Разработка схемы и расчет режимов районной электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

• Введение
• 1. Выбор вариантов схемы электрической сети района
• 1.1 Предварительный расчёт мощностей, протекающих по участкам выбранного варианта
• 1.2 Баланс активной мощности и его связь с частотой
• 1.3 Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением
• 1.4 Выбор номинального напряжения электрической сети
• 1.5 Выбор сечения проводов по экономической плотности тока
• 1.6 Проверка выбранных сечений по условиям потерь на корону
• 1.7 Проверка выбранных сечений по механической прочности опор
• 2. Выбор типовых схем потребительских подстанций
• 2.1 Выбор трансформаторов подстанций
• 2.2 Выбор и проверка сечений проводов на участках
• 2.3 Расчет потерь напряжения
• Заключение
• Библиографический список

Введение

Целью курсового проекта является разработка схемы и расчёт режимов районной электрической сети. Схема разрабатывается для потребителей электрической энергий с питанием от одного или двух источников с использованием существующей сети.

Электричество играет огромную роль в нашей жизни современное человеческое общество, и созданная им экономика не может нормально развиваться без потребления электроэнергий. Поэтому на первый план встаёт вопрос о бесперебойном и надёжном снабжении потребителей. И чтобы электрические системы и сети надёжно и что немало важно экономичная работа надо понимать сложные процессы, происходящие в линиях электропередач различных напряжений. Необходимо уметь правильно эти сети проектировать: выбирать наиболее экономичные схемы и конфигураций рациональные напряжения, оптимальные сечения, число и мощность трансформаторов и др.

Надо знать методы расчётов нормальных и аварийных режимов работы. При этом необходимо помнить, особенно в условиях рыночной экономики что экономический аспект проектирования сетей является одним из важнейших наряду с надёжностью качеством и безопасностью.

1. Выбор вариантов схемы электрической сети района

На первом этапе проектирования схемы районной электрической сети рассмотрим 2 конкурентных варианта. Они должны удовлетворять требуемой степени надежности определенной П.У. Э. Кроме этого варианты конфигурации схемы выбираются исходя из наименьшей суммарной длины новых линий, кратчайшего пути от новых пунктов нагрузок до источников питания сложности главной схемы электрических соединений подстанций и перспективы дальнейшего развития энергосистемы.

Координаты точек, потребляемые мощности, коэффициенты мощности приведем в таблице:

Таблица 1. Координаты и мощности потребителей

№ п/п	Х, км	Y, км	Руст, МВт	cosц	I	II	III
1	3	6	38	0,8	30	30	40
2	10	7	42	0,8	30	30	40
3	6	1	18	0,8	30	30	40
4	12	4	22	0,8	30	30	40
РЭС	0	0

Схема №1

Схема №2

Таблица 2. Полные мощности потребителей

№ п/п	Х, км	Y, км	Руст, МВт	cosц	I	II	III
1	3	6	38	0,8	30	30	40
2	10	7	42	0,8	30	30	40
3	6	1	18	0,8	30	30	40
4	12	4	22	0,8	30	30	40
РЭС	0	0

Рассчитываем длины участков по следующей формуле:

.

Таблица 3. Трассировка ВЛ 220 кВ

Для 1 схемы LРЭС 1=67 км LРЭС 2=122 км Lрэс 3=60,8 км L34=67 км L42=36 км L21=70,7 км	Для 2 схемы LРЭС 1=67км LРЭС 3=60,8 км L31=58,3 км L32=72 км L34=62,5 км L21=70,7 км L24=36 км
L1=423,5 км	L2=427,3 км

Далее выбираем схему 1. Так как схема 1 является наиболее оптимальной по критерию наименьшей протяжённости сети.

1.1 Предварительный расчёт мощностей, протекающих по участкам выбранного варианта

Для выбора сечений проводов необходимо знать величину потока мощности проходящего по линии и напряжения сети т. к. на начальном этапе не известно сечения проводов и напряжение, то точный расчёт потоков мощностей в линиях невозможен. Поэтому для определения предварительного распределения активных мощностей принимают следующие: исходную сеть считают однородной.

S=УSi.

Определим мощности, протекающие в головных участках первой схемы. Перед этим выразим полную мощность из известной активной и коэффициента мощности:

;

Для того чтобы определить мощности протекающих в головных участках первой схемы, необходимо разбить эту схему на отдельные участки, с двухсторонним, либо зарезервированными двух цепной линией.

