Проектирование энергетической сети промышленного района
Федеральное агентство по образованию
Российской Федерации
ГОУ ВПО
«Российский Химико-Технологический
Университет
им. Д.И. Менделеева» Новомосковский
Институт
Кафедра «ЭПП»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине: «Электропитающие сети
и электрические системы»
на тему: «Проектирование
энергетической сети промышленного района»
Выполнил студент Аль кубати .м
Группа ЭС - 06 - 3.
Руководитель проекта Ошурков М. Г.
Новомосковск, 2009 г.
ЗАДАНИЕ
по курсовому проектированию ЭСС
Студенту Аль - кубати .М.А курса IV группы ЭС - 06 - 1.
. Тема проекта и исходные данные. Районная электрическая сеть.
М 1:1000000 Данные о потребителях
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
4
|
|
|
2
|
|
|
5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Наибольшая зимняя нагрузка,
МВт
|
37
|
18
|
30
|
13
|
22
|
|
Коэффициент мощности
нагрузки
|
0,7
|
0,74
|
0,72
|
0,8
|
0,75
|
|
Состав потребителей по
категориям, % 1
|
|
30
|
25
|
|
|
|
2
|
60
|
40
|
50
|
70
|
50
|
|
3
|
40
|
30
|
25
|
30
|
50
|
|
Номинальное напряжение
вторичной сети, кВ
|
10
|
10
|
10
|
10
|
10
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Напряжение на шинах ЭС при наибольших нагрузках UН=1,05 кВ, при наименьших нагрузках UН=1 кВ, при тяжелых авариях в сети UН=1,1 кВ. Наименьшая летняя нагрузка 21 % от наибольшей
зимней. Продолжительность использования наибольшей нагрузки 3300 ч. Средний
номинальный коэффициент мощности генераторов системы, в которую входит проектируемый
район, равен 0,87.
. Задание на специальную разработку
. Перечень обязательного графического материала.
Схемы вариантов районной электрической сети. Схемы выбранных вариантов с
обозначением номинальных напряжений, марок линий, мощности трансформаторов и
компенсирующих устройств. Схемы замещения электрической сети для расчёта режима
наибольших нагрузок, режима наименьших нагрузок и наиболее тяжёлого после
аварийного режима с указанием параметров сети и режима. Схема сети для расчёта
надёжности. Схемы сети для технико-экономических расчётов. Схемы, графики и т.
п., относящиеся к теме углубленной проработки.
. Рекомендуемая литература и материалы
. Срок сдачи законченного проекта .
. Дата выдачи задания 21-09-2009г .Руководитель Ошурков М. Г.
Задание принял к исполнению (дата) .
СОДЕРЖАНИЕ
ЗАДАНИЕ
ГЛАВА I. ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА II. ПОТРЕБЛЕНИЕ И ПОКРЫТИЕ ПОТРЕБНОСТИ В АКТИВНОЙ И
РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ
.1 Баланс активной мощности
.2 Баланс реактивной мощности
ГЛАВА III. ВЫБОР СХЕМЫ, НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ И ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
.1 Сопоставление вариантов и выбор наиболее рационального
.2 Сравнение выбранных вариантов по натуральным показателям
.2.1 Выбор трансформаторов
ГЛАВА IV. РАСЧЁТ СХЕМЫ И РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ ВЫБРАННОЙ СЕТИ
.1 Определение реактивной мощности, генерируемой линией сети
.2 Режим наибольших нагрузок
.2.1 Определение потерь мощности в трансформаторах
.2.2 Определение расчётных нагрузок на высшей стороне
трансформаторов
.2.3 Определение активных и индуктивных сопротивлений линий
.2.4 Распределение потоков мощности и потери мощности в
линиях
.2.5 Расчёт уровней напряжения в сети
.2.6 Падение напряжения в трансформаторах
ГЛАВА V. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ
ГЛАВА VII. АВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ В ПЕРИОД НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК
(ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ ЛИНИЙ А3 И А1)
ГЛАВА VIII. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА
ЛИТЕРАТУРА
ГЛАВА I. ВВЕДЕНИЕ
проектирование
энергетическая сеть
Электрическая энергия является наиболее универсальным видом энергии.
Электровооружённость труда в промышленности является важным показателем уровня
технического развития страны. Преимущества электроэнергетических систем столь
велики, что в 1974 г. лишь менее 3 % всего количества эл. энергии было
выработано отдельно работавшими электростанциями, и, поэтому, к настоящему
времени в нашей стране имеются РЭС, ОЭС, ЕЭС, которые служат для надёжного
электроснабжения. Вопросы составления энергетического баланса страны,
определения перспектив развития отдельных районов и использования сырьевых
ресурсов, выбора мощности и местоположения электростанций, объединения
энергосистем не могут быть решены без учёта электрических сетей. Выбор мест
размещения устройства АЧР в энергосистеме в значительной мере зависит от схемы
соединений линий электропередачи и схем присоединения к ней электростанций.
Линии электропередачи и оборудование в период их работы могут повреждаться,
поэтому необходимо при расчётах учитывать предельные значения мощностей,
которые могут быть переданы по линиям. Поэтому необходимо: 1) вести контроль за
текущим режимом; 2) защищать их от повреждений; 3) поддержание и регулирование
режима. Должны быть устройства противоаварийной автоматики, которые
обнаруживают повреждения. Таким образом, с условиями эл. сетей связаны условия
работы всех объектов, входящих в эл. системы, и, в частности, электростанций.
ГЛАВА II. ПОТРЕБЛЕНИЕ И ПОКРЫТИЕ ПОТРЕБНОСТИ
В АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ.
.1 Баланс
активной мощности
Потребление активной мощности сети равно:
,
где
К0 - коэффициент одновременности. Принимаем К0 ≈ 0,9 ÷ 1 от количества пунктов питания;
ΔРС - суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах;
принимаем ΔРС = 4 ÷ 6 % от 
;
- сумма
заданных наибольших нагрузок пунктов.
МВт.
Установленная мощность генераторов эл. станций:
,
где
РСН = 0,2 · Р - расход активной мощности на собственные нужды (принимается равным
20 %) эл. станций и на резерв мощности.
МВт.
.2 Баланс
реактивной мощности
Уравнение баланса для данной сети имеет вид:
,
где
ΣQH -
потребляемая реактивная мощность в период максимальной нагрузки с учётом К0.
,
где
; 
; 
; 
; 
.
Мвар; 
Мвар; 
Мвар; 
Мвар; 
Мвар.
Мвар.
ΣΔQЛ - потери реактивной мощности в
линиях.
ΣΔQЛ ≈
ΣQС - мощность, генерируемая линиями
сети. В сети 110 кВ имеет место такое равенство, поэтому ΣΔQЛ и ΣQС не учитываем.
ΣΔQТР - потери реактивной мощности в
трансформаторах при каждой трансформации:
-
рассматриваем две трансформации, т. е. учитываем потери как на эл. станции, так
и на подстанции.
Определяем полные мощности пунктов:
МВА; 
МВА; 
МВА; 
МВА; 
МВА.
МВА.
Мвар.
Мвар;
где
Мвар - реактивная мощность, генерируемая эл.
станцией.
Считая
разницу в электрической удалённости между нагрузками незначительной, находим
коэффициент мощности для всех потребителей
Мощность компенсирующего устройства на подстанции:
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Определяем реактивные мощности на подстанциях:
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар;
Мвар.
Основные результаты сводим в таблицу
Табл. 2.1.
|
Пункт
|
Рi, МВт
|
Qi', Мвар
|
Qi, Мвар
|
QКУi, Мвар
|
|
1
|
37
|
24,42
|
37,74
|
13,32
|
|
2
|
18
|
11,8
|
16,38
|
4,5
|
|
3
|
30
|
19,8
|
28,8
|
9
|
|
4
|
13
|
8,58
|
9,75
|
1,17
|
|
5
|
22
|
14,52
|
17,072
|
2,55
|
На основе данных таблицы 2.1 выбираем тип компенсирующих устройств -
статические конденсаторы (конденсаторные батареи) для пунктов 2, 3, 4, 5: тип
для 4 и 5 - КСА-0,66-20; для 2 и 3 - КС2-Н-0,66-40; для 1 пункта выбираем
синхронный компенсатор - тип КС - 16 - 1143.
ГЛАВА III. ВЫБОР СХЕМЫ, НОМИНАЛЬНОГО
НАПРЯЖЕНИЯ И ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
.1
Сопоставление вариантов и выбор наиболее рационального
Вариант №1.
Sp1 =
37+j24,4; Sp2 = 18+j11,9;
Sp3 = 30+j19,8; Sp4 =
13+j8,6; Sp5 = 22+j14,5.
ℓA3=41,2 км; ℓ34=14,1; ℓ45=10
км; ℓА1=22,4 км; ℓ12=20 км; ℓА2=36,1 км.
Найдём распределение мощностей по линиям сети
1)
МВА.
МВА;
МВА.
Т.1 - точка потокораздела.
UНОМ =
110 кВ по табл. 2.3 [1].
2)
МВА;
МВА;
МВА.
UНОМ =
110 кВ по табл. 2.3 [1].
Находим допустимый длительно действующий ток нагрузки:
,
где
Si - полная мощность, передаваемая по линии, UНОМ
- номинальное напряжение сети, n - число цепей в линии.
А; 
А;
А; 
А;
А; 
А.
Определяем
экономически целесообразное сечение проводов ЛЭП районного значения:
,
где
jэк - экономическая плотность тока; jэк =
1,1 А/мм2.
мм2;
мм2;
мм2;
Для кольца FСТ = 240 мм2;
табл. П.1.1 [2]; IДОП = 610 А.
r0 =
0,118 Ом/км; х0 = 0,401 Ом/км.
