Проектирование сетевого района

Реферат.doc

Зайков А.Г. Проектирование сетевого района:ТПЖА.565722.070: Курс. проект ВятГУ каф. ЭЭС; рук. Г.А. Черепанова. - Киров 2011. Гр. ч. 1 л. ф.А1; ПЗ 49 с.10 рис. 21 табл. 3 источник 3 прил.
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СЕТЬ ЛИНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПОДСТАНЦИЯ КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ.
Объект исследования и разработки – электрическая сеть.
Цель работы – проектирование электрической сети для электроснабжения бытовых и промышленных потребителей.
Определены номинальные напряжения линий электропередачи марка и сечение проводов. Выбраны компенсирующие устройства трансформаторы и схемы распределительных устройств подстанций. Рассчитаны электрические режимы. Осуществлено встречное регулирование напряжения на всех подстанциях. Определены технико-экономические показатели.

Электроэнергетика.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ВЯТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Электротехнический факультет
Кафедра «Электроэнергетические системы»
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕТЕВОГО РАЙОНА
Пояснительная записка
Курсовой проект по дисциплине
Выбор номинальных напряжений линий6
Расчет компенсации реактивной мощности10
Выбор схемы и номинальных параметров линий и трансформаторов сети13
Расчет параметров схемы замещения сети и основных режимов ее работы25
Регулирование напряжения36
Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети40
В данном курсовом проекте разрабатывается электрическая сеть напряжением 110-35 кВ предназначенная для электроснабжения шести населенных пунктов или предприятий (в дальнейшем - пункт). В каждом пункте проектируется понижающая подстанция с низшим напряжением 10 кВ. Центром питания является узловая подстанция имеющая шины 220 110 и 35 кВ. Целью проектирования электрической сети является выбор таких параметров линий электропередачи и трансформаторных подстанций при которых достигается оптимальный режим и надежность электроснабжения потребителей. 1. Выбор номинальных напряжений линий
1. Определение длин воздушных линий электропередач сетевого района
Длины lij определяются с помощью карты географического расположения пунктов из задания учитывая масштаб m а также коэффициент 11 учитывающий непрямолинейность и рельеф трассы линии:
Lij – расстояние между пунктами i и j на карте.
Масштаб m = 01 кмсм.
Основные характеристики ВЛ будем заносить в таблицу 1.1 расположенную в конце данного пункта.
2. Расчет потоков активной мощности на участках сети
Рисунок 1.1 - Положительные направления протоков активной мощности
Перед расчетом необходимо указать положительные направления потоков активной мощности (рисунок 1.1) причем на участках А-4 1-4 A-2 A-3 A-6 и 6-5 положительные направления можно указать сразу а на участке 3-6 положительные направления заданы произвольно.
Потоки мощности по линиям A-4 4-1 A-2 и 6-5 найдем по первому закону Кирхгофа:
Для того чтобы определить потокораспределение на замкнутом участке сети (линии A-3 A-6 3-6) воспользуемся методом расщепления. Примем допущение что кольцевая сеть является однородной то есть для всех линий выполняется соотношение:
- погонное реактивное сопротивление участка сети
- погонное активное сопротивление участка сети.
Для того чтобы данное соотношение выполнялось необходимо выполнить условия:
все ВЛ кольцевого участка сети выполнены проводом из одного материала одинакового сечения;
расположение проводов на опорах должно быть одинаковое.
Далее в соответствии с методом расщепления следует представить кольцевой участок в виде сети с двухсторонним питанием мысленно разорвав его в точке A (рисунок 1.2).
Рисунок 1.2 - Представление кольцевого участка в виде сети с двухсторонним питанием
В соответствии с методом моментов мощность на головных участках сети рассчитывается по формулам:
Проверим правильность расчетов с помощью равенства мощностей:
равенство выполняется.
Поток мощности по участку 3-6 определяется по первому закону Кирхгофа:.
3. Предварительная оценка номинальных напряжений линий
Для оценки номинального напряжения ВЛ в зависимости от ее исполнения длины и передаваемой мощности существуют следующие эмпирические формулы:
для одноцепной линии:
для двухцепной линии на одноцепных опорах:
для двухцепной линии на двухцепных опорах:
В сети имеются две двухцепные линии на двухцепных опорах: 4-1 и A-2. Для них используем формулу (1.7):
Линия A-4 двухцепная но выполнена на одноцепных опорах поэтому напряжение рассчитывается по формуле (1.6):
Остальные линии одноцепные напряжение следует рассчитывать по формуле (1.5):
Расчетные значения напряжений занесем в таблицу 1.
4. Выбор номинальных напряжений линий сети
Выберем номинальные напряжения всех ВЛ по рассчитанным в пункте (1.3) значениям напряжений и с учетом того что на кольцевом участке (линии A-3 A-6 3-6) целесообразно использовать одно номинальное напряжение. Выбранные напряжения занесены в таблицу 1.1.
Таблица 1.1 – Основные характеристики воздушных линий
Расчет компенсации реактивной мощности
1. Общие сведения о компенсации реактивной мощности
На подстанциях 1-6 помимо активной мощности P потребляется реактивная мощность Q. Для того чтобы уменьшить потоки реактивной мощности по линиям электропередач к шинам низшего напряжения следует подключить конденсаторные батареи. Показателем потребления реактивной мощности является который рассчитывается исходя из заданного . Согласно постановлению Минпромэнерго России не должен превышать 04.
2. Определение реактивных мощностей нагрузок.
Если известна активная мощность нагрузки Pmax и коэффициент мощности cos то реактивную мощность можно рассчитать по формуле:
Значения и реактивной мощности занесем в таблицу 2.1
Таблица 2.1 – Реактивные мощности потребителей
Найдем реактивные мощности нагрузок по формуле (2.1):
3. Расчет предельно допустимой реактивной мощности нагрузок
Так как максимально допустимый коэффициент равен 04 то предельная реактивная мощность нагрузки которая не вызовет увеличение тарифа на электроэнергию в соответствии с формулой (2.1) равна
Найдем предельную реактивную мощность для каждого пункта:
4. Выбор компенсирующих устройств
Чтобы определить мощность компенсирующих устройств вначале следует рассчитать разность между фактической реактивной мощностью и требуемой реактивной мощностью которую мы нашли в п. 3.2:
Для компенсации реактивной мощности будем использовать конденсаторные установки УКЛ(п)57-105. Суммарная мощность установок на каждой подстанции должна быть равна Qкур либо немного больше данного значения. Если на подстанции установлено два трансформатора то мощности компенсирующих установок подключенных к разным секциям шин должны быть одинаковы. В соответствии с этим выберем компенсирующие установки и определим их суммарную реактивную мощность Qпку.
5. Расчет реактивных и полных мощностей передаваемых в нагрузку по линиям
Реактивная мощность которую нагрузка потребляет из электрической сети равна:
Полная мощность передаваемая в нагрузку равна:
.3. Выбор схемы и номинальных параметров линий и трансформаторов сети
1. Метод экономической плотности тока
При определении сечения проводов воздушных линий необходимо учитывать два условия. С одной стороны при увеличении сечения провода уменьшается потеря напряжения на линии и соответственно затраты на эксплуатацию сети. Однако при этом увеличиваются капиталовложения на строительство линии. Чтобы выбрать оптимальное сечение проводов воспользуемся методом экономической плотности тока. В соответствии с данным методом сечение провода должно равняться:
Jэк – экономическая плотность тока.
Для европейской части России примем что Jэк = 11 Амм2. В соответствии с этим формулу (3.1) запишем как
2. Расчет потоков реактивной мощности
Ток в воздушных линиях можно рассчитать по следующей формуле:
n – количество цепей или параллельных линий;
Uном – номинальное напряжение линии.
Для определения потоков реактивной мощности в каждой из линий воспользуемся методами описанными в пункте 1.2. При этом следует учесть что реактивная мощность передаваемая на подстанцию равна Qку которую мы берем из таблицы 2.1.
Потоки мощности по линиям A-1 4-1 A-2 и 6-5 определим по первому закону Кирхгофа:
Для расчета потоков мощности в линиях A-3 A-6 и 3-6 воспользуемся методом расщепления.
