Проектирование и расчет электрической сети 110-220 кВ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ
АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное
образовательное учреждение высшего профессионального образования
«ТОМСКИЙ
ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Факультет -
Электротехнический
Специальность
- 140203 Релейная защита и
автоматизация
электроэнергетических систем
Кафедра -
ЭСВТ
Проектирование и расчет электрической
сети 110-220 кВ
Пояснительная
записка к курсовому проекту по дисциплине
«Электрические
сети и системы»
Исполнитель:
студент
группы 9А52 ________ Мурсалимов Т.И
Руководитель:
доцент
_____________ Барская А. В.
Томск - 2008
Введение
Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода
к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическому
обоснованию решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние
связи, динамику развития, параметры и надежность работы системы в целом и ее
отдельных элементов [1].
Основной целью курсового проектирования является выбор и обоснование
путем вариантного сравнения основных инженерно-технических и экономических
характеристик электрической части сети 110 - 220 кВ, обеспечивающих надежное
электроснабжение потребителя. В данной работе необходимо провести расчет двух
вариантов схем энергоснабжения: радиальной и кольцевой; рассчитать и выбрать марку проводов для ВЛЭП,
количество и марку трансформаторов на подстанциях и провести для них все
необходимые проверки.
В ходе работы необходимо провести технико-экономическое сравнение
вариантов схем энергоснабжения и по его результатам выбрать экономически обоснованную
схему.
Помимо общепринятых задач, решаемых при проектировании электрической
части электрической сети в настоящем курсовом проекте решаются следующие задачи
с элементами научных исследований:
· анализ вариантов электрической сети
по конфигурации и напряжению и принятие решения;
· анализ технико-экономических
показателей вариантов сети с учетом ее надежности и обоснование принятого
решения;
· поиск и обоснование целесообразного
пути снижения потерь электрической энергии.
· освоение о практическое применение
навыков программирования на ПЭВМ и расчёты режимов сети на промышленной
программе DAKAR.
Исходные данные
Задание - путем вариантного сравнения выбрать и обосновать основные
инженерно-технические и экономические характеристики электрической части сети,
обеспечивающие надежное электроснабжение потребителей.
. Характеристики потребителей электроэнергии и источника питания:
Таблица
1
|
ПС1
|
ПС2
|
ПС3
|
ПС4
|
Характеристика системы
|
|
X, см
|
8,0
|
4,0
|
5,0
|
9,0
|
Х, см
|
0
|
|
У, см
|
1,5
|
4,0
|
5,5
|
2,5
|
У, см
|
9,0
|
|
Р max, MВт
|
80,0
|
21,0
|
23,0
|
9,0
|
UРЭСmax,
%
|
110
|
|
T max, час
|
3800
|
2800
|
7600
|
5300
|
UРЭСmin,
%
|
108
|
|
Cos 0,820,770,840,78Cos 0,9
|
|
|
|
|
|
|
|
Кк, %
|
100
|
40
|
60
|
0
|
P min, %
|
50
|
|
Масштаб - 15 км/см
|
. Географическое расположение потребителей и источник питания:
Рис.
1.
1. Выбор вариантов распределительной сети
Выбор схемы электрической сети производится одновременно с выбором
напряжения и заключается в определении размещения подстанций, связей между
ними, предварительной разработке принципиальных схем подстанций.
Основные требования к сети: схема должна обеспечивать необходимую
надежность, под которой понимается способность выполнять заданные функции,
сохраняя эксплутационные характеристики в условиях оговоренных в нормативных
документах.
.1 Выбор вариантов схем соединений
.1.1 Рассчитаем нагрузки подстанций
ПС1:
ПС2:
ПС3:
ПС4:
Таблица
2. Нагрузки подстанций
|
№ ПС
|
Pmax, МВт
|
сosφ
|
Qmax, Мвар
|
Smax, МВА
|
|Smax|, МВА
|
|
1
|
80
|
0,82
|
55.839
|
80+j55.839
|
97.56
|
|
2
|
21
|
0,77
|
17.379
|
21+j17.379
|
27.27
|
|
3
|
23
|
0,84
|
14.855
|
23+j14.855
|
27.38
|
|
4
|
9
|
0,78
|
7.22
|
9+j7.22
|
11.538
|
1.1.2 Составляем схемы соединительной сети
При построении схемы электрической сети руководствуемся следующими
критериями:
) При построении схемы сети необходимо разделить всех потребителей на
категории по надежности электроснабжения;
) В сети не должно быть обратных перетоков мощности, длина линий должна
быть по возможности наименьшей; пересечение линий допускается, в крайнем
случае, один раз.
) В качестве узловой подстанции выбирают подстанцию с наибольшей
нагрузкой; если это невозможно в силу условий пункта 3, то выбирают подстанцию
со второй по величине нагрузкой.
) При объединении подстанций в кольцевую сеть их нагрузки не должны
отличаться от нагрузки узловой подстанции больше, чем в 4 раза.
Согласно ПУЭ все потребители электроэнергии по надежности
электроснабжения делятся на три категории. Данная РЭС содержит потребителей
всех трех категорий:
· 1-3
подстанции - потребители I и II категории (Кк 
0);
· 4 подстанция
- потребители III категории (Кк = 0).
Согласно приведенным критериям составляем схемы сети:
Рис.
2. Кольцевая схема Рис. 3. Радиальная схема
.1.3 Определяем длины всех участков
где
- расстояние между соответствующими
подстанциями,
см;
m - масштаб.
