Энергоснабжение предприятий

рис1_1.dwg

Рис. 4.2. Схема соединений смешанной сети
Рис. 4.1. Схема соединений разомкнутой сети
ж - привязка потребителей 5 и 6
а-в - варианты радиальных сетей
г-е - варианты смешанных сетей
Рис 1.1 Варианты крнфигураций электрических сетей
Условные обозначения
потребитель I категории
потребитель II категории
потребитель III категории
Рис 1.1 Варианты конфигураций электрических сетей

4.DOC

4 Составление схем электрических соединений
К схемам электрических соединений предъявляют следующие требования:
схема должна обеспечивать надежное питание потребителей в нормальном ремонтном и послеаварийных режимах в соответствии с категориями нагрузки с учетом наличия или отсутствия резервных источников питания;
схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном ремонтном и послеаварийных режимах;
схема должна допускать поэтапное развитие РУ без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;
схема должна быть по возможности простой наглядной экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;
При составлении схем электрических соединений подстанций применяем типовые схемы распределительных устройств приведенных в [2] стр.126-136. Результаты выбора схем электрических соединений подстанций для радиальной и замкнутой сетей приведены в табл. 4.1 и табл. 4.2 соответственно.
Таблица 4.1. Типовые схемы РУ радиальной сети
Одна секционированная система шин с обходной с совмещенным секционным и обходным выключателями
Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии
Блок линия трансформатор с отделителем
Таблица 4.2. Типовые схемы РУ замкнутой сети
Сдвоенный мостик с отделителями в цепях трансформаторов
Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов
Схемы электрических соединений подстанций радиальной и замкнутой сети приведены на рис.4.1 и рис.4.2 соответственно.