Рисунок 3.1 - Представление кольцевого участка в виде сети с двухсторонним питанием
Расчет произведем по формулам (1.3) и (1.4) заменив активную мощность P на реактивную Q:
Полная мощность в линии определяется по формуле:
Токи в линиях рассчитаем по формуле (3.3) и занесем их в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 – Токи в линиях
4. Расчет сечений проводов
По формуле (3.2) найдем оптимальные сечения проводов всех линий:
5. Выбор сечений проводов и определение их характеристик
По рассчитанным в п. 3.4 сечениям выберем максимально близкие стандартные сечения проводов и выпишем в таблицу 3.2 основные характеристики. Все провода марки АС.
Таблица 3.2 – Характеристики проводов
При выборе сечений мы учли то что на ВЛ 110 кВ минимальное сечение провода равно 70 мм2.
6. Проверка проводов по допустимому нагреву в послеаварийных режимах
Выбранные провода необходимо проверить на допустимый нагрев в наиболее тяжелых послеаварийных режимах. Наиболее тяжелыми авариями являются:
отключение одной из цепей двухцепной линии;
отключение головной линии на кольцевом участке.
В нашем случае будет 5 тяжелых послеаварийных режимов:
отключение цепи двухцепной ВЛ 110 кВ A-4;
отключение цепи двухцепной ВЛ 110 кВ 4-1;
отключение цепи двухцепной ВЛ 35 кВ A-2;
отключение одноцепной ВЛ 110 кВ A-3;
отключение одноцепной ВЛ 110 кВ A-6.
Во всех послеаварийных режимах ток протекающий по проводам каждой из линий не должен превышать допустимый ток Iдоп установленный для каждой марки.
При отключении одной цепи двухцепной линии ток протекающий по оставшейся цепи увеличится в два раза:
В соответствии с этим рассчитаем токи на двухцепных ВЛ A-4 4-1 и A-2 в послеаварийных режимах:
Для расчета токов при отключении ВЛ A-3 снова представим кольцевой участок в виде линии с двухсторонним питанием (рисунок 3.2).
Рисунок 3.2 - Авария на ВЛ A-3
В данном режиме вся энергия на подстанции 3 6 и 5 будет передаваться по линии A-6 и сеть будет разомкнута. Поэтому можно воспользоваться первым законом Кирхгофа:
Токи рассчитаем по формуле (3.3):
Аналогично рассчитываются токи в линиях при аварии на участке A-6 (рисунок 3.3).
Рисунок 3.3 - Авария на ВЛ A-6
Токи определяются по формуле (3.3):
Токи во всех линиях во всех послеаварийных режимах не превышают допустимые. Следовательно выбранные сечения удовлетворяют условиям нагрева.
7. Проверка по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах
Потеря напряжения в линии рассчитывается по формуле:
Вначале рассчитаем потери напряжения во всех линиях по формуле:
Потери напряжения в пунктах сети определяется как сумма потерь напряжений в линиях соединяющих данный пункт с центром питания. В кольцевой сети можно идти по любому пути.
Максимальная потеря напряжения в нормальном режиме не должна превышать 15% а в наиболее тяжелых послеаварийных режимах – не более 20%.
Потерю напряжения целесообразно рассчитывать только до наиболее электрически удаленных от центра питания пунктах. При этом следует учесть что на подстанции пункта 6 установлен трехобмоточный трансформатор и он является центром питания для пункта 5. Поэтому потерю напряжения до пункта 5 следует рассчитывать отдельно от остальной сети. В соответствии с этим определим потерю напряжения до пунктов 1 2 6 и 5.
В нормальном режиме потери напряжения до пунктов не превышают 15%.
Аварийные режимы для расчета потери напряжения выберем такие же как и для расчета токов. При этом в формулу (3.8) следует подставлять послеаварийные потоки мощностей найденные в пункте 3.6.
Также следует учесть что потоки мощности в послеаварийном режиме для одной цепи послеаварийной линии увеличатся в два раза по сравнению с нормальным режимом:
Подставим данные выражения в формулу (3.8) :
Отключение цепи ВЛ A-4:
Отключение цепи ВЛ 4-1:
Отключение цепи ВЛ A-2:
Во всех послеаварийных режимах потери напряжения не превышают 20%.
