Разработка схемы районной электрической сети

2020-03-21
Михаил Потапов
Физика и энергетика

Диплом777

Email: info@diplom777.ru

Phone: +7 (800) 707-84-52

Url: https://diplom777.ru/

Никольская 10

Москва, RU 109012

Содержание

Введение

1. Расчет активной и реактивной мощности потребителей сети. Баланс реактивной и активной мощности

2. Составление вариантов конфигурации сети и её географическое расположение

3. Предварительный электрический расчет отобранных вариантов

4. Технико-экономическое сравнение вариантов сети

5. Выбор трансформаторов на подстанции потребителей

6. Уточненный расчет в режиме наибольших нагрузок

7. Уточненный расчет в режиме наименьших нагрузок

8. Уточненный расчет в послеаварийном режиме

9. Определение действительных напряжений

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Увеличение производства электроэнергии в стране является залогом дальнейшего роста всего материального производства, так как ни одна отрасль не может существовать и успешно развиваться без электроэнергии.

По сравнению с другими видами энергии, электроэнергия обладает такими преимуществами, как универсальность, экономичность передачи на большие расстояния и удобство распределения между потребителями

В настоящее время на объектах РАО «ЕЭС» электроэнергия производится преимущественно в форме трёхфазного переменного тока, частотой 50 Гц.

Передавать электроэнергию на значительные расстояния экономически целесообразно по линиям электропередачи на высоком напряжении.

Основными потребителями электрической энергии являются промышленность, транспорт, сельское хозяйство, коммунальное хозяйство городов.

Электроустановки потребителей электроэнергии имеют свои специфические особенности; к ним предъявляются определённые требования: надёжность питания, качество электроэнергии, резервирование и защита отдельных элементов. Вопрос о надежности электроснабжения потребителей связан с числом источников питания, схемой электроснабжения и категорией потребителей. Приемники 1-й категории должны иметь не менее двух независимых источников питания. Приемники 2-й категории могут иметь один-два источника питания. Приемники 3-й категории , как правило, могут иметь один источник питания, но если по местным условиям можно обеспечить питание без существенных затрат и от второго источника, то применяется резервирование питания и для этой категории приемников.

По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения, питающие потребителей.

Важной особенностью систем электроснабжения является невозможность создания запасов электроэнергии. Вся полученная электроэнергия немедленно потребляется. При непредвиденных колебаниях нагрузок необходима точная и немедленная реализация системы управления, компенсирующая возникший дефицит.

При проектировании, сооружении и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий необходимо правильно в технико-экономическом аспекте осуществлять выбор напряжений, определять электрические нагрузки, выбирать тип, число и мощность трансформаторных подстанций, их защиты, системы компенсации реактивной мощности и способы регулирования напряжения.

Это должно решаться с учётом совершенствования технологических процессов производства, роста мощностей отдельных электроприёмников и особенностей каждого предприятия, цеха, установки, повышения качества и эффективности их работы.

Передача, распределение и потребление выработанной электроэнергии на промышленных предприятиях должны производиться с высокой экономичностью и надёжностью.

Для обеспечения этого российскими энергетиками создана надёжная и экономичная система распределения электроэнергии на всех ступенях применяемого напряжения с максимальным приближением высокого напряжения к потребителям.

Целью выпускной работы является разработка вопросов: электроснабжения промышленного района, где решаются задачи наиболее эффективного способа электроснабжения потребителей с наименьшими потерями мощности и напряжения, а также анализ электрофизических методов воздействия на сточные воды промышленных предприятий.

Решаемые задачи в процессе проектирования, следующие:

– составление вариантов сети и выбор из них наиболее оптимального;

– определение экономически целесообразных напряжений и сечений линий с учетом технических ограничений;

– расчет основных режимов проектируемой сети;

– компенсация реактивной мощности и обеспечение необходимого качества электроэнергии, поставляемой потребителю.

1. Расчет активной и реактивной мощности потребителей сети. Баланс реактивной и активной мощности

Расчёт активной мощности будем производить по формуле:

где: – коэффициент мощности нагрузки;

– наибольшая нагрузка;

(МВт)

Активные мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 1

Таблица 1 – Активные мощности

P3 МВт	P4 МВт	P5 МВт	P6 МВт	P7 МВт	P8 МВт
30,4	27	44,3	40,5	22,5	32,8

Расчёт реактивной мощности будем производить по формуле:

(Мвар)

Реактивные мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 2

Таблица 2 – Реактивные мощности

Q3 Мвар	Q4 Мвар	Q5 Мвар	Q6 Мвар	Q7 Мвар	Q8 Мвар
22,8	23,8	30,9	19,6	19,8	22,9

Определим суммарные активные и реактивные мощности потребителей сети, по формулам 1.3 и 1.4:

197,5 (МВт)

139,9 (Мвар)

Определим потери активной мощности каждого из потребителей сети по формуле 1.5:

(МВт)

Потери активной мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 3

Таблица 3 – Потери активной мощности

ДP3 МВт	ДP4 МВт	ДP5 МВт	ДP6 МВт	ДP7 МВт	ДP8 МВт
1,5	1,4	2,2	2,0	1,1	1,6

Определим потери реактивной мощности каждого из потребителей сети по формуле 1.6:

(Мвар)

Потери реактивной мощности остальных потребителей рассчитываются подобным образом и сводятся в таблицу 4.

Таблица 4 – Потери реактивной мощности

ДQ3 Мвар	ДQ4 Мвар	ДQ5 Мвар	ДQ6 Мвар	ДQ7 Мвар	ДQ8 Мвар
1,4	1,4	1,9	1,2	1,2	1,4

Определим требуемую активную мощность потребителей сети по формуле 1.7:

(МВт)

Определим требуемую реактивную мощность потребителей сети по формуле 1.8:

( Мвар)

Определим активную и реактивную мощности ТЭЦ сети по формулам 1.9 и 1.10:

где n – число установленных турбогенераторов ТВС-32 – 3 шт.;

PГ – активная мощность одного турбогенератора ТВС-32.