3.doc

3 Выбор основных параметров сети
1 Выбор номинального напряжения сети
Номинальное напряжение электрической сети существенно влияет как на ее технико-экономические показатели так и на технические характеристики.
Экономически целесообразное номинальное напряжение зависит от многих факторов: мощности нагрузок удаленности их от источника питания их расположения относительно друг друга от выбранной конфигурации электрической сети.
Номинальное напряжение можно приближенно оценить одним из следующих способов:
По экономическим областям номинальных напряжений [2] рис.4.1.
По данным о средних мощностях нагрузки на одну цепь линии и о расстояниях их передачи [2] таблица 4.3.
По эмпирическим выражениям связывающим напряжение с передаваемой мощностью и расстоянием передачи. Номинальное напряжение можно предварительно определяется по формулам кВ
где L – длина линии электропередачи км;
Р – мощность передаваемая по одной цепи линии МВт.
Радиальная схема электрической сети приведена на рис. 3.1.
Рис. 3.1 Схема радиальной сети.
Для определения номинальных напряжений участков сети необходимо определить распределение потоков мощности в них. Распределение потоков мощности определяется обычным суммированием мощностей без учета потерь мощностей в линиях. Результаты расчета распределения потоков мощностей приведены в таблице 3.1.
Рассмотрим пример выбора номинального напряжения для линии L13. Определим мощность линии L13.
Рассчитаем предварительно номинальное напряжение L13 по формуле (3.1).
По экономическим областям номинальных напряжений [2] рис. 4.1 линии L13 соответствует номинальное напряжение 110 и 220 кВ.
По данным о средних мощностях нагрузки на одну цепь линии и о расстояниях их передачи [2] таблица 4.3 линии L13 соответствует номинальное напряжение 110 кВ. Найденные значения напряжений по трем способам округляются до ближайших номинальных напряжений. Таким образом для линии L13 необходимо принять напряжение 110 кВ.
Для остальных линий выбор номинальных напряжений аналогичен результаты выбора номинальных напряжений радиальной сети приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1. Выбор номинальных напряжений радиальной сети.
Намеченное напряжение кВ по
экономическим областям
Замкнутая схема электрической сети приведена на рис.3.2.
Рис. 3.2 Схема замкнутой сети.
Для определения номинальных напряжений в замкнутой сети определим в ней распределение потоков мощности.
Для определения распределение потоков мощности схему замкнутой сети приведенную на рис.3.2 преобразуем к виду приведенному на рис. 3.3.
Рис. 3.3 Схема замкнутой сети.
В схеме приведенной на рис. 3.3 определим расчетные нагрузки.
Определим распределение потоков мощности в схеме приведенной на рис.3.3. Считаем что сеть однородная. Распределение потоков мощности в схеме приведенной на рис.3.3 вычисляется следующим образом
Для замкнутой сети выбор номинальных напряжений аналогичен но необходимо учесть что участки кольцевой сети выполняются на одно номинальное напряжение результаты выбора номинальных напряжений замкнутой сети приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2. Выбор номинальных напряжений замкнутой сети.
Экономическим областям
2 Выбор трансформаторов
При выборе числа трансформаторов устанавливаемых на подстанции необходимо исходить из требований надежности электроснабжения потребителей питаемых через данные трансформаторы.
Номинальная мощность трансформатора установленного на одно трансформаторной подстанции определяется по формуле МВ×А
где S н – мощность нагрузки протекающей через трансформатор МВ×А.
Номинальная мощность трансформаторов установленных на двух трансформаторной подстанции определяется по формуле МВ×А.
Рассмотрим пример выбора трансформаторов установленных на подстанции 2 для схемы приведенной на рис. 3.1.
На подстанции 2 необходима установка двух двухобмоточных трансформаторов. Через трансформаторы установленные на подстанции 2 протекает мощность S2.
Для установки на подстанции 2 выбираем два трансформатора типа ТДН – 1000011010.
Определим коэффициент загрузки выбранных трансформаторов в нормальном и аварийном режимах работы.
Для остальных подстанций выбор трансформаторов аналогичен выбору трансформаторов для подстанции 2. Результаты выбора трансформаторов для радиальной сети приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3. Выбор трансформаторов для радиальной сети.
Примечание. Трансформаторы выбираем по [2] таблице 6.9 [5] таблице П.6.
Для замкнутой сети выбор трансформаторов аналогичен выбору трансформаторов для радиальной сети. Результаты выбора трансформаторов для замкнутой сети сведены в таблице 3.4.
Таблица 3.4. Выбор трансформаторов для замкнутой сети.
Примечание. Трансформаторы выбираем по [2] табл.6.9 табл.6.13 [5] табл.П.6.
3 Выбор сечения проводников
При выборе сечения проводников линий электропередачи используется ряд условий каждое из которых имеет определенную область применения. К этим условиям относятся:
Нагрев проводников длительно-допустимым током.
Допустимая потеря напряжения.
Механическая прочность.
Термическая стойкость.
Выбор сечений проводников воздушных линий и кабельных линий электропередачи производится по экономической плотности тока а проверяется по условию нагрева длительно-допустимым током. Сечение воздушных линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше проверяется по условию короны.
Рассмотрим пример выбора сечения проводников на примере выбора сечения для линии 13 в схеме приведенной на рис. 3.1.
Выбор сечения проводника производим по экономической плотности тока. Ток протекающий по линиям определяется по формуле А
n – количество параллельных линий;
U н – номинальное напряжение линии кВ.
Ток протекающий по линии 13 будет равен
Экономическая плотность тока определяется в зависимости от времени использования максимума нагрузки по [5] таблице 6.6. Время использования максимума нагрузки является средневзвешенной величиной. Для линии 13 время использования максимума нагрузки равно 3280 ч следовательно экономическая плотность тока равна j э13 = 11 Амм2.
Экономическое сечение определяется по формуле мм2
Экономическое сечение линии 13
Экономическое сечение округляется до ближайшего стандартного сечения.
Принимаем Fэ13 = 120 мм2. По условию короны данное сечение удовлетворяет так как минимальным сечением для линий 110 кВ по условию короны является сечение 70 мм2. Проверим выбранное сечение по условию допустимого нагрева. Проводник подходит по допустимому нагреву если выполняется условие
где I доп - допустимый ток проводника учитывающий реальные условия
его прокладки охлаждения и аварийной перегрузки А;
I нб - наибольший ток из нормального послеаварийного и ремонтного режимов А.
По линии 13 наибольший ток будет равен
Допустимые токи проводников принимаем из [2] табл.7.12.
Условию допустимого нагрева данное сечение удовлетворяет.
Для линии 13 применяем проводник АС-12019.
Для линий 10 кВ необходимо выполнить проверку по допустимой потери напряжения.
Потеря напряжения в линии определяется по формуле кВ
Допустимая потеря напряжения равна 6 % от номинального напряжения
сети по [2] стр. 161.
Для остальных участков сети выбор проводников выполняется аналогично.
Результаты расчетов приведены в таблице 3.5.
Таблица 3.5. Выбор сечений проводников радиальной сети.
Послеаварийный режим
Примечание. Сечение проводников принимаем по [2] табл.7.12.
В сетях 110 кВ и выше после выбора сечений проводов необходимо оценить величину потери напряжения от источника питания до электрически удаленной точки в нормальном и послеаварийном режимах. Это позволит избежать трудностей при обеспечении необходимых уровней напряжений в сети и у потребителей. В нормальном режиме потери напряжения могут доходить до 15 % а в послеаварийном до 20 %. Потеря напряжения определяется по формуле 3.7.
Электрически удаленной точкой является точка для которой выполняется условие
S(P i л×L iл) max (3.8)
Определим S(P i л×L iл) для точки 3
P 13×L 13 = 22×24 = 528 МВт ×км
Определим S(P i л×L iл) для точки 2
×P 12×L 12 = 05×11×50 = 275 МВт × км
Из расчета приведенного выше видно что для радиальной сети электрически удаленной точкой является точка 3.
Потерю напряжения до точки 3 определяем по формуле кВ
Таблица 3.6. Потери напряжения в радиальной сети.
Определим потерю напряжения до точки 3 в нормальном режиме работы
Определим потерю напряжения до точки 3 в послеаварийном режиме работы
Результаты расчетов потери напряжения заносим в таблицу 3.6.
Для замкнутой сети выбор сечений проводников выполняется аналогично выбору сечений проводников радиальной сети. Результаты выбора проводников для замкнутой сети приведены в таблице 3.7.
Таблица 3.7. Выбор сечений проводников замкнутой сети.
При расчете потокораспределения мощностей в замкнутой сети в разделе 3.1 было определено что точкой потокораздела мощностей является точка 1 поэтому наиболее электрически удаленная точкой сети будет являться точка 3.
Потерю напряжения до точки 3 определяем по формулам %
DU 03 = DU 04 +DU 41 + DU 13 (3.10)
Результаты расчета потерь напряжения на участках сети замкнутой схемы приведены в таблице 3.8.
Таблица 3.8. Потери напряжения в замкнутой сети.

