Проектирование и расчет электрической сети 110-220 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КУРСОВАЯ РАБОТА

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 110-220 КВ.

Студент гр.9А86 О.И. Демина

Проверил А.В.Барская

Томск

2011

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 смешанной; 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:

1.анализ вариантов электрической сети по конфигурации и напряжению и принятие решения;

2.анализ технико-экономических показателей вариантов сети с учетом ее надежности и обоснование принятого решения;

3.поиск и обоснование целесообразного пути снижения потерь электрической энергии.

4.освоение о практическое применение навыков программирования на ПЭВМ и расчёты режимов сети на промышленной программе DAKAR.

1. Выбор вариантов распределительной сети

Исходные данные

Масштаб-15км/см.

Таблица 1 - Исходные данные

	п/ст1	п/ст2	п/ст3	п/ст4	РЭС
вариант	Д	Е	М	О	И
Х1,см	6,5	3,5	5,0	9,0	0,0
Y1,см	1,0	3,5	6,5	4,5	9,0
Pmax, МВт	50	16	25	11	-
cosц	0,79	0,79	0,84	0,78	0,90
Тmax, час	4000	2800	7800	4700	-
Kk	100	50	70	0	-
Pmin,%	-	-	-	-	50
Umax	-	-	-	-	110
Umin	-	-		-	108

1.1 Выбор вариантов схемы соединения

Рассмотрим две схемы соединения для заданной сети - радиальную и кольцевую.

Для потребителей 3 категории (K_k=0) выбрана одноцепная ЛЭП, для 1 и 2 категории - двухцепная. сеть соединение напряжение электрический

Расчет протяженностей ЛЭП.

Расчет параметров нагрузок ПС в максимальном режиме.

ПС 1.

ПС 2.

ПС 3.

ПС 4.

Определение потоков мощностей в линиях.

Для радиальной сети:

Для кольцевой сети:

Принимаем кольцевую часть сети однородной.

Потоки мощностей на головных участках схемы:

Проверка:

Сумма потоков мощностей на головных участках приблизительно равна сумме мощностей на всех ПС, значит баланс мощностей сходится, потоки найдены правильно.

Найдем потоки мощностей на остальных участках по первому закону Кирхгоффа.

1.2 Выбор номинальных напряжений сети

Номинальные напряжения сети выбираются в зависимости от передаваемой мощности и дальности передачи. Проектируемая сеть может иметь 1-2 ступени трансформации, например, головной участок сети от источника питания до узловой подстанции может иметь одно номинальное напряжение, а все другие линии - другое номинальное напряжение.

Для определения номинальных напряжений на всех участках электрической сети воспользуемся формулой Илларионова [1, с.141], т.к. она дает удовлетворительные результаты для всей шкалы U_ном:

;

где l - длина линии, (км);

Р - передаваемая активная мощность, МВт.

Расчетные номинальные напряжения округляем в большую сторону до стандартного напряжения.

Для радиальной схемы:

Для участка 03 номинальное напряжение принимаем 220 кВ, для остальных - 110 кВ.

Для кольцевой схемы:

Для участка 03 n_ц=2, для остальных n_ц=1

Номинальное напряжение линий, объединенных в кольцо, принимается по наибольшему расчетному для этих линий. Таким образом, для кольца выбираем номинальное напряжение 220 кВ

Найденные потоки мощности и номинальные напряжения для каждой линии приведены в таблице 1.

Таблица 2- Потоки мощности и напряжения

Схема соединения	Участок	nц	L,км	Р,МВт	Uэк,кВ	Uном,кВ	S,МВА
Радиальная	03	2	84	102	134,9	220
	34	1	68	11	97,2	110
	31	2	86	50	97,2	110
	32	2	49	46	89,7	110
Кольцевая	03	2	84	102	134,9	220
	34	1	68	33,2	109,9	220
	32	1	65	22,2	92,38	220
	41	1	59	27,8	100,8	220
	21	1	49	43,8	121,9	220

1.3 Выбор сечений проводов

Найдем время использования максимума нагрузки для каждого участка радиальной и кольцевой схем:

Расчет обмоток автотрансформатора:

Выбор сечений будем проводить методом экономических интервалов тока. Для этого определяются расчетные токи для каждой линии по формуле:

- коэффициент, учитывающий изменение нагрева по годам эксплуатации, для линии 110-220 кВ принимаем .[1, c.79]

-коэффициент,учитывающий число часов использования макс.нагрузки ВЛ. По таблице[1,c. 92] для K_m=1(коэффициент участия в максимуме нагрузки) и для каждого значения T_max находим:

Радиальная схема:

Расчетные токи:

Принимаем стандартное сечение:

Принимаем стандартное сечение:

Принимаем стандартное сечение:

Принимаем стандартное сечение:

Кольцевая схема:

Принимаем стандартное сечение:

Принимаем стандартное сечение:

Принимаем стандартное сечение:

Принимаем стандартное сечение:

1.4 Проверка сечений по техническим ограничениям

Метод экономических интервалов не учитывает проверку по допустимым потерям и отклонениям напряжения, т.к. это экономически не оправдывается по сравнению с применением трансформаторов с РПН и устройств компенсации реактивной энергии. Проверка сечений проводится по наибольшему току послеаварийного режима.