Для 1 схемы:

1- Транзит ОРУ ГРЭС - ПС№2.

S_{ГРЭС 1}=80+60i МВА

S₁₂=42+31,5i МВА

2. Транзит ОРУ ГРЭС - ПС№2

S_{Грэс 3}=82+61,5i км

S₃₄=64+48i км

S₄₂=42+31,5i км

S_{Грэс 2}=42+31,5i км

ЭСН ПС №№1,3,4 реализовано с двух направлений; ПС№2 - с трех направлений.

1.2 Баланс активной мощности и его связь с частотой

Особенностью электроэнергетической системы состоит в практически мгновенной передаче энергий от источников к потребителям и невозможности накапливания выработанной электроэнергий в заметных количествах эти свойства.

Определяют одновременность процесса выработки и потребления энергий. В каждый момент времени устанавливается режиме системы ее электрические станций должны вырабатывать мощность равную мощности потребителей и показывать потери в сети т.е. должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощности:

УДР

-генерируемая активная мощность станции за вычитаемой мощности расходуемой на собственные нужды

- суммарное потребление активной мощности

- суммарное активная мощность нагрузки потребители

- суммарная потери активной мощности в линиях и на ПС. Предварительно можно принять 12 %.

При неизменном составе нагрузок системы потребляемая или мощность связана с частотой переменного тока при нарушении исходного баланса частоты принимает новое значение снижение генерируемой активной мощности приводит к уменьшению частоты, ее возрастание обусловливает рост частоты.

При частота понижается.

При частота растёт.

Это станет понятным, если представить систему со стоящую из 1 генератора и двигателя вращающих с одной частоты.

Как только мощность генератора начнёт убывать, частота понизиться

Причинами нарушения баланса мощности:

- аварийное отключение генератора;

- неожиданный, неплановый непредусмотренный расчётами рост потребления мощности, например, увеличение потребления мощности электронагревателя в результате сильного снижения температуры;

- аварийное отключение линий или трансформаторов связи.

Для пояснения последней причины необходимо рассматривать систему из двух частей соединенных линей связи.

При связанной работе обеих частот соблюдается баланс мощности.

Однако в первой части системы инерция больше потребления , а во 2 наоборот .

Если линия связи аварийной выйдет из строя обе частоты системы будут работать изолированно и баланс мощности P в каждой из них нарушится.

В первой частота возрастает, во второй понижается.

Частоты в системе оценивается его показано отклонения частоты ГОСТ 13.109-99.

Отключение частоты - это отличие ее фактического значения от номинального в данный момент времени выраженное в герцах или %.

Отключение частоты номинальной - в пределах ±0,2Гц и предельная ±0,4Гц, приведенные нормы отклонения частоты относится к номинальному режиму и не распространяется на послеаварийные режимы.

В послеаварийных режимах работы сети допускается от +0,5Гц до -1Гц. Общей продолжительностью за год не более 90-е с поддержкой предъявляются повышенные требования т.к. в следствие больших отклонений могут являться выход из строя оборудования станций, понижения производительности двигателей, нарушений технологического процесса и брака продукции. Превышение над приводящая к росту частоты, можно ликвидировать, уменьшая мощность генераторов или отключая часть из них, тем самым обеспечивая регулирования частоты в энергетической системы. Понижения частоты из-за повышения на требует мобилизации или автоматической частотной нагрузки, в противном случае понижение частоты может привести не только к браку продукции потребителей, но и к повреждению оборудования станции и развалу системы.

Во всех режимах должен быть определенный резерв мощности, реализуемой при соответствующем росте нагрузок резерв, может быть, горячим, генераторы нагружаются меньше номинальной и очень быстро набирают нагрузку при внезапном нарушении баланса P, и холодным, для ввода которого нужен длительный промежуток времени.

Суммарный необходимый резерв мощности энергосистемы складывается из следующих видов резервов, нагрузочного, ремонтного, аварийного и хозяйственного.

Нагрузочный резерв служит для покрытия и непредвиденного увеличения нагрузки сверх учтённой в балансе регулярного максимума нагрузки.

Ремонтный резерв должен обеспечивать возможность проведения необходимого планового, текущего и капитального ремонта оборудования электростанции.