рис6_1.dwg

5.doc

5 Технико-экономическое сравнение вариантов
Целью технико-экономического сравнения вариантов является выбор лучшего из них. Лучшим вариантом является вариант с наименьшими приведенными затратами. Приведенные затраты определяются по формуле тыс. руб.
где р н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений
принимаемый равный 012;
K – капитальные затраты на сооружение сети тыс. руб.;
И - годовые эксплуатационные расходы тыс. руб..
Капитальные затраты на сооружения сети определяются по формуле тыс. руб.
где K л – капитальные затраты на сооружение линий тыс. руб.;
K пс – капитальные затраты на сооружение подстанций тыс. руб.;
Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле тыс. руб.
где И л – издержки на амортизацию линий или подстанций тыс. руб;
И э – издержки на эксплуатацию линий или подстанций тыс. руб.;
И DW – издержки связанные с потерями электроэнергии в линиях или
трансформаторах тыс. руб.
Издержки на амортизацию линий или подстанций определяются по формуле тыс. руб.
где р а – норма амортизационных отчислений принимаем 24 % для линий и
% для подстанций по [2] табл.8.2;
K – капитальные затраты на сооружение линии или подстанции тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию линий или подстанций определяются по формуле тыс. руб;
где р э – затраты на обслуживание принимаем 04 % для линий и 30 % для
подстанций по [2] табл.8.2;
Издержки связанные с потерями электроэнергии в линиях определяются по формуле тыс. руб.
где DW л – потери электроэнергии в линиях МВт × ч;
з э – стоимость 1 кВт × ч потерянной электроэнергии коп(кВт × ч).
Издержки связанные с потерями электроэнергии в трансформаторах опре-деляются по формуле тыс. руб.
где DW об – потери электроэнергии в обмотках трансформаторов МВт × ч;
з э1 – стоимость 1 кВт × ч потерянной электроэнергии из-за потерь электро-
энергии в обмотках коп(кВт × ч);
DW хх – потери электроэнергии в стали МВт × ч;
з э2 – стоимость 1 кВт × ч потерянной электроэнергии из-за потерь электро-
энергии в стали коп(кВт × ч).
Потери электроэнергии в линиях определяются по формуле МВт × ч
где t л – время наибольших потерь линии ч.
Потери электроэнергии в обмотках трансформаторов определяются по формуле МВт × ч
где t пс – время наибольших потерь трансформаторов подстанции ч.
Время наибольших потерь определяется по формуле ч.
где T м – время использования максимальной нагрузки ч.
Рассмотрим пример расчета капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов для линии 13 и подстанции 3 радиальной сети.
Параметры линий сети используемые при расчете приведенных затрат радиальной и замкнутой сетей приведены в таблице 5.1 и таблице 5.2 соответственно.
Таблица 5.1. Параметры линий радиальной сети.
Число и длина линий км
Примечание. Значения r o и x o принимаем по [2] табл.7.5 и табл.7.6.
Таблица 5.2. Параметры линий замкнутой сети.
Для линий электропередачи применяем железобетонные опоры.
Стоимость одного километра сооружения воздушных линий принимаем по [2] табл. 9.5 табл. 9.7.
Определим капитальные затраты на сооружения линии 13
Определим издержки на амортизацию линии 13 по формуле 5.4
Определим издержки на эксплуатацию линии 13 по формуле 5.5
Определим потери электроэнергии в линии 13 по формуле 5.8
Для определения издержек связанных с потерями электроэнергии в линии 13 определим стоимость 1 кВт × ч потерянной электроэнергии по графику приведенному в [2] рис. 8.1. з э=25 коп(кВт × ч).
Издержки связанные с потерями электроэнергии в линии 13 определяем по формуле 5.6
Определим годовые эксплуатационные расходы линии 13 по формуле 5.3
Для остальных линий радиальной сети расчет аналогичен результаты расчета приведены в таблице 5.3.
Таблица 5.3. Затраты на сооружения линий радиальной сети.
Номинальное напряжение кВ
Количество линий и длина участка км
Стоимость одного км линии тыс. руб.км
Стоимость линии тыс. руб.
Издержки на амортизацию тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию тыс. руб.
Потери электроэнергии в линиях МВт × ч
Стоимость одного кВт × ч потерянной электроэнергии коп( кВт × ч)
Издержки на возмещение потерь электроэнергии в линиях тыс. руб.
Годовые эксплуатационные расходы тыс. руб.
Определим капитальные затраты на сооружения линий радиальной сети
Определим годовые эксплуатационные расходы линий радиальной сети
Расчет капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов для линий замкнутой сети аналогичен расчету капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов для линий радиальной сети. Результаты расчеты приведены в таблице 5.4.
Таблица 5.4. Затраты на сооружения линий замкнутой сети.
Стоимость одного км линии
Определим капитальные затраты на сооружения линий замкнутой сети
Определим годовые эксплуатационные расходы линий замкнутой сети
В состав капитальных затрат на сооружения подстанций входит стоимость трансформаторов ячеек выключателей и отделителей постоянные затраты.
Стоимость трансформаторов определяем по [2] табл.9.19 табл.9.21.
Стоимость ячеек выключателей и отделителей определяем по [2] табл. 9.14 табл.9.15.
Постоянные затраты определяем по [2] табл.9.35.
Определим капитальные затраты и годовые эксплуатационные расходы подстанции 3 радиальной сети. Параметры подстанций используемые при расчете приведенных затрат радиальной и замкнутой сетей приведены в табл. 5.5 и табл. 5.6 соответственно.
Таблица 5.5. Параметры подстанций радиальной сети.
Число и тип трансформаторов
Таблица 5.6. Параметры подстанций замкнутой сети.
Определим стоимость подстанции 3 радиальной сети
Определим издержки на амортизацию подстанции 3 по формуле 5.4
Определим издержки на эксплуатацию подстанции 3 по формуле 5.5
При определении потерь электроэнергии в трансформаторах значения потерь короткого замыкания и потерь холостого хода определяем по [2] табл.6.9 табл.6.14.
Определим потери электроэнергии в трансформаторах установленных на подстанции 3
Для определения издержек связанных с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции 3 определим стоимость 1 кВт × ч потерянной электроэнергии з э1 и з э2 по графику приведенному в [2] рис.8.1. з э1=25 коп(кВт × ч); з э2=18 коп(кВт × ч);
Издержки связанные с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции 3 определяем по формуле 5.7
Определим годовые эксплуатационные расходы подстанции 3 по формуле 5.3
Для остальных подстанций радиальной сети расчет аналогичный результаты расчета приведены в таблице 5.7.
Таблица 5.7. Затраты на сооружение подстанций радиальной сети.
Стоимость трансформаторов тыс. руб.
Стоимость ячеек с выключателями тыс. руб.
Стоимость отделителей тыс. руб.
Постоянные затраты тыс. руб.
Стоимость подстанции тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах МВт × ч
Издержки на возмещение потерь электроэнергии в
Определим капитальные затраты на сооружения подстанций радиальной сети
Определим годовые эксплуатационные расходы подстанций радиальной сети
Капитальные затраты на сооружения радиальной сети определим по формуле 5.2
Годовые эксплуатационные расходы радиальной сети
Приведенные затраты радиальной сети определим по формуле 5.1
Расчет капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов для подстанций замкнутой сети аналогичен расчету капитальных затрат и годовых эксплуатационных расходов для подстанций радиальной сети. Результаты расчета приведены в таблице 5.8.
Таблица 5.8. Затраты на сооружение подстанций замкнутой сети.
Определим капитальные затраты на сооружения подстанций замкнутой сети
Определим годовые эксплуатационные расходы подстанций замкнутой сети
Капитальные затраты на сооружения замкнутой сети определим по формуле 5.2
Годовые эксплуатационные расходы замкнутой сети
Приведенные затраты замкнутой сети определим по формуле 5.1
В результате технико-экономического сравнения вариантов конфигураций электрических сетей получили что лучшим вариантом является замкнутая сеть так как для ее сооружения приведенные затраты минимальны.