а)
Радиальная схема:
б)
Кольцевая схема:
1.2 Выбор номинальных напряжений сети
Номинальное напряжение сети влияет как на её технико-экономические
показатели, так и на технические характеристики. Так при повышении номинального
напряжения уменьшаются потери мощности и электроэнергии, т. е. снижаются
эксплутационные расходы, уменьшаются сечения проводов, растут предельные
мощности, передаваемые по линиям, облегчается перспективное развитие сети, но
увеличиваются капиталовложения на сооружения сети. Сеть меньшего напряжения
наоборот требует меньших капиталовложений, но увеличиваются эксплутационные
расходы за счет потери мощности и электроэнергии, обладает меньшей пропускной
способностью. Из сказанного следует, важность выбора номинального напряжения
при ее проектировании.
Номинальные напряжения электрических сетей в России установлены
действующим стандартом (ГОСТ 721-77*). Для выбора номинальных напряжений на
каждом из участков сети воспользуемся формулой, предложенной Илларионовым Г. А.
[1]:
,
где L - длина линии, км;
Р - активная мощность, протекающая по линии, МВт; 
- число цепей.
.2.1
Радиальная схема
Рис.
4. Схема радиальной сети
Рассчитаем
предварительное потокораспределение:
Выбираем номинальные напряжения:
;
принимаем
из стандартного ряда
.
;
принимаем
из стандартного ряда
.
;
принимаем
из стандартного ряда
.
;
принимаем
из стандартного ряда
.
1.2.2 Смешанная схема
Рассчитаем предварительное потокораспределение в кольце методом
моментов,
считая цепь однородной (
).
Рис.
5. Схема кольцевой сети
Проверка:
Сумма
потоков мощностей, оттекающих по головным участкам должна быть равна сумме
нагрузок подстанций (кроме узловой):
Тождество
выполняется, потоки мощности в кольце определены верно.
Остальные
потоки найдем по первому закону Кирхгофа:
Расчёты
показывают, что ПС3 является точкой потокораздела.
Сумма
потоков, сходящихся в точке потокораздела, должна быть равна нагрузке
подстанции:
Тождество
выполняется - расчёты произведены верно.
Выбираем
номинальные напряжения:
;
принимаем
из стандартного ряда .
;
принимаем
из стандартного ряда 
.
;
принимаем
из стандартного ряда .
принимаем
из стандартного ряда
принимаем
из стандартного ряда .
Номинальное
напряжение линий, объединенных в кольцо, принимается по наибольшему расчетному
для этих линий. Таким образом, для кольца выбираем номинальное напряжение 110
кВ. Номинальные напряжения (по итогам расчета и принятые из стандартного ряда)
всех участков сети для всех вариантов сведены в таблицу 3.
Таблица
3
|
№ варианта
|
№ линии
|
nл
|
l, км
|
P+jQ, МВА
|
Uном, расч, кВ
|
Uном, кВ
|
|
Радиальная сеть
|
01
|
2
|
27.04
|
133+j95.293
|
133,529
|
220
|
|
32
|
2
|
27.04
|
23+j14.855
|
65.111
|
110
|
|
21
|
2
|
70.75
|
44+j32.234
|
91.021
|
110
|
|
41
|
1
|
21.21
|
9+j7.22
|
57.605
|
110
|
|
Замкнутая сеть
|
01
|
2
|
27.04
|
133+j95.293
|
133,529
|
220
|
|
34
|
1
|
75
|
18.768+j13.037
|
84.554
|
110
|
|
41
|
1
|
21.21
|
27,768+j20.257
|
93.821
|
|
|
21
|
1
|
70.75
|
25.732+j19.179
|
97.753
|
|
|
32
|
1
|
27.04
|
4.732+j1.8
|
42.764
|
|
1.3 Выбор сечений проводов
Выбор сечения проводов будем проводить по экономической плотности тока по
формуле [1]:
, где
-
нормированная плотность тока, А/мм2;
-
расчетный ток, А;
- ток
линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме, определяемый для
системообразующих линий основной сети по расчетным длительным потокам мощности.
Для линий распределительной сети определяется
расчетом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы;
-
коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для
линий 110 - 220 кВ значение может
быть принято равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого
коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.
-
учитывает число часов использования максимальной нагрузки ВЛ.
Для определенных участков сети определим средневзвешенное время действия
наибольшей нагрузки.
Для радиальной схемы:
участок 01:
;
На
остальных участках число часов использования максимума нагрузки определено
заданием.
