Проектирование энергетических систем

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки, молодежи и спорта Украины

Государственное высшее учебное заведение

Национальный горный университет

Кафедра СЕП

Курсовой проект

по курсу

Электрические системы и сети

Выполнил: ст.гр. ЕЕ-10-2

Кравцова В.В.

Руководители: доц. Папаика Ю.А.

ас. Лысенко А.Г.

Днепропетровск 2013



Содержание

1. Разработка исходных положений по построению схем электрических сетей

2. Варианты схем электрических сетей

3. Выбор номинального напряжения электрической сети

4. Выбор трансформаторов понижающих подстанций

5. Определение площади сечения проводов ЛЭП

6. Определение мощности в начале и конце участков ЛЭП

7. Определение потерь энергии в линиях и трансформаторах

8. Определение величины напряжения у потребителей в режиме наибольших нагрузок

9.Экономическое сравнение вариантов сети и выбор наилучшего

10. Выбор компенсирующих устройств

11. Пересчет всех основных параметров сети после установки конденсаторных установок

12. Расчет основных режимов сети

13. Регулирование напряжения в сети

14. Определение дополнительных потерь активной мощности в ЛЭП от высших гармоник

Список литературы



Введение

электрический сеть напряжение подстанция

В последние года началось развитие промышленности, появляются новые предприятия, реанимируются старые. Промышленность начала вносить значительный вклад в увеличение энергопотребление. Расширяется плотность географического расположения потребителей электрической энергии. В связи с этим появляется потребность в расширении существующих сетей и в создании новых. Возрастающее количество энергопотребляющих объектов ведет к росту передаваемых по электрическим сетям мощностей. Одной из самых главных задач сегодня является экономичное использование существующего электрического оборудования и разработка нового с улучшенными параметрами.

Поэтому этот курсовой проект пишется с целью получения навыков проектирования энергетических систем, научиться экономически обосновывать тот или иной вариант сети.



1. Построение схем электрических сетей

От узловой подстанции системы "А" питаются три промышленных районов 1, 2,3. Требуется разработать проект электрической сети для снабжения электроэнергией потребителей этих районов.

В проекте приняты воздушные ЛЭП, имеют лучшие технико-экономические показатели перед другими конструктивными исполнениями. ЛЭП выполнены сталеалюминиевого проводами, опоры приняты металлические.

Таблица 1- Данные в потребителях электроэнергии

Пункты Данные	1	2	3
Наибольшая зимняя нагрузка, МВт	4	14	40
Состав потребителей по категориям, %	1	-	15	20
	2	60	40	30
	3	40	45	50
Номинальное напряжение распределительной сети, 6 кВ

2. Варианты схем электрических сетей

Рассматриваем все возможные варианты электрических сетей



L1=87 км L2=60 км L3=87 км

=174 км =120 км =174 км

2. L1=87 км L2=60 км L3=87 км

=174 км =120 км =174 км

3. L1=60 км L2=60 км L3=87 км

=120 км =120 км =174 км

4. L1=87 км L2=60 км L3=60 км



=174 км =120 км =120 км

Результаты расчетов заносим в таблицу

Таблица 2- Выбор схемы электрической цепи

Номер схеми Дані	1	2	3	4
Загальна довжина трас, км	234	234	207	207
Довжина ЛЭП, км	381 (468)	381 (468)	354 (414)	354
Кількість вимикачів, шт	5 (6)	5 (6)	5 (6)	6

Со всех вариантов выбираем более целесообразный метод - схема № 3.

3. Выбор номинального напряжения электрической сети

Номинальное напряжение электрической сети существенно влияет как на ее технико-экономические показатели, так и на технические характеристики. Так, при повышении номинального напряжения (при прочих равных условиях) снижаются потери мощности и электроэнергии, т.е. снижаются эксплуатационные расхода, уменьшаются сечения проводов и затраты металла на сооружение линии, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается развитие сети, но увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего U_ном требует, наоборот, меньших капитальных затрат, но приводит к большим эксплуатационным расходам и обладает меньшей пропускной способностью.

Для предварительного определения U_ном используется формула С.Н. Никогосова.

Где Р- мощность потребителя, МВт; l-длина линии, км.

Для определения выбираем такого потребителя, у которого величина электрического момента будет наибольшей.

=>max

Выбираем смежные напряжения 110 и 150 кВ.