ВВЕДЕНИЕ.doc

В результате выполнения курсового проекта по курсу " Электрические системы и сети " необходимо разработать проект электрической сети района.
Район включает в себя шесть пунктов потребителей электроснабжение которых необходимо произвести от крупного источника электроэнергии. Из шести потребителей четыре потребителя имеют достаточно большую мощность что обуславливает необходимость установки для этих потребителей районных подстанций с номинальным напряжением на стороне низкого напряжения 10 кВ.
Два оставшихся потребителя имеют сравнительно небольшую мощность и расположены недалеко от одного из крупных потребителей. Электроснабжение этих двух потребителей необходимо выполнить от подстанции соответствующего крупного потребителя и обеспечить напряжение в них 380 В.
Целью курсового проекта является закрепление теоретических знаний по курсу " Электрические системы и сети " а также приобретение навыков при выполнении расчетов электрических сетей.
При выполнении данного курсового проекта необходимо выполнить следующее:
разработка вариантов конфигураций электрической сети и выбор двух лучших вариантов;
ориентировочный выбор компенсирующих устройств;
выбор основных параметров сети;
составление схем электрических соединений подстанций;
технико-экономическое сравнение вариантов;
электрический расчет характерных режимов лучшего варианта;
выбор ответвлений трансформаторов и других средств обеспечения качества напряжения;
технико-экономические показатели спроектированной сети.

Заключение.doc

В результате выполнения курсового проекта были рассмотрены следующие вопросы:
разработка вариантов конфигураций электрической сети и выбор двух лучших вариантов;
ориентировочный выбор компенсирующих устройств;
выбор номинальных напряжений линий сети;
выбор трансформаторов подстанций;
выбор сечений проводников;
составление схем электрических соединений подстанций;
технико-экономическое сравнение вариантов;
электрический расчет характерных режимов лучшего варианта;
выбор ответвлений трансформаторов и других средств обеспечения качества напряжения;
технико-экономические показатели спроектированной сети.
При выборе номинальных напряжений линий определялись напряжения по экономическим областям пропускной способности и эмпирической формуле.
Выбор сечений проводов выполнен по экономической плотности тока а также выполнены проверки выбранного сечения проводов по условию короны нагреву длительно-допустимым током допустимой потери напряжения механической прочности.
При составлении схем соединений подстанций применялись типовые схемы в зависимости от класса напряжения и количества присоединений.
При расчете затрат на сооружение радиальной и замкнутой сетей было определено что затраты на сооружение замкнутой сети минимальны.
Электрический расчет характерных режимов выполнен для замкнутой сети.
Для обеспечения желаемых напряжений на стороне низкого напряжения подстанций (105 кВ для режима максимальных нагрузок и послеаварийного режима; 10 кВ для режима минимальных нагрузок) выполнен выбор регулировочных ответвлений трансформаторов.