Для
кольцевой схемы:
участок
01:
;
Используя
[1], составим таблицы, по которым определяем значения и :
Таблица
4. Усредненные значения коэффициента
|
Тmax
|
до 4000
|
4000-6000
|
более 6000
|
|
at
|
0,8
|
1
|
1,3
|
Таблица
5. Нормированные значения плотности тока
|
Проводники
|
Плотность тока, А/мм2, при
числе часов использования максимума нагрузки, Tmax, ч/год
|
|
более 1000 до 3000
|
более 3000 до 5000
|
более 5000
|
|
Неизолированные провода и
шины: медные алюминиевые
|
2,0 1,0
|
1,7 0,9
|
1,4 0,8
|
.3.1 Радиальная сеть
Расчетная
токовая нагрузка участка 01: 
Расчетная
токовая нагрузка участка 23: 
Расчетная
токовая нагрузка участка 21: 
Расчетная
токовая нагрузка участка 32: 
.3.2 Кольцевая сеть
Расчетная
токовая нагрузка участка 01:
Расчетная
токовая нагрузка участка 34: 
Расчетная
токовая нагрузка участка 41:
Расчетная
токовая нагрузка участка 21:
Расчетная
токовая нагрузка участка 32:
Полученные
данные сведем в таблицу
Таблица
6
|
Схема
|
Участок
|
nл
|
L, км
|
Uном, кВ
|
S, МВА
|
Iр, А
|
Марка провода
|
Imax доп А
|
|
радиальная
|
01
|
2
|
27,04
|
220
|
163,62
|
250
|
АС240/32
|
610
|
|
23
|
27,04
|
110
|
27,38
|
116,25
|
АС120/19
|
390
|
|
12
|
2
|
70,75
|
110
|
54,54
|
12
|
АС95/16
|
330
|
|
14
|
1
|
21,21
|
110
|
11,53
|
80
|
АС70/11
|
265
|
|
кольцевая
|
01
|
2
|
27,04
|
220
|
163,62
|
251,1
|
АС240/32
|
610
|
|
34
|
1
|
75
|
110
|
22,85
|
112,2
|
АС120/19
|
390
|
|
14
|
1
|
21,21
|
110
|
34,37
|
168,8
|
АС185/29
|
510
|
|
21
|
1
|
70,75
|
110
|
32,09
|
156,6
|
АС150/24
|
450
|
|
32
|
1
|
27,04
|
110
|
5,06
|
24,4
|
АС120/19
|
390
|
1.4 Проверка выбранных сечений по техническим ограничениям
Выполняется проверка проводов по нагреву, по механической прочности, по
условиям коронирования и по потерям напряжения (проверку по допустимым потерям
напряжения совместим с приближённым определением потерь напряжения).
По допустимому нагреву провода проверяются в наиболее тяжёлом
послеаварийном режиме. Токи в проводах при этом не должны превышать максимально
допустимых.
Проверка по условиям коронирования состоит в выполнении требований
минимально допустимого сечения: для 110 кВ и вьппе сечение должно быть не менее
70мм.
Проверка по механической прочности состоит в проверке условия, что сечение
провода должно удовлетворять условию 70мм2 < F < 240мм2.
а) Проверка сечений проводов радиальной сети:
По нагреву:
Наиболее тяжёлый послеаварийный режим в радиальной сети получается при
обрыве одной цепи, т.е. на всех участках nn/ав = 1.
Следовательно
выбираем провод АС95/16 с Iдоп max = 330
кА
По механической прочности:
Сечения проводов на всех участках удовлетворяют условию
мм2 <F<240mm2.
По условиям коронирования:
Сечения проводов на всех участках удовлетворяют условию F > 70мм2.
Выбранные сечения удовлетворяют всем техническим требованиям, что
свидетельствует о правильном выборе проводов.
б) для кольцевой схемы:
ЛЭП-01:
Обрываем
участок ЛЭП-14 (Рис.5)
Рисунок
5. Обрыв ЛЭП-14
МВА;
МВА;
МВА;
Обрываем
участок ЛЭП-34 (Рис.6)
Рисунок
6. Обрыв ЛЭП-12
МВА;
МВА;
МВА;
Следовательно
выбираем провод АС120/19 с Iдоп max = 390
кА
Составим сводную таблицу параметров проводов ЛЭП.
Таблица 7
|
c
|
участок
|
l, км
|
марка пров.
|
r0, Ом/км
|
х0, Ом/км
|
в0,10-6
Cм/км
|
z, Ом
|
в, См
|
Qc, МВАр
|
|
радиальная
|
01
|
27,04
|
АС240/32
|
0.118
|
0.435
|
2.604
|
1.59+j5.88
|
140.82
|
3.407
|
|
23
|
27,04
|
АС120/19
|
0.244
|
0,427
|
2,658
|
3.29+j5.77
|
143,744
|
0,869
|
|
12
|
70,75
|
АС95/16
|
0.301
|
0.434
|
2.611
|
10.6+j15.35
|
369.456
|
2.235
|
|
14
|
21,21
|
АС70/11
|
0.422
|
0.444
|
2.55
|
8.95+j9.4
|
54.08
|
3.394
|
|
Кольце вая
|
01
|
27,04
|
АС240/32
|
0.118
|
0.435
|
2.604
|
1.59+j5.88
|
140.82
|
3.407
|
|
34
|
75
|
АС120/19
|
0.244
|
0.427
|
2.658
|
18.3+j32.02
|
199.35
|
2.412
|
|
14
|
21,21
|
АС185/29
|
0.159
|
0.413
|
2.747
|
3.37+j8.76
|
58.26
|
0.704
|
|
21
|
70,75
|
АС150/24
|
0.204
|
0.420
|
2.707
|
14.4+j29.7
|
191.5
|
2.317
|
|
23
|
27,04
|
АС120/19
|
0.244
|
0.427
|
2.658
|
6.6+j11.55
|
71.87
|
0.869
|
Рисунок.
Блок-схема радиальной сети.
Рисунок.
Блок-схема кольцевой сети.