Аварийный резерв предназначен для замены агрегатов, выбывших из работы в результате аварии.

Народный хозяйственный резерв служит для покрытия возникшего превышения против планируемого уровня.

Кроме резерва мощности электростанция системы не обходит резерв по энергии.

На ТЭС должен быть обеспечен соответствующий запас топлива, а на ГЭС запас воды. Если резерв станции исчерпан, а частота не достигла номинального значения то в действие вступает устройство АЧР которое предназначено для быстрого восстановления баланса мощности при ее дефиците путём подключения части менее ответственным потребителей. Все потребители электрической энергий по надёжности электроснабжения делятся на 3 основные категории. В первую очередь АЧР отключают прерывно в электроснабжении, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента сети не более одних суток. В последнею очередь отключается.

1.3 Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением

При выработке и потреблении энергии на переменном токе равенству вырабатываемой и потребляемой электрической энергии в определенный момент выражения отвечает равенство вырабатываемой и потребляемой не только активной, но и реактивной мощности:

,

,

где и - генерируемые активные и реактивные мощности станции за вычитаю собственных нужд.

и - суммарное потребление активной и реактивной мощностей.

и - активная и реактивная мощности потребителей.

и - суммарные потери активной и реактивной мощности в сетях.

Эти уравнения являются уравнением балансом активной и реактивной мощностей. Баланс реактивной мощность по всей системе в целом определяет некоторый уровень напряжения. Напряжение в узловых точках сети электроэнергетической системе в той или иной степени отличается от среднего уровня, причем это отличие определяется конфигурацией сети, нагрузкой и другими факторами, от которых зависит падение напряжений.

Баланс реактивной мощности для всей системы в целом не может исчерпывающе определить требования, применяемые к мощности источников реактивной мощности. Необходимо оценивать возможность получения необходимой реактивной мощности, как по системе, так и по отдельным ее районам.

Необходимость в оценке баланса реактивной мощности возникает, прежде всего, при проектировании подсистемы регулирования напряжения реактивной мощности. В ряде случаев оценка изменений условий баланса производится и в практике эксплуатации, например, при вводе новых регулирующих устройств, установленных мощностей электрических станций, изменениях схемы сети.

Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению уровня напряжения в сети. Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой, то напряжение в сети повышается и, наоборот, при дефиците реактивной мощности то тогда напряжение в сети понижается.

Для пояснения указанной связи напомним, что, например, емкостный ток линии на холостом ходу повышает напряжение на ее конце.

Соответственно избыток реактивной мощности приводит к повышению напряжения, а ее недостаток к понижению напряжения.

В дефицитных по активной мощности энергетических системах уровень напряжения ниже номинального. Недостающая для выполнения баланса активной мощности, мощность передается в такие системы из соседних энергетических систем, в которых имеется избыток генерируемой мощности обычно энергетические дефицитны как по активной, так и по реактивной мощности, однако недостающую реактивной мощность эффективнее не передавать, а генерировать в компенсирующих устройствах в данной энергетической системе.

1.4 Выбор номинального напряжения электрической сети

Номинальное напряжение электрической сети как на ее технико-экономические показатели, так и на технические характеристики, например, при повышении номинального напряжения снижаются потери мощности и электроэнергии, т.е. снижаются эксплуатационные расходы уменьшаются сечения проводов и затраты металла на сооружения линии, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается будущие развитие сети, но увеличивается капитальные вложения на сооружении сети.

Сеть меньшего номинального напряжения требует, требует наоборот меньших капитальных затрат, что приводит к большим эксплуатационным расходам из-за роста потерь мощности и электроприемников, и кроме того обладают меньшей пропускной способностью, из этого очевидно важность правильного выбора номинального напряжения сети при ее проектировании.

Экономически целесообразны номинальное напряжение зависит от многих факторов мощности нагрузок удалённости их от источников питания их расположения относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети, способов регулирования напряжения и д.р. Ориентировочные значения можно определить по значению передаваемой мощности и расстоянию, на которое она передаётся. Напряжение выбирают исходя из полученного распределения потоков мощности и протяжённости участков сети. Чем больше передаваемая по линии мощности и расстояние, на которое она передаётся тем выше по техническим и экономическим нормам должно быть номинальное напряжение электропередачи. Номинальное напряжение можно приближено оценить по лирическим выражениям. Номинально напряжение можно предварительно определить по известным передаваемой мощности P, мВт и длине линии L, км, по формуле Стилла:

.