(МВт)

Мвар

Определим располагаемую реактивную мощность сети по формуле 1.11:

(Мвар)

Определим дефицитную реактивную мощность сети по формуле 1.12:

(Мвар)

Вывод: для проектируемой электрической сети компенсации реактивной мощности требуется.

Для восполнения дефицита реактивной мощности устанавливаются компенсирующие устройства (КУ). При этом расчетная мощность компенсирующих устройств i-той подстанции может быть определена по выражению :

Qку р i=(Qi+Д Qi)-(Рi+Д Рi) tgцс

Qку р 3=(22,8+1,4)-( 30,4+1,5)*0,36=12,8 (Мвар);

Qку р 4=(23,8+1,4)-(27+1,4)* 0,36=15 (Мвар);

Qку р 5=(30,9+1,9)-( 44,3+2,2)* 0,36=16 (Мвар);

Qку р 6=(19,6+1,2)-( 40,5+2)* 0,36=5,5 (Мвар);

Qку р 7=(19,8+1,2)-( 22,5+1,1)* 0,36=12,5 (Мвар);

Qку р 8=(22,9+1,4)-( 32,8+1,6)* 0,36=12 (Мвар).

На подстанциях, где получается меньше 400 Квар, компенсирующие устройства не устанавливаются. На остальных подстанциях мощность компенсирующих устройств округляется до мощностей, кратных 400 Квар. Баланс не выполняется более чем на 200 Квар, мощности компенсирующих устройств наиболее крупных потребителей увеличиваются на 400 Квар.

Определим количество компенсирующих установок, используя выражение :

Где Qед – единичная мощность установки;

nед=0,4 (Мвар).

nку р 3=12,8 :0,4=32;

nку р 4= 15:0,4=37,5;

nку р 5= 16:0,4=40;

nку р 6=5,5:0,4=13,75;

nку р 7= 12,5:0,4=31,25;

nку р 8= 12:0,4=30.

Округлим до целого полученные значения:

n’ку р 3= 32;

n’ку р 4=38;

n’ку р 5= 40;

n’ку р 6= 14;

n’ку р 7= 31;

n’ку р 8= 30.

Определим номинальное значение мощности компенсирующих устройств. Для этого уравнением :

Qку ном i= n’ку р i . Qед

Qку ном 3=32*0,4=32 (Мвар);

Qку ном 4=38*0,4=15,2 (Мвар);

Qку ном 5=40*0,4=16 (Мвар);

Qку ном 6=14*0,4=5,6(Мвар);

Qку ном 7=31*0,4=12,4 (Мвар);

Qку ном 8=30*0,4=12 (Мвар).

Суммарное номинальное значение мощности компенсирующих устройств: УQку ном i= Qку ном 3 +Qку ном 4+ Qку ном 5+ Qку ном 6+ Qку ном 7+ Qку ном 8

УQку ном i=93,2 (Мвар).

Составим первоначальный баланс реактивной мощности, используя выражение .

УQку ном i+ Qрасп= Qтреб

93,2+122,7=148,3

215,9=148,3

При составлении баланса он не сходится, следовательно, уменьшаем мощность КУ у потребителей и их количество.

– n =12 шт. =4,8 Мвар,

– n =15 шт. = 6 Мвар,

– n =16 шт. =6,4 Мвар,

– n =0 шт. =0 Мвар,

– n =11 шт. =4,4 Мвар,

– n =10 шт. =4 Мвар.

УQку ном i=25,6 (Мвар).

25,6+122,7=148,3

148,3=148,3

Баланс сошелся, поэтому все расчеты считаем правильными.

После этого определяем мощность потребителей с учетом установки компенсирующих устройств, используя выражение :

(МВА)

Таблица 5 – Баланс мощности

N пот	Pi Mвт	Мвт	Si МВА	Qi Мвар	Мвар	Qky Мвар	Мвар		МВА	МВА
3	30,4	1,5	38	22,8	1,4	4,8	12,8	12	18	30,4+j18
4	27	1,4	36	23,8	1,4	6	15	15	17,8	27+j17,8
5	44,3	2,2	54	30,9	1,9	6,4	16	16	24,5	44,3+j24,5
6	40,5	2	45	19,6	1,2	0	5,5	0	19,6	40,5+j19,6
7	22,5	1,1	30	19,8	1,2	4,4	12,5	11	15,4	22,5+j15,4
8	32,8	1,6	40	22,9	1,4	4	12	10	18,9	32,8+j18,9

2. Составление вариантов конфигурации сети и её географическое расположение

Любая сеть может быть выполнена различными конфигурациями и схемами соединений. При составлении вариантов конфигурации сети следует исходить из следующих соображений:

а) Электрическая сеть должна обеспечить заданную надежность электроснабжения потребителей. Согласно ПУЭ, потребители первой и второй категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. При электроснабжении потребителей района от шин распределительных устройств электрических станций или подстанций энергосистемы независимыми источниками можно считать разные секции шин этих распределительных устройств, если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из секций.

Для питания потребителей первой категории применяют резервированные схемы с АВР.

Питание потребителей второй категории осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но включение резерва при этом может быть ручным. Допускается питание потребителей второй категории и по не резервированным схемам, но целесообразность такого решения должна доказываться сравнением ущерба от недоотпуска электроэнергии в послеаварийном режиме при не резервированной схеме с необходимым повышением затрат на создание резервированной схемы.

Питание потребителей третьей категории может, осуществляется по не резервированной схеме.

Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе конфигурации сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.

б) Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:

– разомкнутые не резервированные радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;

– разомкнутые резервированные радиальные и магистральные, выполняемые двуцепными линиями;

– замкнутые резервированные (в том числе с двусторонним питанием), выполняемые одноцепными линиями.

