Составление конфигураций электрических сетей 110кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1. РАЗРАБОТКА СХЕМ РАЗВИТИЯ СЕТИ

2. РАСЧЕТ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

3. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ

4. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

5. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ

6. ВЫБОР СХЕМ РУ ПОДСТАНЦИЙ

7. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ

8. РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМО СЕТИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

В последнее время в связи с постоянным ростом потребляемой мощности, появлением новых пунктов нагрузок, что связано с увеличением числа электробытовой техники у потребителей, строительством новых жилых комплексов, возникает задача развития и реконструкции электрических сетей.

Проектирование электрической сети является, пожалуй, одной из самых основных задач электроснабжения.

Целью данного курсового проекта является приобретение навыков в составление конфигураций электрических сетей 110кВ, а также их схем замещения; определение их параметров и расчета основных режимов. Научиться основам проектирования электрических сетей и методам повышения их экономичности, надежности, качества электроэнергии и удобства эксплуатации.

В ходе выполнения работы будет обращено внимание на следующие моменты:

характеристика потребителей и источников питания.

вопрос развития электрической сети: составление рациональных вариантов схем развития сети, выбор напряжения, сечения проводов воздушных линий, трансформаторов.

технико-экономическое сравнение вариантов схем развития электрической сети и выбор наиболее выгодной.

Расчеты в программе Rastr Win3 режимов наибольших нагрузок, наименьших нагрузок, послеаварийных, которые включают в себя отключение одной цепи наиболее загруженной линии, а также произведен анализ данных режимов.



ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Вариант № 6

Район проектирования сети - Урал.

Класс номинального напряжения распределительной сети U=115 кВ.

Исходная схема района развития сети: на рисунке 1

Рисунок 1. Исходная схема развития сети

Масштаб 1см - 10 км

Число часов максимальной мощности нагрузок района проектирования Тmax=4500 час.

Состав потребителей электроэнергии по категориям надежности всех узлов одинаков (I категория - 30%; II категория - 30%; III категория - 40%).

Коэффициенты мощностей нагрузок всех узлов одинаковы, cosц=0,9.



1. РАЗРАБОТКА СХЕМ РАЗВИТИЯ СЕТИ

Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей. При построении вариантов будем руководствоваться следующими положениями при составлении вариантов схемы сети.

Передача электроэнергии от источника к потребителям должна производиться по самому короткому пути.

Разработку вариантов начинать с наиболее простых схем, требующих для создания сети наименьшего количества линий и электрооборудования подстанций. К числу таких вариантов относятся схемы линий магистрального и замкнутого типов.

Наряду с наиболее простыми вариантами следует рассмотреть и варианты схем с увеличенными капиталовложениями на сооружение линий и подстанций, за счет чего достигается большая эксплуатационная гибкость схемы или повышенная надежность электроснабжения. К числу таких относятся смешанные магистрально-радиальные схемы со сложнозамкнутыми контурами.

К использованию наиболее сложных и дорогих схем сетей следует переходить лишь в тех случаях, когда более простые схемы неудовлетворительны по техническим требованиям и критериям (например, при завышенных сечениях проводов, необходимых по допустимому нагреву; при неприемлемых потерях напряжения и т.п.).

В итоге из всех вариантов целесообразно выбрать схемы сети, построенные по двум различным принципам:

а) в виде схемы с односторонним питанием;

б) в виде схемы замкнутого (кольцевого) типа.



Рисунок 2. Варианты развития сетей

1 и 2 варианты - в виде схемы с односторонним питанием;

3 и 4 варианты - в виде схемы замкнутого (кольцевого) типа.

2. РАСЧЕТ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

Найдем реактивные и полные значения мощностей потребителей. Используя значения активной мощности и коэффициента мощности в узлах электрической сети найдём реактивную и полную мощности:

,

Узел 2:

Узел 3:

Узел 4:

Узел 5:

Узел 15:

Полная мощность:

,

Узел 2:

Узел 3:

Узел 4:

Узел 5:

Узел 15:

Приближенный расчет потоков мощности для радиальной сети:

В сетях с односторонним питанием потокораспределение рассчитывается следующим образом: последовательно, начиная от самых отдаленных потребителей, складываем мощности узлов, встречающихся при приближении к источнику. Расчет потокораспределения по радиальным сетям сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1. Расчет потокораспределения по радиальным сетям

Вариант 1
линия	L. км	n	P, МВт	Q, Мвар	S, МВА
1-2	25	2	80	38,7	88,9
1-4	18	2	50	24,2	55,6
2-3	17	2	40	19,4	44,4
2-5	23	2	10	4,8	11,1
4-15	26	2	10	4,8	11,1
Вариант 2
линия	L. км	n	P, МВт	Q, Мвар	S, МВА
1-2	25	2	40	19,4	44,4
1-4	18	2	90	43,6	100,0
4-3	17	2	40	19,4	44,4
4-15	26	2	10	4,8	11,1
2-5	23	2	10	4,8	11,1

В случае сети замкнутого типа, перетоки необходимо рассчитывать, используя правило «моментов», представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием. При этом мощность каждого источника такой сети определяется по формуле:

, ,

где , - соответственно, определяемые активная и реактивная мощности источников; , - активная и реактивная составляющие в узлах потребителей; - расстояние противоположенного источника до данного потребителя; - общее расстояние между источниками.

На остальных участках мощность определяется по закону Кирхгофа.

Если в кольце имеются участки с двумя и более параллельными цепями, то необходимо эти участки привести к эквивалентным длинам:

,

где - длина линии, км; - число параллельных ветвей.

Расчет потокораспределения по замкнутым сетям сведем в таблицу 2.2.



Таблица 2.2. Расчет потокораспределения по замкнутым

Вариант 3
линия	L. км	n	P, МВт	Q, Мвар	S, МВА
1-2	25	2	72,3	35,0	80,4
2-3	17	2	32,3	15,7	35,9
3-15	31	2	7,7	3,7	8,5
4-15	26	1	17,7	8,6	19,6
1-4	18	1	57,7	27,9	64,1
2-5	23	2	10,0	4,8	11,1
Вариант 4
линия	L. км	n	P, МВт	Q, Мвар	S, МВА
1-2	25	2	65,9	31,9	73,2
2-3	17	1	25,9	12,5	28,7
4-3	17	1	14,1	6,8	15,7
1-4	18	1	50,0	24,2	55,6
2-5	23	2	10,0	4,8	11,1
4-15	26	2	10,0	4,8	11,1

3. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ

Напряжение зависит от нескольких факторов:

- мощности потребителей;

- удаленности их от источника питания;

- района сооружения сети и класса номинального напряжения существующей сети.

Выбор напряжения определяется экономическими факторами, при увеличении номинального напряжения возрастают капиталовложения в сооружение сети, но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.

Учитывая существующую ЛЭП 110 кВ, перетоки мощности по участкам и длины линий (до 100км) для всех рассматриваемых вариантов выбран класс номинального напряжения 110 кВ.



4. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи 35-500 кВ можно выполнить по экономическим интервалам и по экономической плотности тока. Более подробно рассмотрим выбор сечений по экономическим интервалам. Определение токораспределения в сети показано на примере расчета варианта 2. Нагрузочные токи сети определяются по соотношению:

Токи нагрузок узлов в рассматриваемой сети:

,

,

,

,

,

1) 1-вариант: выбор сечений проводов

Выбор производится для двухцепных линий с железобетонными опорами, 2-ой р-он по гололёду, зона Урала.

Для выбора сечений используем метод экономических интервалов. Экономические интервалы однозначно определяют сечение воздушной линии в зависимости от тока максимального нормального режима . Если ток в линии лежит в интервале от 0 до - наиболее экономично сечение , при токе от до - сечение и т.д. Здесь под понимается ток в одной цепи линии.