4. Выбор трансформаторов понижающих подстанций

Выбор количества трансформаторов на ПС зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанции потребителей и является технико-экономической задачей. На каждой главной понижательной подстанции устанавливаем два трансформатора. В этом случае мощность каждого трансформатора ГСП в нормальных условиях должна обеспечить питание всех потребителей, в этом режиме подключены к этой секции шин. В после послеаварийном режиме считается, что питание ГСП будет выполняться одним из трансформаторов. При этом допускается определенное перегрузки этого трансформатора в зависимости от предыдущего режима нагрузки. Поскольку в задании на курсовой проект не указываются условия работы трансформаторов ГСП в нормальном режиме до аварии, то принимаем, что в после аварийном должно обеспечиваться питание потребителей первой и второй категорий с допустимым перегрузкам 140%.Из приведенных положений номинальная мощность трансформатора ГСП определяется из соотношения:

Где - наибольшая нагрузка подстанции

=2- количество трансформаторов на подстанции

=1,4 - допустимая послеаварийная перегрузка трансформатора

Рассчитываем наибольшую нагрузку трансформатора:

Находим мощность трансформатора:

По расчетам принимаем ближе стандартное значение мощности трансформатора, его тип по номинальным напряжением и определяем паспортные данные.

Принимаем трансформатор типа ТМН-6300/110



- коэффициент загрузки одного трансформатора в нормальном режиме

- Коэффициент загрузки одного трансформатора в послеаварийном режиме

Аналогично выполняем расчеты для других подстанций и заносим результаты в таблицу

Таблица 3. Выбранные типы трансформаторов для схемы с односторонним питанием(110 кВ)

№ подстанции	, МВА	Тип трансформаторов	Количество тр-ров	Коеф. загрузки в норм. реж., Кз.н.	Коеф. Загрузки в посляавар. реж., Кз.п.а.
1	5,13	ТМН-6300/110	1	0,81	-
2	17,94	ТРДН-25000/110	2	0,36	0,71
3	36,64	ТРДН-40000/110	2	0,46	0,91
	5,13	ТМН-6300/110	2	0,4	0,81

Таблица 4. Выбранные типы трансформаторов для схемы с одностороннім питанием (150 кВ)

№ подстанции	, МВА	Тип трансформатора	Количество тр-ров	Коэф. загрузки в норм. реж., Кз.н.	Коэф. загрузки в посляавар. реж., Кз.п.а.
1	3,66	ТДН-16000/150	1	0,22	-
2	12,81	ТДН-16000/150	2	0,4	0,8
3	36,64	ТРДН-63000/150	2	0,29	0,58
	3,66	ТМН-16000/150	2	0,11	0,22



Подстанция 1 не имеет потребителей первой категории, поэтому количество ЛЭП и количество трансформаторов на этой подстанции выберем по величине меньших общих затрат.

Приведем технические характеристики трансформаторов

Таблиця 5. Схема с односторонним питанием (110 кВ)

№ подстанции	Транс-форматор	Середняя номинальное напряжение, кВ	Границы регулир. Напряж., %
1	ТМН-6300/110	115/6,6 (11)		10,5	172	11,5	50,4	14,7	220,4
2	ТРДН-25000/ 110	115/6,3 (10,5)		10,5	260	27	175	2,54	55,5
3	ТРДН-40000/110	115/6,6 (11)		10,5	60	36	260	1,42	34,7
	ТМН-6300/110	115/6,6 (11)		10,5	44	11,5	50,4	14,7	220,4

Таблиця 6. Схема с односторонним питанием(150 кВ)

№ подстанции	Транс-форматор	Среднее Номинал. Напряжен., кВ	Границы регулир. Напряж., %
1	ТДН-16000/150	158/6,6(11)		11	85	21	128	8,3	172
2	ТДН -16000/150	158/6,6(11)		11	85	21	128	8,3	172
3	ТРДН-63000/150	158/6,3 (10,5)		10,5	235	59	420	1,48	41,6
	ТДН-16000/150	158/6,6(11)		11	85	21	128	8,3	172

Определяем потери мощности в стали и обмотках трансформаторов для первой подстанции (110 кВ):

Выполняем аналогичный расчет для других подстанций и занесем результаты в таблицы.

Таблица 7. Схема с односторонним питанием (110 кВ)

№ подстанции	Тип трансформатора	Потери в стали магнитопровода, кВА	Потери в обмотках, кВА
1	1х ТМН-6300/110
2	2х ТРДН-25000/110
3	2х ТРДН-40000/110
	2х ТМН-6300/110

Таблица 8. Схема с односторонним питанием (150 кВ)

№ подстанции	Тип трансформатора	Потери в стали магнитопровода, кВА	Потери в обмотках, кВА
1	1х ТДНТ-16000/150
2	2х ТДНТ-1600/150
3	2х ТРДН-63000/150
	2х ТДНТ-16000/150

Найдем мощности потребителей (для схемы с односторонним питанием 110 кВ):



Выполняем аналогичный расчет для других потребителей и занесем результаты в таблице.

Таблица 9. Схема с односторонним питанием (110 кВ)

Номер Потребителя	Мощность, кВА
1
2
3

Таблица 10. Схема с односторонним питанием (150 кВ)

Номер потребителя	Мощность, кВА
1
2
3

5. Определение площади сечения проводов ЛЭП

Выбор сечения проводов воздушных линий электропередач будем проводить методом методу экономических интервалов. Этот метод основан на использовании формулы:

Рассмотрим применение этого метода на примере определения сечения на участках L1(одноцепная), L2, L3 схемы с односторонним питанием (110 кВ). В расчетах будем рассматривать сталеалюминия провода с площадью сечения от 70 до 240 мм2. Значения коэффициентов Аи и Ви для указанных проводов занесем в табл.11.