Выбор конкретного типа схемы определяется взаимным расположением пунктов потребления и составом потребителей по категориям.

в) Применение более сложных замкнутых схем повышает надежность электроснабжения, но имеет и отрицательные стороны. Как правило, применение замкнутой схемы электроснабжения экономически целесообразно только в том случае, если суммарная длина линий замкнутой сети получается существенно ниже, чем суммарная длина линий разомкнутой сети (в одноцепном исчислении), то есть, если экономятся капиталовложения на строительство линий и требуется меньший расход алюминия. Применение замкнутой сети, как правило, экономически нецелесообразно, если при объединении линий в замкнутый контур образуется протяженный малонагруженный участок.

г) Комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать необходимое качество электроснабжения потребителей и выполнение технических ограничений электрооборудования линий и подстанций.

Разработку вариантов необходимо начинать на основе принципов, приведенных выше, и с учетом соображений альтернативности качеств и показателей определенных типов схем сетей.

Примеры возможных вариантов расчётных схем показаны на рис. 1-5.

Рисунок 1 – Смешанная схема

Рисунок 2 – Кольцевая схема

Рисунок 3 – Радиально-магистральная схема

Рисунок 4 – Радиально-магистральная схема

Рисунок 5 – Смешанная схема

В соответствии с заданием на выпускную работу состав потребителей в процентах по категориям надёжности 30/30/40. При выборе конфигурации сети исходят из высшей категории потребителей, т.е. первой.

Рассмотрение составленных схем.

Схема №1

Длина проводов линии электропередач составляет:

?3-1=90 км; ?1-5=50 км; ?5-7=60 км; ?7-6=50 км;

?6-4=30 км; ?4-2=45 км; ?2-8=90 км.

n=22- количество выключателей и отсюда следует что:

lвыкл=22*4=88 км;

?общ= км.

Схема №2

Длина проводов линии электропередач составляет:

?3-5=30 км; ?5-1=50 км; ?1-7=45 км; ?7-6=50 км;

?6-4=30 км; ?4-2=45 км; ?2-8=60 км; ?8-3=67 км.

n=22 – количество выключателей и отсюда следует что:

lвыкл=22*4=88 км;

?общ=км.

Схема №3

Длина проводов линии электропередач составляет:

?3-5=45 км; ?5-1=75 км; ?1-7=67 км; ?7-6=75 км; ?8-2=90 км; ?2-4=67 км.

n=26 – количество выключателей и отсюда следует что:

lвыкл=26*4=104 км;

?общ= км.

Схема №4

Длина проводов линии электропередач составляет:

?5-1=75 км; ?1-7=67 км; ?1-6=67 км; ?6-4=45 км;

?3-2=100 км; ?8-2=90 км.

n=26 – количество выключателей и отсюда следует что:

lвыкл=26*4=104 км;

?общ= км.

Схема №5

Длина проводов линии электропередач составляет:

?2-8=90 км; ?8-3=100 км; ?1-5=50 км; ?5-7=60 км; ?7-6=50 км;

?6-4=30 км; ?1-4=67 км.

n=23 – количество выключателей и отсюда следует что:

lвыкл=23*4=92 км;

?общ= км

Исходя из минимальных затрат выбираются три схемы, которые являются наименьшими по протяжённости:

Схема №1=503 км,

Схема №2=465 км,

Схема №3=511 км,

Схема №4=548 км,

Схема №5=539 км.

Учитывая что кольцевые схемы дешевле, для предварительного расчёта приняты три схемы: схема№1, схема№2, схема№3.

3. Предварительный электрический расчет отобранных вариантов

Задачей предварительного расчета является приближенное определение некоторых параметров сети, на основании которых можно было бы сделать технико-экономическое сравнение отобранных вариантов и выбрать из них лучший.

В приближенном расчете находим:

1. Потокораспределение сети;

2. Сечение проводов на всех участках;

3. Потери активной мощности и наибольшая потеря напряжения в нормальном режиме;

4. Потокораспределение в наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

При предварительном расчете режима сети делаются следующие допущения:

1. Потери мощности в трансформаторах и зарядная мощность линий не учитывается;

2. Источники ограниченной мощности учитываются как нагрузки с отрицательным знаком;

3. Напряжения во всех точках сети считаются равными номинальному;

4. Район по гололеду – 3.

Расчет потокораспределения сетей производится по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленного потребителя к источнику питания.

Схема 1. Определение потоков мощности на каждом участке линии

Рисунок 6 – Потокораспределение в нормальном режиме

При аварии на участке линии 7-6, питание потребителя 6 от источника 2 будет недостаточным, следовательно, участок 1-6 необходимо выполнить двухцепной линией.

Определяются потоки мощности на участках ЛЭП: (МВА)

Так как источник 2 – источник ограниченной мощности, то потокораспределение начинается с источника №2:

По 1 закону Кирхгофа для узла 4:

По 1 закону Кирхгофа для узла 6:

Направление потока мощности на участках 7-6 и 6-4 изменится и точка 6 будет точкой потокораздела.

По 1 закону Кирхгофа для узла 7:

По 1 закону Кирхгофа для узла 5:

Рисунок 7 – Потокораспределение в нормальном режиме

Для предварительного выбора напряжения источника пользуются формулой Илларионова:

где Рkj – передаваемая мощность по наиболее загруженному головному участку активная мощность, МВт;

lkj- длина этого участка, км.

кВ.

Принимается кВ.

Определяются токи на участках линии, и методом экономических интервалов тока определяем сечение участков сети, т.к. линия 1-6 и 1-3 двухцепные, то значение тока уменьшаем в два раза. Ток участка линии определяется по формуле:

(А) провод АС-240

(А) провод АС-240;

По табл. 7.35, стр. 428-430 [2] выбираются расчётные данные проводов ЛЭП марки АС. Принимается: материал опор – железобетон , 3 район по гололёду, ЛЭП-220 кВ.