Так как максимальные токи и максимальные потери напряжения в нормальном и послеаварийных режимах не превышают допустимые значения то можно сделать вывод что сечения проводов выбраны верно.
8. Структурная схема сетевого района
Рисунок 3.4 - Структурная схема района
9. Выбор силовых трансформаторов
Для выбора трансформаторов необходимо рассчитать полную мощность каждой подстанции. Для подстанций с двухобмоточными трансформаторами:
где Pi и Qi – соответственно активная и реактивная мощности нагрузки которые мы рассчитали в пункте 2.
Если на подстанции установлен трехобмоточный трансформатор то необходимо кроме мощности нагрузки учесть ту мощность которая передается на подстанции сети среднего напряжения:
где ΣPс и ΣQс – суммарная активная и реактивная мощности передаваемая на подстанции сети среднего напряжения.
По рисунку 5 видно что в районе имеются 5 подстанций с двухобмоточными трансформаторами это подстанции 1 2 3 4 и 5. Для них мы используем формулу (3.12):
На подстанции 6 установлен трехобмоточный трансформатор полную мощность рассчитаем по формуле (3.13):
Занесем мощности подстанций в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 - Выбор силовых трансформаторов
Кол-во трансформаторов
Полная мощность S МВА
На однотрансформаторных подстанциях трансформатор выбирается из условия:
На двухтрансформаторных подстанциях трансформатор выбирается из условия работы в послеаварийном режиме т.е. когда один трансформатор отключен. При этом оставшийся трансформатор может работать с перегрузкой не более 40% в течение 5 суток. В соответствии с этим условие выбора запишем следующим образом:
В соответствии с (3.14) и (3.15) выберем силовые трансформаторы для всех подстанций и запишем их марки в таблицу 3.3.
10. Выбор распределительных устройств высшего и среднего напряжения
Типовые схемы распределительных устройств 35-110 кВ приведены в [1] на рис. 2.10 – 2.22. Выбор схемы будем производить исходя из номинального напряжения РУ типа подстанции и числа подключений. Эти данные занесем в таблицу 3.4.
Таблица 3.4 - Выбор схемы РУ
Номинальное напряжение
Полная схема электрических соединений с учетом выбранных схем распределительных устройств изображена на рисунке 3.5.
Рисунок 3.5 - Схема электрических соединений
Расчет параметров схемы замещения сети и основных режимов ее работы
1. Расчет параметров схемы замещения
Для расчета параметров режима электрической сети необходимо составить ее схему замещения. Схема замещения состоит из ветвей которые представляют линии и трансформаторы а также узлов в которых соединяются ветви и в которых может генерироваться или потребляться мощность.
Схема замещения линии электропередачи напряжением 110 кВ состоит из активного и реактивного сопротивления и поперечной емкостной проводимости. Для упрощения ручных расчетов вместо емкостной проводимости мы будем использовать зарядные мощности которые генерируются в начале и конце линии рассчитываемые по формулам:
Линии электропередачи напряжением 35 кВ представляются на схеме замещения аналогично за исключением того что зарядная мощность в них не учитываются.
Схема замещения двухобмоточного трансформатора состоит из ветви содержащей активное и реактивное сопротивления в начале которой потребляется мощность холостого хода трансформатора. Трехобмоточные трансформаторы замещаются трехлучевой звездой в которой ветви представляют обмотки высшего среднего и низшего напряжений. Ветви аналогичны двухобмоточному трансформатору но в начале обмоткой среднего и низшего напряжения мощность холостого хода не потребляется.
Если линия электропередачи двухцепная то ее сопротивления уменьшаются в два раза а зарядная мощность в два раза увеличивается.
При включении двух трансформаторов на параллельную работу сопротивления обмоток уменьшаются в два раза а мощности холостого хода в два раза увеличивается.
Учитывая вышесказанное а также параметры проводов ВЛ и трансформаторов из [1] и [2] составим схему замещения и укажем на ней параметры элементов и потребляемые мощности. Схема замещения приведена на рисунке 4.1.
