Размещено на http://allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования

«Национальный исследовательский университет «МЭИ» в г. Смоленске

Кафедра электроэнергетических систем

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

ТЕМА: Районная электрическая сеть

по дисциплине «Проектирование электрических сетей»

Выполнил: Студент Рытов Д.И.

Руководитель проекта:

Ст. преподаватель Певцова Л.С.

Смоленск 2019



Оглавление

Введение

1. Анализ исходных данных

1.1 Характеристика электрифицируемого района

1.2 Характеристика потребителей

1.3 Характеристика источника питания

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

2.2 Баланс реактивной мощности. Выбор и размещение компенсирующих устройств

3. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети

3.1 Составление рациональных вариантов схем сети

3.2 Выбор напряжения

3.2.1 Выбор напряжений для схемы №1 (кольцевой)

3.2.2 Выбор напряжения для схемы №2 (Магистрально-радиальной)

3.3 Выбор сечений проводов

3.3.1 Выбор сечений для схемы №2

3.3.2 Расчет сечений для схемы №1

3.4 Выбор трансформаторов у потребителей

3.4.1 Выбор трансформаторов для схемы №1

3.4.2 Выбор трансформаторов для схемы №2

3.5 Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети

3.5.1 Расчет капиталовложений на сооружение электрической сети

3.5.2 Расчет капиталовложений на сооружение ПС для схемы №1

3.5.3 Расчет капиталовложений на сооружение ПС для схемы №2

3.5.4 Расчет потерь электроэнергии в ВЛЭП

3.5.5 Расчет стоимости потерь ЭЭ

3.5.6 Расчет издержек на обслуживание и ремонт линий и ПС

3.5.7 Определение приведенных затрат

4. Расчеты основных режимов работы сети

4.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров

4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок

4.3 Расчет и анализ режима наименьших нагрузок

4.4 Расчет и анализ послеаварийных режимов

Заключение

Список использованной литературы



Введение

При проектировании электрических сетей рассматриваются следующие виды работ: новое строительство, расширение и реконструкция.

Новое строительство включает сооружение новых линий электропередачи и подстанций.

В системе электроснабжения электрические сети напряжением 35-110 кВ имеют важное значение, с точки зрения надежности электроснабжения схема этих сетей является определяющей. От того, как развиты сети, зависит число питающих центров -- подстанций 35--110 кВ, что в конечном итоге определяет удаленность от них объектов электроснабжения.

Целью данной работы является проектирование районной электрической сети напряжением 35-110 кВ. В ходе данной работы следует выполнить следующие задачи:

? характеристика электрофицируемого района, потребителей, источника питания

? составление балансов активной и реактивной мощности

? составление рациональных вариантов схем сети, выбор напряжения, сечений проводов, выбор трансформаторов у потребителей

? технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети

? составление схемы замещения сети и определение ее параметров

? расчет и анализ режимов наибольших и наименьших нагрузок, послеаварийных режимов



1. Анализ исходных данных

1.1 Характеристика электрифицируемого района

Проектируемая электрическая сеть находится в Смоленской области, которая расположена в центральной части Восточно-Европейской (Русской) равнины. Область находится в умеренном климатическом поясе, область умеренно континентального климата, сглаженного легким влиянием Атлантического океана, нет резкого перекоса температурного режима в сильную жару или страшный холод.

Средняя температура в году составляет около 5 градусов Цельсия (зимой около минус 12-15 градусов, летом 23-27). В зимнее время бывают непродолжительные морозы (около 35 градусов ниже нуля), а в летний период бывают очень жаркие дни (30 - 33 градуса).

Относится к избыточно увлажняемым территориям, осадков от 630 до 730 мм в год, больше в северо-западной части -- где чаще проходят циклоны, максимум летом. Среднегодовое количество дней с осадками от 170 до 190. Период с положительной среднесуточной температурой воздуха продолжается 213--224 дня. Средняя продолжительность безморозного периода 125--148 дней.

Распределение осадков в течение года также неравномерно -- наибольшее количество их выпадает летом (порядка 225--250 мм).

В целом поверхность волнистая, с холмистыми участками и сравнительно глубоко врезанными речными долинами. Большая часть территории находится в пределах Смоленской, Духовщинской (до282 м) и Вяземской возвышенностей.

В восточной и юго-восточной частях области залегают бурые угли Подмосковного угольного бассейна. Детально разведаны около 30 месторождений суммарным запасом 400 млн т.

Распространены поверхностные залежи торфа, насчитывается 1154 месторождения с общими запасами более 300 млн т, особенно массивные находятся в Духовщинском и Руднянском районах.

Районная электрическая сеть строится в Смоленской области. Согласно ПУЭ данная область по ветровой нагрузке относится к району II (нормативное ветровое давление 500 Па при скорости ветра 29 м/c). Район по гололеду II - нормативная толщина стенки гололеда 15 мм. Среднегодовая продолжительность гроз на территории области от 40 до 60 часов.

1.2 Характеристика потребителей

Табл.1.1. Данные о потребителях электроэнергии

Пункт Данные	1	2	3	4	5
Наибольшая зимняя нагрузка, МВт	28	19	23	17	12
Состав потребителей, % по категориям	50	20	30	25	15	10
	30	20	40	25	25	40
	20	60	30	50	60	50
Коэффициент мощности нагрузки	0,91	0,9	0,91	0,9	0,89

Напряжение на шинах ИП при наибольших нагрузках 105%.

при наименьших нагрузках 100%.

при тяжелых авариях в питающей сети 105%.

Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 60 % от зимней.

1.3 Характеристика источника питания

Источником питания проектируемой сети является мощная ПС, со средним номинальным коэффициентом мощности источника питания 0,9. Понижающие подстанции предназначены для распределения энергии по сети НН и создания пунктов соединения сети ВН. При проектировании подстанции необходимо учесть следующие требования:

--передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком нагрузки;

-- надежная работа потребителей и энергосистемы в целом;

--сокращение капитальных затрат на сооружение подстанции; -- снижение ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации подстанции

Напряжение на шинах источника питания:

- при наибольших нагрузках- 105 %

- при наименьших нагрузках- 100 %

- при тяжелых авариях в питающей сети- 105%

Средний номинальный коэффициент мощности генераторов источника питания равен 0,9.



2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

Определение потребности в электроэнергии производится с целью составления балансов мощностей и электроэнергии по энергосистеме и выявление необходимого ввода новых источников электроэнергии.

Составление балансов мощности необходимо для решения многих задач, возникающих при проектировании схем электрических сетей, а также схем развития электрических сетей, выбора напряжения воздушной линии, основного электрооборудования, а также для расчета режимов электрических сетей.

Суточный график нагрузки для зимы и лета в именованных единицах в табличной форме:

Табл. 2.1. Значения активных мощностей на источнике питания для зимних суток.

Дt,ч P,МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
P1	11,2	22,4	28,0	22,4	16,8	11,2
P2	7,6	15,2	19,0	19,0	11,4	7,6
P3	4,6	9,2	18,4	23,0	13,8	4,6
P4	6,8	13,6	17,0	13,6	10,2	6,8
P5	4,8	9,6	12,0	12,0	7,2	4,8
P?	35,0	70,0	94,4	90,0	59,4	35,0



Табл. 2.2. Значения активных мощностей на источнике питания для летних суток.

Дt,ч P,МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
P1	6,7	13,4	16,8	13,4	10,1	6,7
P2	4,6	9,1	11,4	11,4	6,8	4,6
P3	2,8	5,5	11,0	13,8	8,3	2,8
P4	4,1	8,2	10,2	8,2	6,1	4,1
P5	2,9	5,8	7,2	7,2	4,3	2,9
P?	21,0	42,0	56,6	54,0	35,6	21,0

1) Рассчитаем годовое потребление электроэнергии для каждого пункта нагрузки. Приведем пример расчета для пункта № 1, результаты расчета для остальных пунктов сведем в таблицу.

Пункт нагрузки №1:

Оформим таблицу:

Табл. 2.3. Результаты расчета годового потребления ЭЭ.

№ пункта; величина
1	448	268,8	133952	4784
2	319,2	191,52	95440,8	5023,2
3	294,4	176,64	88025,6	3827,2
4	272	163,2	81328	4784
5	201,6	120,96	60278,4	5023,2

2.2 Баланс реактивной мощности. Выбор и размещение компенсирующих устройств

Суточный график реактивной мощности для зимы и лета в именованных единицах в табличной форме:

Табл. 2.4. Расчет значения

	0,91	0,46
	0,9	0,48
	0,89	0,51

Табл. 2.5. Значения реактивных мощностей на источнике питания для зимних суток

	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
	5,1	10,2	12,8	10,2	7,7	5,1
	3,7	7,4	9,2	9,2	5,5	3,7
	2,1	4,2	8,4	10,5	6,3	2,1
	3,3	6,6	8,2	6,6	4,9	3,3
	2,5	4,9	6,1	6,1	3,7	2,5
	16,6	33,3	44,7	42,6	28,1	16,6

Табл. 2.6. Значения реактивных мощностей на источнике питания для летних суток

	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
	3,1	6,1	7,7	6,1	4,6	3,1
	2,2	4,4	5,5	5,5	3,3	2,2
	1,3	2,5	5,0	6,3	3,8	1,3
	2,0	4,0	4,9	4,0	3,0	2,0
	1,5	3,0	3,7	3,7	2,2	1,5
	10,0	20,0	26,8	25,6	16,9	10,0

КУ будем размещать на шинах ПС 10 кВ по условию нормированного значения



3. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети

3.1 Составление рациональных вариантов схем сети

Проектирование ЭЭС состоит в разработке и технико-экономическом обосновании решений, определяющих развитие ЭЭС, обеспечивающих при наименьших затратах снабжение потребителей электроэнергией при выполнении технических ограничений по надежности электроснабжения и качеству электроэнергии.

К основным вопросам, которые решаются при выборе схемы распределительных сетей, относятся:

1) балансы мощности, выбор типов и мест размещений КУ

2) выбор конфигурации электрической сети, номинальных напряжений, сечений проводов ЛЭП, типов схем и оборудования подстанций

3) расчет основных режимов и выбор способов регулирования напряжения

Варианты схем электрических сетей выбираются исходя из наименьшей суммарной длины новых линий, кратчайшего пути от источника питания до нагрузки, перспективы дальнейшего развития.

Составим 4 варианта схемы сети.

№1	№2
№3	№45

Рис.3.1. Варианты схемы сети

Из имеющихся вариантов выберем схемы №1 и №2, т.к. они имеют наименьшую суммарную длину линий.

3.2 Выбор напряжения

Произведем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий по формуле Илларионова Г. А.:

3.2.1 Выбор напряжений для схемы №1 (кольцевой)

Длины линий найдены с учетом 20 % надбавки ввиду непрямолинейного профиля трассы.

ИП - 1 L = 19,8 км

1 - 3 L = 26,4 км

3 - 4 L = 19,8 км

4 - 5 L = 39,6 км

5 - 2 L = 23,8 км

ИП - 2 L = 33,0 км

Определим значение максимальной активной мощности, передаваемой по линиям.

Для расчета кольцевую сеть необходимо разделить по точке потокораздела мощности на магистральные.

Рис.3.2. Кольцевая сеть

Рассчитаем мощности, передаваемые по головным участкам кольца.

Для интервала времени 0-4:

Сведем расчеты в таблицу.

Таблица 3.1. Расчет активных мощностей, передаваемых по линиям.

?t, ч Р, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
ИП-1	20,4	40,8	55,9	52,3	35,5	20,4
Р1-3 = РИП-1 - Р1	9,2	18,4	27,9	29,9	18,7	9,2
Р4-3 = Р1-3 - Р3	4,6	9,2	9,5	6,9	4,9	4,6
Р4-5 = Р2-5 - Р5	2,2	4,4	7,5	6,7	5,3	2,2
Р2-5 = РИП-2 - Р2	7,0	14,0	19,5	18,7	12,5	7,0
ИП-2	14,6	29,2	38,5	37,7	23,9	14,6

ИП - 1 P = 55,9 МВт

1 - 3 P = 29,9 МВт

3 - 4 P = 9,5 МВт

4 - 5 P = 7,5 МВт

5 - 2 P = 19,5 МВт

ИП - 2 P = 38,5 МВт

Все линии кольца являются одноцепными.



3.2.2 Выбор напряжения для схемы №2 (Магистрально-радиальной)

Длины линий найдены с учетом 20 % надбавки ввиду непрямолинейного профиля трассы.

ИП - 1 L = 19,8 км

ИП - 2 L = 33,0 км

1 - 4 L = 26,4 км

1 - 5 L = 19,8 км

2 - 3 L = 23,8 км

Определим значение максимальной активной мощности, передаваемой по линии:

ИП - 1 Р = Р₁ + Р₃ + Р₄ = 63,4 МВт

ИП - 2 Р = Р₂ + Р₅ = 31 МВт

1 - 3 Р = Р₄ + Р₃ = 36,6 МВт

3 - 4 Р = Р₄ = 17 МВт

2 - 5 Р = Р₅ = 12 МВт

Т.к. все линии двухцепные в формулу подставляется Р = Р_макс/2.



3.3 Выбор сечений проводов

Сечение провода - важный параметр линии электропередачи. С увеличением сечения возрастают затраты на сооружение и отчисления от них, но одновременно уменьшаются потери электроэнергии и их стоимость.

При проектировании воздушной линии до 500 кВ включительно выбор сечения провода производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока.

3.3.1 Выбор сечений для схемы №2

Линия ИП-1

Т_макс = ч/год > j_эк = 0,9

Проверка:

1) По нагреву

2) По короне

Для линий 110 кВ минимально допустимое сечение равно 70 мм².

240 мм² > 70 мм²

3) По механической прочности

Т.к. сечение 240 мм², то подвеска двух цепей производится на одной опоре Аналогичным образом выберем сечение проводов ВЛ для всех остальных новых участках сети. Полученные результаты расчетов и проверок приведены в таблице 3.2.

Табл. 3.2. Расчет сечений проводов участков сети для схемы №2

Линия	ИП-1	ИП-2	1-3	3-4	2-5
РmaxВЛ, МВm	63,40	31,00	36,60	17,00	12,00
Tмакс, ч/год	4784,00	5023,20	4627,10	4784,00	5023,20
jнэк, А/мм2	0,90	0,80	0,90	0,90	0,80
Iрасч, А	178,91	87,48	103,28	47,97	106,43
Fрасч, мм2	198,79	109,35	114,76	53,30	133,03
Fном, мм2	240,00	120,00	120,00	70,00	150,00
Iдоп, А	610,00	390,00	390,00	265,00	450,00
Iдоп•КТ, А	786,90	503,10	503,10	341,85	580,50
Iраб_max, А	357,82	174,96	206,57	95,95	212,85
Проверка
По нагреву	786,9А ? 357,82А Удовл.	503,1А ? 174,96А Удовл.	503,1А? 206,57А Удовл.	341,85А? 95,95А Удовл.	580,5А? 212,85А Удовл.
По короне	240 мм2?70 мм2 Удовл.	120мм2?70 мм2 Удовл.	120мм2?70 мм2 Удовл.	70 мм2?70 мм2 Удовл.	150мм2?70 мм2 Удовл.
По мех. прочности	Подвеска двух цепей на одной опоре	Подвеска двух цепей на одной опоре	Подвеска двух цепей на одной опоре	Подвеска каждой цепи на своей опоре	Подвеска двух цепей на одной опоре