2. Выбор трансформаторов на подстанциях
а) для радиальной схемы:
ПС1:
ПС2:
ПС3:
ПС4:
ПС Тип трансф Sн, МВА 
кВтUк, % Iк, % Uвн, кВ Uнн, кВ Пределы регулирования Rm, мм2 хт
Ом 
3 ТРДН 25000/110 25 120 10,5 0,7 115 10,5
2,5455,927+
2 ТРДН-40000/110 40 172 10.5 0.65 115 10,5
1,4
34,736+
4 ТМН-6300/ 110 6,3 44 10.5 0.8 115 11
14,7
220,411.5+
|
+j50.4
|
|
|
|
|
|
1
|
АТДЦТН -125000/220/110
|
125
|
 23012111114528
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение Таблицы
вн-сн,
кВтвн-нн,
кВтвн-сн,
кВтIx, %Rвн, ОмRсн, ОмRнн, ОмХвн, ОмХсн, ОмХнн, Ом
|
квар
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
305
|
-
|
-
|
0,5
|
0.52
|
0.52
|
3.2
|
49
|
0
|
131
|
625
|
б) для кольцевой схемы:
ПС1:
ПС2:
ПС3:
ПС4:
Таблица 6
ПС Тип трансф Sн, МВА кВтUк, % Iк, % Uвн, кВ Uнн, кВ Пределы регулирования Rm, мм2 хт
Ом
2 ТДН-16000/110 16 85 10.5 0.7 115 11 
.38
.7
3 ТРДН 25000/110 25 120 10,5 0,7 115 10,5
2,5455,927+
4 ТМН-6300/ 110 6,3 44 10.5 0.8 115 11
14,7
220,411.5+
Продолжение Таблицы
вн-сн,
кВтвн-нн,
кВтвн-сн,
кВтIx, %Rвн, ОмRсн, ОмRнн, ОмХвн, ОмХсн, ОмХнн, Ом
|
квар
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
305
|
-
|
-
|
0,5
|
0.52
|
0.52
|
3.2
|
49
|
0
|
131
|
625
|
3. Приближенный расчет потерь активной и реактивной мощностей
Определим потери в трансформаторах (па холостой ход и потери в меди) и в
линиях. Расчёт будем проводить приближённо, т.е. он основывается на потоках
мощностей, рассчитанных без учёта потерь мощности в элементах сетей, также
напряжения во всех узлах принимаются равными номинальному.
Потери мощности в трансформаторах определяется по формуле
,
где
постоянные потери мощности (холостого хода) в трансформаторе:
,
переменные потери мощности обмотке трансформатора:
.
4. Потери мощности в трансформаторах
Ø Радиальная сеть.
· Подстанция ПС3
;
.
· Подстанция ПС2
;
· Подстанция ПС1
;
;
;
;
.
· Подстанция ПС4
;
.
Суммарные
потери в трансформаторах
Ø Кольцевая сеть.
· Подстанция ПС1
;
;
;
;
.
· Подстанция ПС2
;
· Подстанция ПС3
;
· Подстанция ПС4
;
.
Суммарные
потери в трансформаторах:
5. Потери мощности в ЛЭП
· Радиальная сеть.
;
;
;
.
Суммарные
потери в ЛЭП:
Кольцевая
сеть.
;
;
;
;
.
Суммарные потери в ЛЭП:
6. Баланс мощности
.1 Составление балансов активной и реактивной мощностей
Под составлением баланса мощности понимается составление суммарной
установленной мощности Ру источников питания с суммарной потребляемой
мощностью в системе. В состав потребляемой мощности входят:
· наибольшая суммарная мощность нагрузки потребителей SРп ;
· суммарные
потери мощности в сети S
;
В общем виде:
Баланс
реактивной мощности составляется для выбора необходимой мощности
компенсирующего устройства, при которой на шинах РЭС будет обеспечен
коэффициент мощности не ниже заданного. Располагаемую реактивную мощность РЭС
определяем по величине максимальной активной мощности потребляемой от РЭС и
величине заданного коэффициента мощности.
Уравнение
баланса реактивной мощности:
,
где
Qвыр -
реактивная мощность, передаваемая с шин РЭС;
Qпотреб - потребленная реактивная мощность;
SDQт - потери
реактивной мощности в трансформаторах;
SDQл - потери
реактивной мощности в линии;
SQс -
зарядная мощность;
Qку -реактивная мощность компенсирующего устройства.
· Радиальная сеть.
.
.
МВАр
Устанавливаем
9 конденсаторных батарей (все 10- на ПС1) мощностью 3,8 МАВр
· Кольцевая сеть.
.
МВАр
Устанавливаем
10 конденсаторных батарей (все 10- на ПС1) мощностью 3,8 Мвар
.2 Капитальные затраты на ЛЭП
Капитальные затраты на ЛЭП определяем по формуле:
,
где
- базисный показатель стоимости ВЛЭП;
При
определении необходимо учесть следующие характеристики:
· Материал опор: железобетон;
· Количество цепей в линии: одноцепная или двухцепная;
· Район по гололеду: I-II;
Марка провода: АС 70/11 АС 95/16 АС-120/19 АС185/29 АС-150/19 АС-240/32.