2. Расчет режима электрической сети на ЭВМ
В связи с тем что определение режима данной электрической сети связано с большим числом вычислений для этого целесообразно использование ЭВМ. Расчет выполнен в программе «Расчет установившихся режимов» (ROOR) исходными данными являются параметры ветвей мощности потребляемые в узлах а также параметры базисного узла. Также необходимо произвольным образом пронумеровать ветви и узлы сети. Исходные данные для программы ROOR указаны в таблицах Б1 Б2 Б5 и Б6 (приложение Б). Результаты компьютерного расчета приведены в таблицах Б3 Б4 Б7 и Б8 (приложение Б).
Рисунок 4.1 – схема замещения в режиме максимальных нагрузок
Ниже приведен пример ручного расчета кольцевой сети.
3. Определение расчетных нагрузок
Кольцевую сеть мы можем представить в виде сети с двусторонним питанием у которой напряжение источников с обоих сторон одинаково. В нашем случае оно будет равно напряжению на шинах подстанции A.
Все дальнейшие расчеты ведутся применительно к схеме на рисунке 4.1.
Прежде чем рассчитывать режим замкнутой сети целесообразно заменить подстанции их расчетными нагрузками. Расчетная нагрузка складывается из мощности потребителей и потерь в обмотках и сердечниках трансформаторов. В сетях 110-220 кВ также учитывается зарядная мощность подходящих к подстанции ВЛ. В соответствии с этим определим расчетную нагрузку подстанции 3:
где - потери холостого хода трансформаторов - потери мощности в обмотках трансформаторов:
где и - активное и реактивное сопротивление трансформатора напряжение U примем равным номинальному.
Аналогично определяется расчетная нагрузка подстанции 6 при этом учитываются потери мощности в трех ветвях трехобмоточного трансформатора. Мощность передаваемая в сеть среднего напряжения найдена в пункте 4.2 с помощью ЭВМ.
Потери мощности в обмотке низшего напряжения:
потери в обмотке среднего напряжения:
Мощность в обмотке высшего напряжения рассчитывается по закону Кирхгофа:
потери в обмотке высшего напряжения:
Расчетная нагрузка подстанции 6 равна:
4. Определение точки раздела мощностей
Для того чтобы сеть с двухсторонним питанием представить в виде двух сетей с односторонним питанием необходимо найти точку раздела мощностей – узел к которому мощности подходят с двух сторон. Для определения такого узла рассчитывается распределение мощностей по номинальному напряжению с использованием правила моментов. При этом не учитываются потери мощности в линиях.
На рисунке 4.1 представлена схема сети в которой подстанции заменены расчетными мощностями найденными в пункте 4.3.
Рисунок 4.2 – расчетная схема сети
Мощности на головных участках определяются по правилу моментов:
где и - комплексно-сопряженные сопротивления линий.
Аналогично определяется мощность на головном участке A6:
Проверка расчета по первому закону Кирхгофа:
Мощность передаваемая по линии 3-6:
Мощности ветвей нанесены на рисунок 4.2. Из рисунка видно что точкой раздела мощностей является узел 6. Следовательно в узле 6 можно разомкнуть сеть при этом потокораспределение мощностей не изменится. Разомкнутая сеть изображена на рисунке 4.3.
Рисунок 4.3 – размыкание сети с двухсторонним питанием
5. Метод последовательных приближений
На рисунке 4.3 изображены две разомкнутые сети с односторонним питанием. При этом известно напряжение в центре питания и потребление мощности во всех пунктах. Для расчета таких сетей используется метод последовательных приближений подробно изложенный в [3]. Метод состоит из двух этапов. На первом этапа напряжения во всех узлах принимаются равными номинальному. По данным напряжениям и мощностям рассчитываются потери мощности по формуле:
При этом расчет ведется от самого удаленного пункта. Мощность в начале линии связана с мощностью конца линии:
На втором этапе по известным потокам мощности определяются потери напряжения во всех узлах схемы при этом расчет ведется от центра питания. В сетях 35-110 кВ поперечная составляющая падения напряжения невелика поэтому целесообразно потерю напряжения считать равной падению напряжения которое рассчитывается по формуле:
На этом первая итерация завершается. На второй итерации все расчеты повторяются но потоки мощности определяются не по номинальным напряжениям а по фактическим которые найдены на втором этапе первой итерации. Но из-за трудоемкости вычислений при ручном расчете обычно ограничиваются одной итерацией.