1)Проверка по короне. Условие: для ВЛ 110кВ, для ВЛ 220кВ.

Не соответствуют этому значению ,, (кольцевая схема), принимаем:

2) Проверка по механической прочности. Условие: .

Проверка выполняется для всех ВЛ.

3)Проверка по допустимой токовой нагрузке

Значения Iдоп берутся из таблицы допустимых длительных токов для различных сечений проводов [1,c82]

Радиальная схема:

Для радиальной схемы, сечение проверяется при отключении одной цепи:

Токи послеаварийного режима не превышают длительно допустимых, значит сечения проводов для радиальной схемы выдержали проверку по нагреву.

Кольцевая схема:

Проверка проводится при обрыве одного из головных участков кольцевой части схемы и при обрыве одной цепи участка 21.

Отключение участка 34:

Отключение участка 32:

Токи послеаварийных режимов в кольцевой схеме не превышают длительно допустимых- провода прошли проверку по нагреву.

По таблице [1,c82] выбираем марку провода для пересчитанных значений сечений:

Радиальная схема:

Для ЛЭП 03 выбираем неизолированный сталеалюминиевый провод сечением 240/32 мм² АС 240/32

ЛЭП 34 - АС-95/16

ЛЭП 31 - АС - 240/32

ЛЭП 32 - АС-70/11

Кольцевая схема:

АС 240/32 для всех участков

Данные выбранных кабелей сведены в таблицу 3.

Таблица 3 - Параметры линии

Вариант схемы сети	Участок ЛЭП	Марка провода	L, км	Uн, кВ	n	R0, Ом	X0, Ом	В0, 10-6 См	R, Ом	X,Oм	B, 10-6 Cм	Q, МВАр
Радиальная	0-3	АС-240/32	84	220	2	0,118	0,435	2,604	4,956	18,27	437,5	21,17
	3-4	АС-95/16	68	110	1	0,301	0,434	2,611	20,468	29,512	177,6	2,15
	3-1	АС-240/32	86	110	2	0,118	0,405	2,808	5,074	17,415	483,0	5,84
	3-2	АС-70/11	49	110	2	0,422	0,444	2,547	10,339	10,878	249,6	3,02
Кольцевая	0-3	АС-240/32	84	220	2	0,118	0,435	2,604	4,956	18,27	437,472	21,17
	3-4	АС-240/32	68	220	1	0,118	0,435	2,604	8.024	29.58	177,072	8,57
	4-1	АС-240/32	65	220	1	0,118	0,435	2,604	7.67	28.275	169.26	8,192
	1-2	АС-240/32	59	220	1	0,118	0,435	2,604	6.962	25.665	153,636	7,436
	2-3	АС-240/32	49	220	1	0,118	0,435	2,604	5.782	21.315	127.596	6.176

1.5 Определение сопротивлений и проводимостей линий

Радиальная схема:

Кольцевая схема:



1.6 Выбор трансформаторов на подстанциях

Блок-схема радиальной сети

Для всех подстанций, снабжающих электроэнергией потребителей первой и второй категории, устанавливаем два трансформатора с учетом надежности электроснабжения.

Радиальная схема:

ПС3

Выбираем автотрансформатор АТДЦТН-12500/220/110 [1,с.213].

Номинальная мощность

Пределы регулирования ±6Ч2%.

ПС1.

Выбираем трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/110 [1,с.213].

Номинальная мощность

Пределы регулирования ±9Ч1,78%.

ПС2.

Выбираем трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-16000/110 [1,с.213].

Номинальная мощность

Пределы регулирования ±9Ч1,78%.

ПС4.

Выбираем трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-16000/110 [1,с.213].

Номинальная мощность

Пределы регулирования ±9Ч1,78%.



Блок-схема кольцевой сети

Кольцевая схема:

ПС1.

Выбираем двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/220

Пределы регулирования ±8Ч1,5%.

ПС2.

Выбираем двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/220

Пределы регулирования ±8Ч1,5%.

ПС3.

Выбираем двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/220

Пределы регулирования ±8Ч1,5%.

ПС4.

Выбираем двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/220

Пределы регулирования ±8Ч1,5%.

1.7 Приближенный расчет потерь активной и реактивной мощностей

Потери в линиях.

Радиальная схема.

Линия 03.

Линия 34.

Линия 31.

Линия 32.

Кольцевая схема.

Линия 03.

Линия 34.

Линия 41.

Линия 12.

Линия 23.

Рассчитанные потери в линиях приведены в таблице 5.

Таблица 4- Потери мощности в ЛЭП

Радиальная схема		03	34	31	32
	ДP, МВт	1,659	0,337	1,68	0,351
	ДQ, Мвар	6,117	0,485	5,765	0,369
	Qc, Мвар	21,17	2,148	5,844	3,02
Кольцевая схема		03	34	41	12	23
	ДP, МВт	1,659	0,295	0,125	0,178	0,368
	ДQ, Мвар	6,117	0,087	0,46	0,658	1,355
	Qc, Мвар	21,17	8,57	8,192	7,436	6,176

Расчет потерь мощности в трансформаторах

Радиальная сеть:

ПС3.

ПС1.

ПС4.

ПС2.

Постоянные потери (на холостой ход) по всем подстанциям:

Переменные потери трансформаторов по всем подстанциям:

Кольцевая сеть:

ПС1.

ПС2.

ПС3

ПС4

Постоянные потери (на холостой ход) по всем подстанциям:

Переменные потери трансформаторов по всем подстанциям:



Схема замещения радиальной сети

Схема замещения кольцевой сети

1.8 Составление балансов активной и реактивной мощностей

Для нормального функционирования электрической сети в ней должен обеспечиваться баланс, как по активной, так и по реактивной мощности.

Баланс активной мощности подсчитывается для максимального режима с целью определения максимальной мощности, потребляемой сетью с шин источника питания и получения некоторых обобщенных технико-экономических характеристик намеченных вариантов.

,

где- мощность, вырабатываемая источником питания;

- мощность, потребляемая сетью;

- суммарная активная нагрузка сети;

- суммарные активные потери в линиях;

, - суммарные активные потери в трансформаторах;

где - переменные активные потери в трансформаторах;

- постоянные активные потери (на холостой ход) в трансформаторах.

Баланс реактивной мощности составляется для выбора мощности компенсирующего устройства, необходимой для обеспечения нормированного значения коэффициента мощности на шинах РЭС. Располагаемая реактивная мощность РЭС определяется по величине максимальной активной мощности потребляемой с шин РЭС и по заданному коэффициенту мощности РЭС.

Потребляемая сетью реактивная мощность складывается из реактивных мощностей нагрузок, потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах за вычетом зарядной мощности линий. Разница между располагаемой реактивной мощностью и требуемой определяет необходимую мощность компенсирующего устройства.

В общем случае:

,

,

где - суммарная реактивная нагрузка сети;

- переменные реактивные потери в трансформаторах;

- постоянные реактивные потери (на холостой ход) в трансформаторах;

- суммарные реактивные потери в линиях;

- зарядная мощность линий.

Радиальная сеть.

Активная мощность.

Баланс реактивной мощности

Потребляемая реактивная мощность больше вырабатываемой, поэтому устанавливаем компенсирующие устройства, отдающие реактивную энергию в сеть.

Устанавливаем компенсирующие устройства, КБ, подключаемые на шины низкого напряжения подстанций:

7ЧКС2-1.05-60,

Кольцевая сеть.

Активная мощность.

Баланс реактивной мощности

Вырабатываемая и потребляемая реактивные мощности находятся в балансе, поэтому устанавливать компенсирующие устройства не требуется.

1.9 Мероприятия по экономии электроэнергии

В качестве мероприятий по экономии электроэнергии следует рассматривать компенсацию реактивных нагрузок потребителей, повышение эксплуатационного уровня напряжения, экономичные режимы двухтрансформаторных подстанций, параллельные режимы двухцепных ЛЭП и др.

Организационные мероприятия не требуют дополнительных капитальных затрат и связаны с оптимизацией существующих режимов сети в условиях эксплуатации.

Технические мероприятия осуществляются на уровне проектирования и реконструкции электрической сети; требует установки дополнительных технических устройств, т.е. дополнительных капиталовложений.

Основные организационные мероприятия по снижению потерь ЭЭ.

- 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 электрическими станциями; -оптимизация режимов работы трансформаторов; - выравнивание нагрузок в электрических сетях 0,4 кВ(0,38 кВ); - выравнивание графиков нагрузки.

Основные технические мероприятия по снижению потерь ЭЭ.

- 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 (ВДТ,ЛР,УПК);

- применение накопителей ЭЭ;

- сокращение радиуса действия и строительство ВЛ 0,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине;

- применение столбовых (мачтовых) трансформаторов (10(6)/0,4 кВ) малой мощности для сокращения протяженности сетей напряжением 0,4 кВ.

2. Составление полных схем электрических соединений и технико-экономическое сравнение вариантов сети.

2.1 Основные требования к главным схемам электрических соединений

1. Надежность питания присоединенных потребителей в нормальном режиме и послеаварийных режимах;

2. надежность транзита мощности через подстанции в нормальном режиме и послеаварийных режимах;

3. простота, наглядность, экономичность, возможность восстановления питания в послеаварийных ситуациях по средством автоматики;

4. возможность поэтапного развития РУ.

Полная схема электрических соединений радиальной сети.

Полная схема электрических соединений кольцевой сети.

2.2 Технико - экономическое сравнение вариантов сети

Основные технико - экономические показатели:

-Капиталовложения (К)- это денежные средства для сооружения новых и реконструкции существующих электросетей, расходуемые на приобретение и доставку оборудования, производство строительно-монтажных работ;

-Издержки эксплуатации(И)- расходы на проведение профилактических осмотров, испытаний и ремонтов, а так же на выплату процентов по кредитам и т.п.

Капиталовложения определяются затратами на строительство ВЛЭП и подстанций.

Затраты на строительство ВЛЭП зависят от :

-укрупненного показателя стоимости для определенной марки провода, который находится из таблицы 7.5 [1,с.341];

-зонального коэффициента. Для Сибири он принимается равным К_зон=1,3;

-коэффициента усложнения, К_усл=1;

-длины линии.

Затраты на строительство ВЛЭП приведены в таблице 5.

Цены оборудования приведены в таблицах 7.5-7.28[1,с.282-298].

Таблица 5-Затраты на строительство ВЛЭП

Вариант схемы	Участок ВЛЭП	l, км	U, кВ	Марка провода	Число цепей	Вид опор, район по гололеду	Стоимость, тыс.руб	Всего, тыс. руб
							Стоимость участка, Куч	Стоимо-сть ЛЭП, КЛЭП
Радиальная	0-3	84	220	АС-240/32	2	Железо-бетонные	2120	239694
	3-4	68	110	АС-95/16	1		1050	92820
	3-1	86	110	АС-240/32	2		1795	200681
	3-2	49	110	АС-70/11	2		1590	101283
Кольцевая	0-3	84	220	АС-240/32	2	Железо-бетонные	2120	239694
	3-4	68	220	АС-240/32	1		2120	194038
	4-1	65	220	АС-240/32	1		2120	185478
	1-2	59	220	АС-240/32	1		2120	168357
	2-3	49	220	АС-240/32	1		2120	139822

Капитальные вложения на строительство ЛЭП найдем по формуле:

Радиальная сеть:

Общие кап. вложения:

Кольцевая сеть:

Общие кап. вложения:

Затраты на строительство подстанций складываются из:

-стоимость трансформаторов и автотрансформаторов (табл.7.17[1,с.293]);

-стоимость РУ(табл. 7.16 [1, с.293], [1, с.291]);

-стоимость КБ(табл. 7.23 [1, с.297]).

Затраты на строительство ПС приведены в таблице 6.

Таблица 6- Затраты на строительство ПС

схема	№ПС	Оборудование	Кол-во, шт.	Стоимость единицы оборудования тыс.руб.	тыс.руб.	тыс.руб.	Полная стоимость ПС,тыс.руб
Радиальная	ПС3	АТДЦТН-12500/220/110	2	15525	31050	205125	312475
		ОРУ-220кВ (схема 7)	4	15000	60000
		ОРУ-110кВ (схема 12)	9	7300	65700
		КБ КС2-1.05-60	7	1125	7875
		Постоянная часть затрат(сборные шины)	-	-	40500
	ПС1	ТРДЦН-40000/110	2	7300	14600	47250
		ОРУ-110кВ(схема 5Н)	3	7300	21900
		Постоянная часть затрат(мостик)	-	-	10750
	ПС2	ТРДН-16000/110	2	4300	8600	41250
		ОРУ-110кВ (схема 5Н)	3	7300	21900
		Постоянная часть затрат(мостик)	-	-	10750
	ПС4	ТРДН-16000/110	1	4300	4300	18850
		ОРУ-110кВ (схема 3Н)	1	7300	7300
		Постоянная часть затрат (без выключателей)	-	-	7250
кольцевая	ПС3	ТРДН-40000/220	2	10000	20000	101000	347480
		ОРУ-220кВ(схема 7)	4	15000	60000
		Постоянная часть затрат(четырехугольник)	-	-	21000
	ПС1	ТРДН-40000/220	2	10000	20000	82160
		ОРУ-220кВ(схема 5Н)	3	15000	45000
		Постоянная часть затрат (мостик)	-	-	17160
	ПС2	ТРДН-40000/220	2	10000	20000	82160
		ОРУ-220кВ (схема 5Н)	3	15000	45000
		Постоянная часть затрат (мостик)	-	-	17160
	ПС4	ТРДН-40000/220	2	10000	20000	82160
		ОРУ-220кВ (схема 5Н)	3	15000	45000
		Постоянная часть затрат (мостик)	-	-	17160

Определение эксплуатационных расходов

Ежегодные эксплутационные издержки складываются из:

1. Ремонт и обслуживание ЛЭП и ПС.

2. Возмещение потерь эл. энергии за год.

Определим время наибольших потерь по формуле:

.

Радиальная сеть:

Затраты на ЛЭП

для ВЛ 35 кВ и выше на железобетонных опорах

для электрооборудования 110 кВ;

для электрооборудования 220 кВ [1,табл. 6.2]

Затраты на возмещение потерь электроэнергии

- суммарные потери электроэнергии.

- переменные потери электроэнергии;

- постоянные потери электроэнергии;

Потери электроэнергии на холостой ход трансформаторов:

.

Потери электроэнергии в ЛЭП:

;

;

;

.

Суммарные потери в ЛЭП:

.

Потери электроэнергии в обмотках трансформаторов:

;

;

.

Суммарные потери в трансформаторах:

.

Суммарные переменные потери:

.

Годовые потери в радиальной сети:

.

, где

Определение приведенных затрат

Кольцевая сеть:

Затраты на ЛЭП

- суммарные потери электроэнергии.

- переменные потери электроэнергии;

- постоянные потери электроэнергии;

Потери электроэнергии на холостой ход трансформаторов:

.

Потери электроэнергии в ЛЭП:

;

;

;

;

.

Суммарные потери в ЛЭП:

.

Потери электроэнергии в обмотках трансформаторов:

;

;

;

.

Суммарные потери в трансформаторах:

.

Суммарные переменные потери:

.

Годовые потери в кольцевой сети:

.

, где

Определение приведенных затрат

Определим разницу приведенных затрат:

.

Исходя из полученных результатов, выбираем радиальную сеть, т.к. она дешевле.

3. Расчет радиальной сети в промышленной программе DAKAR

Схема замещения кольцевой сети для программы DAKAR

3.1 Максимальный режим

Выполним расчет без компенсирующих устройств:

Начальное закрепление узлов

Выполнен расчет режима

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

N узла U кBфаза град Р МВтQ MварРg МВт Qg Мвар

1 241.999-0.000 0.000 0.00089.80958.745

2 234.863-1.300-0.000 0.599 0.000 0.000

3 226.845-3.598 0.000 0.000 0.000 0.000

410.697-4.75124.97316.080 0.000 0.000

5 119.306-3.582 0.000 0.000 0.000 0.000

6 110.158-6.439-0.000 0.297 0.000 0.000

7 9.407 -10.65949.69438.546 0.000 0.000

8 119.398-3.657-0.000 0.100 0.000 0.000

911.403-3.723 0.394 0.305 0.000 0.000

10 114.333-3.959-0.000 0.100 0.000 0.000

1110.171-8.27210.996 8.796 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар

1 2 0 0.26 89.809 58.129 88.700 78.947 0.000 24.906

2 3 0 0.29 88.700 78.347 88.637 72.177 -0.000 -0.000

3 4 0 0.08 24.981 16.807 24.973 16.080 -0.0000.000

3 5 0 0.21 63.648 55.369 63.613 55.369 -0.000 -0.000

5 6 0 0.33 51.750 45.099 49.955 45.308 -0.0006.368

6 7 0 0.35 49.955 45.010 49.694 38.546 -0.000 -0.000

5 8 0 0.020.395 -3.1550.3940.405 -0.0003.561

8 9 0 0.000.3940.3050.3940.305 0.0000.000

5 10 0 0.09 11.474 13.425 11.072 10.415 0.000 -2.430

10 11 0 0.08 11.072 10.315 10.9968.796 0.000 -0.000

Частота - 50.00000 Гц

Суммарная генерация

89.809 -активная 58.745 -реактивная

Суммарная нагрузка

86.056 -активная 64.824 -реактивная

0.000 -акт.синх.двиг. 0.000 -реак.СД и КБ

Суммарные потери продольные

3.751 -активные 25.708 -реактивные

потери поперечные

-0.000 -в шунтах -32.405 -реактивные

0.000 -на корону

2 -Количество итераций

0.708 -Функционал

89.809 -Мощность БУ

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

Таблица 10 - Номинальные напряжения отпаек трансформаторов(с областью регулирования)

№	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Напряжение, кВ	96,6	98,6	100,7	102,7	104,8	106,8	108,9	110,9	112,9	115	117	119,1	121,1	123,2	125,2	127,3	129,3	131,4	133,4

ПС3:

Регулирование на обмотке низкого напряжения автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110 не производим, так как регулирование в нем допускается только в линии среднего напряжения (РПН в линии СН ±12%,± 6 ступеней).

ПС1:

Выбираем «-6» отпайку с U_{отп. станд} =102,7(кВ) Меняем коэффициент трансформации на новый

ПС2:

Выбираем «+5» отпайку с U_{отп. станд} =125,2(кВ) Меняем коэффициент трансформации на новый

ПС4:

Выбираем «-2» отпайку с U_{отп. станд} =110,9(кВ) Меняем коэффициент трансформации на новый

Расчет с компенсирующими устройствами:

Начальное закрепление узлов

Выполнен расчет режима

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

N узла U кBфаза град Р МВтQ MварРg МВт Qg Мвар

1 241.999-0.000 0.000 0.00090.89761.034

2 234.717-1.313 0.000 0.602 0.000 0.000

3 226.541-3.642 0.000 0.000 0.000 0.000

410.681-4.80825.16016.194 0.000 0.000

5 119.146-3.626 0.000 0.000 0.000 0.000

6 109.797-6.533-0.000 0.303 0.000 0.000

710.478 -10.84950.40939.101 0.000 0.000

8 119.245-3.700 0.000 0.101 0.000 0.000

910.461-3.757 0.337 0.262 0.000 0.000

10 114.113-4.008 0.000 0.101 0.000 0.000

1110.522-8.38511.103 8.878 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар

1 2 0 0.26 90.897 59.790 89.751 80.458 -0.000 24.891

2 3 0 0.30 89.751 79.856 89.686 73.490 -0.000 -0.000

3 4 0 0.08 25.169 16.933 25.160 16.194 -0.0000.000

3 5 0 0.22 64.520 56.555 64.484 56.555 -0.000 -0.000

5 6 0 0.34 52.547 46.190 50.680 46.122 -0.0006.340

6 7 0 0.36 50.680 45.819 50.409 39.101 -0.000 -0.000

5 8 0 0.020.339 -3.1880.3370.363 -0.0003.552

8 9 0 0.000.3370.2630.3370.262 -0.000 -0.000

5 10 0 0.09 11.593 13.552 11.181 10.536 0.000 -2.422

10 11 0 0.08 11.181 10.435 11.1038.878 -0.000 -0.000

Частота - 50.00000 Гц

Суммарная генерация

90.897 -активная 61.034 -реактивная

Суммарная нагрузка

87.010 -активная 65.541 -реактивная

0.000 -акт.синх.двиг. 0.000 -реак.СД и КБ

Суммарные потери продольные

3.885 -активные 26.607 -реактивные

потери поперечные

-0.000 -в шунтах -32.360 -реактивные

0.000 -на корону

2 -Количество итераций

1.262 -Функционал

90.897 -Мощность БУ

3.2 Минимальный режим

Нагрузки подстанций в минимальном режиме

ПС1:

ПС2:

ПС3:

ПС4

Начальное закрепление узлов

Выполнен расчет режима

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

N узла U кBфаза град Р МВтQ MварРg МВт Qg Мвар

1 237.600-0.000 0.000 0.00053.09012.734

2 234.632-0.872 0.000 0.602 0.000 0.000

3 231.012-2.225 0.000 0.000 0.000 0.000

410.987-2.78212.602 6.241 0.000 0.000

5 121.512-2.217 0.000 0.000 0.000 0.000

6 117.644-3.650 0.000 0.305 0.000 0.000

711.691-5.49625.80319.970 0.000 0.000

8 120.379-2.365 0.000 0.101 0.000 0.000

910.399-3.721 8.064 6.247 0.000 0.000

10 119.029-2.373 0.000 0.101 0.000 0.000

1111.044-4.306 5.570 4.449 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар

1 2 0 0.13 53.090 12.182 52.789 35.495 -0.000 24.420

2 3 0 0.16 52.789 34.892 52.771 33.118 0.000 -0.000

3 4 0 0.04 12.6576.396 12.6026.242 0.0530.000

3 5 0 0.12 40.149 26.726 40.085 26.726 0.053 -0.000

5 6 0 0.15 26.228 16.043 25.860 21.687 0.0006.908

6 7 0 0.16 25.860 21.381 25.803 19.970 -0.000 -0.000

5 8 0 0.048.1443.0828.0816.673 -0.0003.657

8 9 0 0.058.0816.5728.0646.247 -0.000 -0.000

5 10 0 0.055.6867.5995.5864.880 -0.000 -2.575

10 11 0 0.045.5864.7795.5704.449 -0.000 -0.000

Частота - 50.00000 Гц

Суммарная генерация

53.090 -активная 12.734 -реактивная

Суммарная нагрузка

52.038 -активная 38.016 -реактивная

0.000 -акт.синх.двиг. 0.000 -реак.СД и КБ

Суммарные потери продольные

0.953 -активные 6.578 -реактивные

потери поперечные

0.107 -в шунтах -32.410 -реактивные

0.000 -на корону

2 -Количество итераций

1.949 -Функционал

53.090 -Мощность БУ

Таблица 11 - Номинальные напряжения отпаек трансформаторов(с областью регулирования )

№	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Напряжение, кВ	96,6	98,6	100,7	102,7	104,8	106,8	108,9	110,9	112,9	115	117	119,1	121,1	123,2	125,2	127,3	129,3	131,4	133,4

ПС3:

Регулирование на обмотке низкого напряжения автотрансформатора не производим.

ПС1:

Выбираем «+3» отпайку с U_{отп. станд} =121,1(кВ) Меняем коэффициент трансформации на новый

ПС2:

Выбираем «+7» отпайку с U_{отп. станд} =129,3(кВ) Меняем коэффициент трансформации на новый

ПС4:

Выбираем «+6» отпайку с U_{отп. станд} =127,3(кВ) Меняем коэффициент трансформации на новый

Расчет с компенсирующими устройствами:

Режим- demina . Задание-

Файлы - режима генераторов автоматики

112 nonamenoname

Начальное закрепление узлов

Выполнен расчет режима

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

N узла U кBфаза град Р МВтQ MварРg МВт Qg Мвар

1 237.600-0.000 0.000 0.00052.03811.985

2 234.735-0.857 0.000 0.600 0.000 0.000

3 231.218-2.182 0.000 0.000 0.000 0.000

410.997-2.73412.517 6.206 0.000 0.000

5 121.621-2.175 0.000 0.000 0.000 0.000

6 117.897-3.561 0.000 0.300 0.000 0.000

7 9.949-5.34125.00819.407 0.000 0.000

8 120.499-2.321 0.000 0.100 0.000 0.000

910.045-3.665 8.006 6.205 0.000 0.000

10 119.165-2.326 0.000 0.100 0.000 0.000

11 9.987-4.231 5.503 4.403 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар

1 2 0 0.13 52.038 11.122 51.752 34.498 -0.000 24.430

2 3 0 0.15 51.752 33.897 51.734 32.203 -0.000 -0.000

3 4 0 0.04 12.5736.358 12.5176.206 0.0530.000

3 5 0 0.12 39.198 25.849 39.134 25.849 0.053 -0.000

5 6 0 0.14 25.405 15.276 25.062 21.027 0.0006.929

6 7 0 0.16 25.062 20.727 25.008 19.407 0.0000.000

5 8 0 0.048.0853.0258.0226.624 -0.0003.664

8 9 0 0.058.0226.5248.0066.205 -0.000 -0.000

5 10 0 0.045.6177.5465.5194.825 -0.000 -2.580

10 11 0 0.045.5194.7255.5034.403 -0.0000.000

Частота - 50.00000 Гц

Суммарная генерация

52.038 -активная 11.985 -реактивная

Суммарная нагрузка

51.035 -активная 37.320 -реактивная

0.000 -акт.синх.двиг. 0.000 -реак.СД и КБ

Суммарные потери продольные

0.904 -активные 6.248 -реактивные

потери поперечные

0.107 -в шунтах -32.443 -реактивные

0.000 -на корону

2 -Количество итераций

0.067 -Функционал

52.038 -Мощность БУ

3.3 Послеаварийный режим

Послеаварийным режимом будем считать обрыв одной из цепей линии ВЛЭП 3-1

Выполним расчет без компенсирующих устройств:

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

N узла U кBфаза град Р МВтQ MварРg МВт Qg Мвар

1 241.999-0.000 0.000 0.00089.71054.931

2 235.155-1.316 0.000 0.600 0.000 0.000

3 227.519-3.603 0.000 0.000 0.000 0.000

410.729-4.75124.98516.087 0.000 0.000

5 119.661-3.589 0.000 0.000 0.000 0.000

6 110.551-6.430-0.000 0.298 0.000 0.000

7 9.445 -10.62049.72438.571 0.000 0.000

8 119.682-3.664-0.000 0.100 0.000 0.000

911.430-3.730 0.395 0.306 0.000 0.000

10 115.330-4.164-0.000 0.100 0.000 0.000

1110.273-8.40211.009 8.807 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар

1 2 0 0.25 89.710 54.314 88.648 75.333 -0.000 24.936

2 3 0 0.28 88.648 74.733 88.587 68.825 -0.000 -0.000

3 4 0 0.08 24.994 16.810 24.985 16.087 0.000 -0.000

3 5 0 0.21 63.593 52.012 63.561 52.012 0.000 -0.000

5 6 0 0.33 51.764 44.994 49.983 45.289 -0.0006.409

6 7 0 0.35 49.983 44.992 49.724 38.571 0.0000.000

5 8 0 0.010.396 -1.3830.3950.407 -0.0001.790

8 9 0 0.000.3950.3070.3950.306 -0.000 -0.000

5 10 0 0.07 11.4068.402 11.086 10.399 0.0002.458

10 11 0 0.08 11.085 10.299 11.0098.807 -0.000 -0.000

Частота - 50.00000 Гц

Суммарная генерация

89.710 -активная 54.931 -реактивная

Суммарная нагрузка

86.113 -активная 64.869 -реактивная

0.000 -акт.синх.двиг. 0.000 -реак.СД и КБ

Суммарные потери продольные

3.601 -активные 25.037 -реактивные

потери поперечные

-0.000 -в шунтах -35.593 -реактивные

0.000 -на корону

2 -Количество итераций

0.676 -Функционал

89.710 -Мощность БУ

Таблица 12 - Номинальные напряжения отпаек трансформаторов(с областью регулирования )

№	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Напряжение, кВ	96,6	98,6	100,7	102,7	104,8	106,8	108,9	110,9	112,9	115	117	119,1	121,1	123,2	125,2	127,3	129,3	131,4	133,4

ПС3:

Регулирование на обмотке низкого напряжения автотрансформатора не производим, т.к. это можно делать только на обмотке среднего напряжения.

ПС1:

Выбираем -6» отпайку с U_{отп. станд} =102,7(кВ) Меняем коэффициент трансформации на новый

ПС2:

Выбираем «+5» отпайку с U_{отп. станд} =125,2(кВ) Меняем коэффициент трансформации на новый

ПС4:

Выбираем «-1» отпайку с U_{отп. станд} =112,9 (кВ) Меняем коэффициент трансформации на новый

Расчет с компенсирующими устройствами:

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

N узла U кBфаза град Р МВтQ MварРg МВт Qg Мвар

1 241.999-0.000 0.000 0.00090.76756.457

2 235.013-1.328 0.000 0.602 0.000 0.000

3 227.225-3.646 0.000 0.000 0.000 0.000

410.714-4.80525.16816.198 0.000 0.000

5 119.506-3.631 0.000 0.000 0.000 0.000

6 110.198-6.522-0.000 0.304 0.000 0.000

710.522 -10.80750.43939.121 0.000 0.000

8 119.543-3.705 0.000 0.101 0.000 0.000

910.499-3.761 0.339 0.264 0.000 0.000

10 115.125-4.210 0.000 0.101 0.000 0.000

1110.438-8.50111.095 8.873 0.000 0.000

**** Система N 1 ****

Балансирующие узлы - 1

Ветвь пар.ток kА Р нач.МВт Q нач.Мвар Р кон.МВт Q кон.Мвар Рк МВт Qс Mвар

1 2 0 0.25 90.767 55.922 89.670 76.798 0.000 24.921

2 3 0 0.29 89.670 76.196 89.607 70.104 0.0000.000

3 4 0 0.08 25.177 16.933 25.168 16.198 0.000 -0.000

3 5 0 0.21 64.437 53.168 64.403 53.168 -0.000 -0.000

5 6 0 0.34 52.561 46.072 50.708 46.094 -0.0006.382

6 7 0 0.36 50.708 45.791 50.439 39.121 -0.000 -0.000

5 8 0 0.010.340 -1.4200.3390.365 0.0001.786

8 9 0 0.000.3390.2640.3390.264 -0.0000.000

5 10 0 0.07 11.5018.518 11.174 10.497 -0.0002.451

10 11 0 0.08 11.172 10.397 11.0958.873 -0.000 -0.000

Частота - 50.00000 Гц

Суммарная генерация

90.767 -активная 56.457 -реактивная

Суммарная нагрузка

87.042 -активная 65.562 -реактивная

0.000 -акт.синх.двиг. 0.000 -реак.СД и КБ

Суммарные потери продольные

3.729 -активные 25.897 -реактивные

потери поперечные

-0.000 -в шунтах -35.539 -реактивные

0.000 -на корону

2 -Количество итераций

1.317 -Функционал

90.767 -Мощность БУ

Заключение

В результате выполнения курсового проекта была разработана радиальная районная электрическая сеть 220-110 кВ, обеспечивающая питание четырех потребителей.

Для выбора экономически обоснованного варианта сети были рассмотрены две схемы электроснабжения: радиальная и смешанная.

для каждой схемы были выбраны номинальные напряжения на каждом участке, сечения проводов ЛЭП. Проверки выбранных сечений проводов по техническим условиям (нагрев, корона, механическая прочность, потери напряжения) подтвердили правильность выбора проводов, а также номинальных напряжений;

исходя из условий надежности электроснабжения потребителей 1,2 и 3 категории был произведен выбор трансформаторов на всех подстанциях.

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 кольцевой схем были составлены полные схемы электрических соединений. При составлении схем полных электрических соединений были выбраны типовые схемы распределительных устройств и разработаны схемы их подсоединения.

Выбор варианта сети основывался на принципе минимума приведенных затрат. Для чего были определены технико-экономические показатели вариантов сети - капиталовложения на строительство ЛЭП и подстанций, издержки их эксплуатации и затраты на возмещение потерь электроэнергии. На основе сравнения была выбрана кольцевая схема сети.

Для выбранной радиальной схемы были проведены расчеты максимального, минимального и послеаварийного режимов работы с использованием промышленной программы DAKAR. В результате проведенных расчетов можно убедиться в том, что все потребители обеспечиваются непрерывным снабжением электроэнергией с напряжением, приближенно равным желаемому. Расчет минимального и послеаварийного режима был также произведен в программе DAKAR.

Список литературы

1. И. Г. Карапетян, Д. Л. Файбисович, И. М. Шапиро. Справочник по проектированию электрических сетей. - М.: НЦ ЭНАС, 2009.

2. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru

...