;
;
;
IДОП
определяем по табл. П.1.3 [2].
Проверим линии на допустимый ток в форсированном режиме (обрыв линии А2):
;
;
;
; 
;
Найдём
ток форсированного режима в линиях А3, 34, 45 при обрыве одной цепи:
;
;
.
Находим
активные и индуктивные сопротивления в нормальном и аварийном режимах:
; ;
; 
;
; 
;
; 
;
; 
;
; 
;
; 
.
В
аварийном режиме активные и индуктивные сопротивления в двухцепной линии
возрастут вдвое.
Определим
потери напряжения в нормальном и аварийном режимах:
; и 
;
;
;
.
Определим
потери напряжения от источника питания до наиболее удалённой подстанции:
;
; 
;
; 
;
; 
;
; 
.
.
Данные расчётов сводим в таблицу.
Табл. 3.1.
|
Линия
|
ℓ
|
S
|
P
|
Q
|
FЖЕЛ
|
FСТ
|
r0
|
x0
|
R
|
X
|
ΔU
|
ΔUАВ
|
IДОП
|
IАВ
|
|
км
|
МВА
|
МВт
|
Мвар
|
мм2
|
мм2
|
Ом км
|
Ом км
|
Ом
|
Ом
|
кВ
|
кВ
|
А
|
А
|
|
А3
|
41,2
|
77,9
|
65
|
42,9
|
186
|
240
|
0,118
|
0,401
|
2,43
|
8,26
|
4,66
|
9,31
|
610
|
410
|
|
34
|
14,1
|
41,9
|
35
|
23,1
|
100
|
120
|
0,245
|
0,423
|
1,7
|
3,0
|
1,17
|
2,34
|
380
|
220
|
|
45
|
10
|
26,3
|
22
|
14,5
|
97
|
120
|
0,245
|
0,423
|
1,2
|
2,1
|
0,52
|
1,03
|
380
|
214
|
|
А1
|
22,4
|
41,6
|
34,7
|
22,9
|
199
|
|
|
|
2,6
|
9,0
|
2,7
|
4,27
|
610
|
346
|
|
12
|
20
|
2,7
|
2,3
|
1,5
|
12,7
|
240
|
0,118
|
0,401
|
2,36
|
8,02
|
0,16
|
1,25
|
610
|
114
|
|
А2
|
36,1
|
24,3
|
20,3
|
13,4
|
116,4
|
|
|
|
4,26
|
14,5
|
2,55
|
обрыв
|
обрыв
|
Вариант №2.
SP1 =
37+j24,4; SP2 = 18+j11,9;
SP3 = 30+j19,8; SP4 =
13+j8,6; SP5 = 22+j14,5.
ℓА1 = 22,4 км; ℓ12 = 20 км; ℓА3 = 41,2 км; ℓ34 =
14,1 км; ℓ45 = 10 км.
Найдём распределение мощностей в линии:
;
;
;
UНОМ
СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].
;
; 
;
; 
;
.
, где jЭК =
1,1 А/мм2.
;
;
;
;
.
Ток форсированного режима:
;
;
;
;
;
.
|
FCT
|
R0
|
X0
|
|
70
|
0,42
|
0,441
|
|
120
|
0,245
|
0,423
|
|
185
|
0,159
|
0,409
|
|
240
|
0,118
|
0,401
|
; 
;
; ;
; ;
; ;
; 
;
; 
.
Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах
;
; ;
; 
.
, т. е.
15% UН.
;
;
;
.
, т. е.
20% UН.
Данные расчётов сводим в таблицу:
Табл. 3.2.
|
Линия
|
ℓ
|
S
|
P
|
Q
|
FЖЕЛ
|
FСТ
|
r0
|
x0
|
R
|
X
|
ΔU
|
ΔUАВ
|
IДОП
|
IАВ
|
|
км
|
МВА
|
МВт
|
Мвар
|
мм2
|
мм2
|
Ом км
|
Ом км
|
Ом
|
Ом
|
кВ
|
кВ
|
А
|
А
|
|
А3
|
41,2
|
77,9
|
65
|
42,9
|
186
|
240
|
0,118
|
0,401
|
2,43
|
8,26
|
4,66
|
9,31
|
610
|
410
|
|
34
|
14,1
|
41,9
|
35
|
23,1
|
100
|
120
|
0,245
|
0,423
|
1,7
|
3,0
|
1,17
|
2,34
|
380
|
220
|
|
45
|
10
|
26,3
|
22
|
14,5
|
97
|
120
|
0,245
|
0,423
|
1,2
|
2,1
|
0,52
|
1,03
|
380
|
214
|
|
А1
|
22,4
|
65,9
|
55
|
36,3
|
157
|
185
|
0,159
|
0,409
|
1,78
|
4,6
|
2,4
|
4,8
|
510
|
346
|
|
12
|
20
|
21,6
|
18
|
11,9
|
70
|
70
|
0,42
|
0,441
|
4,2
|
4,4
|
1,16
|
2,33
|
265
|
114
|
Вариант №3.
ℓА1 = 22,4 км; ℓ13 = 20 км; ℓ34 = 14,1 км; ℓ45 =
10 км; ℓА2 = 36,1 км; ℓ25 = 30 км.
SР1 =
37+j24,4; SР2 = 18+j11,9;
SР3 = 30+j19,8; SР4 =
13+j8,6; SР5 = 22+j14,5.
Найдём потокораспределение в линиях сети:
.
;
;
;
;
.
Т. 4 - точка потокораздела.
U =
220 кВ по табл. 2.3 [1].
;
;
;
;
;
;
.
Определим
экономически целесообразное сечение проводов ЛЭП сети:
, где jЭК =
1,1 А/мм2.
; 
;
; 
;
; 
.
Рассмотрим аварийный режим (обрыв линии А2):
;
;
;
;
.
;
; 
;
; 
;
.
Находим активные и реактивные сопротивления i-ого участка сети:
; ;
; 
;
; 
;
; 
;
; 
;
; 
;
; 
.
Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах
; 
.
; 
;
; 
;
; 
.
;
;
; 
;
.
Данные
расчётов заносим в таблицу:
Табл.
3.3.
|
Линия
|
ℓ
|
S
|
P
|
Q
|
FЭК
|
FСТ
|
r0
|
x0
|
R
|
X
|
ΔU
|
ΔU
|
IДОП
|
IАВ
|
|
км
|
МВА
|
МВт
|
Мвар
|
мм2
|
мм2
|
Ом км
|
Ом км
|
Ом
|
Ом
|
кВ
|
кВ
|
А
|
А
|
|
А1
|
22,4
|
87,56
|
74,5
|
46
|
209
|
240
|
0,118
|
0,4
|
2,64
|
8,96
|
2,77
|
4,66
|
610
|
378
|
|
13
|
20
|
43,3
|
37,5
|
21,6
|
103,4
|
240
|
0,118
|
0,4
|
2,36
|
8
|
1,19
|
2,88
|
610
|
261
|
|
34
|
14,1
|
7,7
|
7,5
|
1,8
|
18,4
|
240
|
0,118
|
0,4
|
1,66
|
5,64
|
5,64
|
0,1
|
610
|
167
|
|
45
|
10
|
8,7
|
5,5
|
6,8
|
21
|
240
|
0,118
|
0,4
|
1,18
|
4
|
0,15
|
0,69
|
610
|
126
|
|
25
|
30
|
34,8
|
27,5
|
21,3
|
83
|
240
|
0,118
|
0,4
|
3,54
|
12
|
1,6
|
0,94
|
610
|
56,75
|
|
А2
|
36,1
|
56,3
|
45,5
|
33,2
|
134,5
|
240
|
0,118
|
0,4
|
4,26
|
14,44
|
3,1
|
обрыв
|
обрыв
|
Вариант №4.
ℓА1 = 22,4 км, SP1 =
37+j24,4
ℓА2 = 36,1 км, SP2 =
18+j11,9
ℓА3 = 41,2 км, SP3 =
30+j19,8
ℓА4 = 53,9 км, SP4 =
13+j8,6
ℓА5 = 10 км, SP5 =
22+j14,6.
Найдём потокораспределение в линиях сети:
; 
; 
.
; 
.
UНОМ СЕТИ = 110
кВ по табл. 2.3 [1].
;
; 
;
; 
;
.
, где jЭК =
1,1 А/мм2.
;
;
;
;
.
Ток форсированного режима:
;
; 
;
; 
;
.
|
FСТ
|
R0
|
X0
|
|
70
|
0,42
|
0,44
|
|
95
|
0,3
|
0,43
|
|
120
|
0,25
|
0,42
|
; ;
; 
;
; 
;
; 
;
; 
;
; 
.
Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах
;
; 
;
; 
.
, т. е.
15% UН.
;
;
;
.
.
, т. е.
20% UН.
Данные
расчётов заносим в таблицу:
Табл.
3.4.
|
Линия
|
ℓ
|
S
|
P
|
Q
|
FЖЕЛ
|
FСТ
|
r0
|
x0
|
R
|
X
|
ΔU
|
ΔUАВ
|
IДОП
|
IАВ
|
|
км
|
МВА
|
МВт
|
Мвар
|
мм2
|
мм2
|
Ом км
|
Ом км
|
Ом
|
Ом
|
кВ
|
кВ
|
А
|
А
|
|
А1
|
22,4
|
44,3
|
37
|
24,4
|
105
|
120
|
0,25
|
0,42
|
2,8
|
4,7
|
1,98
|
4
|
380
|
232
|
|
А2
|
36,1
|
21,6
|
18
|
11,9
|
52
|
70
|
0,42
|
0,44
|
7,6
|
7,9
|
2,1
|
4,2
|
265
|
114
|
|
А3
|
41,2
|
35,9
|
30
|
19,8
|
85
|
95
|
0,3
|
0,43
|
6,2
|
8,9
|
3,3
|
6,6
|
330
|
188
|
|
А4
|
53,9
|
41,9
|
35
|
23,1
|
100
|
120
|
0,25
|
0,42
|
6,7
|
11,3
|
4,5
|
9
|
380
|
220
|
|
45
|
10
|
26,3
|
22
|
14,5
|
63
|
70
|
0,42
|
0,44
|
2,1
|
0,71
|
0,71
|
1,42
|
265
|
138
|
Вариант №5.