Это формула применяется для линий длинной до 250 Kм и передаваемых мощностей, не превышающих 60 мВт.

В случаях больших мощностей, передаваемых до 1000км используется формула А.М Залеского:

.

Г.А Иларионов предположил для предварительного определения U ном следующее выражение:

.

В отличие от предыдущих формул и эта формула даёт удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ.

Предварительная мощность, определённая на основании опыта проектирования для средних сечений проводов близка к натуральной мощности электропередачи или совпадает с ней.

При увеличении передаваемой мощности экономическая целесообразная дальность передачи уменьшается. Фактическая дальность передачи для воздушной линии всех напряжений, как правило, ниже предельной.

Участки кольцевой сети, как правило, необходимо выполнять на одно номинальное напряжения. Найденное по формулам напряжения округляются до ближайшего номинального.

Этот способ позволяет определить по передаваемой мощности и расстоянию, на которое она передается лишь ориентировочное значение . После определения ориентировочного значения надо для каждой конкретной сети ограниченное число вариантов различных номинальных напряжений для их последующего технико-экономического сравнения. В результате сравнения приведенных затрат для этих вариантов сети при различных номинальных напряжениях можно обосновано выбрать номинальное напряжение всей сети или отдельных ее участков. При разнице приведенных затрат менее 5 % надо выбрать вариант использования более высокого

Выбор номинальных напряжении линий электропередач и подстанции производится в проекте по схеме электрической сети в целом. Области применения отдельных номинальных напряжении установленных действующим стандартом ГОСТ 721-17 регламентированы по технико-экономических соображениям. Для заданной схемы районной электрической сети напряжение сети в основном определяется техническими характеристиками, так как зависит от мощности нагрузок и удаленность от источника питания. Однако необходимость учета экономических критериев обуславливает проведение предварительного вывода напряжения сети на основе имеющегося опыта проектирования электрических сетей.

Номинальное междуфазное напряжения кВт для U выше 1кВт, по ГОСТ 721-77

Сети и приёмники электроэнергий:

(3);6;10;20;35;110;(150);220;330;500;750;1150.

3 и 150 не рекомендуются для вновь проектируемых сетей.

1- Транзит ОРУ ГРЭС - ПС№2.

S_{ГРЭС 1}=80+60i=100Ехр(+j36.86); МВА L=67км

S₁₂=42+31,5i =52,5Ехр(+j36.86); МВА L=70,7км

2. Транзит ОРУ ГРЭС - ПС№2

S_{Грэс 3}=82+61,5i=102,5Ехр(+j36,86)МВА; L=60,8км

S₃₄=64+48i=80Ехр(+j36,86)МВА; L=67км км

S₄₂=42+31,5i=52,5Ехр(+j36,86)МВА; L=36км

3. Транзит ОРУ ГРЭС - ПС№2

S_{Грэс 2}=42+31,5i =52,5Ехр(+j36,86)МВА; L=122км

Таким образом, принимаем в качестве номинального напряжения сети, ближайшее к расчётам напряжения участков из стандартного ряда =220.

1.5 Выбор сечения проводов по экономической плотности тока

Площадь сечения проводников является важным параметром воздушной и кабельной линий, С увеличением площади сечения проводников возрастают затраты на сооружения линий электропередач, но при этом снижаются потери электроэнергии. Уменьшение площади сечения до технически допустимого предела сокращает капитала вложения, однако вызывает увеличения потерь в линии. В связи с этим правильный выбор площади сечения проводников с учетом конкретных условии является важной и ответственной задачей проектирования электрических сетей.

При проектировании линий электропередач до 220 Кв. выбор площади сечения проводников проводится по нормируемым общим показателям. В качестве таких показателей используются значения экономической плотности тока для воздушных и кабельных линии, экономическая плотность тока устанавливает оптимальное соотношение между отличиями от капитального вложения и стоимостью потерь электроэнергии в линии.

Экономически целесообразная площадь сечения проводников F, выбирается из соотношения:

,

- расчётный ток линии в нормальном режиме, а - нормированное значение экономической плотности тока, А/. При Т=6900 часов для алюминиевых проводников принимаем: J=1,0.