Зарядная мощность линии A-3 увеличивает возможности по генерации реактивной мощности подстанции A но не влияет на потокораспределение в сети поэтому при расчете режима не учитывается[3].
Аналогично производится расчет сети A-6’’:
Напряжение в пунктах 6’ и 6’’ несколько различаются из-за погрешностей расчета. Фактическое значение напряжения в пункте 6 определяется как среднее арифметическое:
После расчета напряжений на шинах ВН подстанций 3 и 6 рассчитываются потери напряжения в трансформаторах и напряжения на шинах НН и СН. Для этого воспользуемся потерями мощностями в обмотках трансформаторов определенные в пункте 4.3.
Расчет подстанции 6.
Рисунок 4.4 – схема замещения подстанции 6
Расчет напряжений на шинах НН:
Напряжение является приведенным к стороне НН. Для того чтобы найти фактическое напряжение на шинах 10 кВ следует разделить приведенное напряжение на коэффициент трансформации:
Расчет напряжения на шинах СН:
Аналогично производится расчет для подстанции 3.
Рисунок 4.5 – схема подстанции 3
Напряжение на шинах НН:
5. Расчет сети в тяжелом послеаварийном режиме
Наиболее тяжелым послеаварийным режимом является отключение линии A-6 потому что это вызовет наибольшие падения напряжения. Также в этом режиме напряжение на шинах подстанции A в соответствии с заданием будет равняться 1155 кВ. Расчет установившегося послеаварийного режима рассчитан на ЭВМ его схема замещения с параметрами режима приведена на рисунке 4.6.
Рисунок 4.6 – схема замещения в послеаварийном режиме
6. Выводы по расчету установившегося режима
В данном пункте был произведен расчет нормального режима сети при максимальных нагрузках и при тяжелом послеаварийном режиме. Результаты расчета на ЭВМ приведены на схеме замещения а также в приложении Б в виде таблиц. Именно эти результаты будут использоваться в дальнейшем для регулирования напряжения и расчета технико-экономических показателей.
Также приведен ручной расчет кольцевого участка сети методом последовательных приближений. Результаты ручного расчета несколько отклоняются от компьютерного расчета из-за использования только одной итерации и некоторых допущений (например замена емкостных проводимостей линий зарядными мощностями).5. Регулирование напряжения
1. Задачи регулирования напряжения
В соответствии с ПУЭ напряжение на шинах НН подстанций в режиме максимальных нагрузок должно превышать номинальное на 5-10 процентов. В задании сказано что на подстанциях необходимо выполнить встречно регулирование напряжения. Для встречного регулирования применяется устройство РПН трансформаторов. Следовательно целью данного пункта является выбор ступени РПН трансформаторов при которой напряжение в режиме максимальных укладывается в указанный выше диапазон.
На подстанциях всех пунктов кроме пункта 2 установлены трансформаторы оборудованные устройствами РПН. На подстанции пункта 2 установлен трансформатор ТД-1600035 оборудованный устройством ПБВ поэтому на данной подстанции следует применить литейный регулировочный трансформатор ЛТМН-1600010.
2. Регулирование напряжения в режиме максимальных нагрузок
На шинах НН всех подстанций напряжение должно находиться в пределах от 10 5 до 11 кВ. Из рисунка 4.1 видно что регулирование напряжения требуется в пунктах 1 4 и 2.
Регулирование напряжения на подстанции пункта 1.
В пункте 4 определено действительное напряжение на шинах НН подстанции 1: . Примем желаемое напряжение во всех пунктах кроме пункта 2 равным 107 кВ. В пункте 2 желаемое напряжение 106 кВ.
Добавка напряжения одной ступени РПН:
где - изменение коэффициента трансформации одной ступени РПН в процентах. Для трансформатора типа ТРДН-250000110:
Так как устройство РПН установлено на первичной обмотке то необходимо низшее напряжение привести к высшему:
Напряжение ответвления обмотки ВН которое требуется для получения желаемого напряжения определяется по формуле:
Для желаемого напряжения 107 кВ:
Количество ступеней РПН необходимое для получения желаемого напряжения:
Отсюда находим число ступеней:
Полученное значение нужно округлить до целого числа. Так как выбранное желаемое напряжение превышает минимально допустимое допустимо выбрать ступень -3. Напряжение на шинах НН подстанции после регулирования определяется по формуле:
Окончательно получаем:
Результаты регулирования напряжения занесены в таблицу 5.1.