SP1 =
37+j24,4; ℓA1 = 22,4 км;
SP2 =
18+j11,9; ℓ14 = 31,6 км;
SP3 =
30+j19,8; ℓ34 = 14,1 км;
SP4 =
13+j8,6; ℓA3 = 41,2 км;
SP5 =
22+j14,5; ℓA5 = 58,3 км;
ℓ25 = 30,1 км;
ℓA2 = 36,1 км.
1)
;
Т.
5 - точка потокораздела.
UНОМ СЕТИ = 110
кВ по табл. 2.3 [1].
)
;
;
.
Т.
4 - точка потокораздела.
UНОМ СЕТИ = 110
кВ по табл. 2.3 [1].
;
; 
;
; 
;
; 
;
.
, где jЭК =
1,1 А/мм2.
;
;
;
;
;
;
.
Данный
вариант не проходит, следовательно, в дальнейшем сравниваем 4 варианта.
.2 Сравнение
выбранных вариантов по натуральным показателям
по суммарной длине линий;
по длине их трасс;
по стоимости сооружения ЛЭП.
Табл. 3.5.
|
№ схемы
|
Количество цепей
|
Марки проводов и кабелей
сетей
|
|
|
АС - 240
|
АС - 185
|
АС - 120
|
АС - 95
|
АС - 70
|
Общая стоимость, тыс. руб.
|
|
|
Стоимость сооруж. км. в
тыс. руб.
|
Σ
длина линий сети, км.
|
Σ
стоимость , тыс. руб.
|
-«-
|
-«-
|
-«-
|
-«-
|
-«-
|
-«-
|
-«-
|
-«-
|
-«-
|
-«-
|
-«-
|
-«-
|
|
|
1
|
12
|
13,822,9
|
78,541,2
|
1083,3943,5
|
|
|
|
19
|
24,1
|
458
|
|
|
|
|
|
|
2485
|
|
2
|
12
|
22,9
|
41,2
|
943,5
|
21,2
|
22,4
|
475
|
19
|
24,1
|
458
|
|
|
|
18,4
|
20
|
368
|
2245
|
|
3
|
12
|
16,1
|
132,6
|
2135
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2135
|
|
4
|
12
|
|
|
|
|
|
|
19
|
76,3
|
1450
|
18,2
|
41,2
|
750
|
18,4
|
46,1
|
848
|
3048
|
По минимуму приведенных затрат сравниваем далее варианты №2 и №3.
.2.1 Выбор
трансформаторов.
Вариант №2. UНОМ = 110 кВ.
пс
1: 
;
пс
2: 
;
пс
3: 
;
пс
4: 
;
пс
5: 
.
Проверим
коэффициент загрузки оставшегося в работе трансформатора при отключении одного
из них:
;
; 
;
; 
;
.
Параметры
трансформаторов заносим в таблицу:
Табл.
3.6.
|
№ пс
|
SРАСЧ
|
SНОМ
|
тип тр-ра
|
ΔPХХ
|
ΔPКЗ
|
UКЗ
|
IХХ
|
rТР
|
хТР
|
KТР
|
|
МВА
|
МВА
|
|
кВт
|
кВт
|
%
|
%
|
Ом
|
Ом
|
тыс. руб.
|
|
1
|
47,1
|
63
|
ТРДН
|
50
|
245
|
10,5
|
0,5
|
0,82
|
22
|
135
|
|
2
|
15,4
|
16
|
ТРДН
|
24
|
85
|
10,5
|
0,7
|
4,4
|
86,8
|
67
|
|
3
|
55,6
|
63
|
ТРДН
|
50
|
245
|
10,5
|
0,5
|
0,82
|
22
|
135
|
|
4
|
30
|
32
|
ТРДН
|
40
|
145
|
0,7
|
1,87
|
43,4
|
101
|
|
5
|
18,8
|
25
|
ТРДН
|
30,8
|
120
|
10,5
|
0,7
|
2,54
|
55,5
|
92
|
Вариант №3. UНОМ = 220 кВ.
пс
1: 
;
пс
2: 
;
пс
3: 
;
пс
4: 
;
пс
5: 
.
;
; 
;
; 
;
.
Результаты
данного варианта заносим в таблицу:
Табл.