Полученная экономическая площадь сечения округляется до ближайшего стандартного значения. Такие необходимо учитывать следующее:

1) Экономическая плотность тока увеличивается на 40 % при максимуме нагрузки линии в ночное время, а также для изолированных проводников площадью сечения 16 и менее.

2) Для линий с одинаковой площадью сечения проводников по всей длине и различными нагрузками на отдельных участках, экономическая плотность тока начального(головного) участка увеличивается в К раз:

,

где - шаговые нагрузки определенных участков линий - длинны участков линий.

3) При выборе площади сечения проводников для питания n однотипных взаиморезервируемых электроприёмников (насосы водоснабжения преобразовательный агрегаты) из которых м одновременно находиться в работе, экономическая плотность тока может быть увеличена по сравнению с нормами в раз:

.

4) Целесообразность увеличения количество линий или цепей сверх необходимого по условиям надёжности электроснабжения в целях удовлетворения условий экономической плотности тока должна обосновываться технико-экономическими расчётами. При этом во избежание увеличения количества линии или цепей допускаемая двух кратная превышение норм.

Проверке по экономической плотности не подлежат:

1) Сети промышленных предприятий и сооружений U до 1 кВ при использовании максимума нагрузки до 4000-5000 ч.

2) Ответвления к отдельным электроприемникам до 1 кВ, а также осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий.

3) Сборные шины и ошиновки в пределах распределительных устройств всех напряжений.

4) Сети временных сооружении, а также устройства сроком службы 3-5лет.

5) Проводники, идущие к резисторам, пусковым реостатом.

Выбор экономической площади сечении проводников воздушных и кабельных линии, имеющих промежуточные отборы мощности, следует осуществлять для каждого из участков из сходя из соответствующих расчётных токов участков.

Основным критерием, по которому при проектировании выбирают провода является минимальное значение годовых приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию воздушных линий электропередач. В общем случае привода различаются материалами токоведущей части и её сечением. На основе имеющегося опыта эксплуатации и проектирования для воздушных линий электропередач на напряжение 110-500 кВ применяются сталеалюминевые провода.

В этих условиях выбору подлежат лишь сечения проводов. Сечение проводов электрической сети должны выбираться так, чтобы они соответствовали оптимальному соотношению между капитальными затратами на сооружения сети прямо пропорционально сечению и расходами на потерю электроэнергии, уменьшающимся при увеличении сечения.

Для нахождения экономически целесообразной площади сечения проводников мы должны выяснить расчётный ток линии в нормальном режиме на каждом участке линии:

1 схема

1- Транзит ОРУ ГРЭС - ПС№2.

S_{ГРЭС 1}=100Ехр(+j36.86);

S₁₂=42+31,5i =52,5Ехр(+j36.86);

2. Транзит ОРУ ГРЭС - ПС№2

S_{Грэс 3}=82+61,5i=102,5Ехр(+j36,86)МВА;

S₃₄=64+48i=80Ехр(+j36,86)МВА;

S₄₂=42+31,5i=52,5Ехр(+j36,86)МВА;

3. Транзит ОРУ ГРЭС - ПС№2

S_{Грэс 2}=42+31,5i =52,5Ехр(+j36,86)МВА; L=122км

Теперь по расчётному току линии в нормальном режиме мы можем выбрать экономически целесообразную площадь сечения проводников:

1 схема. При Т=6900 j=1,0.

1- Транзит ОРУ ГРЭС - ПС№2.

2. Транзит ОРУ ГРЭС - ПС№2

3. Транзит ОРУ ГРЭС - ПС№2

S_{Грэс 2}=42+31,5i =52,5Ехр(+j36,86)МВА; L=122км

Выберем провода со стандартным сечением:

Таблица 4. Сечения проводов воздушных линий

Участок	Маркировка провода	Длительный допустимый ток, А
1. РЭС- 1 1-2 2. РЭС-3 3-4 4-2 3. РЭС-2	AC120/19 AC70/11 AC120/19 AC95/16 AC70/11 AC95/16	390 265 330 390 330 265 330

1.6 Проверка выбранных сечений по условиям потерь на корону

Потери на корону зависят от напряжённости электрического поля. Увеличение диаметра провода влечёт за собой почти прямо пропорциональное снижение рабочей напряжённости. Поэтому для снижения потерь мощности на корону сечения проводов необходимо увеличивать.

Проверка выбранных сечений по условиям короны проводится для воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше, которые прокладываются по трассам свыше 1000 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка по условиям короны не производится, если количество проводов в фазе и их диаметр равны или больше минимально допустимых сечений и диаметров проводов по условиям короны, приведённые в справочнике. По условию короны для ВЛ 220 кВ минимальное сечение провода 240 мм². Принимаем провод AC-240: длительно допустимый ток 605 А; Ом/км; Ом/км.

1.7 Проверка выбранных сечений по механической прочности опор

Так как для сооружения воздушных линий применяют унифицированные или типовые опоры, то выбранные сечения должны находиться в границах используемых сечений для каждого типа применяемых опор. Если расчетные сечения участка сети превысят верхнюю границу использования максимального сечения проводов ВЛ для выбранного класса напряжения, то следует рассмотреть вариант усиления сети.

Для нашей сети применяем железобетонные либо металлические опоры. Соответственно для опор данного типа по условиям механической прочности максимально допустимое сечение 240мм ².

По указанному критерию проходят все участки.

2. Выбор типовых схем потребительских подстанций

Количество линий, присоединяемых к шинам высокого напряжения подстанции, определяет ее схему электрических соединений, конструктивное исполнение и стоимость подстанции. Главные схемы электрических соединений подстанций 35-220 кВ должны отвечать следующим основным требованиям: электрическая сеть мощность сечение

1. Схема должна обеспечивать надёжное электроснабжение потребителей в соответствии с их категориями в нормальном, послеаварийном и ремонтном режимах;

2. Схема должна обеспечивать надёжность транзита мощности через подстанцию в нормальном, послеаварийном и ремонтном режимах;

3. Схема должна быть по возможности простой, наглядной, гибкой и экономичной в эксплуатации и осуществлять восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации средствами автоматики без вмешательства персонала.

В рассматриваемых вариантах схем - проходные подстанции.

Рисунок 7 - Проходная ПС

2.1 Выбор трансформаторов подстанций

При выборе трансформаторов, как правило, определяющим условием является не экономический критерий, а нагрузочная способность, то есть мощность трансформаторов следует выбирать по допустимой нагрузке.

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается установка двух трансформаторов, большее их число устанавливают в специальных случаях.

Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции. При выборе трансформаторов на понижающие подстанции необходимо учитывать:

1) заполнение суточного графика нагрузки;

2) продолжительность максимума нагрузки;

3) летние недогрузки трансформаторов;

4) зимние температуры воздуха;

5) перегрузочные способности трансформаторов в зависимости от системы охлаждения.

При отсутствии подробной информации о графиках нагрузки подстанций допускается упрощённый выбор трансформаторов, в котором мощность каждого из двух трансформаторов выбирается по перегрузке в послеаварийном режиме:

,

- расчётная нагрузка подстанции в нормальном режиме;

К_ав допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях; К_I-II - коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категорий.

Значение К_ав в соответствии с ПУЭ берётся равным 1.4, что допускает перегрузку трансформатора на 40 % в течение не более 5 суток на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки. Коэффициент К_I-II = 1, так как нагрузка III категории питается совместно с нагрузкой I и II категории.

Таблица 5. Координаты и мощности ПС

№ п/п	Х, км	Y, км	Руст, МВт	cosц	I	II	III
1	3	6	38	0,8	30	30	40
2	10	7	42	0,8	30	30	40
3	6	1	18	0,8	30	30	40
4	12	4	22	0,8	30	30	40
РЭС	0	0

Определим расчетную номинальную мощность трансформаторов каждой подстанции согласно формуле:

Из номинального ряда выбираем трансформаторы, соответствующие данным условиям, с высшим напряжением, равным номинальному напряжению сети 220кВ, низшим напряжением 10кВ, с возможностью регулирования под нагрузкой (РПН):

1. ТДН-25000/220 для ПС№3,4;

2. ТДН-40000/220 для ПС№1,2.

2.2 Выбор и проверка сечений проводов на участках

Принимаем провод AC-240: длительно допустимый ток 605 А; Ом/км; Ом/км.

Экономическая эффективность сооружения и эксплуатации электроэнергетической системы в значительной степени зависит от рационального построения электрических сетей. В элементах электрических сетей теряется до 10 % поступающей в сеть электроэнергии, основная часть - в активных сопротивлениях линий и трансформаторов. В связи с этим, сечения проводов выбираются по экономическим интервалам мощности для ОЭС Сибири, 3-й район по гололеду.

Определим потери мощности на ВЛ, данные занесем в таблицу.

Таблица 6. Потери в ВЛ

Участок	Провод	q0, Мвар/100км	R, Ом	X, Ом	P+Q,	ДS MBA
Транзит РЭС - ПС №1- ПС№2
LРЭС 1	АС-240	3,75	8,3	29,15	80+60i	1,71+5,83i
L21	AC-240	3,75	8,78	30,75	42+31,5i	0,49+1,75i
Транзит РЭС - ПС №3- ПС№4- ПС№2
Lрэс 3	AC-240	3,75	7,54	26,45	82+61,5i	1,62+5,554i
L34	AC-240	3,75	8,3	16,09	64+48i	1,09+2,12i
L42	AC-240	3,75	4,65	15,66	42+31,5i	0,26+0,89i
Транзит РЭС - ПС№2
LРЭС 2	AC-240	3,75	15,12	53,07	42+31,5i	0,86+3,01i

МВ*А.

2.3 Расчет потерь напряжения

В данном разделе необходимо рассчитать падения напряжения на участках сети и определить напряжения на шинах высокого напряжения подстанций.

Напряжение в конце линии будет определяться по формуле (28).

, (28)

где U_К - напряжение в конце линии;

U_Н - напряжение в начале линии;

ДU - падение напряжения на участке

ДU является комплексной величиной и определяется по формуле (29).

, (29)

где - продольная составляющая падения напряжения на участке kj;

- поперечная составляющая падения напряжения на участке kj;

, - активная и реактивная мощности в начале линии на участке kj;

, - активное и реактивное сопротивления участка kj;

- напряжение питающего пункта.

Модуль напряжения в конце линии определяется по формуле (30).

, кВ (30)

Определяются падения напряжения на участках:

.

Таблица 7. Потери напряжения на ПС

Участок	Провод	q0, Мвар/100км	R, Ом	X, Ом	P+Q,	ДU кВ
Транзит РЭС - ПС №1- ПС№2
LРЭС 1	АС-240	3,75	8,3	29,15	80+60i	9,87
L21	AC-240	3,75	8,78	30,75	42+31,5i	6,07
Транзит РЭС - ПС №3- ПС№4- ПС№2
Lрэс 3	AC-240	3,75	7,54	26,45	82+61,5i	10,2
L34	AC-240	3,75	8,3	16,09	64+48i	3,5
L42	AC-240	3,75	4,65	15,66	42+31,5i	3,13
Транзит РЭС - ПС№2
LРЭС 2	AC-240	3,75	15,12	53,07	42+31,5i	10,48

.

1.Транзит РЭС - ПС №1 - ПС №2. Напряжение в конце линии РЭС - 1 (U₁^'):

U=.

Напряжение в конце линии ПС№1 - ПС№2 (U₁^'):

U=.

2.Транзит РЭС - ПС №2. Напряжение в конце линии:

U=.

3.Транзит РЭС - ПС 3№ - ПС№4 - ПС №2. Напряжение в конце линии РЭС - ПС№3:

U=.

Напряжение в конце линии ПС№3 - ПС№4:

U=.

Напряжение в конце линии ПС№4 - ПС№2:

U=.

Все потери в максимальном режиме менее 5 %.

Заключение

Спроектированная электрическая сеть удовлетворяет требованиям технического задания. В результате проектирования были определены:

- мощности, передаваемые по ЛЭП;

- выбрано оптимальное номинальное напряжение сети;

- определены выгоднейшие сечения проводов ЛЭП и произведена проверка по длительно допустимому току в послеаварийном режиме, условиям короны и механической прочности опор;

- выбраны трансформаторы;

- выбраны схемы подстанций;

- произведен технико-экономический расчет для двух рассматриваемых вариантов схемы сети района.

На основании последнего по критерию минимума приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию сети был выбран оптимальный вариант сети района.

Библиографический список

1. Блок В.М. Электрические сети и системы: Учеб. пособие для электроэнергет. спец. учебных заведений. - М.: Высш. шк., 2010. -430 с.: ил.

2. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учеб. пособие. - М.: Университетская книга; Логос, 2006. - 254 с.

3. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 3-е изд., перераб. и доп. -М.: ЭНАС, 2012. - 392 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru

...