таблице 10.4 и на
Рисунок 10.4 – Послеаварийный режим – отключение источника 1 со стороны
Таблица 10.4 – Параметры режима. Вариант 4
отключении источника со стороны потребителя 3 приведены в таблице 10.5 и
Рисунок 10.5 – Послеаварийный режим – отключение источника 1 со стороны
потребителя 3 с учетом установки конденсаторных батарей. Вариант 4
Таблица 10.5 – Параметры режима. Вариант 4
установим в узел 3' конденсаторную батарею мощностью 527 МВАр состоящую
из n=527004=1318 последовательно соединенных конденсаторов марки КС2-
2 Расчёт установившихся режимов. Вариант 4
приведены в таблице 10.6 и на рисунке 10.6.
Рисунок 10.6 – Режим максимальных нагрузок. Вариант 5
Таблица 10.6 – Параметры режима. Вариант 5
отключении источника 1 со стороны потребителя 2 приведены в таблице 10.7
Рисунок 10.7 – Послеаварийный режим – отключение источника 1 со
Таблица 10.7 – Параметры режима. Вариант 5
отключении источника 1 со стороны потребителя 2 с учетом установки
конденсаторных батарей приведены в таблице 10.8 и на рисунке 10.8.
Рисунок 10.8 – Послеаварийный режим – отключение источника 1 со стороны
потребителя 2 с учетом установки конденсаторных батарей Вариант 5
Таблица 10.8 – Параметры режима. Вариант 5
установим в узел 2' конденсаторную батарею мощностью 672 МВАр состоящую
из n=672004=1680 последовательно соединенных конденсаторов марки КС2-
отключении источника 1 со стороны потребителя 8 приведены в таблице 10.9 и
Рисунок 10.9 – Послеаварийный режим – отключение источника 1 со стороны
Таблица 10.9 – Параметры режима. Вариант 5
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.
Для оставшихся двух схем рассчитаны установившиеся режимы сети.
Выбор наилучшего варианта выполнен на основе сравнения приведённых
Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л.
Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2005.
Волкова Т.Ю. Юлукова Г.М. Справочные материалы для курсового и
дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика»
(раздел «Электроэнергетические системы и сети») 2004.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для ВУЗов. -
М.: Энергоатомиздат 1989.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под
ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат 1985.

Карта режима.cdw

Установившийся режим сети. Вариант 4
Установившийся режим сети. Вариант 5

Варианты сетей.cdw

Схема электрическая принципиальная
Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети