Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Проектирование развития электрической сети

Проектирование развития электрической сети

Принципы разработки вариантов конфигурации сети. Разработка балансов мощностей. Определение эквивалентных токов узлов. Выбор сечений линий электропередачи. Оценка технико-экономических показателей подстанций. Издержки на компенсацию потерь электроэнергии.

Рубрика	Физика и энергетика
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	04.09.2014
Размер файла	3,1 M

посмотреть текст работы

скачать работу можно здесь

полная информация о работе

весь список подобных работ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФГАОУ ВПО «Уральский Федеральный Университет имени первого Президента РФ Б.Н. Ельцина»

Уральский энергетический институт

Кафедра «АЭС»

Курсовой проект по дисциплине

Электроэнергетические системы и сети

Проектирование развития электрической сети

1. Карта-схема района проектирования

2. Принципы разработки вариантов конфигурации сети

1. Обеспечение надежного электроснабжения потребителей.

2. Передача мощности по наиболее короткому электрическому пути от источника до потребителя- принцип минимальных потерь мощности.

3. Передача мощности по наиболее географически короткой сети - принцип минимальных капиталовложений.

4. Полная загрузка существующей сети.

5. Обеспечение качества электроэнергии на шинах потребителей.

Дополнительная информация:

- район проектирования - Урал;

- срок окупаемости объектов - 5 лет ;

- удельная стоимость потерь - 2 руб/кВтч;

- коэффициент приведения капитальных вложений к современным ценам = 70;

- Т мах = 4500 час;

- ТЭЦ работает в базе графика нагрузки ЭЭС.

Требуемые напряжения на шинах подстанций

Узел	31	41	51	71	81	91
Требуемое напряжение на шинах подстанции, кВ	10,2	10,5	10,2	10,5	10,5	10,2

3. Разработка балансов мощностей

Ориентировочный уровень потерь мощности в сети 110 кВ

Расход на собственные нужды электростанций :

Балансы активной мощности

Максимальный режим	Минимальный режим
Потребление системы	Потребление системы
Узел	Р, МВт	?Р, МВт	Р?, МВт	Узел	Р, МВт	?Р, МВт	Р?, МВт
3	16	0,64	16,64	3	9,6	0,38	9,98
4	50	2	52	4	30	1,2	31,2
5	19	0,76	19,76	5	11,4	0,46	11,86
7	42	1,68	43,68	7	25,2	1	26,2
8	37	1,48	38,48	8	22,2	0,89	23,09
9	24	0,96	24,96	9	14,4	0,58	14,98
Итого потребление	195,52	Итого потребление	117,31
Генерация системы	Генерация (ТЭЦ в базе графика нагрузки ЭЭС)
P, МВт	Pсн, МВт	?Pтр, МВт	Pэкв, МВт	P, МВт	Pсн, МВт	?Pтр, МВт	Pэкв, МВт
3*100	3*10,8	3*0,5	266,1	3*100	3*10,8	3*0, 5	266,1
Избыток мощности	16,155	Избыток мощности	77.175

4. Варианты конфигурации сети

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Вариант 4

1. 5. Определение эквивалентных токов узлов

Выбор трансформаторов в узлах сети

№	ПС	Pн, МВт	cosц	Sн, МВА	Sн*0,7 МВА	Тип трансформатора	R, Ом	X, Ом	DPХ, МВт	DQХ, МВт
1	3-нагрузка	16	0.93	17,2	12,04	2ТДН-16000/110	4,38	86,7	0,019	0,112
2	4-нагрузка	50	0.90	55,55	38,88	2ТРДН-40000/110	1,4	34,7	0,036	0,26
3	5-нагрузка	19	0.91	20,88	14,62	2ТДН-16000/110	4,38	86,7	0,019	0,112
4	7-нагрузка	42	0.91	46,15	32,30	2ТРДН-40000/110	1,4	34,7	0,036	0,26
5	8-нагрузка	37	0.86	43,02	30,11	2ТРДН-40000/110	1,4	34,7	0,036	0,26
6	9-нагрузка	24	0,89	26,97	18,88	2ТРДН-25000/110	2,54	55,9	0,027	0,175
7	А-генерация	3*100	0.8	3*125	3*87,5	3ТРДЦН-125000/110	0,4	11,1	0,17	0,687

Определение токов в узлах сети 110 кВ Максимальный режим

№	Узел, трансформатор	Pн, МВт	Qн, Мвар	DPТ, МВт	DQТ, Мвар	DPХ, МВт	DQХ, Мвар	PЭ, МВт	QЭ, Мвар	SЭ, МВА	IЭ, А
3	2ТДН-16000/110	16	6,32	0,05	0,97	0,038	0,224	16,09	7,52	17,76	89,148
4	2ТРДН-40000/110	50	24,22	0,16	4,05	0,072	0,52	50,24	28,79	57,90	290,673
5	2ТДН-16000/110	19	8,66	0,07	1,43	0,038	0,224	19,11	10,31	21,71	109,013
7	2ТРДН-40000/110	42	19,14	0,11	2,79	0,072	0,052	42,18	21,98	47,57	238,815
8	2ТРДН-40000/110	37	21,95	0,10	2,43	0,072	0,52	37,17	24,90	44,74	224,619
9	2ТРДН-25000/110	24	12,30	0,07	1,54	0,054	0,35	24,12	14,18	27,98	140,492
а	3ТРДЦН-1250000/110	300	225	2,127	59,015	0,3	1,374	302,47	285,39	415,852	2087,76

Минимальный режим

№	Узел,	Pн, МВт	Qн, Мвар	DPТ, МВт	DQТ, Мвар	DPХ, МВт	DQХ, Мвар	PЭ, МВт	QЭ, Мвар	SЭ, МВА	IЭ, A
3	2ТДН-16000/110	12,04	4,76	0,03	0,55	0,038	0,224	12,11	5,53	13,31	66,821
4	2ТРДН-40000/110	38,88	18,83	0,10	2,45	0,072	0,52	39,05	21,80	44,72	224,529
5	2ТДН-16000/110	14,62	6,66	0,04	0,85	0,038	0,224	14,70	7,73	16,61	83,388
7	2ТРДН-40000/110	32,3	14,72	0,07	1,65	0,072	0,052	32,44	16,42	36,36	182,534
8	2ТРДН-40000/110	30,11	17,87	0,06	1,61	0,072	0,52	30,25	19,99	36,26	182,031
9	2ТРДН-25000/110	18,8	9,63	0,04	0,94	0,054	0,35	18,90	10,92	21,83	109,583
а	3ТРДЦН-125000/110	300	225	2,127	59,015	0,34	1,374	302,467	285,389	415,852	2087,758

Длины ЛЭП:

Линия	L14	L15	L53	L48	L43	L3A	LA7	L13	LA9	L98
Длина, км	54	31	26	38	33	32	27	39	39	25

6. Выбор сечений линий электропередачи (вариант 1)

Максимальный режим

Минимальный режим

№	ЛЭП	l, км	Iмак, А	n	Iц, А	FЭК мм2	Сечение	Вид аварии	Iп/а, А	Iдоп, А	Решение
1	А7	27	283,6 max	2	141,8	135,35	2АС-120	Обр. 1ц	283,6	390	2АС-120
2	А9	39	168,9 max	2	84,45	80,6	2АС-120	Обр. 1ц	168,9	390	2АС-120
3	А3	32	1026,25 min	2	513,125	489,8	2АС-240	Обр. 1ц	1026,25	1210	3АС-240
4	53	26	68,9 max	2	34,45	32,9	2АС-120	Обр. 1ц	68,9	390	2АС-120
5	34	39	901,94min	2	450,97	430	2АС-240	Обр. 1ц	901,94	1210	3АС-240
6	48	38	183,9 min	2	91,95	87,7	2АС-120	Обр. 1ц	183,9	390	2АС-120
7	89	25						Обр.1ц
8	15	31						Обр.1ц

Выбор сечений линий электропередачи (вариант 2)

Расчет токов в сети (максимальный режим)

Расчет кольца выполнен с помощью программы RASTR, в узлах указаны мощности нагрузки, сечения линий условно приняты АС-240.

И так далее для всех вариантов.

Токи ветвей сети:

Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП	1	2	95,41	88,29
ЛЭП	2	4	230,93	226,77
ЛЭП	4	10	376,21	371,04
ЛЭП	1	5	287,69	283,06
ЛЭП	5	3	340,29	336,47
ЛЭП	3	10	223,26	219,04
ЛЭП	3	10	223,26	219,04
ЛЭП	10	7	117,81	120,55
ЛЭП	10	7	117,81	120,55

Расчет токов в сети (минимальный режим)

Токи ветвей сети:

Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП	1	2	209,83	204,69
ЛЭП	2	4	301,67	297,80
ЛЭП	4	10	385,49	380,29
ЛЭП	1	5	414,49	410,60
ЛЭП	5	3	446,21	442,73
ЛЭП	3	10	254,40	250,15
ЛЭП	3	10	254,40	250,15
ЛЭП	10	7	67,19	69,92
ЛЭП	10	7	67,19	69,92

Выбор сечений линий:

№	ЛЭП	l, км	Iмак, А	n	Iц, А	FЭК мм2	Сечение	Вид аварии	Iп/а, А	Iдоп, А	Решение
1	А7	27	241,1 max	2	120,55	115,07	2АС-120	Обр. 1ц	245,16	390	2АС-120
2	А4	40	385.49 min	1	385.49	367.97	2АС-185	Обр. 53	755,04	1020	2АС-185
				2	219.12	209.16	2АС-185
3	А3	32	470,72 min	2	235,36	224,66	2АС-240	Обр. 24	762,06	1210	2АС-240
4	35	26	408,92 min	1	408,92	390,33	2АС-185	Обр. 24	728,04	1210	2АС-240
				2	225,5	215,25	2АС-240
5	51	31	421 min	1	421	401,86	2АС-185	Обр. 24	725,36	1210	2АС-240
				2	239,84	228,9	2АС-240
6	42	31	282,09	1	282,09	269,27	АС-240	Обр. 1ц 3А	334,3	605	АС-240
7	12	38	190,83	1	190,83	182,16	АС-185	Обр. 1ц 3А	242,61	510	АС-185

Приведу таблицу ветвей RASTR с указанием токов в ветвях после выбора количества цепей и сечений. (минимальный режим):

Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП	1	2	190,83	185,49
ЛЭП	2	4	282,03	278,11
ЛЭП	4	10	183,08	178,10
ЛЭП	4	10	183,08	178,10
ЛЭП	1	5	239,84	235,80
ЛЭП	1	5	239,84	235,80
ЛЭП	5	3	253,92	250,48
ЛЭП	5	3	253,92	250,48
ЛЭП	3	10	285,01	280,84
ЛЭП	3	10	285,01	280,84
ЛЭП	10	7	70,33	72,96
ЛЭП	10	7	70,33	72,96

Выбор сечений линий электропередачи (вариант 3)

Расчет токов в сети (максимальный режим)

Расчет токов в сети (минимальный режим)

Данные RASTR: максимальный режим

Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП	1	2	74,00	67,11
ЛЭП	2	4	195,79	191,63
ЛЭП	4	10	343,08	338,05
ЛЭП	5	3	30,81	29,03
ЛЭП	5	3	30,81	29,03
ЛЭП	3	10	246,95	242,78
ЛЭП	3	10	246,95	242,78
ЛЭП	10	7	120,14	122,83
ЛЭП	10	7	120,14	122,83
ЛЭП	1	3	339,03	333,10

минимальный режим

Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП	1	2	166,22	160,79
ЛЭП	2	4	257,60	253,72
ЛЭП	4	10	342,61	337,53
ЛЭП	5	3	18,08	16,58
ЛЭП	5	3	18,08	16,58
ЛЭП	3	10	284,75	280,59
ЛЭП	3	10	284,75	280,59
ЛЭП	10	7	68,73	71,41
ЛЭП	10	7	68,73	71,41
ЛЭП	1	3	479,40	474,28
№	ЛЭП	l, км	Iмак, А	n	Iц, А	FЭК мм2	Сечение	Вид аварии	Iп/а, А	Iдоп, А	Решение
1	А7	27	245,6 max	2	122,83	117,25	2АС-120	Обр. 1ц	249,83	390	2АС-120
2	13	39	479,45 min	1	479,45	457,66	2АС-240	Обр. А4	810,96	1210	2АС-240
				2	281.67	268.87	2АС-240
3	3А	32	652,96 min	2	326,48	311,64	2АС-240	Обр. А4	900,9	1210	2АС-240
4	А4	40	286,01 min	1	286,01	273	АС-240	Обр. 1ц А3	341,05	605	АС-240
5	42	31	198,83 min	1	198,83	189,8	АС-185	Обр. 1ц А3	255,29	510	АС-185
6	12	38	107,9 min	1	107,9	103	АС-120	Обр. 1ц А3	164,66	390	АС-120
7	53	26	61,46 max	2	30,73	29,33	2АС-120	Обр. 1ц	63,79	390	2АС-120

Опытным путем было определено, что выбор сечений начинать с усиления цепи 42 нецелесообразно. При избытке мощности полезно усилить линию 31, чтобы обеспечить транзит мощности в соседнюю энергосистему по кратчайшему пути от ТЭЦ. За счет этого произойдет, также, уменьшение капиталовложений в линии.

Приведу таблицу ветвей RASTR с указанием токов в ветвях после выбора количества цепей в минимальном режиме:

Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП	1	2	107,91	102,06
ЛЭП	2	4	198,83	195,05
ЛЭП	4	10	286,01	281,21
ЛЭП	5	3	18,78	17,29
ЛЭП	5	3	18,78	17,29
ЛЭП	3	10	326,48	322,43
ЛЭП	3	10	326,48	322,43
ЛЭП	10	7	71,03	73,64
ЛЭП	10	7	71,03	73,64
ЛЭП	1	3	281,68	276,62
ЛЭП	1	3	281,68	276,62

Максимальный режим:

Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП	1	2	60,87	56,66
ЛЭП	2	4	153,88	149,91
ЛЭП	4	10	305,06	300,37
ЛЭП	5	3	31,72	29,97
ЛЭП	5	3	31,72	29,97
ЛЭП	3	10	275,73	271,59
ЛЭП	3	10	275,73	271,59
ЛЭП	10	7	123,27	125,90
ЛЭП	10	7	123,27	125,90
ЛЭП	1	3	198,31	192,45
ЛЭП	1	3	198,31	192,45

Выбор сечений линий электропередачи (вариант 4)

Максимальный режим

Минимальный режим

Данные RASTR.

Максимальный режим:

Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП	1	2	86,74	89,48
ЛЭП	1	2	86,74	89,48
ЛЭП	4	10	72,08	68,28
ЛЭП	4	10	72,08	68,28
ЛЭП	1	5	202,99	198,41
ЛЭП	5	3	257,19	253,59
ЛЭП	3	10	345,81	341,40
ЛЭП	3	10	345,81	341,40
ЛЭП	10	7	118,50	121,23
ЛЭП	10	7	118,50	121,23
ЛЭП	1	3	331,85	326,27

Минимальный режим:

Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП	1	2	50,82	53,37
ЛЭП	1	2	50,82	53,37
ЛЭП	4	10	42,00	38,45
ЛЭП	4	10	42,00	38,45
ЛЭП	1	5	289,07	285,20
ЛЭП	5	3	321,67	318,35
ЛЭП	3	10	412,80	408,51
ЛЭП	3	10	412,80	408,51
ЛЭП	10	7	67,89	70,60
ЛЭП	10	7	67,89	70,60
ЛЭП	1	3	443,82	438,90
№	ЛЭП	l, км	Iмак, А	n	Iц, А	FЭК мм2	Сечение	Вид аварии	Iп/а, А	Iдоп, А	Решение
1	12	38	178.96 max	2	89.48	85.4	2АС-120	Обр. 1ц	181,74	390	2АС-120
2	4А	40	144,16 max	2	72,08	68,8	2АС-120	Обр. 1ц	146,28	390	2АС-120
3	7А	27	242,46 max	2	121,23	115,72	2АС-120	Обр. 1ц	246,51	390	2АС-120
4	А3	32	825,6 min	2	412,8	394	3АС-240	Обр. 1ц	825,5	1210	3АС-240
				3	280.83	268.06	3АС-240
5	13	39	454,48 min	1	454,48	433,82	2АС-240	Обр. 53	792,22	1210	2АС-240
				2	294,38	281	2АС-240
6	53	26	219,55 min	1	219,55	209,6	АС-185	Обр. 1ц 13	328,82	510	АС-185
7	15	31	186,81 min	1	186,81	178,3	АС-185	Обр. 1ц 13	296,56	510	АС-185

Приведу таблицу ветвей RASTR с указанием токов в ветвях после выбора количества цепей в максимальном режиме:

Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП	1	2	86,74	89,48
ЛЭП	1	2	86,74	89,48
ЛЭП	4	10	74,96	71,28
ЛЭП	4	10	74,96	71,28
ЛЭП	1	5	126,98	122,19
ЛЭП	5	3	181,14	177,65
ЛЭП	3	10	240,11	235,82
ЛЭП	3	10	240,11	235,82
ЛЭП	3	10	240,11	235,82
ЛЭП	10	7	123,47	126,10
ЛЭП	10	7	123,47	126,10
ЛЭП	1	3	220,28	214,65
ЛЭП	1	3	220,28	214,65

В минимальном режиме:

Tип	N_нач	N_кон	I_нач	I_кон
ЛЭП	1	2	50,82	53,37
ЛЭП	1	2	50,82	53,37
ЛЭП	4	10	43,94	40,48
ЛЭП	4	10	43,94	40,48
ЛЭП	1	5	186,81	182,76
ЛЭП	5	3	219,55	216,28
ЛЭП	3	10	288,30	284,14
ЛЭП	3	10	288,30	284,14
ЛЭП	3	10	288,30	284,14
ЛЭП	10	7	71,27	73,87
ЛЭП	10	7	71,27	73,87
ЛЭП	1	3	294,38	289,38
ЛЭП	1	3	294,38	289,38

7. Оценка технико-экономических показателей (1 вариант)

Потери мощности в ЛЭП

Годовые издержки на переменные потери электроэнергии в ЛЭП

ф=2886,2 ч

Оценка потерь мощности и капвложений в ЛЭП

№	ЛЭП	l, км	Iмах, А	n	Сечение	R0, Ом/км	R, Ом	ДPмах, МВт	Куд тыс.руб/км	Кл млн.руб
1	3-А сущ. ж/б	32	842,18	3	АС-240	0,12	1,28	2,72	14	31,36
2	1-2 пр. ж/б	38	183,9	2	АС-120	0,249	4,731	0,479	11,4	60,648
3	1-3 пр. ж/б	39	633,78	3	АС-240	0,12	1,56	1,879	14	114,66
4	5-3 пр. ж/б	26	68,9	2	АС-120	0,249	3,237	0,0461	11,4	41,496
5	4-А пр. ж/б	40	168,9	2	АС-120	0,249	4,98	0,426	11,4	63,84
6	7-А пр. ж/б	27	283,6	2	АС-120	0,249	3,3615	0,811	11,4	43,092
Всего по варианту 1	6,367	355,096

ИДЭ=2*10-3*6,367*2886,2=36,75 млн. руб

Оценка технико-экономических показателей (2 вариант)

№	ЛЭП	l, км	Iмах, А	n	Сечение	R0, Ом/км	R, Ом	ДPмах, МВт	Куд тыс. руб/км	Кл млн. руб
1	3-А сущ. ж/б	32	478,8	2	АС-240	0,12	1,92	1,32	-	-
2	1-2 пр. ж/б	38	94,26	1	АС-185	0,162	6,156	0,164	12,9	34,314
3	1-5 пр. ж/б	31	327,58	2	АС-240	0,12	1,86	0,5987	14	60,76
4	5-3 пр. ж/б	26	374,34	2	АС-240	0,12	1,56	0,6558	14	50,96
5	2-4 пр. ж/б	31	232,71	1	АС-240	0,12	3,72	0,604	14	30,38
6	4-А пр. ж/б	40	378,1	2	АС-185	0,162	3,24	1,39	12,9	72,24
7	7-А пр. ж/б	27	250,26	2	АС-120	0,249	3,3615	0,6315	11,4	43,092
Всего по варианту 2	5,365	291,746

ИДЭ=2*10-3*5,365*2886,2=30,967 млн. руб

Оценка технико-экономических показателей (3 вариант)

№	ЛЭП	l, км	Iмах, А	n	Сечение	R0, Ом/км	R, Ом	ДPмах, МВт	Куд тыс.руб/км	Кл млн.руб
1	3-А сущ. ж/б	32	551,62	2	АС-240	0,12	1,92	1,7526	-	-
2	1-2 пр. ж/б	38	60,74	1	АС-120	0,249	9,462	0,1047	11,4	30,324
3	1-3 пр. ж/б	39	397,58	2	АС-240	0,12	2,34	1,109	14	76,44
4	5-3 пр. ж/б	26	63,54	2	АС-120	0,249	3,237	0,0392	11,4	41,496
5	2-4 пр. ж/б	31	154,06	1	АС-185	0,162	5,022	0,3575	12,9	27,993
6	4-А пр. ж/б	40	149,92	1	АС-120	0,12	4,8	1,3402	14	39,2
7	7-А пр. ж/б	27	251,88	2	АС-120	0,249	3,3615	0,639	11,4	43,092
Всего по варианту 3	5,3438	258,545

ИДЭ=2*10-3*5,3438*2886,2=30,85 млн. руб

Оценка технико-экономических показателей (4 вариант)

№	ЛЭП	l, км	Iмах, А	n	Сечение	R0, Ом/км	R, Ом	ДPмах, МВт	Куд тыс.руб/км	Кл млн.руб
1	3-А сущ. ж/б	32	720,36	3	АС-240	0,12	1,28	1,993	14	31,36
2	1-2 пр. ж/б	38	178,96	2	АС-120	0,249	4,731	0,4545	11,4	60,648
3	1-3 пр. ж/б	39	440,6	2	АС-240	0,12	2,34	1,363	14	76,44
4	5-3 пр. ж/б	26	181,15	1	АС-185	0,162	4,212	0,4146	12,9	23,478
5	1- 5 пр. ж/б	31	126,98	1	АС-185	0,162	5,022	0,243	12,9	27,993
6	4-А пр. ж/б	40	149,92	2	АС-120	0,249	4,98	0,3358	11,4	63,84
7	7-А пр. ж/б	27	252,2	2	АС-120	0,249	3,3615	0,6414	11,4	43,092
Всего по варианту 4	5,445	326,851

ИДЭ=2*10-3*5,445*2886,2=31,43 млн. руб

8. Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант 1)

№ узла	Число линий	Число трансф.	Тип подстанции и схема ОРУ 110 кВ	Число выкл.
1	5	2	Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин	9
2	2	2	Тупиковая, два блока линия-трансформатор	2
3	8	2	Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин	12
4	2	2	Тупиковая, два блока линия-трансформатор	2
5	2	2	Тупиковая, два блока линия-трансформатор	2
7	2	2	Тупиковая, два блока линия-трансформатор	2
А	7	3	ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин	12
Всего по варианту 1	41

Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант2)

№ узла	Число линий	Число трансф.	Тип подстанции и схема ОРУ 110 кВ	Число выкл.
1	3	2	Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин	7
2	2	2	Проходная, мостик с автоматической перемычкой	3
3	4	2	Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин	8
4	3	2	Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин	7
5	4	2	Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин	8
7	2	2	Тупиковая, два блока линия-трансформатор	2
А	6	3	ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин	11
Всего по варианту 2	46

Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант3)

№ узла	Число линий	Число трансф.	Тип подстанции и схема ОРУ 110 кВ	Число выкл.
1	3	2	Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин	7
2	2	2	Проходная, мостик с автоматической перемычкой	3
3	6	2	Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин	10
4	2	2	Проходная, мостик с автоматической перемычкой	3
5	2	2	Тупиковая, два блока линия-трансформатор	2
7	2	2	Тупиковая, два блока линия-трансформатор	2
А	5	3	ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин	10
Всего по варианту 3	37

Выбор схем электрических соединений ОРУ 110 кВ (вариант 4)

№ узла	Число линий	Число трансф.	Тип подстанции и схема ОРУ 110 кВ	Число выкл.
1	5	2	Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин	9
2	2	2	Тупиковая, два блока линия-трансформатор	2
3	6	2	Узловая , одна секционированная система шин с обходной системой шин	10
4	2	2	Тупиковая, два блока линия-трансформатор	2
5	2	2	Проходная, мостик с автоматической перемычкой	3
7	2	2	Тупиковая, два блока линия-трансформатор	2
А	7	3	ТЭЦ, две рабочих системы шин с обходной системой шин	12
Всего по варианту 4	40

9. Оценка технико-экономических показателей подстанций

Капитальные вложения в подстанции:

Разница в капитальных вложениях в подстанции:

Капитальные вложения в РУ низшего напряжения и трансформаторы в узлах не учитываются, так как одинаковы во всех вариантах развития сети.

подстанция баланс мощность электроэнергия

Расчет капитальных вложений в подстанции

№ варианта	Число выключателей 110 кВ	Разница в числе выключателей 110 кВ	Разница в капитальных вложениях в подстанции, млн.руб
1	41	4	14
2	46	9	31,5
3	37	0	0,00
4	40	3	10,5

Принимаем стоимость одного элегазового выключателя равной 3,5 млн. руб.

10. Издержки на компенсацию потерь электроэнергии в сети

Учитываются только потери электроэнергии в линиях, так как трансформаторы одинаковы во всех вариантах развития сети

Издержки на компенсацию потерь электроэнергии в сети

Потери на корону в линиях 110 кВ не учитываем.

Расчет издержек на компенсацию потерь электроэнергии в сети:

№ варианта	Потери мощности в максимальном режиме, ДPмах ,МВт	Издержки на потери электроэнергии в сети, млн. рублей
1	6,367	36,75
2	5,365	30,967
3	5,3438	30,85
4	5,445	31,43

11. Технико-экономическое сравнение вариантов сети

Приведенные статические затраты

Срок окупаемости Tок=5 лет

Ен=1/Ток=0,2 бл=2,8% бпс=9,4%

Варианты считаются равноценными, если отличия в оценках приведенных затрат не превышают 5%.

№ варианта	Капитальные вложения в линии, млн. руб	Разница в капвложениях в подстанции, млн. руб	Издержки на потери электроэнергии в сети, млн. руб	Приведенные затраты, млн. руб	Приведенные затраты, отн. ед.
1	355,096	14	36,75	121,828	1,356
2	291,746	31,5	30,967	106,746	1,189
3	258,545	0,00	30,85	89,798	1
4	326,851	10,5	31,43	109,04	1,214

Наиболее экономичный вариант - 3. Второй по экономичноти - вариант 2 или 4 (равноценные).

12. Анализ параметров качества электроэнергии

Принципы анализа качества электроэнергии:

1. Выполняется проверка уровней напряжений на шинах потребителей наиболее экономичного варианта сети и возможность обеспечения допустимых ГОСТ Р 54149-2010 уровней напряжений с помощью имеющихся средств:

- централизованное регулирование напряжения с помощью РПН автотрансформатора;

- регулирование напряжения с помощью РПН силовых трансформаторов;

При обеспечении требуемого качества электроэнергии во всех режимах окончательно выбирается наиболее экономичный варианта сети.

2. При необходимости установки дополнительных средств регулирования напряжения необходимо новое технико-экономическое сравнение с выбором наиболее экономичного варианта сети.

3. После выбора варианта развития сети выполняются расчеты установившихся режимов и выбираются рациональные регулировочные ответвления РПН.

Расчеты выполняются с использованием комплекса «RASTR».

13. Схема замещения сети и данные RASTR.

Турбогенераторы установленные на ТЭЦ позволяют регулировать выдачу реактивной мощности в сеть.

Cosц(min)=0.8 Cosц(max)=0.95

Qmin = 20.707 МВар Qmax = 47,25 МВар

3. Вариант нормальный режим

Узлы (максимальный режим):

Тип	Номер	U_ном	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	V	Delta
База	8	220,0			-27,2	27,51	220,0			220,00
Нагр	11	220,0								216,36	0,98
Нагр	12	220,0								216,36	0,98
Нагр	6	10,0	11,2	5,4						10,26	0,08
Нагр	1	110,0	0,1	1,2						113,83	0,99
Нагр	2	110,0	0,1	0,4						110,48	0,84
Нагр	21	10,4	32,0	14,6						9,67	-3,45
Нагр	4	110,0	0,1	0,4						111,55	2,06
Нагр	41	10,4	28,0	15,9						9,75	-1,61
Нагр	5	110,0	0,0	0,1						113,90	2,56
Нагр	51	10,0	12,0	5,5						10,49	-1,17
Нагр	3	110,0	0,1	0,4						114,53	2,77
Нагр	31	10,4	26,0	7,6						10,24	-0,43
Нагр	10	110,0	0,2	1,4						116,58	5,17
Нагр	7	110,0	0,1	0,5						113,62	4,43
Нагр	71	10,5	47,0	26,6						9,94	0,74
Ген	101	10,5			63,0	27,95	10,5	20,707	47,250	10,50	10,01
Ген	102	10,5			63,0	27,95	10,5	20,707	47,250	10,50	10,01
Ген	103	10,5			63,0	27,95	10,5	20,707	47,250	10,50	10,01

Ветви (максимальный режим):

Tип	N_нач	N_кон	R	X	B	Кт/r	dP	dQ
ЛЭП	8	11	0,55	59,20			0,004	0,458
ЛЭП	8	12	0,55	59,20			0,004	0,458
Тр-р	12	6	3,20	131,00		0,0478	0,003	0,111
Тр-р	11	6	3,20	131,00		0,0478	0,003	0,111
Тр-р	11	1	0,48			0,5260	0,005
Тр-р	12	1	0,48			0,5260	0,005
ЛЭП	1	2	9,46	16,23	-101,1		0,302	0,519
Тр-р	2	21	2,54	55,90		0,0913	0,070	1,540
Тр-р	2	21	2,54	55,90		0,0913	0,070	1,540
ЛЭП	2	4	5,02	12,80	-85,2		0,178	0,455
Тр-р	4	41	2,54	55,90		0,0913	0,058	1,268
Тр-р	4	41	2,54	55,90		0,0913	0,058	1,268
ЛЭП	1	3	4,68	15,80	-109,6		0,226	0,764
ЛЭП	1	3	4,68	15,80	-109,6		0,226	0,764
Тр-р	3	31	2,54	55,90		0,0913	0,037	0,815
Тр-р	3	31	2,54	55,90		0,0913	0,037	0,815
ЛЭП	3	5	6,47	11,10	-69,2		0,022	0,038
ЛЭП	3	5	6,47	11,10	-69,2		0,022	0,038
Тр-р	5	51	7,95	139,00		0,0956	0,029	0,502
Тр-р	5	51	7,95	139,00		0,0956	0,029	0,502
ЛЭП	3	10	3,84	12,96	-89,9		0,580	1,956
ЛЭП	3	10	3,84	12,96	-89,9		0,580	1,956
ЛЭП	4	10	4,80	16,20	-112,4		1,069	3,607
Тр-р	10	101	0,71	19,20		0,0868	0,230	6,233
Тр-р	10	102	0,71	19,20		0,0868	0,230	6,233
Тр-р	10	103	0,71	19,20		0,0868	0,230	6,233
ЛЭП	10	7	6,73	11,53	-71,8		0,412	0,706
ЛЭП	10	7	6,73	11,53	-71,8		0,412	0,706
Тр-р	7	71	1,40	34,70		0,0913	0,086	2,137
Тр-р	7	71	1,40	34,70		0,0913	0,086	2,137

Узлы (минимальный режим):

Тип	Номер	U_ном	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	V	Delta
База	8	220,0			-84,6	16,7	220,0			220,00
Нагр	11	220,0								218,15	3,00
Нагр	12	220,0								218,15	3,00
Нагр	6	11,0	11,2	5,4						10,34	2,11
Нагр	1	110,0	0,1	1,2						114,80	3,00
Нагр	2	110,0	0,1	0,4						114,42	4,11
Нагр	21	10,4	19,2	8,7						10,22	1,76
Нагр	4	110,0	0,1	0,4						115,79	5,76
Нагр	41	10,4	16,8	9,5						10,33	3,76
Нагр	5	110,0	0,0	0,1						116,47	5,74
Нагр	51	10,0	7,2	3,3						10,91	3,64
Нагр	3	110,0	0,1	0,4						116,81	5,88
Нагр	31	10,4	15,6	4,6						10,54	4,05
Нагр	10	110,0	0,2	1,4						119,35	8,72
Нагр	7	110,0	0,1	0,5						117,71	8,29
Нагр	71	10,5	28,2	16,0						10,50	6,26
Ген-	101	10,5			63,0	20,7	10,5	20,707	47,250	10,64	13,41
Ген-	102	10,5			63,0	20,7	10,5	20,707	47,250	10,64	13,41
Ген-	103	10,5			63,0	20,7	10,5	20,707	47,250	10,64	13,41

Ветви (минимальный режим)

Tип	N_нач	N_кон	R	X	B	Кт/r	dP	dQ
ЛЭП	8	11	0,55	59,20			0,021	2,276
ЛЭП	8	12	0,55	59,20			0,021	2,276
Тр-р	12	6	3,20	131,00		0,04780	0,003	0,109
Тр-р	11	6	3,20	131,00		0,04780	0,003	0,109
Тр-р	11	1	0,48			0,52600	0,023
Тр-р	12	1	0,48			0,52600	0,023
ЛЭП	1	2	9,46	16,23	-101,1		0,136	0,233
Тр-р	2	21	2,54	55,90		0,09130	0,023	0,497
Тр-р	2	21	2,54	55,90		0,09130	0,023	0,497
ЛЭП	2	4	5,02	12,80	-85,2		0,342	0,873
Тр-р	4	41	2,54	55,90		0,09130	0,018	0,407
Тр-р	4	41	2,54	55,90		0,09130	0,018	0,407
ЛЭП	1	3	4,68	15,80	-109,6		0,652	2,200
ЛЭП	1	3	4,68	15,80	-109,6		0,652	2,200
Тр-р	3	31	2,54	55,90		0,09130	0,013	0,277
Тр-р	3	31	2,54	55,90		0,09130	0,013	0,277
ЛЭП	3	5	6,47	11,10	-69,2		0,007	0,012
ЛЭП	3	5	6,47	11,10	-69,2		0,007	0,012
Тр-р	5	51	7,95	139,00		0,09560	0,010	0,167
Тр-р	5	51	7,95	139,00		0,09560	0,010	0,167
ЛЭП	3	10	3,84	12,96	-89,9		0,858	2,896
ЛЭП	3	10	3,84	12,96	-89,9		0,858	2,896
ЛЭП	4	10	4,80	16,20	-112,4		0,833	2,811
Тр-р	10	101	0,71	19,20		0,08680	0,208	5,621
Тр-р	10	102	0,71	19,20		0,08680	0,208	5,621
Тр-р	10	103	0,71	19,20		0,08680	0,208	5,621
ЛЭП	10	7	6,73	11,53	-71,8		0,132	0,226
ЛЭП	10	7	6,73	11,53	-71,8		0,132	0,226
Тр-р	7	71	1,40	34,70		0,09130	0,028	0,689
Тр-р	7	71	1,40	34,70		0,09130	0,028	0,689

Далее приведу схемы замещения сети с указанием потоков мощности в концах и началах линий, модулей и углов напряжения в узлах, генераций и нагрузок. С учетом выбранных регулировочных ответвлений на трансформаторах и автотрансформаторах.

1) Максимальный режим

2) Минимальный режим

Выбор рациональных регулировочных ответвлений РПН (максимальный режим):

Узел	21	31	41	51	6	71
Требуемое напряжение, кВ	10,4	10,4	10,4	10	10	10,5
Напряжение до регулирования (нулевые ответвления РПН АТ и Т)	9.68	10,24	9.76	10.5	10,26	9.94
Отклонение напряжения на шинах подстанции от требуемого, %	-6.9	-1.54	-6.15	5	2.6	-5.33
Централизованное регулирование РПН АТ (+3)	10.18	10.69	10.22	10.98	10.15	10.34
Рациональное регулировочное ответвление РПН трансформаторов	0	0	0	+5	-	0
Коэффициент трансформации	0,0913	0,0913	0,0913	0,08815	-	0,0913
Напряжение после регулирования, кВ	10,18	10,69	10,22	10,12	10,15	10,33

Выбор рациональных регулировочных ответвлений РПН (минимальный режим):

Узел	21	31	41	51	6	71
Требуемое напряжение, кВ	10,4	10,4	10,4	10	10	10,5
Напряжение до регулирования (нулевые ответвления РПН АТ и Т)	10,22	10,54	10,33	10,91	10,34	10,5
Отклонение напряжения на шинах подстанции от требуемого, %	-1,73	1,35	-0,67	9,1	3,4	0
Централизованное регулирование РПН АТ	Не требуется
Рациональное регулировочное ответвление РПН трансформаторов	0	0	0	+5	-	0
Коэффициент трансформации	0,0913	0,0913	0,0913	0,08815	-	0,0913
Напряжение после регулирования, кВ	10,22	10,54	10,33	10,06	10,64	10,5

В нормальных режимах установка дополнительного оборудования не требуется.

3 Вариант аварийный режим

Отключение одного трансформатора связи. Максимальный режим

Узлы:

Тип	Номер	U_ном	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	V	Delta
База	8	220,0			-26,9	45,04	220,0			220,00
Нагр	11	220,0								208,08	2,02
Нагр	12	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Нагр	6	10,0	11,2	5,4						9,76	0,06
Нагр	1	110,0	0,1	1,2						116,16	2,05
Нагр	2	110,0	0,1	0,4						112,39	2,01
Нагр	21	10,4	32,0	14,6						9,86	-2,13
Нагр	4	110,0	0,1	0,4						113,04	3,26
Нагр	41	10,4	28,0	15,9						9,90	-0,31
Нагр	5	110,0	0,0	0,1						115,48	3,69
Нагр	51	10,0	12,0	5,5						9,82	0,07
Нагр	3	110,0	0,1	0,4						116,09	3,90
Нагр	31	10,4	26,0	7,6						10,39	0,79
Нагр	10	110,0	0,2	1,4						117,48	6,36
Нагр	7	110,0	0,1	0,5						114,56	5,63
Нагр	71	10,5	47,0	26,6						10,03	2,00
Ген	101	10,5			63,0	22,25	10,5	20,707	47,250	10,50	11,18
Ген	102	10,5			63,0	22,25	10,5	20,707	47,250	10,50	11,18
Ген	103	10,5			63,0	22,25	10,5	20,707	47,250	10,50	11,18

Ветви:

Tип	N_нач	N_кон	R	X	B	Кт/r	dP	dQ
ЛЭП	8	11	0,55	59,20			0,031	3,364
ЛЭП	8	12	-	-	-	-	-	-
Тр-р	12	6	-	-	-	-	-	-
Тр-р	11	6	3,20	131,00		0,04780	0,012	0,490
Тр-р	11	1	0,48			0,55800	0,030
Тр-р	12	1	-	-	-	-	-	-
ЛЭП	1	2	9,46	16,23	-101,1		0,380	0,652
Тр-р	2	21	2,54	55,90		0,09130	0,067	1,483
Тр-р	2	21	2,54	55,90		0,09130	0,067	1,483
ЛЭП	2	4	5,02	12,80	-85,2		0,170	0,433
Тр-р	4	41	2,54	55,90		0,09130	0,056	1,232
Тр-р	4	41	2,54	55,90		0,09130	0,056	1,232
ЛЭП	1	3	4,68	15,80	-109,6		0,244	0,825
ЛЭП	1	3	4,68	15,80	-109,6		0,244	0,825
Тр-р	3	31	2,54	55,90		0,09130	0,036	0,792
Тр-р	3	31	2,54	55,90		0,09130	0,036	0,792
ЛЭП	3	5	6,47	11,10	-69,2		0,022	0,037
ЛЭП	3	5	6,47	11,10	-69,2		0,022	0,037
Тр-р	5	51	7,95	139,00		0,08815	0,028	0,487
Тр-р	5	51	7,95	139,00		0,08815	0,028	0,487
ЛЭП	3	10	3,84	12,96	-89,9		0,566	1,912
ЛЭП	3	10	3,84	12,96	-89,9		0,566	1,912
ЛЭП	4	10	4,80	16,20	-112,4		0,984	3,322
Тр-р	10	101	0,71	19,20		0,08680	0,217	5,857
Тр-р	10	102	0,71	19,20		0,08680	0,217	5,857
Тр-р	10	103	0,71	19,20		0,08680	0,217	5,857
ЛЭП	10	7	6,73	11,53	-71,8		0,404	0,693
ЛЭП	10	7	6,73	11,53	-71,8		0,404	0,693
Тр-р	7	71	1,40	34,70		0,09130	0,085	2,099
Тр-р	7	71	1,40	34,70		0,09130	0,085	2,099

В аварийном режиме напряжение на шинах потребителей соответствуют ГОСТ. Регулирование напряжения не требуется.

Схема замещения

Размещено на Allbest.ur

курсовая работа "Проектирование развития электрической сети" скачать

Подобные документы

Расчёт технико-экономических показателей работы электрической сети
Протяженность линий электропередачи. Установленная мощность трансформаторных подстанций. Энергетические показатели сети. Суммарный максимум активной нагрузки потребителей. Годовой полезный отпуск электроэнергии. Потери мощности в электрической сети.

дипломная работа [265,0 K], добавлен 24.07.2012
Проектирование электрической сети 110 кВ для пяти подстанций
Разработка схем электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов, трансформаторов. Определение потерь мощности в трансформаторах, баланс активных и реактивных мощностей.

дипломная работа [1,0 M], добавлен 04.09.2010
Проектирование электрической сети 110 кВ
Разработка схем электрической сети района. Предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов. Определение потерь мощности в линиях. Выбор трансформаторов и схем подстанций. Расчёт количества линий.

дипломная работа [1,3 M], добавлен 05.04.2010
Расчет районной электрической сети
Разработка электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений, сечений и марок проводов. Определение потерь мощности в трансформаторах. Баланс активных и реактивных мощностей в системе. Выбор схем подстанций.

дипломная работа [1,3 M], добавлен 16.06.2014
Проектирование районной электрической сети 220/110 кВ
Построение вариантов схемы электрической сети. Предварительный расчет потоков мощности. Выбор номинальных напряжений для кольцевой сети. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередачи. Проверка сечений по техническим ограничениям.

курсовая работа [515,7 K], добавлен 29.03.2015
Технико-экономическое обоснование варианта схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки
Выбор вариантов развития существующей сети. Выбор номинальных напряжений сооружаемых воздушных линий радиального варианта сети. Определение сечений проводов сооружаемых линий радиального варианта сети. Выбор понижающих трансформаторов на подстанции.

курсовая работа [2,9 M], добавлен 22.07.2014
Передача и распределение электрической энергии
Выбор вариантов схемы соединений сети, их обоснование и предъявляемые требования. Определение номинальных напряжений сети, сечений проводов, проверка по техническим ограничениям. Приближенное определение потерь напряжения. Составление балансов мощностей.

курсовая работа [963,4 K], добавлен 23.11.2014
Проектирование районной электрической сети
Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.

курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013
Проектирование электрической сети
Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов. Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития. Экономическое сравнение вариантов электрической сети. Исследование аварийных и послеаварийных режимов электрической сети.

курсовая работа [1,4 M], добавлен 25.12.2014
Выбор схем питающих и распределительных сетей
Выбор ориентировочных значений номинального напряжения и вариантов конфигурации электрической сети. Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанций. Определение технико-экономических показателей радиальной, радиально-магистральной и кольцевой сетей.

курсовая работа [527,3 K], добавлен 14.03.2015

Другие документы, подобные "Проектирование развития электрической сети"

весь список подобных работ

скачать работу можно здесь

сколько стоит заказать работу?

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.