Аналогичный расчет приведен для подстанции пункта 4.
Подстанция пункта 2.
Как сказано выше на подстанции пункта 2 установлен линейный регулировочный трансформатор типа ЛТМН-1600010 поэтому необходимо произвести расчет по формуле (5.1).
Так как потеря напряжения в линии A-2 значительна целесообразно установить одну ступень ПБВ трансформаторов потому что при этом увеличиваются возможности регулирования напряжения. Прибавка напряжения ступени:
Низшее напряжение приведенное к высшему:
Так как устанавливается одна ступень то напряжение вторичных обмоток трансформаторов:
Напряжение ответвления регулировочного трансформатора:
Напряжение на шинах НН подстанции пункта 2 после регулирования:
Таблица 5.1 – регулирование напряжения в режиме максимальных нагрузок
Напряжение до регулирования кВ
Напряжение после регулирования кВ
3. Регулирование напряжения в послеаварийном режиме
В послеаварийном режиме требования к напряжению на шинах подстанций такие же как и в доаварийном режиме. Поэтому в данном пункте также необходимо стремиться к тому чтобы напряжение не было меньше пяти процентов от номинального.
Из рисунка 4.6 следует что регулирование напряжения необходимо на подстанциях всех пунктов. Регулирование производится методом подбора в программе ROOR. Результаты сведены в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 – регулирование напряжения послеаварийном режиме
Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети
1. Расчет капиталовложений в строительство ЛЭП
Расчет стоимости строительства воздушных ЛЭП производится исходя из их длины номинальных напряжений сечений проводов количества цепей и типов опор. Будем считать что в нашем случае ВЛ выполнены на одностоечных железобетонных опорах. Параметры ВЛ рассчитанные ранее занесем в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 – стоимость строительства ЛЭП
Стоимость строительства линии kЛЭП вычисляется как произведение стоимости строительства одного километра ЛЭП ko на ее длину. Причем если линия двухцепная и выполнена на одноцепных опорах то стоимость умножается на два.
Суммарная стоимость строительства ВЛ 110-35 кВ: kΣЛЭП = 211180 тыс. руб.
2. Расчет стоимости трансформаторов
Стоимость трансформаторов зависит от их номинальной мощности и напряжения. Марки трансформаторов на подстанциях и их стоимость приведены в таблице 6.2.
Таблица 6.2 – стоимость трансформаторов
На подстанции пункта 2 установлены два линейных регулировочных трансформатора типа ЛТМН-1600010 стоимостью 2875 тыс. руб. каждый.
В итоге суммарная стоимость трансформаторов: kΣТ = 49825 тыс. руб.
3. Расчет стоимости распределительных устройств 35-110 кВ
Типы ОРУ 35-110 кВ используемые на подстанциях района указаны в таблице 6.3. На всех ОРУ применяются элегазовые выключатели.
Таблица 6.3 – схемы и стоимость ОРУ 35-110 кВ
Мостик с неавтоматической перемычкой
Одна секционированная система шин
Мостик с автоматической перемычкой
Система шин с обходной шиной
Блок линия-трансформатор
Одна несекционированная система шин
Для схем мостик с автоматической или неавтоматической перемычкой стоимость приведена в справочных данных. Для остальных ОРУ стоимость определяется по количеству ячеек nяч. Количество ячеек принимается равным количеству выключателей. Стоимость одной ячейки 35 или 110 кВ также приведена в справочнике. Блок линия-трансформатор является одной ячейкой.
На подстанции A учитываются только те ячейки к которым подключаются линии данного сетевого района.
Суммарная стоимость распределительных устройств 35-110 кВ: kΣОРУ(35-110) = 148700 тыс. руб.