3.3.2 Расчет сечений для схемы №1

Рассчитаем значения Т_макс для кольцевой сети:

Табл.3.2. Значения Т_макс для каждого участка кольцевой сети

?t, ч Р, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24	Эзсут	Элсут	Эгод	Тмакс
ИП-1	20,4	40,8	55,9	52,3	35,5	20,4	900,8	540,5	264469,2	4731,5
1-3	9,2	18,4	27,9	29,9	18,7	9,2	452,8	271,7	132936,4	4453,2
3-4	4,6	9,2	9,5	6,9	4,9	4,6	158,4	95,0	46500,5	4896,9
4-5	2,2	4,4	7,5	6,7	5,3	2,2	113,6	68,2	33358,7	4445,4
5-2	7,0	14,0	19,5	18,7	12,5	7,0	315,2	189,1	92548,4	4745,1
ИП-2	14,6	29,2	38,5	37,7	23,9	14,6	634,4	380,7	186265,6	4837,6

Линия ИП-1

Т_макс = 4731,5 ч/год > j_эк = 0,9

Проверка:

1) По нагреву

2) По короне

Для линий 110 кВ минимально допустимое сечение равно 70 мм².

240 мм² ? 70 мм²

3) По механической прочности

Т.к. данное сечение равно 240 мм², то подвеска цепей производится на одной опоре.

Аналогичным образом выберем сечение проводов ВЛ для всех остальных новых участках сети. Полученные результаты расчетов и проверок приведены в таблице 3.5.

Табл. 3.5. Расчет сечений проводов участков сети для схемы №1

Линия	ИП-1	1-3	3-4	4-5	5-2	ИП-2
РmaxВЛ, МВm	55,90	29,90	9,50	7,50	19,50	38,50
Tмакс, ч/год	4731,50	4453,20	4896,90	4445,40	4745,10	4837,60
jнэк, А/мм2	0,90	0,90	0,90	0,90	0,90	0,90
Iрасч, А	315,49	168,75	53,62	42,33	110,06	217,29
Fрасч, мм2	350,55	187,50	59,57	47,03	122,28	241,43
Fном, мм2	240,00	240,00	70,00	70,00	150,00	240,00
Iдоп, А	610,00	610,00	265,00	265,00	450,00	610,00
Iдоп•КТ, А	786,90	786,90	341,85	341,85	580,50	786,90
Iраб_max, А	532,8	425,5	321,7	304,8	436,8	532,8
Проверка
По нагреву	786,9А? 532,8А Удовл.	786,9А ? 425,5А Удовл.	341,85А? 321,7А Удовл.	341,85А? 304,8А Удовл.	580,5А? 436,8А Удовл.	786,9А? 532,8А Удовл.
По короне	240мм2?70 мм2 Удовл.	240мм2? 70 мм2 Удовл.	70мм2? 70 мм2 Удовл.	70мм2?70 мм2 Удовл.	150мм2? 70 мм2 Удовл.	240мм2?70 мм2 Удовл.



3.4 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов обычно сводится к выбору числа, типа и мощности трансформаторов. Т.к. в каждом пункте нагрузки присутствует I категория, то на ПС устанавливают два трансформатора. Мощность трансформатора определяется аварийным режимом работы ПС. При выходе из строя одного трансформатора оставшийся в работе должен с допустимой аварийной перегрузкой обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей.

3.4.1 Выбор трансформаторов для схемы №1

Табл.3.5. Значения мощностей нагрузок для схемы №1

?t, ч	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
S1, МВА	12,0	24,1	30,1	24,1	18,1	12,0
S2, МВА	8,2	16,3	20,4	20,4	12,3	8,2
S3, МВА	4,9	9,9	19,8	24,7	14,8	4,9
S4, МВА	7,3	14,6	18,3	14,6	11,0	7,3
S5, МВА	5,2	10,3	12,9	12,9	7,7	5,2

Пункт нагрузки 1

Выберем трансформатор ТДН-16000/110 и проверим его на аварийную перегрузку.

Коэффициент начальной нагрузки:

Предварительное значение К₂^/:

Сравним К₂^/ с 0,9К_макс = 0,9•30,1/16 = 1,69

Принимаем значение К_2расч = 1,69. Принимаем температуру окружающей среды И_охл = -10 °С.

Пересчитаем время перегрузки:

По табл.9 из ГОСТ 14209-85 находим допустимую аварийную перегрузку К_2доп = 1,5. К_2доп = 1,5 ? К_2расч = 1,69

Выбранный трансформатор не удовлетворяет условиям работы. Следовательно, устанавливаем ТРДН-25000/110.