3.7.
|
№ пс
|
S
|
S
|
тип тр-ра
|
ΔPХХ
|
ΔPКЗ
|
UКЗ
|
IХХ
|
rTP
|
xTP
|
KTP
|
|
МВА
|
МВА
|
|
кВт
|
кВт
|
%
|
%
|
Ом
|
Ом
|
тыс. руб.
|
|
1
|
62,5
|
63
|
ТРДЦН
|
82
|
300
|
12
|
0,9
|
4
|
100
|
171
|
|
2
|
40,2
|
63
|
ТРДЦН
|
82
|
300
|
12
|
0,9
|
4
|
100
|
171
|
|
3
|
31
|
32
|
ТРДН
|
53
|
167
|
12
|
0,9
|
8,63
|
198
|
130
|
|
4
|
11,7
|
32
|
ТРДН
|
53
|
167
|
12
|
0,9
|
8,63
|
198
|
130
|
|
5
|
24,9
|
32
|
ТРДН
|
53
|
167
|
12
|
0,9
|
8,63
|
198
|
130
|
Вариант №2.
Предварительно составим детальную схему для каждого из выбранных
вариантов.
где
РН
- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, РН=0,12.
аЛЭП
= 2,8; аПС = 9,4 - коэффициенты амортизационных отчислений на сооружение ЛЭП и
подстанции соответственно;
ΣКЛЭП - затраты на сооружение ЛЭП, тыс. руб.;
ΣКПС - затраты на сооружение подстанции, тыс. руб.;
Из
табл. 3.5 данной работы КЛЭП = 2245 тыс. руб.;
где
КТР - стоимость одного трансформатора, тыс. руб.;
КВ
- стоимость всех ячеек выключателей в ОРУ, тыс. руб.;
КПОСТ
- постоянная часть расчётных затрат, тыс. руб.;
Выбираем
подстанцию без выключателей по упрощённой схеме: два блока с отделителями,
автоматическая перемычка со стороны трансформатора - табл. П.7.3 [2].
;
;
; 
;
;
где
CΔW - стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.,
ρ - стоимость одного кВт·ч. электроэнергии, ρ = 1 коп./кВт·ч,
ΔW - количество
потерянной электроэнергии, МВт·ч;
где
τ
- число часов максимальных потерь, ч.;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
Вариант
№3.
;
Из
табл. 3.5 данной работы 
;
Выбираем
схему подстанции: мостик с отделителями в цепях трансформаторов и выключателем
в перемычке по табл. П.7.3 [2].
по табл.
П.7.2 [2].
по табл.
П.7.3 [2].
;
;
;
;
;
;
; 
;
;
По
минимуму приведенных затрат выбираем вариант №2.
ГЛАВА IV. РАСЧЁТ СХЕМЫ И РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ
ВЫБРАННОЙ СЕТИ.
.1
Определение реактивной мощности, генерируемой линией сети:
где
n - число цепей в
линии;
В
- ёмкостная проводимость линии, См;
в0
- удельная ёмкостная проводимость линии, Ом/км;
ℓ
- длина линии, км.
Линия
А3: 
;
Линия
34: 
;
Линия
45: 
;
Линия
А1: 
;
Линия
12: 
.
Табл.
4.1.
|
Параметры участков
|
F
|
ℓ
|
b0
|
QЛ
|
QЛ/2
|
|
мм2
|
км
|
См·10 - 6 км
|
Мвар
|
Мвар
|
|
А3
|
240
|
41,2
|
2,84
|
2,83
|
1,42
|
|
34
|
120
|
14,1
|
2,69
|
0,92
|
0,46
|
|
45
|
120
|
10
|
2,69
|
0,65
|
0,33
|
|
А1
|
185
|
22,4
|
2,78
|
1,51
|
0,76
|
|
12
|
70
|
20
|
2,57
|
1,24
|
0,62
|
4.2 Режим
наибольших нагрузок.
.2.1
Определение потерь мощности в трансформаторах
пс
1: 
- потери в меди активной мощности;
- потери
в меди реактивной мощности;
- потери
в стали активной мощности
- потери
в стали реактивной мощности;
пс
2: 
;
;
;
;
Аналогичный
расчёт для подстанций №№ 3, 4 и 5.
Табл.
4.2.
|
Пункты
|
PH
|
QH
|
SH
|
ΔPM
|
ΔPCT
|
Σ(ΔP)
|
ΔQM
|
ΔQCT
|
Σ(ΔQ)
|
|
МВт
|
Мвар
|
МВА
|
МВт
|
МВт
|
МВт
|
Мвар
|
Мвар
|
Мвар
|
|
1
|
37
|
24,4
|
44,3
|
0,135
|
0,1
|
0,235
|
3,6
|
0,66
|
4,23
|
|
2
|
18
|
11,9
|
21,6
|
0,078
|
0,05
|
0,126
|
1,53
|
0,224
|
1,75
|
|
3
|
30
|
19,8
|
35,9
|
0,19
|
0,1
|
0,29
|
5,1
|
0,63
|
5,73
|
|
4
|
13
|
8,6
|
15,6
|
0,12
|
0,08
|
0,2
|
2,88
|
0,45
|
3,33
|
|
5
|
22
|
14,5
|
26,3
|
0,073
|
0,06
|
0,14
|
1,6
|
0,35
|
1,95
|
4.2.2
Определение расчётных нагрузок на высшей стороне трансформаторов.
; 
;
пс
1: 
; 
Аналогичный
расчёт проводим для подстанций №№ 2, 3, 4 и 5.
|
Пункты
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
РРАСЧ, МВт
|
37,2
|
18,1
|
30,3
|
13,2
|
22,1
|
|
QРАСЧ, Мвар
|
28,6
|
13,7
|
25,5
|
11,9
|
16,5
|
4.2.3
Определение активных и индуктивных сопротивлений линий.
Рассчитанные значения приведены в табл. 3.2. данной работы.
.2.4
Распределение потоков мощности и потери мощности в линиях:
Рис. 4.1. Схема замещения для расчёта потока мощности в одной линии.
Линия 12:
мощность в конце линии 12:
;
потери
мощности в линии 12:
мощность с учётом потерь:
;
мощность
в начале линии:
;
Линия
А1:
;
;
;
Линия
45:
;
;
;
Линия
34:
;
;
;
Линия
А1:
;
;
.
Табл.
4.4.
|
Параметры участков
|
S″
|
P″
|
Q″
|
ΔPЛ
|
ΔQЛ
|
ΔSЛ
|
P'
|
S'
|
S
|
|
МВА
|
МВт
|
Мвар
|
МВт
|
Мвар
|
МВА
|
МВт
|
Мвар
|
МВА
|
МВА
|
|
А3
|
|
66
|
51,5
|
1,41
|
4,6
|
4,8
|
67,4
|
56,1
|
87,7
|
86,8
|
|
34
|
44,8
|
35,4
|
27,4
|
0,28
|
0,5
|
0,57
|
35,7
|
27,9
|
45,3
|
45
|
|
45
|
27,4
|
22,1
|
16,1
|
0,07
|
0,13
|
0,15
|
22,2
|
15,9
|
27,5
|
27,3
|
|
А1
|
68,7
|
55,5
|
40,5
|
0,69
|
1,79
|
1,92
|
56,2
|
42,3
|
70,3
|
69,9
|
|
12
|
22,3
|
18,1
|
13
|
0,17
|
0,18
|
0,25
|
18,3
|
13,2
|
22,6
|
22,2
|
4.2.5 Расчёт
уровней напряжения в сети.
Напряжение на шинах подстанции равно:
;
Если
подстанции питаются по магистральной схеме, то напряжение на шинах следующей
подстанции Uj+1 равно: 
Линия
А1:
;
;
Линия
12:
;
;
Линия
А3:
;
;
Линия
34:
;
;
Линия
45:
;
;
Условие
соблюдается.
Табл.
4.5.
|
Участки
|
А1
|
12
|
А3
|
34
|
45
|
|
UА, кВ
|
115,5
|
112,95
|
115,5
|
110,1
|
108,8
|
|
ΔUЛ, кВ
|
2,55
|
1,19
|
5,43
|
1,31
|
0,55
|
|
ΔUЛ, %
|
2,3
|
1,08
|
4,94
|
1,19
|
0,5
|
|
UJ, кВ
|
112,95
|
111,76
|
110,1
|
108,8
|
108,24
|
4.2.6 Падение
напряжения в трансформаторах.
; 
;
где
п - число трансформаторов;
UjB - высшее
напряжение трансформатора, кВ;
U'jH = UjB -
ΔUTP - напряжение на вторичной обмотке трансформатора,
приведённое к первичной.
Трансформатор
1: 
;
;
Трансформатор
2: 
;
;
Трансформатор
3: 
;
;
Трансформатор
4: 
;
;
Трансформатор
5: 
;
;
Табл.
4.6.
|
Пункты12345
|
|
|
|
|
|
|
UjB, кВ
|
112,95
|
111,76
|
110,1
|
108,8
|
108,2
|
|
ΔUTP,
кВ
|
2,92
|
5,66
|
2,67
|
2,49
|
4,48
|
|
U'jH, кВ
|
110,3
|
106,1
|
107,7
|
106,3
|
103,76
|
|
ΔUТР,
%
|
2,66
|
5,14
|
2,42
|
2,27
|
4,07
|
ГЛАВА V. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ.
Трансформатор
1: 
;
;
Трансформатор
2: 
;
;
Трансформатор
3: 
;
;
Трансформатор
4: 
;
;
Трансформатор
5: 
;
.
Табл.
4.7.
|
Пункты
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Uj HH, кВ
|
110,3
|
106,1
|
107,7
|
106,3
|
103,8
|
|
UHH, кВ
|
10,5
|
11
|
10,5
|
10,5
|
10,5
|
|
UЖЕЛ, кВ
|
10,5
|
10,5
|
10,5
|
10,5
|
10,5
|
|
Uрасчотв, кВ
|
110,3
|
111,15
|
107,7
|
106,3
|
103,8
|
|
Uстотв, кВ
|
110,91
|
110,91
|
106,8
|
106,8
|
102,7
|
|
Uдейств, кВ
|
10,44
|
10,5
|
10,5
|
10,45
|
10,6
|
|
№ отв
|
-2
|
-2
|
-4
|
-4
|
-6
|
ГЛАВА VI. РЕЖИМ НАИМЕНЬШИХ НАГРУЗОК.
; 
;
; 
;
.
Найдём
потокораспределение в линиях.
.
;
;
.
.
;
.
Необходимо
определить критическую нагрузку трансформатора для возможности отключения
одного из трансформаторов:
;
пс
1: 
;
пс
2: 
;
пс
3: 
;
пс
4: 
;
пс
5: 
.
Т.
к. нагрузка трансформатора меньше критической, то в работе можно оставить один
трансформатор.
6.1
Определим потери мощности в трансформаторе
пс
1: 
;
;
;
;
пс
2: 
;
;
;
;
пс
3: 
;
;
;
;
пс
4: 
;
;
;
;
пс
5: 
;
;
;
.
.2
Определение расчётных нагрузок на высшей стороне трансформаторов
пс
1: 
; 
;
пс
1: 
; 
;
пс
1: 
; 
;
пс
1: 
; 
;
пс
1: 
; 
.
.3
Распределение потоков мощности и потери мощности в линиях
Линия
12: 
;
;
;
;
Линия
А1: 
;
;
;
;
Линия
45: 
;
;
;
;
Линия
34: 
;
;
;
;
Линия
А3: 
;
;
;
.
.4
Расчёт уровней напряжения в сети
Линия
А1:
;
;
Линия
12:
;
;
Линия
А3:
;
;
Линия
34:
;
;
Линия
45:
;
.
.5
Падение напряжения в трансформаторах
Трансформатор
1: 
;
;
Трансформатор
2: 
;
;
Трансформатор
3: 
;
;
Трансформатор
4: 
;
;
Трансформатор
5: 
;
;
.6
Подбор ответвлений трансформаторов
Трансформатор
1: 
;
;
Трансформатор
2: 
;
;
Трансформатор
3: 
;
;
Трансформатор
4: 
;
;
Трансформатор
5: 
;
.
ГЛАВА VII. АВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ В ПЕРИОД НАИБОЛЬШИХ
НАГРУЗОК (ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ ЛИНИЙ А3 И А1).
.1 Определение реактивной мощности, генерируемой линией сети
Линия
А3: 
; 
;
Линия
А1: 
; 
.
.2
Определение активных и индуктивных сопротивлений линий
Линия
А3: 
; 
;
Линия
А1: 
; 
.
.3
Распределение потоков мощности в линиях
Линия
А3: 
;
;
;
;
Линия
А1: 
;
;
;
.
7.4
Расчёт уровней напряжения в аварийном режиме
Линия
А3: 
;
;
Линия
А1: 
;
.5
Подбор ответвлений
пс
3: 
;
;
пс
1: 
;
.
ГЛАВА VIII. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ПРОЕКТА
1. Стоимость сооружения линий равна 2245
тыс. руб.
Стоимость сооружения подстанции равна 1690 тыс. руб.
Стоимость сети в целом равна 3935 тыс. руб.
2. Ежегодные расходы по эксплуатации подстанции,
сети в целом равны 130,66 + 62,86 = 193,5 тыс. руб.
3. Потери
активной мощности равны 68,34 кВт, это составляет 
от суммарной мощности потребителей электроэнергии.
Потери энергии в сети составляют 8606 МВт·ч - это 2,17% от количества энергии,
полученной потребителями. Суммарное количество энергии, полученной
потребителями в течение года: WГОД = 120 · 3300 = 396000 МВт·ч.
. Основные
натуральные показатели: Суммарная длина линий равна 107,7 км, стоимость
сооружения ЛЭП равна 2245 тыс. руб. В каждой линии - по 2 выключателя,
подстанции 2 и 5 выполняются без выключателей, подстанции №№ 1, 3 и 4 - с
выключателем. Всего в сети - 5 ОРУ.
ЛИТЕРАТУРА
1. Буре И. Г., Вершинина С. И., Гамазин С. И.
Проектирование и расчёт электрических сетей промышленного района. М., «МЭИ»,
1990.
2. Дронов В. М., Хитров А. И., Чиркова Т. Ю.
Руководство к курсовому проектированию электрических сетей и систем. М №191,
Новомосковск.
. Солдаткина Л. А. Электрические сети и системы. М.,
«Энергия», 1978.
. Справочник по проектированию электрических систем по
ред. С. С. Рокотяна и Н. Н. Шапиро. Изд. 3. М., «Энергоатомиздат», 1985.
. Хитров А. И., Панов В. А., Чиркова Т. Ю. Алгоритм
расчётов при составлении расчётно-пояснительной записки. Новомосковск, 1982.
. Мельников Н. А. Электрические сети и системы. М.,
«Энергия», 1975.