4. Расчет стоимости распределительных устройств 10 кВ
На стороне низшего напряжения всех подстанций применяются комплектные РУ 10 кВ с вакуумными выключателями. Стоимость одной ячейки – 85 тыс. руб. Будем полагать что по одной линии 10 кВ допускается передавать мощность до трех МВт. Исходя из этого определим количество ячеек на каждой подстанции в зависимости от мощности нагрузки и занесем результаты в таблицу 6.4.
Таблица 6.4 – стоимость РУ 10 кВ
5. Определение стоимости подстанций
Стоимость каждой подстанции определяется по формуле:
где и - стоимости соответственно трансформаторов и РУ данной подстанции - постоянная часть затрат которая зависит от номинальных напряжений и схемы. Данные о стоимости подстанций указаны в таблице 6.5.
Таблица 6.5 – стоимость подстанций
6. Издержки и себестоимость передачи электроэнергии
Издержки на эксплуатацию электрической сети определяются по формуле:
Издержки на потери электроэнергии зависят от себестоимости электроэнергии C и суммы нагрузочных потерь потерь холостого хода и времени наибольших потерь:
где суммарная мощность потерь холостого хода трансформаторов определяется из схемы замещения (рисунок 4.1) время наибольших потерь рассчитывается по формуле:
а суммарные нагрузочные потери активной мощности можно определить из соотношения:
Суммарная генерация активной мощности на подстанции A определяется из таблиц Б4 и Б8:
Из рисунка 4.1 суммарные потери холостого хода:
а также суммарная мощность нагрузки:
Суммарные нагрузочные потери определяются по формуле (6.5):
Время наибольших потерь:
Суммарные потери электроэнергии:
Издержки на потери электроэнергии:
По формуле (6.2) определим суммарные издержки:
Себестоимость передачи электроэнергии:
В результате данного курсового проекта определены номинальные напряжения линий электропередачи марка и сечение проводов. Выбраны компенсирующие устройства трансформаторы и схемы распределительных устройств подстанций. Произведен расчет электрической сети в двух режимах: в режиме максимальных нагрузок и послеаварийном режиме. Благодаря встречному регулированию напряжения на всех подстанциях напряжение во всех режимах не выходит за рамки установленные ПУЭ. Из анализа режима ток в проводах линий электропередачи не превышает максимально допустимый по нагреву проводов.
Исходя из вышесказанного можно заключить что все требования содержащиеся в задании выполнены и качество электроэнергии будет поддерживаться на приемлемом уровне.Приложение А
Список используемых сокращений:
ВЛ – воздушная линия электропередачи
ВН – высшее напряжение
ЛЭП – линия электропередачи
НН – низшее напряжение
ОРУ – открытое распределительное устройство
ПБВ – переключение без возбуждения
ПУЭ – Правила устройства электроустановок
РПН – регулирование под нагрузкой
РУ – распределительное устройство
СН – среднее напряжениеПриложение Б
Расчет установившегося режима сети в режиме максимальных нагрузок на ЭВМ
Таблица Б1 – исходные данные по ветвям сети 110-35 кВ
Таблица Б2 – исходные данные по узлам сети 35-110 кВ
Параметры базисного узла:
Таблица Б3 – результаты расчета ветвей сети 110-35 кВ
Мощность начала ветви МВА
Мощность конца ветви МВА
Суммарные потери мощности МВА
Суммарная генерация ЛЭП МВА
Таблица Б4 – результаты расчета узлов сети 110-35 кВ
Таблица Б5 – исходные данные по ветвям сети 35 кВ
Таблица Б6 – исходные данные по узлам сети 35 кВ
Таблица Б7 – результаты расчета ветвей сети 35 кВ
Таблица Б8 – результаты расчета узлов сети 35 кВ
Библиографический список
Вычегжанин А.В. Черепанова Г.А. Проектирование сетевого района: Учебно-методическое пособие по курсовому проектированию. – Киров Изд. ВятГУ 2009. – 66 с.
Черепанова Г.А. Вычегжанин А.В. Установившиеся режимы электрических сетей в примерах и задачах: Учебное пособие. – Киров изд. ВятГУ 2009. – 116с.
Герасименко С. А. Федин В. Т. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие. – изд. 2-е – Ростов-на-Дону Феникс 2008.

Плакат к защите.cdw

Схема электрических соединений
Расчет режима максимальных нагрузок.
Проектирование сетевого