Рисунок 3. Схема сети по варианту 1

Выбор сечений проводится из таблицы [2] по экономическим интервалам для расчётных токов в одной цепи. Предварительный выбор сечений линий электропередач показан в таблице 4.1.

Таблица 4.1- Выбора сечений линий электропередач 1-вариант

линия	L. км	Iрасч	n	Iц	сечение	Вид аварии	Iпа, А	Iдоп, А	Решение
1-2	25	467,1	2	233,5	АС-240	обрыв 1цепи	467,1	610	АС-240/32
1-4	18	291,9	2	146,0	АС-120	обрыв 1цепи	291,9	390	АС-120/19
2-3	17	233,5	2	116,8	АС-95	обрыв 1цепи	233,5	330	АС-95/16
2-5	23	58,4	2	29,2	АС-70	обрыв 1цепи	58,4	265	АС-70/11
4-15	25	58,4	2	29,2	АС-70	обрыв 1цепи	58,4	265	АС-70/11

2) 2 вариант

Выбор производится для двухцепных линий с железобетонными опорами, 2-ой р-он по гололёду, зона Урала.

Радиальная сеть, показанная на рисунке 4 с узлами 1,2,5,6,3,4- считаем её приближённо однородной.

Рисунок 4. Схема сети по варианту 2

Таблица 4.2. Выбор сечений линий электропередач 2-вариант

линия	L. км	Iрасч	n	Iц	сечение	Вид аварии	Iпа, А	Iдоп, А	Решение
1-2	25	233,5	2	116,8	АС-240	обрыв 1цепи	116,8	610	АС-240/32
1-4	18	525,5	2	262,7	АС-240	обрыв 1цепи	525,5	610	АС-240/32
4-3	17	233,5	2	116,8	АС-95	обрыв 1цепи	233,5	330	АС-95/16
4-15	23	58,4	2	29,2	АС-70	обрыв 1цепи	58,4	265	АС-70/11
2-5	25	58,4	2	29,2	АС-70	обрыв 1цепи	58,4	265	АС-70/11

3) 3 вариант

Замкнутая сеть, показанная на рисунке 3.

Рисунок 3- Схема сети по варианту 3

,

,

,

,

,

Таблица 4.3. Выбор сечений линий электропередач вариант 3

линия	L. км	Iрасч	n	Iц	сечение	Вид аварии	Iпа, А	Iдоп, А	Решение
1-2	25	422,3	2	211,1	АС-240	обрыв 1цепи	422,3	610	АС-240/32
2-3	18	188,7	1	188,7	АС-185	откл 1-4	525,5	510	АС-240/32
3-15	31	44,8	1	44,8	АС-70	откл 1-4	291,9	265	АС-95/16
4-15	26	103,2	1	103,2	АС-120	откл 1-4	291,9	390	АС-120/19
1-4	18	336,8	1	336,8	АС-240	откл 2-3	525,5	610	АС-240/32
2-5	23	58,4	2	58,4	АС-150	обрыв 1цепи	291,9	450	АС-150/24

4) 4-вариант

Сеть, показанная на рисунке 4 - замкнутая.

Рисунок 4- Схема сети по варианту

,

,

,

,

Таблица 4.3- Выбор сечений линий электропередач вариант

линия	L. км	Iрасч	n	Iц	сечение	Вид аварии	Iпа, А	Iдоп, А	Решение
1-2	25	384,6	2	192,3	АС-240	обрыв 1цепи	422,3	610	АС-240/32
2-3	17	151,0	1	188,7	АС-185	откл 1-4	525,5	610	АС-240/32
4-3	17	82,5	1	82,5	АС-95	откл 1-4	291,9	330	АС-95/16
1-4	18	291,9	1	291,9	АС-120	откл 2-3	525,5	610	АС-240/32
2-5	23	58,4	2	29,2	АС-70	обрыв 1цепи	233,5	265	АС-70/11
4-15	26	58,4	2	29,2	АС-150	обрыв 1цепи	291,9	450	АС-150/24

5. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ

Мощность трансформатора в нормальных условиях должна обеспечить питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечения энергией потребителей I и II категорий в случае аварии с одним из трансформаторов и его отключения. Поэтому, если подстанция питает потребителей таких категорий, на ней должны быть установлены трансформаторы такой мощности, при которой обеспечивалось бы питание одним трансформатором потребителей I и II категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории. Определим номинальные мощности трансформаторов в узлах сети по формуле:

,

Узел 2:,

Узел 3:,

Узел 4:

Узел 5:

Узел 15:



6. ВЫБОР СХЕМ РУ ПОДСТАНЦИЙ

Выбор схем электрических соединений РУ подстанций выполняется на стороне ВН и на стороне НН подстанций, но схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети.

Таблица 6.1. Схемы распределительных устройств ПС.

Сеть	№ узла	Наименование схемы	Q 110кВ
1	1	12 - секционированная система шин с обходной шиной с отдельным секционным и обходным выключателями	8
	2	12 - секционированная система шин с обходной шиной с отдельным секционным и обходным выключателями	10
	3	4Н - Два блока линия трансформатор с ремонтной перемычкой	2
	4	4Н - Два блока линия трансформатор с ремонтной перемычкой	2
	5	4Н - Два блока линия трансформатор с ремонтной перемычкой	2
	15	4Н - Два блока линия трансформатор с ремонтной перемычкой	2
	Итого	26
2	1	12 - секционированная система шин с обходной шиной с отдельным секционным и обходным выключателями	8
	2	4Н - Два блока линия трансформатор с ремонтной перемычкой	2
	3	4Н - Два блока линия трансформатор с ремонтной перемычкой	2
	4	12 - секционированная система шин с обходной шиной с отдельным секционным и обходным выключателями	10
	5	4Н - Два блока линия трансформатор с ремонтной перемычкой	2
	15	4Н - Два блока линия трансформатор с ремонтной перемычкой	2
	Итого	26
3	1	12 - секционированная система шин с обходной шиной с отдельным секционным и обходным выключателями	7
	2	12 - секционированная система шин с обходной шиной с отдельным секционным и обходным выключателями	9
	3	5Н - Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	3
	4	5Н - Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	3
	5	4Н - Два блока линия трансформатор с ремонтной перемычкой	2
	15	5Н - Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	3
	Итого	27
3	1	12 - секционированная система шин с обходной шиной с отдельным секционным и обходным выключателями	7
	2	12 - секционированная система шин с обходной шиной с отдельным секционным и обходным выключателями	9
	3	5Н - Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	3
	4	12 - секционированная система шин с обходной шиной с отдельным секционным и обходным выключателями	8
	5	4Н - Два блока линия трансформатор с ремонтной перемычкой	2
	15	4Н - Два блока линия трансформатор с ремонтной перемычкой	2
	Итого	31

7. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ

Для экономического анализа вариантов рассчитывают статические приведённые затраты определяемые формулой:

,

где - нормативный коэффициент эффективности; - капиталовложения в подстанции и линии соответственно; - годовые издержки на амортизацию и обслуживание - линии, - подстанции и - издержки на возмещение потерь электроэнергии в сетях. - средний ущерб от нарушения электроснабжения. Так как в нашей сети потребителей 3-ей категории нет, то .

Капиталовложения в линии электропередачи вычисляются по соотношению:

,



где - удельная стоимость сооружения ЛЭП [2], в ценах 2016 г., тыс/руб.км; - длина линии электропередачи, км; - число параллельных линий; - коэффициент приведения капвложений к современным ценам.

Капитальные вложения в подстанции определяются формулой:

,

,

где - расчётная стоимость силового трансформатора [2], в ценах 2016г., тыс/руб.км; - число трансформаторов; - коэффициент приведения капвложений к современным ценам.

где - расчётная стоимость ячейки выключателя [2], в ценах 2016 г., тыс/руб.км; - число ячеек выключателей; - коэффициент приведения капвложений к современным ценам.