Определение активных и индуктивных сопротивлений участков линии. По табл. 7.38, стр. 432-433 [2] выбираются активные и реактивные сопротивления проводов ЛЭП марки АС.

Для каждого выбранного сечения определяют активные и индуктивные сопротивления двухцепных участков линии:

(Ом), (Ом),

Для одноцепных линий сопротивление в два раза не уменьшается:

(Ом), (Ом),

Определение потерь активной мощности и потери напряжения. Потери активной мощности по участкам определяются по формуле:

(МВт),

(МВт).

где ; – потоки активной и реактивной мощности на участке сети.

Далее потери мощности суммируются для всей сети:

(МВт).

Затем определяется потери напряжения на участках ЛЭП по формуле.

(кВ),

(кВ).

Определяется потеря напряжения в %:

%, %,

Определение наибольшей потери напряжения, то есть потери напряжения от источника до самого удаленного потребителя:

Расчет послеаварийного режима данного варианта сети. Исключается одну из цепей линии на участке цепи 1-3

Рисунок 8 – Потокораспределение участка 1-3 в аварийном режиме

Рассчитываются активное и индуктивное сопротивление:

(Ом), (Ом).

Рассчитываются потери напряжения на этом участке цепи:

(кВ).

Определяется потеря напряжения в % в аварийном режиме:

Исключается одну из цепей линии на участке цепи 1 -2

Рисунок 10 – Потокораспределение участка 1-2 в аварийном режиме

Определяется потокораспределение:

S64 = S’ 4 = 27 + j17,8 МВА,

S76 = S64 + S6′ = 67,5+ j37,4 МВА,

S57 = S76 + S7′ = 90+ j42,8 МВА,

S15 = S57 + S5′ = 134,3+ j67,3 МВА.

Рассчитываются потери напряжения на участках цепи:

Исключается одну из цепей линии на участке цепи 2-8

Рисунок 8 – Потокораспределение участка 2-8 в аварийном режиме

Рассчитываются активное и индуктивное сопротивление:

(Ом), (Ом).

Рассчитываются потери напряжения на этом участке цепи:

(кВ).

Определяется потеря напряжения в % в аварийном режиме:

Все данные предварительного расчета схемы № 1 заносятся в таблицу 6.

Таблица 6 – Нормальный режим схемы № 1

Участок	Длина км	Число цепей	Поток мощности МВА	Расчетный ток А	Стандартное сечение мм2	r0 Ом/км	x0 Ом/км	r Ом	x Ом	?P МВт	?U кВ
1-5	50	2	103,1+j48,2	149	240	0,12	0,43	3	10,8	0,8	3,8
5-7	60	2	58,8+j23,7	83	240	0,12	0,43	3,6	12,9	0,3	2,3
7-6	50	2	36,3+j8,3	48	240	0,12	0,43	3	10,8	0,1	0,9
6-4	30	1	4,2+j11,3	30	240	0,12	0,43	3,6	12,9	0,01	0,8
4-2	45	1	31,2+j29,1	110	240	0,12	0,43	5,4	19,4	0,2	3,3
2-8	90	2	32,8+j18,9	50	240	0,12	0,43	5,4	19,4	0,16	2,5
1-3	90	2	30,4+j18	45	240	0,12	0,43	5,4	19,4	0,13	2,3

В результате проведенных расчетов в послеаварийном режиме получилось что, суммарные потери в аварийном режиме находятся не выше допустимого предела УДUдоп%=12%, значит, схема подходит для дальнейшего экономического расчета.

Рисунок 11 – Потокораспределение в нормальном режиме

Так как источник 2 – источник ограниченной мощности, то потокораспределение начинается с источника №2:

По 1 закону Кирхгофа для узла 4:

Направление потока мощности на участках 6-4 и 4-2 изменится и точка 4 будет точкой потокораздела.

По 1 закону Кирхгофа для узла 6:

По 1 закону Кирхгофа для узла 7:

По 1 закону Кирхгофа для узла 8:

По 1 закону Кирхгофа для узла 3:

Направление потока мощности на участках 2-3 и 3-1 изменится и точка 3 будет точкой потокораздела.

По 1 закону Кирхгофа для узла 5:

Рисунок 12 – Потокораспределение участка 1-4 в нормальном режиме

Рисунок 13 – Потокораспределение 4-2 и 2-3 в нормальном режиме

Рисунок 14 – Потокораспределение участка 1-3 в нормальном режиме

При аварии на участке линии 5-3 и 6-4, питание потребителя 3 и 4 соответственно от источника 2 будет недостаточным, следовательно, участок 1-3 и 1-4 необходимо выполнить двухцепной линией.

Определение номинального напряжения:

Принимается кВ.

Определение токов на участках линии и выбор сечения линии. Определяются токи на участках линии, и методом экономических интервалов тока определяются сечения участков сети.

(А) провод АС-300;

(А) провод АС-240;

(А) провод АС-240,

(А) провод АС -240,

(А) провод АС – 240.

Определение активных и индуктивных сопротивлений участков линии. Для каждого выбранного сечения определяют активные и индуктивные сопротивления участков линии, которые для одноцепной линии определяются по формуле:

(Ом), (Ом),

(Ом) , (Ом),

Определение потерь активной мощности и потери напряжения. Потери активной мощности по участкам:

(МВт),

Далее потери мощности суммируются для всей сети:

(МВт).

Определяется потери напряжения на участках ЛЭП:

(кВ),

(кВ).

Определяется потеря напряжения в %:

%, %,

%, %.

Определяются наибольшие потери напряжения, то есть потери напряжения от источника до самого удаленного потребителя:

Расчет послеаварийного режима данного варианта сети

Исключается линия на участке цепи 4-2.

Рисунок 15 – Потокораспределение в аварийном режиме

Определяется потокораспределение:

S46 = S6′ = 27 + j17,8 МВА,

S76 = S64 + S6′ = 67,5+ j37,4 МВА,

S17 = S76 + S7′ = 90+ j52,8 МВА,

Рассчитываются потери напряжения на участках цепи:

Исключается линия на участке цепи 2-8.