- длина
ВЛЭП;
-
зональный повышающий коэффициент;
-
коэффициент усложнения;
Все
данные занесем в таблицу:
|
Схема
|
участок
|
nц, шт
|
Uном
|
Марка провода
|
Длина, км.
|
Стоимость
|
Стоимость схемы
|
|
радиальная
|
01 23 12 14
|
2 2 2 1
|
220 110 110 110
|
АС240/32 АС120/19
АС95/16 АС70/11
|
27,04 27,04 70,75 21,21
|
74522 40424 105771 23437
|
244154
|
|
кольцевая
|
01 34 14 21 23
|
2 1 1 1 1
|
220 110 110 110 110
|
АС240/32 АС120/19 АС185/29
АС150/24 АС120/19
|
27,04 75 21,21 70,75 27,04
|
74522 82875 23437 78179 29879
|
288892
|
.3 Капитальные затраты на строительство подстанций
Капитальные затраты на строительство подстанций складываются из:
. Стоимости ячейки трансформатора (1, табл. 7.17)
2. Стоимости распределительных устройств (1, табл.7.16)
. Стоимости компенсирующих устройств (1, табл.7.23)
. Постоянная часть затрат по подстанциям (1, табл.7.28)
Капитальные затраты на строительство подстанций представлены в таблице
№9.
Таблица 9. Капиталовложения на строительство подстанций.
Схема ПС оборудование Кол-во Стоимость
единицы оборудования 
Итого
|
|
|
|
|
|
|
Радиальная сеть
|
4
|
ТМН-6300/110
|
1
|
3400
|
3400
|
27600
|
249325
|
|
|
Постоянная часть затрат
|
9000
|
9000
|
|
|
|
|
РУ 110 кВ (схема 4Н)
|
15200
|
|
|
|
2
|
ТРДН-40000/110
|
2
|
7300
|
14600
|
51200
|
|
|
|
Постоянная часть затрат
|
9000
|
9000
|
|
|
|
|
РУ 110 кВ (схема 12)
|
8
|
3450
|
27600
|
|
|
|
1
|
АТДЦТН-125000/220/110
|
2
|
15525
|
31050
|
135325
|
|
|
|
Постоянная часть затрат
|
30000
|
30000
|
|
|
|
|
Компенсирующие устройства
|
9
|
1275
|
11475
|
|
|
|
|
РУ 220 кВ (схема 7)
|
4
|
8800
|
35200
|
|
|
|
|
РУ 110 кВ (схема 12)
|
8
|
3450
|
27600
|
|
|
|
3
|
ТРДН 25000/110
|
2
|
5500
|
11000
|
35200
|
|
|
|
Постоянная часть затрат
|
9000
|
9000
|
|
|
|
|
РУ 110 кВ (схема 4Н)
|
15200
|
|
|
|
Кольцевая сеть
|
1
|
АТДЦТН-125000/220/110
|
2
|
15525
|
31050
|
88000
|
188000
|
|
|
РУ 220 кВ (схема 7)
|
4
|
8800
|
35200
|
|
|
|
|
Компенсирующие устройства
|
10
|
1275
|
12750
|
|
|
|
|
Постоянная часть затрат
|
9000
|
9000
|
|
|
|
|
РУ 110 кВ (схема 4Н)
|
15200
|
|
|
|
2
|
ТДН-16000/110
|
2
|
4300
|
8600
|
32800
|
|
|
|
Постоянная часть затрат
|
9000
|
9000
|
|
|
|
|
РУ 110 кВ (схема 4Н)
|
15200
|
|
|
|
3
|
ТРДН 25000/110
|
2
|
5500
|
11000
|
35200
|
|
|
|
Постоянная часть затрат
|
9000
|
9000
|
|
|
|
|
РУ110(схема 4Н)
|
|
|
15200
|
|
|
|
4
|
ТМН-6300/110
|
2
|
3400
|
7800
|
32000
|
|
|
|
Постоянная часть затрат
|
9000
|
9000
|
|
|
|
|
РУ 110 кВ (схема 4Н)
|
15200
|
|
|
Стоимость оборудования взята из таблиц 7.15, 7.17 [2].
Примечание: в столбце «Кол-во» для распределительных устройств занесено
количество выключателей в схеме данного РУ.
7. Определение эксплуатационных расходов
Ежегодные эксплуатационные издержки складываются из:
.Ремонт и обслуживание ЛЭП и ПС
.Возмещение потерь Эл.энергии
Радиальная сеть
Затраты
на ЛЭП
руб/км-
базисный показатель стоимости сооружения (табл 7.4) на 1 км ЛЭП
-
зональный коэф-т для Западной Сибири
-
коэффициент усложнения (
).
для ЛЭП
35кВ и выше (табл. 6.2)
до 150кВ
Затраты на возмещение потерь электроэнергии
-
суммарные потери электроэнергии.
-
постоянные потери электроэнергии;
-
переменные потери электроэнергии;
Определим
время наибольших потерь 
по формуле:
;
Потери
электроэнергии на холостой ход трансформаторов:
.
1.945)4942=18552
МВт*ч
, где 
- Тариф=0,71 руб/кВтч
Определение приведенных затрат
Кольцевая
сеть
Затраты
на ЛЭП
руб/км-
базисный показатель стоимости сооружения (табл 7.4) на 1 км ЛЭП
-
зональный коэф-т для Западной Сибири
-
коэффициент усложнения ().
для ЛЭП
35кВ и выше (табл. 6.2)
до 150кВ
Затраты на возмещение потерь электроэнергии
-
суммарные потери электроэнергии.
-
постоянные потери электроэнергии;
-
переменные потери электроэнергии;
Определим
время наибольших потерь по формуле:
;
Потери
электроэнергии на холостой ход трансформаторов:
.
, где - Тариф=0,71 руб/кВтч
Определение приведенных затрат
8. Расчет кольцевой сети в промышленной программе DAKAR
Рис.
11. Схема замещения кольцевой сети для программы DAKAR
1.
Расчет максимального режима.
Вводим данные в программу DAKAR
и рассчитываем максимальный режим без учета РПН и компенсирующих устройств.
Произведем регулирование напряжения на шинах подключения потребителя
путем изменения коэффициента трансформации. Используя данные, рассчитаем
напряжения для каждой ступени регулирования трансформаторов:
По
условиям встречного регулирования для максимального режима 
. Напряжения на ПС:
ПС1: 9.842 кВ;
ПС2: 9.772 кВ;
ПС3: 9.618 кВ;
ПС4: 10.336 кВ;
Так как полученные значения напряжений не соответствуют желаемому
значению (10,5 кВ), необходимо использовать компенсирующие устройства и
регулирование напряжения.
После установки на ПС компенсирующих устройств (10 штук по 3.8 МВар).
Реактивная мощность, потребляемая подстанциями:
Желаемое напряжение 10,5 кВ, необходимо применить регулирование
напряжения путем изменения коэффициента трансформации.
Запишем таблицы регулирования отпаек:
ПС2:
Таблица ответвлений трансформаторов на ПС2:
|
№ отп
|
-8
|
-7
|
-6
|
-5
|
-4
|
-3
|
-2
|
-1
|
0
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
Напряжение, кВ
|
98.624
|
100.671
|
102.718
|
104.765
|
106.812
|
108.859
|
110.906
|
112.953
|
115
|
117.047
|
119.094
|
121.141
|
123.188
|
125.235
|
127.282
|
129.329
|
131.376
|
Выбираем «1» отпайку с Uотп. станд =115 (кВ)
ПС3:
Таблица ответвлений трансформаторов на ПС3:
|
№ отп
|
-8
|
-7
|
-6
|
-5
|
-4
|
-3
|
-2
|
-1
|
0
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
Напряжение, кВ
|
98.624
|
100.671
|
102.718
|
104.765
|
106.812
|
108.859
|
110.906
|
112.953
|
115
|
117.047
|
119.094
|
121.141
|
123.188
|
125.235
|
127.282
|
129.329
|
131.376
|
Выбираем «-2» отпайку с Uотп. станд =110.906(кВ)
ПС4:
Таблица ответвлений трансформаторов на ПС4:
|
№ отп
|
-8
|
-7
|
-6
|
-5
|
-4
|
-3
|
-2
|
-1
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
Напряжение, кВ
|
98.624
|
100.671
|
102.718
|
104.765
|
106.812
|
108.859
|
110.906
|
112.953
|
115
|
117.047
|
119.094
|
121.141
|
123.188
|
125.235
|
127.282
|
129.329
|
131.376
|
Выбираем «-1» отпайку с Uотп. станд =121.141 (кВ)
. Минимальный режим.
ПС1:
ПС3:
ПС2:
ПС4:
Вводим данные в программу DAKAR
и рассчитываем максимальный режим без учета РПН и компенсирующих устройств.
Произведем регулирование напряжения на шинах подключения потребителя
путем изменения коэффициента трансформации. Используя данные, рассчитаем
напряжения для каждой ступени регулирования трансформаторов:
По
условиям встречного регулирования для максимального режима 
. Напряжения на ПС:
ПС1: 10,598 кВ;
ПС2: 10.816 кВ;
ПС3: 10,527 кВ;
ПС4: 10.989 кВ;
Так как полученные значения напряжений не соответствуют желаемому
значению (10 кВ). Установка компенсирующих устройств нежелательна, т.к. это
может привести к повышению желаемого напряжения подстанции, которое мы не
сможем отрегулировать путем изменения коэффициента трансформации.
Для регулирования используем только изменение коэффициента трансформации.
Запишем таблицы регулирования отпаек:
ПС2:
Таблица ответвлений трансформаторов на ПС2:
|
№ отп
|
-8
|
-7
|
-6
|
-5
|
-4
|
-3
|
-2
|
-1
|
0
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
Напряжение, кВ
|
98.624
|
100.671
|
102.718
|
104.765
|
106.812
|
108.859
|
110.906
|
112.953
|
115
|
117.047
|
119.094
|
121.141
|
123.188
|
125.235
|
127.282
|
129.329
|
131.376
|
Выбираем «5» отпайку с Uотп. станд =125.235 (кВ)
ПС3:
Таблица ответвлений трансформаторов на ПС3:
|
№ отп
|
-8
|
-7
|
-6
|
-5
|
-4
|
-3
|
-2
|
-1
|
0
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
Напряжение, кВ
|
98.624
|
100.671
|
102.718
|
104.765
|
106.812
|
108.859
|
110.906
|
112.953
|
115
|
117.047
|
119.094
|
121.141
|
123.188
|
125.235
|
127.282
|
129.329
|
131.376
|
Выбираем «3» отпайку с Uотп. станд =121.141(кВ)
ПС4:
Таблица ответвлений трансформаторов на ПС4:
|
№ отп
|
-8
|
-7
|
-6
|
-5
|
-4
|
-3
|
-2
|
-1
|
0
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
Напряжение, кВ
|
98.624
|
100.671
|
102.718
|
104.765
|
106.812
|
108.859
|
110.906
|
112.953
|
115
|
117.047
|
119.094
|
121.141
|
123.188
|
125.235
|
127.282
|
129.329
|
131.376
|
Выбираем «6» отпайку с Uотп. станд =127.282 (кВ)
В результате расчета минимального режима напряжения на шинах потребителя
оказались далеки от требуемых. Для достижения наиболее близких к требуемым
значений было проведено регулирование напряжения с помощью РПН: были рассчитаны
желаемые напряжения отпаек, выбраны отпайки и рассчитан новый коэффициент
трансформации, который был введен в программу. В результате были получены
напряжения, полностью удовлетворяющие требованиям.