Табл. 3.6. Выбор трансформаторов для варианта схемы №1

Пункт	Sтранс, МВА	Sмакс, МВА				К2расч	Кдоп
1	16	30,1	0,75	1,53	1,69	1,69	1,5
Кдоп ? К2расч, принимаем к установке ТРДН - 25000/110
2	16	20,4	0,61	1,2	1,15	1,2	1,5
Кдоп К2расч, принимаем к установке ТДН - 16000/110
3	16	24,7	0,6	1,4	1,39	1,4	1,6
Кдоп К2расч принимаем к установке ТДН - 16000/110
4	10	18,3	0,73	1,49	1,65	1,65	1,5
Кдоп ? К2расч, принимаем к установке ТДН - 16000/110
5	6,3	12,9	0,82	1,77	1,84	1,84	1,5
Кдоп ? К2расч, принимаем к установке ТДН - 10000/110

3.4.2 Выбор трансформаторов для схемы №2

Табл.3.5. Значения мощностей нагрузок для схемы №2

?t, ч	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
S1, МВА	12,0	24,1	30,1	24,1	18,1	12,0
S2, МВА	13,3	26,7	33,3	33,3	20,0	13,3
S3, МВА	4,9	9,9	19,8	24,7	14,8	4,9
S4, МВА	7,3	14,6	18,3	14,6	11,0	7,3
S5, МВА	5,2	10,3	12,9	12,9	7,7	5,2



Табл. 3.7. Выбор трансформаторов для варианта схемы №2

Пункт	Sтранс, МВА	Sмакс, МВА				К2расч	Кдоп
1	16	30,1	0,75	1,61	1,69	1,69	1,5
Кдоп ? К2расч, принимаем к установке ТРДН - 25000/110
2	25	33,3	0,63	1,25	1,2	1,2	1,5
Кдоп К2расч, принимаем к установке ТДТН - 25000/110
3	16	24,7	0,6	1,4	1,39	1,4	1,6
Кдоп К2расч принимаем к установке ТДН - 16000/110
4	10	18,3	0,73	1,49	1,65	1,65	1,5
Кдоп ? К2расч, принимаем к установке ТДН - 16000/110
5	6,3	12,9	0,82	1,77	1,84	1,84	1,5
Кдоп ? К2расч, принимаем к установке ТМН - 10000/35

3.5 Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети

При технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты, то есть такие, в которых потребитель получает электроэнергию заданного качества при высокой степени надежности. В практике проектирования электрических сетей для выбора окончательного варианта в качестве основного критерия используется условие минимальны приведенных (дисконтированных) затрат.

Приведенные затраты определяются по следующей формуле:

Е_Н - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений

К - стоимость (капитальные вложения)

И - издержки на обслуживание и ремонт

З_пот - стоимость потерь электроэнергии, У - ущерб (равен 0)



3.5.1 Расчет капиталовложений на сооружение электрической сети

Расчет стоимости воздушной линии. Капитальные вложения определяются по укрупненным показателям стоимости:

К_баз - базисный показатель, учитывает все затраты производственного исполнения, а также затраты сопутствующие строительству

К_прос - учитывает стоимость вырубки просеки

К_лежн.д. - учитывает стоимость лежневых дорог, если ВЛ проходит по болотистой местности

К_отв.з. - учитывает площади отвода земли под опоры и стоимость земли

Расчет капиталовложений на сооружение ВЛ для схемы №2:

1) ИП-1

L = 19,8 км U = 110 кВ N = 1

Провод АС 240 мм²

Опоры железобетонные

Табл.3.7. Капиталовложения для линии ИП-1

Составляющие	Расчет	Величина, тыс.руб.
Кбаз	1440•19,8	28512
Кпрос	95•1,98	188
Клежн.д.	0	0
Котв.з.	50•40•19,8•10-3	40
Всего: КВЛ	28740

Табл. 3.8. Капиталовложения на строительство ВЛ схемы №2

Кi Линия	Кбаз, тыс.руб	Кпрос, тыс.руб	, тыс.руб	Котв.земли, тыс.руб	КВЛвсего, тыс.руб
ИП-1	расчет	1440•19,8	95•1,98	0	50•40·19,8•10-3	28512
	величина	28512	188	0	40
ИП-2	расчет	1150•33	95•3,3	0	50•40•33•10-3	38330
	величина	37950	314	0	66
1-3	расчет	1150•26,4	95•2,64	370•1,32	50•40•26,4 •10-3	31152
	величина	30360	251	488	53
3-4	расчет	850•19,8·2	95•1,98•2	370•0,99	50•40•19,8•2•10-3	34482
	величина	33660	376	366	79
2-5	расчет	1070•23,8	95•2,38	0	50•40•23,8•10-3	25772
	величина	25462	226	0	83
тыс.руб

Табл. 3.9. Капиталовложения на строительство ВЛ схемы №1

Кi Линия	Кбаз, тыс.руб	Кпрос, тыс.руб	, тыс.руб	Котв.земли, тыс.руб	КВЛвсего, тыс.руб
ИП-1	расчет	890•19,8	95•1,98	0	50•40•19,8•10-3	17850
	величина	17622	188	0	40
1-3	расчет	890•26,4	95•2,64	0	50•40•26,4•10-3	23800
	величина	23496	251	0	53
3-4	расчет	850•19,8	95•1,98	370•0,99	50•40•19,8•10-3	17424
	величина	16830	188	366	40
4-5	расчет	850•39,6	95•3,96	0	50•40•39,6•10-3	34115
	величина	33660	376	0	79
5-2	расчет	850•23,76	95•2,376	370•1,188	50•40•23,76•10-3	20909
	Величина	20196	226	440	48
ИП-2	расчет	890•33	95•3,3	0	50•40•33•10-3	29750
	величина	29370	314	0	66
тыс.руб