Таблица 11. Значение коэффициентов А_і та В_і

Тип провода	коі, тыс. грн./км	Аі, тыс. грн./км	rоі, Ом/км	, тыс. грн./км
АС-70	59,75	31,07	0,43	1,5996
АС-95	57,75	30,03	0,306	1,13832
АС-120	57,95	30,134	0,25	0,93
АС-150	58,55	30,446	0,2	0,744
АС-185	62,15	32,318	0,17	0,6324
АС-240	65,55	34,086	0,121	0,45012

тыс.грн/км

Меняем силу наибольшего ток от 0 до 300А:

тыс.грн./км

Таблица 12. Зависимость

Сила наибольшего тока, А		Значение Зоі для проводов типу, тис. грн/км
		АС - 70	АС - 95	АС - 120	АС - 150	АС - 185	АС - 240
0	0	31,07	30,03	30,13	30,45	32,32	34,09
25	6,25	41,07	37,15	35,95	35,1	36,27	36,89
50	25	71,06	58,49	53,38	49,04	48,13	45,34
75	56,25	121,05	94,06	82,45	72,29	67,89	59,41
100	100	191,03	143,86	123,13	104,85	95,56	79,09
125	156,25	281,01	207,89	175,45	146,69	131,13	104,42
150	225	390,98	286,15	239,38	197,85	174,61	135,36
175	306,25	520,95	378,64	314,95	258,29	225,99	171,94
200	400	670,91	485,36	402,13	328,05	285,28	214,13
225	506,25	840,87	606,31	500,95	407,09	352,47	261,96
250	625	1030,82	741,48	611,38	495,45	427,57	315,41
275	756,25	1240,77	890,89	733,45	593,09	510,57	374,49
300	900	1470,71	1054,52	867,13	700,05	601,48	439,19

Для существования экономических интервалов нужно, чтобы выполнялись следующие условия

Проверяем провода АС-70, АС-95 и АС-120

А1<A2<A3

31,07>30,03<30,134

Условие не выполняется. Поэтому исключаем провод АС-70.

Перевіряємо проводи АС-95, АС-120 и АС-150

A2<A3<A4 B2>B3>B4

30,03<30,134<30,446 1,06>0.87>0,7

Условия выполняются.

Проверяем провода АС-120, АС-150 и АС-185

A3<A4<A5 B3>B4>B5

30,134<30,446<32,138 0,87>0.7>0,59

Условия выполняются.

Перевіряємо проводи АС-150, АС-185 та АС-240

A4<A5<A6 B4>B5>B6

30,446<32,318<34,086 0,7>0.59>0,42

Условия не выполняются.

Таким образом по результатам проверки экономические интервалы имеют провода типа АС-95, АС-120, АС-185 и АС-240.

Находим граничные значения токовых интервалов:

Таким образом, если находится в интервале:

[0…7,4] А - принимаем провод АС-95

[7,…27,93] А - принимаем провод АС-120

[27,93…32,25] А - принимаем провод АС-185

[31,34…] А - принимаем прповод АС-240

Для участка L1 (одноцепная) напряжения 110 кВ, участков L1', L2, L3 (двухцепные), L1 (одноцепная) напряжения 35 кВ нахождения экономических интервалов проводов выполняем аналогично

Для интервалов L1', L2, L3 напряжения 150 кВ:

[0…34,97] А - принимаем провод АС-120

[34,97…48,62] А - принимаем провод АС-150

[48,62…] А - принимаем АС-185

Далее необходимо определить токи на каждом участке. Для второго участка ток будет равен:

Для определения мощности необходимо знать мощность в начале участка L1 -. Поэтому сначала определим сечение проводов на участке L1 и мощность в начале участка.



Аналогично рассчитываем величину тока на других участках. Результаты заносим в таблицу

Таблица 13. Значение наибольшего тока

Ном. Напряж., кВ	Линия	Сила тока , А
110	L1	28,6
	L3	202
	L1'	34,27
150	L1	14,9
	L3	144,1
	L1'	27,61

Как видно из графика и аналитически при токе = 28,6 А принимаем провод АС-95

Проверка:

По условиям механической прочности: 35 ммІ <95 ммІ

По условиям допустимого нагрева в послеаварийном режиме: 605 А> 28.6 А

По условиям коронирования: 70 ммІ <95 ммІ

Окончательно принимаем провод АС-95.

Аналогично выбираем сечения проводов на других участках, проверяем их и результаты проверки заносятся в таблицы.



Таблица 14. Проверка сечений

Схема № 1 (110 кВ)
Линия	Сечение	Проверка	Окончательное сечение
		Мех. прочность	Коронирование	Допуст.нагрев
L1	АС-95	35ммІ<95мм2	70ммІ<95мм2	605А>28,6 А	АС-95
L3	АС-240	35ммІ<240мм2	70ммІ<240мм2	605А>202 А	AC-240
L1'	АС-95	35ммІ<95мм2	70ммІ<95мм2	390А>34,27 А	АС-95
Схема № 1 (150 кВ)
L1	АС-120	35ммІ<150мм2	120ммІ<120мм2	520А>14,9А	АС-120
L3	АС-185	35ммІ<185мм2	120ммІ<185мм2-	520А>144,1 А	АС-185
L1'	АС-120	35ммІ<150мм2	120ммІ<120мм2	450А>27,61 А	АС-120

6. Определение мощности в начале и конце участков ЛЭП

Рассчитаем потери мощности для участка L1 (АС-95) схемы с напряжением 110 кВ (районного значения):

Рассчитаем потери мощности для участка L1 (АС-120) схемы с напряжением 150 кВ (районного значения):

Потери мощности для других участков находятся аналогично. Результаты расчетов занесем в таблицы 16 и 17. Но сначала выберем сечения для участков L2 напряжения 110 кВ и 150 кВ. Для этого рассчитаем наибольший ток на участке L1 (110 кВ):

Для одной цепи больше нагрузка составляет:

Как видно из графика и аналитически при токе = 60,3 А принимаем провод АС-95. Аналогичные расчеты делаем для напряжения 150 кВ. Результаты занесем в таблицу 15.

Таблица15. Проверка сечений для участка L2 напряжением 110 кВ та 150 кВ

Схема № 1 (110 кВ)
Линия	Сечение	Проверка	Окончательное сечение
		Мех.прочность	Коронирование	Допуст.нагрер
L1	АС-95	35ммІ<95мм2	70ммІ<95мм2	605А>57,1 А	АС-95
Схема № 1 (150 кВ)
L1	АС-185	35ммІ<185мм2	120ммІ<185мм2	520А>52,02А	АС-185

Таблица 16.Мощноть в начале и в конце участка ЛЕП (110 кВ)

Линия	, кВА	, кВА	, кВА	, кВА	, кВА
L1	4047,4+ +j3739,6	4047,4+ +j1639,6	28,4+ +j40,28	4019,9+ +j1599,3	4019,9+ +j3699,3
L2	18533,4+ +j12370	18533,4+ +j10270	324,6+ +j460,32	18208,8+ +j9810	18208,8+ +j11910
L3	29425,75+ +j27388,12	29425,75+ +j24125,62	576,95+ +j1906,72	28848,8+ +j22218,9	28848,8+ +j25481,4
L1'	8060,48+ +j6618,2	8060,48+ +j4518,2	63,4+j89,92	7997,08+ +j4428,28	7997,08+ +j6528,28

Мощность в начале и в конце участка ЛЕП (150 кВ)

Линия	, кВА	, кВА	, кВА	, кВА	, кВА
L1	2820,1- -j 5135,06	2820,1- -j1235,06	6,3+ +j11,05	2813,8- -j1224,04	2813,8+ +j2675,96
L2	10082,4+ +j978,38	10082,4+ +j5058,38	28,8+ +j71,18	10111,2+ +j4987,2	10111,2+ +j9067,2
L3	28819,27+ +j13130,4	28819,27+ +j18611,4	264,07+ +j916,4	28555,2+ +j17695	28555,2+ +j23176,2
L1'	5521,95- -j3190,7	5521,95+ +j709,302	10,29+j18,102	5511,66+ +j691,2	5511,66+ +j4591,2

7. Определение потерь энергии в линиях и трансформаторах

Рассчитаем потери энергии во второй линии и трансформаторах методом времени наибольшие потери (110 кВ):

Для других линий расчеты проводятся аналогично. Результаты заносим в таблицу.

Таблица 18. Потери энергии в линиях и трансформаторах (110 кВ)

Линия	, ч/год	,	,
L1	3521,13	100000,1	198120,66
L2	3521,13	1142958,79	710364,16
L3	3521,13	2031515,9	887058,26
L1'	3521,13	223251,1	251057,5

Таблица 19. Потери энергии в линиях и трансформаторах (150 кВ)

Линия	, ч/год	,	,
L1	3521,13	211267,8	187586,76
L2	3521,13	352113	463694,7
L3	3521,13	51056,4	1172835,1
L1'	3521,13	64788,8	375173,52

8. Определение величины напряжения у потребителей в режиме наибольших нагрузок

Рассчитаем напряжение у первого потребителя (110 кВ):

Потери напряжении во второй линии:

Напряжение перед трансформатором первой подстанции:

Потери напряжения в трансформаторах второй подстанции:



Напряжение приведении к высшей обмотке

Коэффициент трансформации на второй подстанции:

Напряжение у второго потребителя:

Рассчитываем напряжение первого потребителя(110 кВ):

Потери напряжения в первой линии

Напряжение перед трансформатором первого подстанции:

Потери напряжения в трансформаторе первой подстанции:



Напряжение приведена к высшей обмотке

Коэффициент трансформации на первой подстанции

Напряжение у первого потребителя:

Расчеты для третьей линии проводятся аналогично первой линии. Внесем результаты в таблицу.

Таблица 20. Потери напряжения в линиях и трансформаторах (110 кВ)

Линия	Напряжение в начале линии кВ	, кВ	, кВ	, кВ	, кВ		, кВ
L1	114,15	0,54	113,61	2,3	111,31	10,45	10,63
L2	118,8	4,65	114,15	3,01	111,14	10,95	10,15
L3	118,8	8,7	110,1	4,06	106,04	10,95	9,71
L1'	114,15	1,84	112,31	6,8	105,51	10,45	10,09



Таблица 21. Потери напряжения в линиях и трансформаторах (150 кВ)

Линия	Напряжение в начале линии кВ	, кВ	, кВ	, кВ	, кВ		, кВ
L1	159,21	1,12	158,09	2,9	155,19	14,36	10,8
L2	162	0,79	159,21	0,015	159,19	14,36	11,08
L3	162	4,8	157,2	3,09	154,11	15,04	10,25
L1'	159,21	1,05	158,16	2,5	155,66	14,36	10,83

Проверим схему с питающим напряжением 110 кВ по допустимому отклонению напряжения:

110 кВ - 100%

Х кВ - 24,02%

Неравенство выполняется. Аналогично проверяем остальные линии. Результаты заносим в таблицу.

Таблица 22. Допустимое отклонение напряжения(110 кВ)

Линия
L1
L2
L3
L1'



Таблица 23. Допустимое отклонение напряжения(150 кВ)

Линия
L1
L2
L3
L1'

Неравенства выполняются, поэтому в дальнейшем будем рассматривать схемы с питающим напряжением как на 110 кВ , так и на 150 кВ.

9. Технико-экономическое сравнение вариантов сети и выбор наилучшего

Важнейший технико-экономический показатель - это капитальные вложения, т.е. расходы, необходимые для сооружения сетей, станций, энергетических объектов.

Для электрической сети:

К = К_л + К_пс,

где К_л - капитальные вложения на сооружение линий, д.е.;

К_пс - капитальные вложения на сооружение подстанций, д.е

Как отмечалось ранее, подстанция 1 не имеет потребителей первой категории, поэтому возможны два варианта: строить одноцепную линию с одним трансформатором или двухцепную линию с трансформаторной подстанцией.

Определим общие затраты на 110 кВ для первого варианта (одноцепная первая линия): Капитальные вложения по ЛЭП:



Капитальные вложения по подстанции:

Суммарные капитальные вложения за каждый год расчетного периода:

Расходы на эксплуатацию ЛЭП:

Расходы на эксплуатацию подстанции:

Суммарные расходы на эксплуатацию сети:

Общие потери энергии:



Стоимость потраченной энергии:

Вероятность перерыва в электроснабжении состоять из суммы вероятностей от плановых ремонтов и от аварийных повреждений одного трансформатора, линии электропередачи и выключателя:

; ; ,

где, , , , - вероятность перерыва в электроснабжении из-за аварии на линии электропередачи, выключателя или трансформатора, , , - вероятность перерыва в электроснабжении из-за плановые ремонты. Указанные вероятностные величины называют коэффициентами вынужденных и плановых простоев. Относительная вероятная продолжительность аварийного состояния для линии составляет:

Для трансформатора:

Для выключателя:



Вероятность перерыва в электроснабжении:

Убытки от перерыва в электроснабжении

Общие затраты по всей цепи:

Определим общие затраты для второго варианта (двухцепочечная первая линия):

Капитальные вложения по ЛЭП:

Капитальные вложения по подстанции:

Суммарные капитальные вложения за каждый год



Затраты на эксплуатацию ЛЭП:

Затраты на эксплуатацию подстанции:

Суммарные затраты на эксплуатацию:

Общие потери энергии

Стоимость потраченной энергии:

Общие потери по всей сети:

Определим общие затраты на 150 кВ для первого варианта (одноцепная первая линия): Капитальные вложения по ЛЭП:

Капитальные вложения по подстанции:

Суммарные капитальные вложения за каждый год расчетного периода:

Расходы на эксплуатацию ЛЭП:

Расходы на эксплуатацию подстанции:

Суммарные расходы на эксплуатацию сети:

Общие потери энергии:



Стоимость потраченной энергии:

Вероятность перерыва в электроснабжении состоять из суммы вероятностей от плановых ремонтов и от аварийных повреждений одного трансформатора, линии электропередачи и выключателя:

; ; ,

где, , , , - вероятность перерыва в электроснабжении из-за аварии на линии электропередачи, выключателя или трансформатора, , , - вероятность перерыва в электроснабжении из-за плановые ремонты. Указанные вероятностные величины называют коэффициентами вынужденных и плановых простоев. Относительная вероятная продолжительность аварийного состояния для линии составляет:

Для трансформатора:

Для выключателя:



Вероятность перерыва в электроснабжении:

Убытки от перерыва в электроснабжении

Общие затраты по всей цепи:

Определим общие затраты для второго варианта (двухцепная первая линия):

Капитальные вложения по ЛЭП:

Капитальные вложения по подстанции:

Суммарные капитальные вложения за каждый год



Затраты на эксплуатацию ЛЭП:

Затраты на эксплуатацию подстанции:

Суммарные затраты на эксплуатацию:

Общие потери энергии

Стоимость потраченной энергии:

Общие потери по всей сети:

Анализируя результаты расчетов мы видим, что общие затраты маленькие для схемы на 110 кВ, а уже сравнивая результаты на 110 кВ Можем сказать, что для схемы с одноцепной линией затраты меньше, сравнивая два результата разница составляет 11,5 %, Поэтому выбираем схему с одноцепной первой линией на 110 кВ.

10. Выбор компенсирующих устройств

Найдем мощности компенсирующих устройств:

Откуда

Запишем сопротивление в линиях и трансформаторах:

Находим суммарную реактивную мощность и реактивную мощность первой и второй участков

Рассчитываем эквивалентное сопротивление сети относительно точки А

Откуда

Найдем необходимую мощность компенсирующих устройств на третьем участке и общую мощность устройств на первой и второй участках:

Рассчитаем эквивалентное сопротивление относительно точки b.



Откуда

Найдем необходимую мощность компенсирующих устройств на первой и на второй участках:

Проверка:

Для компенсации реактивной мощности выбираем комплектные конденсаторные установки 2*УК-6,3-1125 ЛУЗ и2*УК-6,3-400 ЛУЗ :

Для первого потребителя выбираем 2 таких установки:

Мощность, которая будет компенсироваться данным установками:

Остаток реактивной мощности у первого потребителя



Для второго потребителя, выбираем компенсирующие устройства 8*УК-6,3-1125 ЛУЗ

Мощность, которая будет компенсироваться данным установками:

Остаток реактивной мощности у первого потребителя

Для третьего потребителя, выбираем компенсирующие устройства

16 *УК-6,3-900 ЛУЗ и 4 *УК-6,3-1125 ЛУЗ

Мощность, которая будет компенсироваться данным установками:

Остаток реактивной мощности у первого потребителя

При выборе учитывали, чтобы меньше реактивной мощности оставалось в сети после установки конденсаторных установок и стоимость установок (чем больше мощность установок, тем они дешевле).

11. Пересчет всех основных параметров сети после установки конденсаторных установок

Рассчитываем мощности на участках с учетом установки конденсаторных установок:



Находим мощности трансформаторов и сводим результаты в таблицу.

Таблица 24. Выбранные типы трансформаторов

№ подстанции	, кВА	Тип трансформатору	Количество тр-ров	Коеф. нагрузки в норм. реж., Кз.н.	Коеф. загрузни в послеавар. реж., Кз.п.а.
1	3983,41	ТМН-6300/110	1	0,63	-
2	14233,7	ТРДН-16000/110	2	0,44	1,12
3	29021,9	ТРДН-25000/110	2	0,58	1,16

Приведем технические характеристики трансформаторов

Таблица 25. Технические характеристики трансформаторов

№ подстанции	Трансформатор	Среднее Номинально напряжение, кВ	Границы регулирования напряжения, %
1	ТМН- 6300/110	115/6,6 (11)		10,5	44	11,5	50,4	14,7	220,4
2	ТРДН- 16000/110	115/6,5 (11)		10,5	85	19	112	4,38	86,7
3	ТМН-25000/110	115/6,6 (11)		10,5	120	27	175	2,54	55,5

Определяем потери мощности в стали и обмотках трансформаторов, занесем результаты в таблицу.

Таблица 26. Потери мощности в стали и в обмотках трансформатора

Номер Подстанции	Тип трансформатора	Потери в стали магнитопровода, кВА	Потери в обмотках, кВА
1	1х ТМН-6300/110
2	2х ТРДН-16000/110
3	2х ТРДН-25000/110

Площадь сечения проводов определяем аналогично предыдущим расчетам. Сведем значения токов в таблице.

Таблица 27. Значение наибольшего тока

Линия	Величина тока , А
L1	21,2
L2	75,5
L3	153,9

Выбираем сечения проводов и проверяем их. Результаты проверки заносятся в таблицы.

Таблица 28. Проверка сечения

Линия	Сечение	Проверки	Окончат. сечение
		Мех.прочность	Коронирование	Допуст.нагрев
L1	АС-95	35ммІ<95мм2	70ммІ<95мм2	605А>21,2А	АС-95
L2	АС-95	35ммІ<95мм2	70ммІ<95мм2	605А>75,5А	AC-95
L3	АС-185	35ммІ<185мм2	70ммІ<185мм2	605А>153,9А	АС-185

Определяем мощности в начале и конце участков ЛЭП.



Таблица 29. Мощность в начале и в конце ЛЕП

Линия	, кВА	, кВА	, кВА	, кВА	, кВА
L1	4043,2+ +j512,7	4043,2- -j1587,29	34,74+ +j34,91	4008,46- -j1622,2	4008,46+ +j477,8
L2	14315,5+ +j3110,9	14315,5+ +j1010,9	220,7+ +j221,7	14094,5+ +j789,2	14094,5+ +j2889,2
L3	29326+ +j6777,7	29326+ +j3558,7	527,6+ +j1260,2	28798,4+ +j2298,5	28798,4+ +j5517,05

Определяем потери энергии в линиях и трансформаторах. Результаты заносим в таблицу.

Таблица 30. Потери энергии в линиях и трансформаторах

Линия	, ч/год	,	,
L1	3521,13	122324,06	157838,92
L2	3521,13	777113,4	390978,64
L3	3521,13	20633,82	615152,8

Определяем величину напряжения у потребителей в режиме наибольших нагрузок. Результаты заносим в таблицу.

Таблица 31. Потери напряжения в линиях и трансформаторах

Линия	Напряжение в начале линии, кВ	, кВ	, кВ	, кВ	, кВ		, кВ
L1	115,3	0,94	114,36	1,3	113,06	10,46	10.8
L2	118,8	3,5	115,3	2,5	112,8	10,46	10,78
L3	118,8	5,86	112,94	3,2	109,74	10,95	10,02

Определяем общие затраты сети:

Капитальные вложения по ЛЭП:



Капитальные вложения по подстанции:

Суммарные капитальные вложения за каждый год расчетного периода

Расходы на эксплуатацию ЛЭП:

Расходы на эксплуатацию подстанций

Суммарные затраты на эксплуатацию сетей

Общие потери энергии

Стоимость потерянной энергии



Относительная вероятная продолжительность аварийного состояния для линии

Для трансформатора

Для выключателя

Вероятность перерыва в электроснабжении

,

где ; ;

Убытки от перерыва в электроснабжении



Общие расходы по всей сети

Вывод: благодаря установке конденсаторных установок общие расходы можно уменьшить на 28545,9 тыс.грн или на 35%.

12. Расчет основных режимов сети

Для данной схемы мы рассчитываем три режима электрических нагрузок:

1. Режим наибольших нагрузок. В этом режиме номинальное напряжение источники ЕС составляет 1.08 • Uн;

2. Режим наименьших нагрузок в летний период, который составляет 78%. В этом режиме номинальное напряжение источника ЕС составляет 1.03 • Uн;

3. Послеаварийный режим. В этом режиме номинальное напряжение источника ЕС составляет 1.12 • Uн. Расчеты режимов аналогичные расчетам пунктов 6 и 8. Результаты расчетов сводим в таблицу.

В режиме наименьших нагрузок:

Линия	, кВА	, кВА	, кВА	, кВА	, кВА
L1	3153,6+ +j399,9	3153,6- -j1237,86	27,09+ +j27,22	3126,6- -j1265,3	3126,6+ +j372,7
L2	11166,09+ +j2425,5	11166,09+ +j788,5	171,6+ +j172,9	10993,7+ +j615,6	10993,7+ +j2253,6
L3	22874,2+ +j5286,6	22874,3+ +j2775,8	411,5+ +j982,9	22462,6+ +j1792,83	22462,6+ +j4303,29
Линия	Напряжение в начале линии, кВ	, кВ	, кВ	, кВ	, кВ		, кВ
L1	110,29	0,9	109,3	1,34	107,96	10,46	10.32
L2	113,3	3,01	110,29	2,82	107,47	10,46	10,27
L3	113,3	6,14	112,94	3,3	109,64	10,95	10,01

Для после аварийного режима рассмотрим случай аварии на одной из цепей линии L3, как наиболее загруженной линии. В этом случае на подстанции 3 оба трансформатора остаются в работе. Итак, во всей сети изменяются только параметры линий L3 (сопротивление увеличится в два раза, а - уменьшится в два раза).

Новые параметры линий L3:

;

;

;

Далее расчеты проводятся аналогично и заносятся в таблицу:

Линия	Напряжение в начале линии, кВ	, кВ	, кВ	, кВ	, кВ		, кВ
L3	123,2	5,56	117,64	2,96	114,68	10,46	10.9

13. Регулирование напряжения в сети

Проверим регулирующую способность выбранных трансформаторов с РПН

Для подстанции 1:

Рассчитываем желаемые коэффициенты трансформации для режимов наибольших и наименьших нагрузках:

Находим ответвления, на которых будут работать трансформаторы в режимах наибольших и наименьших нагрузок

где - величина ответвления (в процентах)

Определяем напряжение выбранных ступеней

Находим действительные напряжения на вторичной обмотке трансформатора



Результаты данных расчетов заносим в таблицу

Таблица 34. Регулирование напряжения в сети

№ споживача	, кВ			, кВ	, кВ
		НБ	НМ	НБ	НМ	НБ	НМ	НБ	НМ
1	10	11,53	11,3	6	5	127,2	125,23	9,51	9,4...