3. Расчет послеаварийного режима:
Послеаварийным режимом будем считать обрыв одной линии ВЛЭП 0-3
Произведем регулирование напряжения на шинах подключения потребителя
путем изменения коэффициента трансформации. Используя данные [1], рассчитаем
напряжения для каждой ступени регулирования трансформаторов:
По
условиям встречного регулирования для максимального режима 
[3].
ПС2:
Таблица ответвлений трансформаторов на ПС2:
|
№ отп
|
-8
|
-7
|
-6
|
-5
|
-4
|
-3
|
-2
|
-1
|
0
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
Напряжение, кВ
|
98.624
|
100.671
|
102.718
|
104.765
|
106.812
|
108.859
|
110.906
|
112.953
|
115
|
117.047
|
119.094
|
121.141
|
123.188
|
125.235
|
127.282
|
129.329
|
131.376
|
Выбираем «0» отпайку с Uотп. станд =115 (кВ)
ПС3:
Таблица ответвлений трансформаторов на ПС3:
|
№ отп
|
-8
|
-7
|
-6
|
-5
|
-4
|
-3
|
-2
|
-1
|
0
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
Напряжение, кВ
|
98.624
|
100.671
|
102.718
|
104.765
|
106.812
|
108.859
|
110.906
|
112.953
|
115
|
117.047
|
119.094
|
121.141
|
123.188
|
125.235
|
127.282
|
129.329
|
131.376
|
Выбираем «-4» отпайку с Uотп. станд =106,812 (кВ)
ПС4:
Таблица ответвлений трансформаторов на ПС4:
|
№ отп
|
-8
|
-7
|
-6
|
-5
|
-4
|
-3
|
-2
|
-1
|
0
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
Напряжение, кВ
|
98.624
|
100.671
|
102.718
|
104.765
|
106.812
|
108.859
|
110.906
|
112.953
|
115
|
117.047
|
119.094
|
121.141
|
123.188
|
125.235
|
127.282
|
129.329
|
131.376
|
Выбираем «2» отпайку с Uотп. станд =119,094 (кВ)
9. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии
электрическая сеть мощность трансформатор
Мероприятия по снижению потерь электроэнергии делятся на:
Организационные, технические и мероприятия по совершенствованию учета
электроэнергии.
Организационные мероприятия не требуют дополнительных капитальных затрат и
связаны с оптимизацией режимов существующей сети в условиях эксплуатации.
Основные организационные мероприятия по снижению потерь
электроэнергии:
· Повышение уровня рабочего напряжения сети;
· Оптимизация режимов реактивной мощности;
· Управление потоками мощности в неоднородных сетях;
· Размыкание замкнутых сетей в оптимальных точках;
· Оптимальное распределение активной мощности между
электростанциями;
· Оптимизация режимов работы трансформаторов;
· Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,4кВ;
· Выравнивание графиков нагрузок.
Технические мероприятия выполняются при проектировании или реконструкции
существующей сети и требуют установки дополнительного оборудования и
дополнительных затрат.
Технические мероприятия:
· Повышение номинального напряжения сети;
· Установка устройств компенсации реактивной мощности;
· Децентрализация генераторных мощностей;
· Упорядочение мощностей трансформаторов в распределительных
сетях (замена перегруженных и недогруженных трансформаторов);
· Оптимизация замены проводов ВЛ распределительных сетей;
· Применение самонесущих изолированных и защищенных проводов
для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;
· Установка устройств принудительного распределения мощности в
замкнутых неоднородных сетях;
· Применение накопителей электроэнергии;
· Сокращение радиуса действия и строительство ВЛ 0,4 кВ в
трехфазном исполнении по всей длине;
Применение столбовых трансформаторов (10(6)/0,4кВ) малой мощности для
сокращения протяженности сетей напряжением 0,4кВ
Заключение
В результате выполненного курсового проекта была спроектирована
энергосистема 110-220 кВ, обеспечивающая электрической энергией четырех
потребителей.
Для расчета были отобраны два варианта схем энергоснабжения: радиальная и кольцевая. Исходя из
условий надежности электроснабжения потребителей 1 и 2 категории, для кольцевой
электрической сети в кольце были выбраны одноцепные ЛЭП; для радиальной сети
все линии, кроме ВЛЭП 1-4, приняты двухцепными. Принимая, что цепь является
однородной, на первом этапе были рассчитаны потоки мощности на всех участках
цепей с использованием правила моментов и 1-го закона Кирхгофа. Для каждой
схемы были выбраны оптимальные значения номинальных напряжений согласно расчетам,
производимым по формуле Илларионова. Был произведен выбор сечений проводов ВЛЭП
по экономической плотности тока. Полученные сечения были подвергнуты проверкам
по нагреву, по короне, по механической прочности и по потерям напряжения. В
ходе проверок было установлено, что все выбранные сечения удовлетворяют
необходимым требованиям. По выбранным сечениям были рассчитаны сопротивления и
проводимости ВЛЭП. Исходя из условий надежности электроснабжения потребителей 1
и 2 категории (не менее двух трансформаторов на подстанции) был произведен
выбор трансформаторов на всех подстанциях; для трансформаторов были рассчитаны
сопротивления.
Затем для каждой сети был произведен приближенный расчет потерь активной
и реактивной мощностей, по результатам которого был рассчитан баланс мощностей
и определена мощность компенсирующих устройств. Для радиальной и
смешанной схем были составлены полные схемы электрических соединений.
В результате технико-экономического сравнения вариантов схем выяснили,
что приведенные затраты вариантов различаются более, чем на 5%, что не
позволяет считать их равноэкономичными. Кольцевая схема, помимо более лучших
показателей экономичнсоти, имеет ряд преимуществ по сравнению с радиальной:
– большая надежность электроснабжения из-за объединения потребителей в
кольцо;
– возможность наращивания мощностей потребителями 2,3,4 из-за
большой разницы расчетной и номинальной мощностей трансформаторов;
Основываясь на эти преимуществах, выбирали кольцевую схему. Для нее были
проведены расчеты максимального, минимального и послеаварийного режимов работы
с использованием промышленной программы на ПЭВМ - DAKAR. В результате проведенных расчетов можно убедиться в
том, что все потребители обеспечиваются непрерывным снабжением электроэнергией
с напряжением, равным желаемому. При этом изменение режима работы практически
не оказывает влияния на качество снабжения потребителей электроэнергией.
Список литературы
1. Справочник по проектированию электрических сетей. Под
редакцией Д. Л. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 320 с. ил.
. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для
вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.: ил.
3. Курс лекций «Электроэнергетические системы и сети» О.А.
Мастерова
Приложение 1
Полная электрическая схема радиальной сети
Приложение 2
Полная электрическая схема кольцевой сети
Приложение 3
Расчет максимального режима
Режим-. Задание-
Файлы - режима генераторов автоматики noname noname
Выполнен расчет режима
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 100
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 100
Частота - 50.00000 Гц
Суммарная генерация
.775-активная 121.305-реактивная
Суммарная нагрузка
.821-активная 94.579-реактивная
.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ
Суммарные потери продольные
.946-активные 42.311-реактивные
потери поперечные
.000-в шунтах -14.823-реактивные
.000-на корону
-Количество итераций
.673-Функционал
.775-Мощность БУ
Приложение 4
Расчет максимального режима с применением РПН
Режим-. Задание-
Файлы - режима генераторов автоматики noname noname
Начальное закрепление узлов
Выполнен расчет режима
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 100
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 100
Частота - 50.00000 Гц
Суммарная генерация
.251-активная 74.003-реактивная
Суммарная нагрузка
.275-активная 59.191-реактивная
.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ
Суммарные потери продольные
.975-активные 30.778-реактивные
потери поперечные
.000-в шунтах -15.378-реактивные
.000-на корону
-Количество итераций
.089-Функционал
.251-Мощность БУ
Приложение 5
Расчет минимального режима
Режим-. Задание-
Файлы - режима генераторов автоматики noname noname
Начальное закрепление узлов
Выполнен расчет режима
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 100
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 100
Частота - 50.00000 Гц
Суммарная генерация
.451-активная 44.943-реактивная
Суммарная нагрузка
.505-активная 51.287-реактивная
.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ
Суммарные потери продольные
.944-активные 10.078-реактивные
потери поперечные
.000-в шунтах -15.254-реактивные
.000-на корону
-Количество итераций
.149-Функционал
.451-Мощность БУ
Приложение 6
Расчет минимального режима с применением РПН
Режим-. Задание-
Файлы - режима генераторов автоматики noname noname
Начальное закрепление узлов
Выполнен расчет режима
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 100
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 100
Частота - 50.00000 Гц
Суммарная генерация
.619-активная 44.194-реактивная
Суммарная нагрузка
.713-активная 50.708-реактивная
.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ
Суммарные потери продольные
.898-активные 9.784-реактивные
потери поперечные
.000-в шунтах -15.273-реактивные
.000-на корону
-Количество итераций
.183-Функционал
.619-Мощность БУ
Приложение 7
Расчет послеаварийного режима
Режим-. Задание-
Файлы - режима генераторов автоматики noname noname
Начальное закрепление узлов
Выполнен расчет режима
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 100
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 100
Частота - 50.00000 Гц
Суммарная генерация
.376-активная 83.921-реактивная
Суммарная нагрузка
.541-активная 58.354-реактивная
.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ
Суммарные потери продольные
.836-активные 33.892-реактивные
потери поперечные
.000-в шунтах -10.058-реактивные
.000-на корону
-Количество итераций
.755-Функционал
.376-Мощность БУ
Приложение 8
Расчет послеаварийного режима с применением РПН
Режим-. Задание-
Файлы - режима генераторов автоматики noname noname
Начальное закрепление узлов
Выполнен расчет режима
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 100
**** Система N 1 ****
Балансирующие узлы - 100
Частота - 50.00000 Гц
Суммарная генерация
.438-активная 86.210-реактивная
Суммарная нагрузка
.410-активная 59.252-реактивная
.000-акт.синх.двиг. 0.000-реак.СД и КБ
Суммарные потери продольные
.013-активные 35.158-реактивные
потери поперечные
.000-в шунтах -10.026-реактивные
.000-на корону
-Количество итераций
.324-Функционал
.438-Мощность БУ