Расчет стоимости подстанции:

К_Т - стоимость трансформаторов,

К_ОРУ - стоимость распределительного устройства,

К_пост.ч. - постоянная часть затрат (подготовка и благоустройство территории, подъездные дороги, освещение),

К_{прочее.} - временные здания и сооружения, проектные изыскательские работы,

К_отв.з. - стоимость отвода земли под подстанцию

3.5.2 Расчет капиталовложений на сооружение ПС для схемы №1

Табл.3.11. Расчет ПС для схемы №1

ПС/ схема	Составляющие	Расчет	Величина, тыс.руб.
ПС1 110/10 №110-5Н "Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии "	КТ	2•7100	14200
	КОРУ	3•7000	21000
	Кпост.ч.	?	11000
	Кпрочее.	0,21•(11800+21000+11000)	9702
	Котв.з.	50•10	500
	КПС	56402
ПС2 110/10 №110-5Н "Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии "	КТ	2•5900	11800
	КОРУ	3•7000	21000
	Кпост.ч.	?	11000
	Кпрочее.	0,21•(11800+21000+11000)	9198
	Котв.з.	50•10	500
	КПС	53498
ПС3 110/10 №110-5Н "Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии "	КТ	2•5900	11800
	КОРУ	3•7000	21000
	Кпост.ч.	?	11000
	Кпрочее.	0,21•(11800+21000+11000)	9198
	Котв.з.	50•10	500
	КПС	53498
ПС4 110/10 №110-5Н "Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии "	КТ	2•5900	11800
	КОРУ	3•7000	21000
	Кпост.ч.	?	11000
	Кпрочее.	0,21•(11800+21000+11000)	9198
	Котв.з.	50•10	500
	КПС	53498
ПС5 110/10 №110-5Н "Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии "	КТ	2•4100	8200
	КОРУ	3•7000	21000
	Кпост.ч.	?	11000
	Кпрочее.	0,21•(8200+21000+11000)	8442
	Котв.з.	50•10	500
	КПС	49142



3.5.3 Расчет капиталовложений на сооружение ПС для схемы №2

Табл.3.10. Расчет ПС для схемы 2

ПС/ схема	Составляющие	Расчет	Величина, тыс.руб.
ПС1 110/10 №110-4Н "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"	КТ	2•7100	14200
	КОРУ	2•7000	14000
	Кпост.ч.	?	9000
	Кпрочее.	0,21•(14200+14000+9000)	7812
	Котв.з.	50•10	500
	КПС	45512
ПС3 110/10 №110-4Н "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"	КТ	2•5900	11800
	КОРУ	2•7000	14000
	Кпост.ч.	?	9000
	Кпрочее.	0,21•(11800+14000+9000)	7308
	Котв.з.	50•10	500
	КПС	42608
ПС2 110/35/10 РУ ВН №110-9 №110-4Н "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"	КТ	2•8200	16400
	КОРУ	2•7000	14000
	Кпост.ч.	?	9000
	Кпрочее.	0,21•(16400+14000+9000)	8694
	Котв.з.	50•10	500
	КПС	48594
ПС2 110/35/10 РУ СН №35-9 "Одна рабочая секционированная выключателем система шин"	КОРУ	5•2000	10000
	Кпост.ч.	?	13500
	Кпрочее.	0,21•(10000+13500)	4935
	Котв.з.	50•4,5	225
	КПС	28660
ПС4 110/10 №110-4Н "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"	КТ	2•5900	11800
	КОРУ	2•7000	14000
	Кпост.ч.	?	9000
	Кпрочее.	0,21•(11800+14000+9000)	7308
	Котв.з.	50•10	500
	КПС	42608
ПС5 35/10 №35-4Н "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"	КТ	2•2800	5600
	КОРУ	2•2000	4000
	Кпост.ч.	?	5000
	Кпрочее.	0,21•(5600+4000+7000)	3486
	Котв.з.	50•2,5	125
	КПС	18211

3.5.4 Расчет потерь электроэнергии в ВЛЭП

Активное сопротивление линии определяется по формуле:

Суточные (зимние и летние) и годовые потери электроэнергии определяются по формулам:

Расчет потерь ЭЭ в ВЛЭП для схемы №1. Рассчитаем потери для линии ИП-1:

S = 240 мм² r₀ = 0,118 Ом/км

L = 19,8 км

N = 1

U = 110 кВ

=

Сведем расчеты по остальным линиям в таблицу 3.12.