Рисунок 16 – Потокораспределение в аварийном режиме

Определяется потокораспределение:

S83 = S3′ = 32,8 + j18,9 МВА,

S53 = S83 + S3′ = 63,2+ j36,9 МВА,

S15 = S53 + S5′ = 107,5+ j61,4 МВА,

Рассчитываются потери напряжения на участках цепи:

В результате проведенных расчетов в послеаварийном режиме получили что, суммарные потери в аварийном режиме не превысили допустимый предел УДUдоп%=12%. Поэтому схему 2 в экономический расчет включаем.

По итогам расчета нормального и аварийного режима сети для схемы 2 составляется таблица 7.

Рисунок 17 – Потокораспределение в нормальном режиме

Определяется потокораспределение:

Таблица 7 – Нормальный режим схемы № 2

Участок	Длина км	Число цепей	Поток мощности МВА	Расчетный Ток А	Стандарт ное Сечение мм2	r0 Ом/км	x0 Ом/км	r Ом	x Ом	?P МВт	?U кВ
1-7	45	2	66+40,8j	101	240	0,12	0,43	2,7	9,7	0,33	2,8
7-6	50	2	43,5+j25,4	65	240	0,12	0,43	3	10,8	0,15	1,9
6-4	30	2	3+j5,8	8	240	0,12	0,43	1,8	6,5	0,01	0,2
4-2	45	1	24+12j	70	240	0,12	0,43	5,4	19,4	0,08	1,6
1-5	50	2	67,5+28,4j	96	240	0,12	0,43	3	10,8	0,33	2,3
5-3	30	2	23,2+j3,9	30	240	0,12	0,43	1,8	6,5	0,02	0,3
3-8	67	1	7,2+j14,1	40	240	0,12	0,43	8	28,8	0,04	2,1
8-2	60	1	40+j33	136	240	0,12	0,43	7,2	25,8	0,4	5,2

Определение номинального напряжения: (кВ).

Примем Uн=220 кВ.

Определение номинального напряжения: (кВ).

Примем Uн=110 кВ.

Определение токов на участках линии и выбор сечения линии. Определяются токи на участках линии, и методом экономических интервалов тока определяем сечение участков сети, так как линии выполнены двуцепными линиями, то значение тока уменьшаем в 2 раза:

(А) провод АС – 240;

(А) провод АС – 120;

Определение активных и индуктивных сопротивлений участков линии

– для двухцепной линии:

(Ом), (Ом),

(Ом), (Ом).

Определение потерь активной мощности и потери напряжения

(МВт),

Далее потери мощности суммируются для всей сети:

(МВт).

Затем определяется потери напряжения на участках ЛЭП.

(кВ),

(кВ).

Определяются потери напряжения в %:

%, %,

%, %.

Определяется наибольшая потеря напряжения, то есть потерю напряжения от источника до самого удаленного потребителя:

Расчет послеаварийного режима данного варианта сети

Исключается линия на участке цепи 1-7

Рисунок 18 – Потокораспределение в аварийном режиме

Рассчитается активное и индуктивное сопротивление:

(Ом), (Ом).

Рассчитывается потеря напряжения на участках цепи:

(кВ),

(кВ).

Определяется потеря напряжения в % в аварийном режиме:

Исключается линия на участке цепи 1-5

Рисунок 19 – Потокораспределение в аварийном режиме

Рассчитается активное и индуктивное сопротивление:

(Ом), (Ом).

Рассчитывается потеря напряжения на участках цепи:

(кВ),

(кВ).

Определяется потеря напряжения в % в аварийном режиме:

Исключается линия на участке цепи 2-8

Рассчитается активное и индуктивное сопротивление:

(Ом), (Ом).

Рассчитывается потеря напряжения на участках цепи:

(кВ),

Рисунок 20 – Потокораспределение в аварийном режиме

Определяется потеря напряжения в % в аварийном режиме:

Исключается линия на участке цепи 2-4

Рисунок 20 – Потокораспределение в аварийном режиме

Рассчитается активное и индуктивное сопротивление:

(Ом), (Ом).

Рассчитывается потеря напряжения на участках цепи:

(кВ),

Определяется потеря напряжения в % в аварийном режиме:

Все данные предварительного расчета схемы № 3 занесем в таблицу 8.

Таблица 8 – Нормальный режим схемы № 3

Участок	Длина км	Число цепей	Поток мощности МВА	Расчетный ток А	Стандарт ное сечение мм2	r0 Ом/км	x0 Ом/км	r Ом	x Ом	?P МВт	?U кВ
1-7	67	2	63+j35	94	240	0,12	0,43	4	14,4	0,42	3,4
7-6	75	2	40,5+j19,6	60	240	0,12	0,43	4,5	16,1	0,2	2,3
1-5	75	2	74,6+j42,5	113	240	0,12	0,43	4,5	16,1	0,7	4,7
5-3	45	2	30,4+j18	47	240	0,12	0,43	2,7	9,6	0,07	1,2
2-8	90	2	32,8+18,9j	99	120	0,25	0,423	11,3	19	1,35	6,6
2-4	67	2	27+j17,8	85	120	0,25	0,423	8,4	14,2	0,73	4,5

В результате проведенных расчетов в послеаварийном режиме получили что, суммарные потери в аварийном режиме находятся в допустимом пределе УДUдоп%=12%.

4. Технико-экономическое сравнение вариантов сети

Для выбора наиболее оптимальной схемы электроснабжения района необходимо провести оценку экономической эффективности каждого из рассматриваемых вариантов.

По табл. 7.4, 7.8, 7.2, 7.3, 7.7, 7.1 стр. 309-315 [3] выбираются соответственно: стоимость ВЛ 220/110 кВ; затраты на устройство лежневых дорог; затраты с учетом зонального коэф.; стоимость земельного участка под опоры; стоимость в текущем уровне цен.

Метод приведенных затрат

Выбор оптимального варианта производится по критерию минимума приведенных затрат (3), которые для i-го варианта определяются по формуле:

3 = рн K + И + У

где рн = 0,33 1/год — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложении;

К — суммарные единовременные капиталовложения, руб.;

И — суммарные ежегодные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание, руб;

У– суммарный вероятный народнохозяйственный ущерб от аварийных и плановых перерывов электроснабжения потребителей, руб.

Ежегодные издержки определяются по формуле:

З = Иа + Ир + Ио + ИДW

Таблица 9 – Технико-экономическое сравнение вариантов

Составляющие затрат	Схема 1	Схема 2	Схема 3	Схема 1	Схема 2	Схема 3

Стоимость ВЛ 220/110 кВ	участок	Ко тыс.руб./км	Li	участок	Ко тыс.руб./км	Li	участок	Ко тыс.руб./км	Li	739500	669950	651350
			км			км			км
	1-5	1650	75	1-7	1650	67	1-7	1650	67
	5-7	1650	75	7-6	1650	75	7-6	1650	75
	7-6	1650	75	6-4	1650	45	1-5	1650	75
	6-4	950	30	4-2	950	45	5-3	1650	45
	4-2	950	45	1-5	1650	75	2-8	1650	90
	2-8	1650	90	5-3	1650	45	2-4	1650	67
	1-3	1650	90	3-8	950	67
				8-2	950	60
Затраты на устройство лежневых до-рог (Зл), З=Зл*L, где L-длина линии	370*480	370•479	370•419	177600	177230	155030
Затраты с учетом зонального коэф.,Ззк=1	(739500+177600)*1	(669950+177230)*1	(651350+155030)*1	917100	847180	806380
Ст-ть земельного участка под опоры, ст-ть освония =19руб/м2; размер пост отвода земли на 1 км = 40м3	1940480	1940479	1940419	364800	364040	318440
НДС по п.	1,2*364800	364040*1,2	318440*1,2	437760	436848	382128
Ст-ть в текущем уровне цен	(917100+437760) •2,664	(847180+436848) •2,664	(806380+382128) •2,664	3609347	3420651	3166185
Общие затраты	–	–	–	3609347	3420651	3166185

где Иа = ба·К — отчисления на амортизацию (ба = 0,2 ч 0,3 – ежегодные отчисления на амортизацию в относительных единицах), руб.;

(Ир + Ио) = (бр + бо)·К — отчисления на ремонт и обслуживание, руб.;

[(бр + бо) = 0,06 – ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание в относительных единицах];

ИДW = в·ДР·ф — стоимость потерь электроэнергии [-время максимальных потерь, час], руб.

Время максимальных потерь находится по формуле:

часов.

Расчет стоимости строительства ВЛ по схеме № 1.

Отчисления на амортизацию определяются по формуле:

Иа = ба·К

Иа = 0,2·3609347=722 тыс руб/год.

Находятся отчисления на ремонт и обслуживание по формуле:

(Ир + Ио) = (бр + бо)·К

(Ир + Ио) = 0,06·3609347=216 тыс руб/год.

Определяется стоимость потерь электроэнергии по формуле:

ИДW = в·ДР·ф

ИДW = 2,4·1,7·5250·10-3 =21 тыс руб/год.

Ежегодные издержки вычисляются по формуле:

З= рн K+И

З= 0,33·3609347+722000+216000 +21=2130 тыс руб/год.

Расчет стоимости строительства ВЛ по схеме № 2.

Отчисления на амортизацию составят:

Иа = 0,2·3420651= 684 тыс руб/год.

Находятся отчисления на ремонт и обслуживание:

(Ир + Ио) = 0,06·3420651=205 тыс руб/год.

Определяется стоимость потерь электроэнергии:

ИДW =2,4·1,36·5250·10-3 =17 тыс руб/год.

Ежегодные издержки составят:

З= 0,33·3420651+684000 + 205000+ 17= 2020 тыс руб/год.

Расчет стоимости строительства ВЛ по схеме № 3.

Отчисления на амортизацию составят:

Иа = 0,2·3166185= 633 тыс руб/год.

Находятся отчисления на ремонт и обслуживание:

(Ир + Ио) = 0,06·3166185=190 тыс руб/год.

Определяется стоимость потерь электроэнергии:

ИДW =2,4·3,5·5250·10-3 = 44 тыс руб/год.

Ежегодные издержки составят:

З= 0,33·3166185+ 633000 + 190000+44= 1868 тыс руб/год.

На основании анализа экономической эффективности сравниваемых вариантов делается вывод, что предпочтение отдаётся к реализации варианта схемы № 3 СЭС, поэтому принимается более экономичная схема №3.

5. Выбор трансформаторов на подстанции потребителей

Основными критериями выбора оптимальной мощности трансформаторов являются:

– экономические соображения, обеспечивающие максимум ЧДД (чистый дисконтированный доход);

– условия нагрева, зависящие от графика нагрузки;

– температуры окружающей среды, коэффициента начальной загрузки и длительности максимума.

Так как преобладают потребители 1-й и 2-й категорий, принимается к установке по два трансформатора в пунктах (подстанциях) № 3, 4, 5, 6, 7, 8.

Определяется расчётная мощность трансформатора на подстанции по формуле:

где – коэффициент загрузки, =0,7;

n – количество транчформаторов, n=2.

(МВА).

Для пункта № 3 выбираю трансформатор типа ТРДН – 32000/220.

(МВА).

Для пункта № 4 выбираю трансформатор типа ТРДН – 25000/110.

(МВА).

Для пункта № 5 выбираю трансформатор типа ТРДН – 40000/220.

(МВА).

Для пункта № 6 выбираю трансформатор типа ТРДН – 32000/220.

(МВА).

Для пункта № 7 выбираю трансформатор типа ТРДН – 32000/220.

(МВА)

Для пункта № 8 выбираю трансформатор типа ТРДН -32000/110.

По справочнику [4, табл. 6.47, стр. 284] выбираются силовые трансформаторы с высшим напряжением 220/110 кВ для каждого пункта, сведения о которых представлены в табл. 11.

Таблица 10 – Технические данные выбранных трансформаторов

Тип трансформатора	SТР МВА	UH BH кВ	UH HH кВ	UK %	кВт	кВт	%	R, Ом	X, Ом	Пункт потребителя
ТРДН – 32000/220	32	230	10,5	12	150	45	0,9	7,7	190,5	6,3,7
ТРДН – 40000/220	40	230	10,5	12	170	50	0,9	5,6	160	5
ТРДН – 25000/110	25	115,5	10,5	10,5	120	27	0,7	2,54	55,9	4
ТРДН – 32000/110	32	115,5	10,5	10,5	145	32	0,75	1,87	43,4	8

Типы выбранных трансформаторов:

ТРДН – трансформатор трехфазный с расщеплённой обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла двухобмоточный с системой регулирования напряжения.

Рассчитываются потери активной мощности в трансформаторе по формуле:

(МВт),

(МВт).

Рассчитываются потери реактивной мощности в трансформаторе по формуле:

(Мвар),

(Мвар).

Рисунок 19 – Расчетная схема сети

Определяется зарядная мощность участков сети, примыкающих к подстанции по формуле:

(Мвар),

(Мвар).

Определяются расчетные нагрузки подстанций по формуле:

где Si – нагрузка потребителя в соответствующем режиме на стороне низшего напряжения подстанции, МВА;

Qci/2 – зарядная мощность участка сети, примыкающего к подстанции, Мвар.

(МВА),

6. Уточненный расчет в режиме наибольших нагрузок

Определяем потоки мощности по номинальному напряжению.

Рисунок 20 Распределение мощности по участкам схемы

Участок 2-8:

Участок 2-4:

Участок 7-6

Участок 1-7:

Участок 5-3:

Участок 1-5:

Расчёт уровней напряжения. Рассчитаются потери напряжения участков линии с учетом, что напряжение на шинах источника питания при максимальных нагрузках-1,05Uн

(кВ)

Напряжение на стороне низшего напряжения приведенное к стороне высшего напряжения

В режиме максимальных нагрузок потеря напряжения находится в пределах диапазона регулирования трансформаторов.

7. Уточненный расчет в режиме наименьших нагрузок

Определяются нагрузки потребителей в соответствии с заданным коэффициентом уменьшения нагрузки. Наименьшая нагрузка составляет 50 % от наибольшей. Активная мощность потребителей определяется по формуле:

где – коэффициент уменьшения нагрузки, .

Реактивная мощность потребителей определяется по формуле:

где – активная мощность в режиме наименьших нагрузок, МВт,

– реактивная мощность в режиме наибольших нагрузок, Мвар,

– активная мощность в режиме наибольших нагрузок, МВт.

Для остальных пунктов проедятся аналогичные вычисления, и полученные данные сводятся в таблицу 11.

Таблица 11. Активная и реактивная мощность

№ пункта
3	15,3	8,1
4	13,6	9,5
5	22,3	7,1
6	20,4	7,4
7	11,3	0,9
8	16,5	9,3

В режиме наименьших нагрузок следует оценить выгодность отключения одного из трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях. Отключение выгодно, если выполняется условие:

Производится заново расчет потерь мощности в трансформаторах по формулам , . Зарядная мощность линий от режима работы не зависит.

Для остальных трансформаторов потери рассчитываются аналогично.

Таблица 12. Активные и реактивные потери мощности в трансформаторах.

№ пункта
3	0,09	0,8
4	0,08	1,3
5	0,1	1,7
6	0,1	1,5
7	0,05	0,6
8	0,9	1,2

Определяются расчетные нагрузки подстанций по формуле и полученные данные сводятся в таблицу 13:

Таблица 13. Расчётная мощность в режиме наименьших нагрузок

, МВА	, МВА	, МВА	, МВА	, МВА	, МВА
15,4 +j8,9	13,7+j10,8	22,4+j8,8	20,5+j8,9	11,3+j0,7	17,4+j10,5

Производится уточненный расчет потокораспределения в наименьшем режиме.

Рисунок 21 Распределение мощности по участкам схемы

Участок 2-8:

Участок 2-4:

Участок 7-6

Участок 1-7:

Участок 5-3:

Участок 1-5:

Рассчитаются потери напряжения участков линии с учетом, что напряжение на шинах источника питания при наименьших нагрузках-1,02Uн

(кВ)

Напряжение на стороне низшего напряжения приведенное к стороне высшего напряжения

В режиме минимальных нагрузок потеря напряжения находится в пределах диапазона регулирования трансформаторов.

мощность сеть трансформатор электрический

8. Уточненный расчет в послеаварийном режиме

Предполагается, что произошла авария на участках 1-5, 1-7, 1-8 и 2-6, тогда получится:

Рисунок 22- Потокораспределение в послеаварийном режиме

Определяются сопротивления головных участков в послеаварийном режиме:

Участок 2-8:

Участок 2-4:

Участок 7-6

Участок 1-7:

Участок 5-3:

Участок 1-5:

Расчёт уровней напряжения. Рассчитаются потери напряжения участков линии с учетом, что напряжение на шинах источника питания при авариийных нагрузках-1Uн

(кВ)

Напряжение на стороне низшего напряжения приведенное к стороне высшего напряжения

В аварийном режиме нагрузок потеря напряжения находится в пределах диапазона регулирования трансформаторов.

9. Определение действительных напряжений

Основным экономически целесообразным средством регулирования напряжения в сети являются трансформаторы с регулированием коэффициента трансформации под нагрузкой (РПН).

В этом пункте проекта выбираем рабочие ответвления понижающих трансформаторов, обеспечивающие поддержание требуемых отклонений напряжения на шинах 10 кВ подстанций во всех рассматриваемых режимах работы.

Рассчитаем только напряжение 3 потребителя в наибольшем, наименьшем и аварийном режимах соответственно.

Регулирование напряжения в режиме наибольших нагрузок. Напряжение расчетного ответвления устройства РПН, которое бы обеспечило желаемое напряжение на стороне низкого напряжения определяется по формуле:

где Ui’ -напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН, кВ, Uхх = 11кВ- напряжение холостого хода трансформатора, кВ,

Uжел = 10,4кВ- желаемое напряжение на стороне НН, кВ.

Определяется напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН по формуле:

(кВ).

Стандартное напряжение ответвления находится по формуле:

где n – номер ответвления,

Е – ступень регулирования, %,

nE – предел регулирования, равный ±9•1,78.

Подбирая номер ответвления n добиваются, чтобы U1отв = Uотв .

В наибольшем режиме n =0 соответственно:

(кВ)

Определяется действительное напряжение на шинах НН по формуле :

(кВ).

Регулирование напряжения в режиме наименьших нагрузок. Определяется напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН:

(кВ).

В наименьшем режиме n = 1 соответственно:

(кВ).

Определяется действительное напряжение на шинах НН в режиме наибольших нагрузок:

(кВ).

Регулирование напряжения в послеаварийном режиме. Определяется напряжение на шинах НН i-го пункта, приведенное к стороне ВН:

(кВ).

Стандартное напряжение ответвления:

В аварийном режиме n = -5 соответственно

(кВ).

Определяется действительное напряжение на шинах НН в режиме аварийных нагрузок: (кВ).

Заключение

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует такие ее свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния. По этому в наше время все острее стоит вопрос о рациональном проектировании электрических систем.

Суть данной курсовой работы состояла в том, чтобы ознакомиться с основными методами по выбору схем электроснабжения и детальному анализу отобранного, наиболее оптимального варианта.

Основополагающими критериями по выбору схем электроснабжения являются:

-технико-экономическое сравнение;

-электрический расчёт;

-надежность электроснабжения во всех режимах работы (в нормальном, послеаварийном и режиме наименьших нагрузок).

Выбранный нами вариант по всем показателям выглядел предпочтительнее остальных.

При выполнении курсовой работы были получены навыки по проектированию сетей электроснабжения, по выбору электрооборудования (трансформаторов) на подстанциях, по углубленному расчёту схем электроснабжения и др.

Список использованной литературы

1. Учебное пособие к курсовому проекту. «Электроснабжение промышленного района». Сост К.Н. Бахтиаров; Волгоград, гос. тех ун-т — Волгоград 2009.

2. Электропитающие системы и электрические сети: Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Электропитающие системы и электрические сети». / Сост. К.Н. Бахтиаров; Волгоград. гос. техн. ун-т. – Волгоград, 2004. – 31 с.

3. Справочник по проектированию электрических сетей/ под. ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: ЭНАС, 2007. – 352 с.

4. В.И Идельчик. «Электрические системы и сети». М.: Энергоатомиздат, 1989 г.

5. Сошинов А. Г. Основы технологии проектирования электроустановок систем электроснабжения / Сошинов А.Г. , Плаунов С.А. , Крайнев А.М. , Крайнев М.И. , Угаров Г.Г. . – Волгоград : РПК “Политехник” , 2006 . – 112с.

6. Правила устройства электроустановок (изд. 6-е с изменениями, исправлениями и дополнениями в период с 01.01.92 по 01.01.99) – СП: «ДЕАН», 2000.

7. Правила устройства электроустановок (изд. 7-е. Разделы 1,2,4,6. Раздел 7) – М: «Издательство НЦ ЭНАС», 1999, 2002, 2003.

8. Правила устройства электроустановок. Раздел 1. Общие правила. Главы 1.1, 1.2, 1.7, 1.9. Раздел 7. Электрооборудование специальных установок. Главы 7.5, 7.6, 7.10. – 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. – 176 с.

9. Правила устройства электроустановок. Раздел 2. Передача электроэнергии. Главы 2.4, 2.5. – 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. – 160 с.

10. Правила устройства электроустановок. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции. Главы 4.1, 4.2. – 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. – 184 с.

11. Герасименко А. А. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие. – Ростов-н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006. – 720 с.

12. Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 1 – 4. / Под общей ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. – 9-е изд. – М.: Издательство МЭИ, 2003 – 2004.

13. Справочник по электрическим сетям 0,4 – 35 и 110 – 500 кВ. Т. 8, 10./ – М.: ИД «ЭНЕРГИЯ», 2009.

14. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

15. Справочник по проектированию электрических сетей/ под. ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: ЭНАС, 2007. – 352 с.

16. Бырдарская Г.М. Механизм реакции озона при обработке питьевых и сточных вод // Гидротехника и мелиорация. – 1993. – 10, – Т. 26

17. Орлов В.А. Технология озонирования вод: учебное пособие / В.А.Орлов. – М.: Моск. гос. строит. унив., 1996. – 118 с.

18. Рогожин Г.И. Кинетические особенности озонирования – Тр. ВНИИВОДГЕО, 1978, вып. 75, с. 84-82.

19. Данкверст П.В. Газожидкостные реакции / Данкверст П.В. – М.: Химия, 1973. – 276 с. : ил.

20. Рамм В.М. Абсорбция газов / Рамм В.М. – М.: Химия, 1976. – 655 с. : ил. – Библиогр.

Михаил Потапов

Я окончил горный университет, факультет переработки минерального сырья. О специальности работаю 12 лет, сам преподаю в университете. За это время написал 8 научных статей. В свободное время подрабатываю репетитором и являюсь автором в компании «Диплом777» уже более 7 лет. Нравятся условия сотрудничества и огромное количество заказов.