Годовые издержки на амортизацию и обслуживание и , находятся по следующим формулам:

,

где - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций.

Издержки на возмещение потерь электроэнергии в сетях определяются формулой:



где - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок; - суммарные постоянные потери, так как в сетях 110 кВ и ниже потери на корону не учитываются, то ; - удельная стоимость потерь активной энергии в сети [1], - число часов максимальных потерь в году, определяющиеся формулой:

где -годовое число часов максимальной мощности.

1) 1-вариант

Расчет сведем в таблицу

Таблица 7.1- Расчет капиталовложений в проектируемую сеть

линия	L. км	n	сечение	К, тыс.руб/км	К, тыс.руб	Ксум, тыс.руб
1-2	25	2	АС-240/32	1372,8	34320	142042
1-4	18	2	АС-120/19	1282,4	23083,2
2-3	17	2	АС-95/16	1282,4	21800,8
2-5	23	2	АС-70/11	1282,4	29495,2
4-15	26	2	АС-70/11	1282,4	33342,4

Капитальные вложения в выключатели определяем по формуле (стоимость одного выключателя 110кВ 4700 тыс.руб:

,

Тогда находим приведенные затраты на сеть:



,

Годовые издержки на амортизацию и обслуживание определяются по формулам (2.3.6):

,

,

Определим постоянные потери активной мощности по всем трансформаторам:

,

Определим переменные потери активной мощности по формуле:

,

,

,

,

,

,

Дальнейший расчет по всем вариантам сведен в таблицу в 7.2.



Таблица 7.2. Сравнительный анализ экономических показателей вариантов сетей

Показатель	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3	Вариант 4
Капитальные вложения в линии, тыс. руб	142042	143669	142685	142658
Капитальные вложения в ПС, тыс. руб	122200	122200	126900	145700
Издержки на амортизацию и обсл. линий тыс. руб	3977	4023	3995	3994
Издержки на амортизацию и обсл. ПС, тыс. руб	11487	11487	11929	13696
Годовые издержки на потери, млн.руб	29,04	29,5	31,2	29,1
Приведенные затраты, млн.руб	76,21	76,91	79,47	81,35
Приведенные затраты, отн.ед.	1,00	1,01	1,04	1,07

Сравнение приведённых затрат показывает, что из радиальных вариантов самый выгодный 1, из кольцевых - 3.

8. РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМО СЕТИ

Как показал анализ приведённых затрат варианты 2 и 4 является ближайшим по затратам. Поэтому дальнейшие расчёты проводим для вариантов №1 и №3.

Исследование нормального режима

1) 1-вариант

Выполняем расчет установившегося режима с использованием программного комплекса RASTR. Параметры сети в установившемся режиме до регулирования показан в таблице 8.1. Параметры рассчитаны с учётом количества цепей на ВЛ и количества трансформаторов на ПС. Карта-схема максимального режима сети представлена на рисунке 6.



Таблица 8.1. Параметры сети в установившемся режиме до регулирования

Установившийся режим
Ветви ЛЭП	R, Ом	X, Ом	B, мкСм	kтр
1-2	1,5	5,4	-130,2
1-4	2,2	3,8	-95,7
2-3	2,6	3,7	-88,8
2-5	4,9	5,1	-117,2
4-15	5,5	5,8	-132,4
Трансформаторы	R, Ом	X, Ом		kтр
2-22	1,27	55,9		0,096
3-33	1,25	27,75		0,096
4-44	1,25	27,75		0,096
5-55	3,975	69,5		0,096
15-1515	3,975	69,5		0,096

Результаты расчетов представлены в таблицах 8.2. При расчете напряжение питающего узла составляет 115кВ. Уровни напряжений представлены в таблице «Узлы», расчетные токи по каждой ветви представлены в таблице «Ветви». Потери активной мощности по сети составляют 2,6 МВт.

Таблица 8.2. Узлы сети



Таблица 8.3. Ветви сети

Согласно ГОСТ 32144-2013 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения” [8] нормально допустимые установившиеся отклонения напряжения на выводах электроприемников должны быть в пределах ±5% от номинального напряжения (380/220 В; 6 и 10 кВ), а предельно допустимые установившиеся отклонения - ±10% (в ненормальных режимах работы сети).

Произведем регулирование напряжения на примере ПС 2.

ПС 2 - РПН: 9±1,78%

Найдем количество требуемых отпаек:

,

Округляем в ближнюю сторону

,

Затем высчитываем коэффициент трансформации



,

Регулирование напряжения для всех ПС сведем в таблицу 8.4.

Таблица 8.4. Регулирование напряжения РПН максимальный режим

№ПС	2	3	4	5	15
,кВ	9,81	10,21	10,53	10,3	10,45
№ отпайки расч	-3,7	-1,6	0,2	-1,1	-0,3
№ отпайки	-4	-2	0	-1	0
,кВ	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
,кВ	10,6	10,6	10,5	10,5	10,5
Кт	0,102	0,099	0,096	0,097	0,096

Рисунок 6. Нормальный режим сети после регулирования напряжения

2) 3-вариант

Выполняем расчет установившегося режима с использованием программного комплекса RASTR. Параметры рассчитаны с учётом количества цепей на ВЛ и количества трансформаторов на ПС. Карта-схема максимального режима сети представлена на рисунке 7.

Таблица 8.5. Параметры сети в установившемся режиме до регулирования

Установившийся режим
Ветви ЛЭП	R, Ом	X, Ом	B, мкСм	kтр
1-2	1,5	5,4	-130,2
2-3	2,1	7,8	-46,9
3-15	9,3	13,5	-80,9
4-15	6,3	11,1	-69,1
1-4	2,1	7,8	-46,9
2-5	2,3	4,8	-124,5
Трансформаторы	R, Ом	X, Ом		kтр
2-22	1,27	55,9		0,096
3-33	1,25	27,75		0,096
4-44	1,25	27,75		0,096
5-55	3,975	69,5		0,096
15-1515	3,975	69,5		0,096

Таблица 8.6. Узлы сети

Результаты расчетов представлены в таблицах 8.6. При расчете напряжение питающего узла составляет 115кВ. Уровни напряжений представлены в таблице «Узлы», расчетные токи по каждой ветви представлены в таблице «Ветви». Потери активной мощности по сети составляют 3,9 МВт.

Таблица 8.7. Ветви сети

Произведем регулирование напряжения на примере ПС 2.

ПС 2 - РПН: 9±1,78%

Найдем количество требуемых отпаек:

,

Округляем в ближнюю сторону

,

Затем высчитываем коэффициент трансформации

,

Регулирование напряжения для всех ПС сведем в таблицу 8.4.



Таблица 8.8. Регулирование напряжения РПН максимальный режим

№ПС	2	3	4	5	6
,кВ	9,82	10,18	10,4	10,34	10,24
№ отпайки расч	-3,6	-1,7	-0,5	-0,9	-1,4
№ отпайки	-4	-2	-1	-1	-1
,кВ	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
,кВ	10,6	10,6	10,6	10,5	10,4
Кт	0,102	0,099	0,097	0,097	0,097

Рисунок 7. Нормальный режим сети после регулирования напряжения

Исследование аварийных и послеаварийных режимов

1) 1-вариант

Отключение одной цепи линии 1-2 самый тяжелый режим для сети. Падения напряжения не выходят за допустимые пределы. Карта-схема послеаварийного режима сети представлена на рисунке 8.

Диапазона регулирования РП достаточно для обеспечения требуемого напряжения в послеаварийных режимах. Установка БСК не требуется.

Рисунок 8. Послеаварийный режим сети

2) 3-вариант

Отключение линии 2-3 - самый тяжелый режим для сети. Падения напряжения не выходят за допустимые пределы. Карта-схема послеаварийного режима сети представлена на рисунке 9.