Табл. 3.12. Потери ЭЭ в ВЛЭП для схемы №1

Линия Параметр	ИП-1	1-3	3-4	4-5	5-2	ИП-2
U, кВ	110	110	110	110	110	110
L, км	19,8	26,4	19,8	39,6	23,8	33,0
S, мм2	240	240	70	70	150	240
r0, Ом/км	0,118	0,118	0,422	0,422	0,204	0,118
N	1	1	2	2	1	1
RЛ, Ом	2,34	3,12	4,18	8,36	4,85	3,89
	7,98	2,80	0,43	0,47	2,04	6,59
	2,87	1,01	0,15	0,17	0,73	2,37
	2070,0	725,4	110,7	122,7	528,8	1709,1

Расчет потерь ЭЭ в ВЛЭП для схемы №2:

Табл. 3.13. Потери ЭЭ в ВЛЭП для схемы №2

Линия Параметр	ИП-1	ИП-2	1-3	3-4	2-5
U, кВ	110	110,0	110	110,000	35
L, км	20	33	26	20	24
S, мм2	240,0	120,0	120,0	70,0	150,0
r0, Ом/км	0,119	0,238	0,238	0,408	0,190
N	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000
RЛ, Ом	1,179	3,929	3,143	4,041	2,266
	5,12	4,46	4,41	1,23	3,80
	1,84	1,60	1,59	0,44	1,37
	1329,03	1155,73	1144,24	318,73	986,82

Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах: Суточные (зимние и летние) и годовые потери электроэнергии определяются по следующим формулам:

Расчет потерь ЭЭ в трансформаторах для схемы №1:

Табл.3.14. Потери ЭЭ в трансформаторах для схемы №1

Пункт нагрузки /Параметр	1	2	3	4	5
UН, кВ	115,5	115,5	115,5	115,5	115,5
S, МВА	25	16	16	16	10
?РК, кВт	0,12	0,085	0,085	0,085	0,06
ДРх•2, кВт	0,054	0,038	0,038	0,038	0,028
N	2	2	2	2	2
R, Ом	1,28	2,21	2,21	2,21	4,00
	0,958	0,856	0,846	0,611	0,617
	0,950	0,830	0,818	0,553	0,560
	348,4	308,0	304,2	213,5	215,8
	473,0	332,9	332,9	332,9	245,3
	821,4	640,9	637,1	546,4	461,1



Расчет потерь ЭЭ в трансформаторах для схемы №2:

Табл.3.15. Потери ЭЭ в трансформаторах для схемы №2

Пункт нагрузки /Параметр	1	2	3	4	5
UН, кВ	115,5	115,5	115,5	36,75	36,75
S, МВА	25	25	16	16	10
?РК, кВт	0,12	0,145	0,085	0,085	0,065
ДРх•2, кВт	0,054	0,068	0,038	0,038	0,029
N	2	2	2	2	2
R, Ом	1,281	1,547	2,215	0,224	0,439
	1,108	0,691	0,978	0,706	0,773
	1,131	0,642	0,974	0,659	0,734
	408,2	244,2	356,4	249,9	275,6
	473,0	595,7	332,9	332,9	254,0
	881,2	839,9	689,2	582,8	529,7

3.5.5 Расчет стоимости потерь ЭЭ

3.5.6 Расчет издержек на обслуживание и ремонт линий и ПС

ежегодные отчисления на обслуживание и ремонт ВЛ, %

ежегодные отчисления на обслуживание и ремонт ПС, %

3.5.7 Определение приведенных затрат

Определим разницу приведенных затрат между вариантами:

Т.к. разница между приведенными затратами более 5%, то выбираем вариант с наименьшим значением затрат.

Выбираем вариант схемы №2:



4. Расчеты основных режимов работы сети

4.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров

Определим параметры ветвей для расчета режимов выбранной схемы №5. Для ЛЭП: R, X [Ом], В [мкСм]

Для трансформаторов: R, X [Ом], В, G [мкСм]

Табл.4.1. Расчетные параметры ЛЭП

Параметр Линия	Число цепей N	L, км	S, мм2	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, См/км•10--6	R, Ом	X, Ом	B, См•10--6
ИП - 1	1	19,80	240	0,119	0,420	2,707	0,59	4,16	-107,20
ИП-2	1	33,00	120	0,238	0,420	2,707	1,96	6,93	-178,66
1-3	1	26,40	120	0,238	0,414	2,610	1,57	5,46	-137,81
3-4	2	19,80	70	0,408	0,414	2,610	2,02	4,10	-103,36
2-5	1	23,80	150	0,190	0,444	2,547	1,13	5,28	-121,22

Табл.4.2. Расчетные параметры трансформаторов

Параметр Узел нагрузки	UНОМ, кВ	КТ	R, Ом	X, Ом	B, См•10--6	G, См•10--6
1	115/10,5	0,0913	1,27	27,95	26,4	4,08
2	115/38,5/11	0,335/0,0957	0,75	28,45 0 17,85	26,4	4,68
3	115/11	0,0957	2,19	43,35	16,94	2,87
4	115/11	0,0957	2,19	43,35	16,94	2,87
5	36,75/10,5	0,286	0,44	5,05	118,47	21,47

Определим для каждого узла нагрузки активную и реактивную мощности потребления.



Табл.4.3. Активные и реактивные мощности в пунктах нагрузки

Пункт нагрузки	Режим наибольших нагрузок	Режим наименьших нагрузок
	Р, МВт	Q, МВАр	Р, МВт	Q, МВАр
1	28,0	11,3	6,7	3,1
2	19,0	7,55	4,6	2,2
3	23,0	9,3	2,8	1,3
4	17,0	6,8	4,1	2,0
5	12,0	4,7	2,9	1,5

4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок

Расчет режима будет произведен в программе Rastr Win.

Для расчета режима наибольших нагрузок используют значения максимальной нагрузки в системе зимой.

Компенсирующие устройства в пунктах нагрузки включены.

Рис.4.1. Режим наибольших нагрузок.

Окно Узлы в программе Rastr Win



Рис.4.2. Режим наибольших нагрузок.

Окно Ветви в программе Rastr Win

Узел ИП 11 является базисным. Напряжение на шинах ИП при наибольших нагрузках равно 105%, т.е. 115,5 кВ.

В режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах 10 кВ должно быть не ниже 105% от номинального, т.е. не ниже 10,5 кВ.

Это условие не выполняется во всех пунктах, кроме пункта 1 .

Требуется провести регулирование напряжения.

4.3 Расчет и анализ режима наименьших нагрузок

Для расчета режима наибольших нагрузок используют значения минимальной нагрузки в системе летом.

Компенсирующие устройства в пунктах нагрузки отключены.



Рис.4.3. Режим наименьших нагрузок. Окно Узлы в программе Rastr Win

Рис.4.4. Режим наименьших нагрузок. Окно Ветви в программе Rastr Win

Напряжение на шинах ИП при наименьших нагрузках равно 100%, т.е. 110 кВ.

В режиме наименьших нагрузок напряжение на шинах 10 кВ должно быть не выше 100% от номинального, т.е. не выше 10 кВ. Это условие не выполняется ни в одном из пунктов нагрузки. Требуется провести регулирование напряжения.



4.4 Расчет и анализ послеаварийных режимов

Для данной схемы электрической сети следует провести расчет двух послеаварийных режимов: отключение одной цепи самой нагруженной линии в режиме наибольших нагрузок и отключение одного из двух самых нагруженных трансформаторов в режиме наибольших нагрузок.

Произведем расчет режима, когда при наибольших нагрузках отключена одна цепь самой нагруженной ЛЭП.

В нашей схеме это линия ИП-1. Отключение одной цепи линии влияет на параметры линии: активные и реактивные сопротивления R и X удваиваются, а активная проводимость В уменьшается в два раза.

Рис.4.5. Послеаварийный режим (отключение одной цепи ЛЭП). Окно Узлы в программе Rastr Win.



Рис.4.6. Послеаварийный режим (отключение одной цепи ЛЭП). Окно Ветви в программе Rastr Win.

В послеаварийном режиме напряжение на шинах 10 кВ должно быть не ниже 100% от номинального, т.е. не ниже 10 кВ. Это условие выполняется в 1,3 и 4 пунктах. Произведем расчет режима, когда при наибольших нагрузках отключен один самый нагруженный трансформатор.

Рис.4.7. Послеаварийный режим (отключение одного из трансформаторов). Окно Узлы в программе Rastr Win.

В нашей схеме это двухобмоточный трансформатор в пункте нагрузки 2 (в программе Rastr Win это ветвь 9-2). Отключение одного из трансформаторов влияет на параметры ветвей: активные и реактивные сопротивления R и X удваиваются, а активные и реактивные проводимости В и G уменьшаются в два раза.

Рис.4.8. Послеаварийный режим (отключение одного из трансформаторов). Окно Ветви в программе Rastr Win.

мощность электрооборудование напряжение

В послеаварийном режиме напряжение на шинах 10 кВ должно быть не ниже 100% от номинального, т.е. не ниже 10 кВ. Это условие выполняется во 1,3 и 4 пунктах.



Заключение

В данной курсовой работе была спроектирована районная электрическая сеть. Для этого были составлены балансы активной и реактивной мощности.

Проектируемая сеть состоит из ИП и 5 узлов нагрузки. Были предложены два варианта схемы сети: магистрально-радиальная и замкнутая. Кольцевая (замкнутая) схема электрической сети обладает большей надежностью по сравнению с магистрально-радиальной, но у нее сложные послеаварийные режимы. Магистрально-радиальная обладает меньшей суммарной протяженностью линий электропередачи.

Для каждой схемы были выбраны номинальные напряжения, сечения проводов, трансформаторы у потребителей, затем было произведено их технико-экономическое сравнение (сравнение приведенных затрат на сооружение сети). В результате технико-экономического сравнения замкнутая схема электрической сети оказалась дороже на 41,55 %, поэтому была выбрана магистрально-радиальная схема сети.

Для выбранной схемы были произведены расчеты следующих режимов: наибольших нагрузок, наименьших нагрузок, послеаварийные. В результате расчетов режимов наименьших и наибольших режимов на шинах 10 кВ напряжение не соответствует требуемому, что означает, что надо провести регулирование напряжение. Расчет послеаварийных режимов был произведен для не отрегулированного режима наибольших нагрузок. Напряжение на шинах 10 кВ не соответствует требуемому при отключении трансформатора.



Список использованной литературы

1. Правила устройства электроустановок - 7-е издание.- М.: ЗАО «Энергосервис», 2003.

2. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС», 2007

3. ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. - Москва: Стандартинформ, 2009.

4. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012. - 376 с.

Размещено на Allbest.ru