7.DOC

7 Выбор ответвлений трансформаторов и других средств обеспечения качества напряжения
Выберем ответвления трансформаторов для режима максимальных нагрузок. Рассмотрим пример выбора ответвления трансформаторов установленных на подстанции 1.
Определим потерю напряжения в трансформаторе на подстанции 1
Определим напряжение Uв1
Определим желаемое напряжения регулировочного ответвления
Выберем стандартное напряжение ответвления
Принимаем U отв.ст. = 108859 кВ.
Определим действительное напряжение на шинах низкого напряжения подстанции 1
Для 2 3 и 4 подстанций выбор ответвлений аналогичен выбору ответвлений подстанции 1.
Результаты выбора ответвлений режима максимальных нагрузок приведены в таблице 7.1.
Выбор ответвлений трансформаторов для режима минимальных нагрузок аналогичен выбору ответвлений трансформаторов режима максимальных нагрузок. Результаты выбора ответвлений режима минимальных нагрузок приведены в таблице 7.2.
Таблица 7.1. Выбор ответвлений режима максимальных нагрузок.
Напряжение на стороне ВН кВ
Падение напряжение в трансформа-
Напряжение на стороне НН приведенное к ВН кВ
Желаемое напряжение на стороне
Расчетное напряжение регулировочного ответвления кВ
Выбранное ответвление
Действительное напряжение на сто-
Таблица 7.2. Выбор ответвлений режима минимальных нагрузок.
Определим напряжение со стороны НН приведенное к ВН для подстанций 5 и 6 в режиме максимальных нагрузок и режиме минимальных нагрузок.
Остальные напряжение со стороны НН приведенные к ВН для подстанций 5 и 6 в режиме максимальных нагрузок и режиме минимальных нагрузок рассчитываются аналогично результаты расчета приведены в таблице 7.3.
Определим необходимые регулировочные ответвления в трансформаторах на подстанциях 5 и 6.
Для двух обмоточного трансформатора с ПБВ требуемое регулировочное ответвление находится по формуле кВ
Рассчитав регулировочное ответвление по формуле 7.1 округляем его до ближайшего стандартного значения ответвления.
Выбирается стандартное напряжение ответвления
Выбрав регулировочное ответвление трансформаторов рассчитываем величину действительного напряжения потребителя для режима максимальных нагрузок и режима минимальных нагрузок по формуле
Рассчитаем действительные напряжения в максимальном и минимальном режимах работы сети на подстанции 5 и 6.
Результаты расчета регулировочных ответвлений а также величин действительных напряжений потребителя для режима максимальных нагрузок и режима минимальных нагрузок приведены в таблице 7.3.
Таблица 7.3. Напряжение со стороны НН приведенное к ВН для подстанций 5 и 6 в режиме максимальных нагрузок и режиме минимальных нагрузок.
Действительное напряжение на стороне НН в максимальном режиме кВ
Действительное напряжение на стороне НН в минимальном режиме кВ
Выбор ответвлений трансформаторов для послеаварийного режима аналогичен выбору ответвлений трансформаторов режима максимальных нагрузок.
Результаты выбора ответвлений послеаварийного режима приведены в таблице 7.4.
Таблица 7.4. Выбор ответвлений послеаварийного режима.
Действительное напряжение на стороне НН кВ

4.dwg

Привязка потребителей 5 и 6
Варианты конфигураций электрических сетей
потребитель I категории
потребитель III категории
потребитель II категории
Условные обозначения
Рис. 4.1. Схема соединений разомкнутой сети
Рис. 4.2. Схема соединений смешанной сети
Рис. 4.1. Схема соединений
Рис. 4.2. Схема соединений

2.DOC

2 Ориентировочный выбор компенсирующих устройств
Определим полные и реактивные мощности нагрузок подстанций до компенсации реактивной мощности.
Полная мощность нагрузки подстанции определяется по формуле МВ×А
cosiкоэффициент мощности нагрузки подстанции.
Реактивная мощность нагрузки подстанции определяется по формуле Мвар
Рассмотрим пример расчета полной и реактивной мощностей нагрузки подстанции 1 до компенсации реактивной мощности.
Для остальных подстанций расчет мощностей нагрузок до компенсации реактивной мощности аналогичен расчету мощностей нагрузки подстанции 1. Результаты расчета сведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1. Мощности нагрузок подстанций до компенсации реактивной мощности.
Величина реактивной мощности подлежащая компенсации определяется по формуле Мвар
где tgf i – естественный коэффициент реактивной мощности нагрузки
tgf ж – желаемый коэффициент реактивной мощности нагрузки
Рассмотрим пример расчета величины реактивной мощности подлежащей компенсации на подстанции 1.
Для компенсации реактивной мощности на подстанции 1 применяем четыре конденсаторные установки типа УКЛ-105-900 У3.
Для остальных подстанций выбор компенсирующих устройств аналогичен выбору компенсирующих устройств на подстанции 1. Результаты выбора компенсирующих устройств приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2. Выбор компенсирующих устройств.
Примечание. Компенсирующие устройства выбираем по [3] таблица 10.1.
Определим полные и реактивные мощности нагрузок и коэффициент мощности подстанций после компенсации реактивной мощности.
Реактивная мощность нагрузки подстанции после компенсации реактивной мощности определяется по формуле Мвар
где Q кст i – мощность компенсирующих устройств Мвар.
Полная мощность нагрузки подстанции после компенсации реактивной мощности определяется по формуле МВ×А
Коэффициент мощности подстанций после компенсации реактивной
мощности определяется по формуле
Рассмотрим пример расчета реактивной и полной мощностей нагрузки и коэффициента мощности подстанции 1 после компенсации реактивной мощности.
Для остальных подстанций расчет мощностей нагрузок после компенсации реактивной мощности аналогичен расчету мощностей нагрузки подстанции 1. Результаты расчета приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3. Результаты расчета нагрузок подстанций после компенсации реактивной мощности.

1.DOC

1 Разработка вариантов конфигураций электрической сети и выбор двух лучших
В данном разделе курсового проекта необходимо составить варианты конфигураций электрических сетей. Необходимо составить шесть вариантов которые должны включать в себя радиальные сети и замкнутые (смешанные) сети.
Исходные данные для разработки вариантов конфигураций электрической сети приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1. Исходные данные для курсового проекта.
К электрическим сетям предъявляются следующие требования:
Схема сети должна обеспечивать электроснабжение потребителей в соответствии с их категорией.
Экономичность сооружения сети.
Экономичность эксплуатации электрической сети.
Обеспечения потребителя качественной электроэнергией.
При составлении конфигураций электрических сетей необходимо учитывать требования перечисленные выше а также учитывать требования изложенные в [1] [2].
Разработанные варианты конфигураций электрических сетей приведены на рис.1.1 (а-е).
Варианты радиальных схем приведены на рис.1.1 (а-в).
Варианты замкнутых (смешанных) схем приведены на рис.1.1 (г-е).
Для выбора двух лучших вариантов конфигураций электрических сетей определим для всех вариантов длины трасс и длины линий сети.
Рассмотрим пример расчета длины трассы и длины линий для схемы приведенной на рис.1.1 а.
Для остальных схем расчет длин трасс и линий выполняется аналогично. Результаты расчета сведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2. Длины трасс и линий электрических схем.
Длина трассы сети км
Исходя из конфигурации сети длин трасс и линий выбираем два лучших варианта. Длина линий и трасс должны быть минимальными. Таким образом в данном курсовом проекте выбираем схемы электрических сетей приведенные на рис.1.1 в и рис.1.1 д.

8.DOC

8 Технико-экономические показатели
спроектированной сети
Данные для расчета технико-экономических показателей спроектированной сети были получены в разделах 5 и 6. Величины потерь мощности рассчитаны в разделе 6.1.
Спроектированная сеть характеризуется следующими показателями
- сеть имеет два номинальных напряжения 110 и 10 кВ;
- длина линий напряжения 110 кВ равна 206 км;
- длина линий напряжения 10 кВ равна 15 км;
- мощность компенсирующих устройств равна 3795 Мвар;
- активная мощность всех потребителей равна 108185 МВт;
- установленная мощность трансформаторов подстанций равна 17706 МВ×А;
- капитальные затраты вложенные в сеть равны 49004 тыс. руб.;
- годовые эксплуатационные расходы по сети равны 514632 тыс. руб.;
- приведенные затраты электрической сети 110268 тыс. руб.;
- потери мощности в сети равны 4641 + j21972 МВ×А;
- потери мощности в линиях равны 4098 + j12715 МВ×А;
- потери мощности в трансформаторах равны 0543 + j9257 МВ×А;
- потери электроэнергии в сети равны 12131584 МВт×ч;
- потери электроэнергии в линиях равны 9638375 МВт×ч;
- потери электроэнергии в трансформаторах равны 2493209 МВт×ч;
- годовая потребляемая электроэнергия потребителями равна 43753459 МВт×ч;
- удельные капитальные вложения равны
- себестоимость передачи электроэнергии равна
- стоимость передачи электроэнергии равна

6.DOC

6 Электрический расчет характерных режимов
1 Электрический расчет режима максимальных нагрузок
Для выполнения электрического расчета необходимо для электрической сети составить схему замещения. Схема замещения для сети приведенной на рис.1.1 д приведена на рис.6.1.
Определим параметры схемы замещения приведенной на рис. 6.1.
Активное сопротивление линии определяется по формуле Ом
где r o – удельное активное сопротивление Омкм;
L л – длина линии км.
Реактивное сопротивление линии определяется по формуле Ом
где x o – удельное реактивное сопротивление Омкм.
Зарядная мощность линий определяется по формуле Мвар
где b o – удельное реактивное (емкостная) проводимость Смкм;
U н – номинальное напряжение линии кВ.
Рассмотрим пример определения параметров схемы замещения на примере линии 04. Значения удельных сопротивлений и проводимостей принимаем по [2] табл. 7.2 табл. 7.3 в зависимости от марки проводника и номинального напряжения сети.
Для линий напряжением ниже 110 кВ зарядные мощности неучитываются.
Параметры линии 04 будут равны
r o = 0118 Омкм x o = 0405 Омкмb o = 255 мкСмкм
Для остальных линий расчет сопротивлений и зарядных мощностей выполняется аналогично. Результаты расчета приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1. Параметры линий схемы замещения.
Параметры трансформаторов схемы замещения приведенной на рис. 6.1 принимаем по [2] табл. 6.11 табл. 6.16 сводим в таблицу 6.2.
Таблица 6.2. Параметры трансформаторов схемы замещения.
Пределы регулирования
Составим расчетную схему для расчета потокораспределения мощностей в схеме замещения приведенной на рис. 6.1. Расчетная схема приведена на рис. 6.2.
Для расчетной схемы приведенной на рис. 6.2 определим расчетные нагрузки.
Рис. 6.2. Расчетная схема сети.
Определим мощности S42 и S41 без учета потерь мощности в линиях сети.
Определим мощность S21
Рис. 6.3. Схема сети.
Определим напряжения в начале и конце линии 04.
Таблица 6.3. Параметры режима максимальных нагрузок.
Мощность в конце участка МВ×А
Потери мощности на участке МВА
Мощность в начале участка МВ×А
Напряжение в начале участка кВ
Падение напряжение на участке кВ
Напряжение в конце участка кВ
2 Электрический расчет режима минимальных нагрузок
При расчете режима минимальных нагрузок считаем что конденсаторные установки отключены. Мощности нагрузок в минимальном режиме приведены в таблице 6.4.
Таблица 6.4. Мощности нагрузок в минимальном режиме.
Определения потокораспределения мощностей и напряжений в заданной сети в режиме минимальных нагрузок выполняется аналогично режиму максимальных нагрузок. Результаты расчета приведены в таблице 6.5.
Таблица 6.5. Параметры режима минимальных нагрузок.
3 Электрический расчет послеаварийного режима
В данном курсовом проекте послеаварийный режим рассчитываем при максимальных нагрузках и обрыве одной линии 04.
Потокораспределение мощностей в линиях для данного режима работы сети выполняется аналогично расчету потокораспределения мощностей режима максимальных нагрузок. Расчет напряжений в началах и концах линий также выполняется аналогично расчету напряжений режима максимальных нагрузок. Результаты расчета приведены в таблице 6.6.
Таблица 6.6. Параметры послеаварийного режима.

Содержание.doc

Разработка вариантов конфигураций электрической сети и
Ориентировочный выбор компенсирующих устройств 7
Выбор основных параметров сети . .. 10
1. Выбор номинального напряжения сети 10
2. Выбор трансформаторов 12
3. Выбор сечения проводников . 14
Составление схем электрических соединений подстанций .. 18
Технико-экономическое сравнение вариантов 21 6. Электрический расчет характерных режимов лучшего варианта 29
1. Электрический расчет режима максимальных нагрузок . 29
2. Электрический расчет режима минимальных нагрузок . . 35
3. Электрический расчет послеаварийного режима . 35
Выбор ответвлений трансформаторов и других средств обеспе-чения качества напряжения . . 37
Технико-экономические показатели спроектированной сети .. 41

Литература.doc

Блок В. М. Электрические системы и сети.: Учебное пособие для электротехнических специальностей вузов М.: Высшая школа 1986.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем В. В. Ершевич А. Н. Зейлигер Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. - 3-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1985. - 352 с.
Ус А.Г. Широков О.Г. Теоретические сведения об оборудовании. Для курсового и дипломного проектирования. Ч.1.-ротапринт ГГТУ им. П.О. Сухого Гомель 1997.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1989. - 608 с.: ил.
Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат 1989. - 592 с.: ил.
Лычев П. В. Федин В. Т. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для вузов. -Мн.: ДизайнПРО 1997. - 192 с.: ил.
Лычев П. В. Селиверстов Г. И. Задания и методические указания к курсовому проекту по курсу ’’ Электрические системы и сети ” для студентов спец. Т 01.01. - Гомель 1990.

List2.dwg

Условные обозначения:
- Выбранное ответвление
и технико-экономические
Общая активная мощность всех потребителей Pс
Технико-экономические показатели сети
Номинальное напряжение сети
Годовые эксплуатационные расходы сети
Потери электроэнергии в трансформаторах
Приведенные затраты электрической сети
Потери электроэнергии в ЛЭП
Годовое потребление электроэнергии
Капитальные затрыты вложенные в сеть
Мощность компенсирующих устройств Qку
Удельные капитальные вложения
Себестоимость передачи электроэнергии
Стоимость передачи электроэнергии
Установленная мощность трансформаторов подстанции МВА

List1.dwg

Варианты конфигураций электрических сетей
Привязка потребителей 5 и 6
потребитель II категории
потребитель I категории
Условные обозначения
потребитель III категории
соединений подстанций
двух лучших вариантов
схемы электрических
электрической сети и
Варианты конфигураций