Диапазона регулирования РПН достаточно для обеспечения требуемого напряжения в послеаварийных режимах. Установка БСК не требуется.



Рисунок 9. Послеаварийный режим сети

Произведем сравнения двух вариантов:

С точки зрения технико-экономического сравнения первый вариант более экономически выгодный, разница затрат между вариантами составляет 15%. Также первый обладает меньшими потерями мощности по сравнению с третьим. По критерию качества электроэнергии и устойчивости к авариям является более выгодным также первый вариант. Следовательно, выбираем вариант радиальной сети №1.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненного курсового проекта была спроектирована электрическая сеть 110кВ, обеспечивающая электрической энергией пять потребителей.

Для расчета были отобраны два варианта схем энергоснабжения. Исходя из условий надежности электроснабжения потребителей 1 и 2 категории, для кольцевой электрической сети в кольце были выбраны одноцепные ЛЭП; для радиальной сети - двухцепные. Принимая, что цепь является однородной, на первом этапе были рассчитаны потоки мощности на всех участках цепей с использованием правила моментов и 1-го закона Кирхгофа. Был произведен выбор сечений проводов ВЛЭП по экономическим интервалам. Полученные сечения были подвергнуты проверкам по нагреву, по короне. По выбранным сечениям были рассчитаны сопротивления и проводимости ВЛЭП.

Исходя из условий надежности электроснабжения потребителей 1 и 2 категории (не менее двух трансформаторов на подстанции) был произведен выбор трансформаторов на всех подстанциях; для трансформаторов были рассчитаны сопротивления.

В результате технико-экономического сравнения выбрали 1 и 3 варианты. сеть напряжение электропередача трансформатор

Для них были проведены режимов работы с использованием программного комплекса RastrWin3. В результате проведенных расчетов можно убедиться в том, что все потребители обеспечиваются непрерывным снабжением электроэнергией с напряжением, равным желаемому. При этом изменение режима работы практически не оказывает влияния на качество снабжения потребителей электроэнергией. Из двух рассмотренных вариантов выбрали 1 вариант.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Типовые схемы принципиальныe элeктричecкиe раcпрeдeлитeльных уcтройcтв напряжeниeм 6-750 кВ подcтанций и указания по их примeнeнию (№ 14198 тм /.-М.: Энeргоceтьпроeкт, 1993. - т. 1. - 75 c.

2. Вихарев, А.П. Проектирование механической части воздушных ЛЭП: учебное пособие / А.П. Вихарев, А.В. Вычегжанин. - Киров: Изд. ВятГУ, 2009. - 140 с.

3. Гологорский, Е.Г. Справочник по строительству и реконструкции линий электропередачи напряжением 0,4-750 кВ / Под редакцией Е.Г. Гологорского. - М.: ЭНАС, 2007. - 560 с.

4. Хуcаинов, И.М. Примeры раcчeтов элeктричecких ceтeй: учeб. поcобиe для cтудeнтов cпeциальноcти 100400 и направлeния 551700/ И.М.Хуcаинов. - Cаратов: CГТУ, 1998. - 94 c.

5. Лыкин, А.В. Электрические системы и сети / А.В. Лыкин - М.: Изд-во Логос, 2008. - 256 с.

6. Справочник по проектированию электрических сетей/ под Общ.ред. Д.Л. Файбисовича. Изд. 2-е, Перераб. и доп.. - М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2009. -352 с.

7. СО 153-34.47.37-2003. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. - 157 с.

8. Правила уcтройcтваэлeктроуcтановок. - М.: Изд-во ЗАО «Энeргоceрвиc», 2007. - 7-e изданиe. - 352 c.

9. Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4 - 35 кВ и 110 - 1150 кВ: учебно-производственное издание: в 7т: т.: 6 Е.Ф. Макаров; под ред. И.Т. Горюнова, А.А. Любимова. М.: Энергия, 2006. - 5-e изданиe. - 152 c.

10. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750.

Размещено на Allbest.ru

...