Подобные документы

• Проектирование районной электрической сети

  Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.
  
  контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012
  

• 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
  

• Электрический расчёт распределительной сети

  Определение сечения проводов сети 0,4 кВ по допустимым потерям. Выбор количества и мощности трансформаторов подстанции. Расчет потерь мощности и электрической энергии в элементах сети. Сравнительная эффективность вариантов развития электрической сети.
  
  курсовая работа [413,9 K], добавлен 25.10.2012
  

• Передача и распределение электрической энергии

  Потребление и покрытие потребности в активной мощности. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Уточненный баланс реактивной мощности. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
  
  курсовая работа [2,4 M], добавлен 16.01.2014
  

• Проектирование электрической сети для электроснабжения промышленного района

  Определение предварительного распределения мощностей в линиях. Выбор номинального напряжения сети и сечений проводов в двух вариантах. Проверка выбранных сечений по допустимой токовой нагрузке. Расчет силовых трансформаторов и выбор схем подстанций.
  
  курсовая работа [701,7 K], добавлен 26.06.2011
  

• Проектирования электрической сети

  Анализ различных вариантов развития сети. Выбор номинального напряжения сети, определение сечения линий электропередачи, выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет установившихся режимов сети для двух наиболее экономичных вариантов развития.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 20.08.2014
  

• Разработка вариантов развития сети электроснабжения потребителей

  Выбор номинального напряжения сети. Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов. Расчет схемы замещения и выбор силовых трансформаторов. Определение радиальной сети. Расчет установившегося режима замкнутой сети без учета потерь мощности и с ее учетом.
  
  курсовая работа [188,4 K], добавлен 17.04.2014
  

• Проектирование сетевого района

  Выбор конфигурации электрической сети, определение потока мощности и выбор напряжения. Структурные схемы соединений подстанций, выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет параметров режимов работы электрической сети, технико-экономические показатели.
  
  дипломная работа [3,4 M], добавлен 24.01.2016
  

• Передача и распределение электроэнергии

  Выбор сечения проводов воздушных линий. Выбор типа и мощности трансформаторов. Расчет потерь мощности в элементах сети и в трансформаторах при отключении линии. Расчет режимов проектируемой сети с КУ. Технико-экономическое обоснование сечений ВЛ.
  
  курсовая работа [400,3 K], добавлен 19.07.2011
  

• Расчет участка электрической сети района энергосистемы

  Выбор напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов на подстанции, сечения проводов воздушной линии электропередачи. Схема замещения участка электрической сети и ее параметры. Расчеты установившихся режимов и потерь электроэнергии в линии.
  
  курсовая работа [688,8 K], добавлен 14.07.2013
  

• Электрическая сеть промышленного района

  Разработка конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети и параметров цепей линий, числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов.
  
  курсовая работа [6,1 M], добавлен 06.02.2014
  

• Проектирование электрической сети напряжением 35/110 кв

  Определение параметров элементов электрической сети и составление схем замещения, на основе которых ведётся расчёт режимов сети. Расчёт приближенного потокораспределения. Выбор номинального напряжения участков электрической сети. Выбор оборудования.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 14.06.2010
  

• Расчёт параметров электрической сети

  Выбор мощности силовых трансформаторов. Расчет сечения линий электропередач, их параметры. Потери мощности и электроэнергии в силовых трансформаторах и линиях электропередач. Проверка выбранного сечения линий электропередачи по потере напряжения.
  
  курсовая работа [741,1 K], добавлен 19.12.2012
  

• Проектирование электрической сети

  Определение потока мощности от электростанции. Выбор компенсирующих устройств. Структурные схемы подстанций. Выбор мощности трансформаторов подстанций. Расчет режима летних и зимних максимальных нагрузок сети. Оптимизация режимов работы сети.
  
  курсовая работа [972,3 K], добавлен 07.07.2013
  

• 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
  

• Упрощенный порядок проектирования электрической сети района

  Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.
  
  курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016
  

• Расчеты режимов электрических сетей

  Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015
  

• Проект электрической сети с номиальным напряжением 110-220 кВт

  Методика определения расчетных нагрузок. Составление и выбор целесообразных вариантов схем электрической сети. Определение распределения мощности по участкам. Выбор сечения проводов и трансформаторов для питающих узлов. Уточненный расчет режимов сети.
  
  курсовая работа [337,7 K], добавлен 20.11.2013
  

• 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
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам