47568

ЗАДАНИЯ И МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ И СИСТЕМЫ

Книга

Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы

Задания и методические указания для выполнения курсового проекта по дисциплине Электрические сети и системы ГОС – 2000. Морозова Введение Основная цель выполнения курсового проекта по дисциплине Электрические системы и сети заключается в понимании и усвоении принципов проектирования сетей электрических систем методов расчета и анализа их установившихся режимов.1 Содержание курсового проекта Для заданного варианта расположения и мощности потребителей выбрать схему развития районной электрической сети при соблюдении...

Русский

2013-11-30

1.02 MB

35 чел.

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Российский государственный профессионально-педагогический университет»

Институт электроэнергетики и информатики

Кафедра автоматизированных систем электроснабжения

 

ЗАДАНИЯ И МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ДЛЯ

ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ

«ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ И СИСТЕМЫ»

(ГОС – 2000)

для студентов всех форм обучения

специальности 050501.65 Профессиональное обучение

(электроэнергетика, электротехника и электротехнологии)

специализаций

«Электроэнергетика, энергоаудит, энергосбережение» (030504.19),

«Электротехника, электротехнологии, технологический менеджмент» (030503.19)

Екатеринбург 2012

Задания и методические указания для выполнения курсового проекта по дисциплине «Электрические сети и системы» (ГОС – 2000). Екатеринбург, ФГАОУ ВПО «Рос. гос. проф.-пед. ун-т», 2012. 40 с.

Составитель ст. преподаватель

кафедры автоматизированных

систем электроснабжения                                         И.М. Морозова

Одобрены на заседании кафедры автоматизированных систем электроснабжения. Протокол от 12.01.2012, № 5.

Зав. кафедрой

автоматизированных

систем электроснабжения                                         С.В. Федорова

Рекомендованы к печати методической комиссией Института электроэнергетики и информатики РГППУ

Протокол от 16.01.2012, № 4.

Зам председателя методической

комиссии ЭлИн РГППУ А.А. Карпов

    

©

© ФГАОУ ВПО «Российский государственный профессионально-педагогический университет», 2012

                                                  ©  И.М. Морозова

Введение

Основная цель выполнения курсового проекта по дисциплине «Электрические системы и сети» заключается в понимании и усвоении принципов проектирования сетей электрических систем, методов расчета и анализа их установившихся режимов. Особо следует отметить раздел дисциплины, связанный с механическим расчетом воздушных линий электропередачи, их эксплуатацией и экологией. Эти вопросы не рассматривались ни в одной из специальных дисциплин, изученных студентами ранее.

Приступая к выполнению курсового проекта, студенты должны знать конструкции воздушных линий электропередачи, условия их работы, основы механического расчета проводов и тросов воздушных линий в нормальных и аварийных режимах; уметь выбирать и рассчитывать элементы конструкции механической части воздушных линий.

В процессе принятия решений и выполнения необходимых расчетов у студентов должно сложиться ясное представление о задачах, объемах, алгоритмах и программном обеспечении, которые используются в проектной и эксплуатационной практике.

Перед выполнением курсового проекта следует тщательно изучить основные разделы общей теории расчета установившихся режимов, принципы проектирования электрических сетей.

Студенты должны уметь выполнять расчеты установившихся режимов, их анализ, правильно проектировать новые сетевые районы, опираясь на экономические критерии, использовать программное обеспечение для сложных электрических систем и правильно представлять результаты расчета.

1  ЗАДАНИЕ НА выполнение КУРСОВого ПРОЕКТа

1.1 Содержание курсового проекта

Для заданного варианта расположения и мощности потребителей выбрать схему развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и качеству электроэнергии, отпускаемой потребителям.

При выполнении задания на курсовое проектирование необходимо:

1. Произвести электрический расчет линии, т.е.

  •  разработать варианты развития сети с выбором номинального напряжения, трассы и числа цепей линий электропередачи;

- рассчитать распределение токов (потоков мощности) в каждом из выбранных вариантов по «длинам» (расстояниям между узлами) и мощностям нагрузок узлов;

- выбрать число параллельных цепей и сечения линий электропередачи для каждого варианта схемы сети по экономическим критериям (экономической плотности тока или по экономическим интервалам) с учетом возможных послеаварийных состояний сети;

- выбрать число и мощность трансформаторов на подстанциях с учетом категорий надежности потребителей данного района;

- определить потери мощности в каждом из вариантов;

- рассчитать для принятых вариантов развития распределительных сетей нормальные и послеаварийные установившиеся режимы при максимальной нагрузке;

- произвести окончательное сравнение двух вариантов и выбрать лучший вариант по экономическим критериям с учетом заданных технических требований.

2. Произвести механический расчет  линии, идущей к  потребителю первой категории наибольшей мощности. При выполнении этого раздела задания следует:

- рассчитать единичные и удельные механические нагрузки на провод;

- определить критические пролеты и  условия появления наибольших напряжений для заданного пролета;

- найти напряжения в материале провода в следующих расчетных режимах: , , , , ; выразить их в процентах от соответствующих допустимых значений;

- используя понятие критической температуры, определить, при каких условиях наблюдается наибольшая стрела провеса , рассчитать наименьшую стрелу провеса ;

- выбрать тип и число подвесных изоляторов в поддерживающих гирляндах, полагая, что весовой пролет не превышает 1,25 длины заданного пролета;

- определить минимально допустимую высоту расположения нижней траверсы опоры;

- рассчитать длину провода в пролете в режиме максимальной температуры ;

- изобразить графически кривые провисания провода в заданном пролете на горизонтальной местности в условиях появления  и ; на графике указать точки установки опор, крепления проводов к гирляндам и гирлянд к траверсам;

  •  рассчитать тяжение провода и стрелу провеса при обрыве провода во втором

пролете после анкерной опоры.  Обрывы происходят в режиме, в котором

наблюдалась наибольшая стрела провеса провода при нормальной эксплуатации. Уточнить тип и высоту выбранных опор;

- построить шаблон для расстановки опор по профилю трассы.

3. Оформить пояснительную записку и графическую часть в соответствии с методическими указаниями и примерами, приведенными ниже.

При оформлении курсового проекта необходимо учесть следующие основные требования:

1. Курсовой проект состоит из пояснительной записки, выполненной на бумаге формата А4  и двух листов чертежей (формат А3).

2. Пояснительная записка включает: титульный лист, реферат, содержание, введение, основную часть, заключение, список использованных источников.

3. Задание на курсовое проектирование приводится полностью, без сокращений.

4. Указываются все формулы, применяемые при решении; приводится словесное описание этих формул и единицы измерения физических величин; разъясняются буквенные обозначения формул.

5. Расчеты выполняются в развернутом виде с требуемой для каждого случая степенью точности.

6. Курсовой проект должен содержать необходимые схемы, графики и пояснения.

7. При использовании данных из учебников или справочной литературы в тексте пояснительной записки необходимо привести соответствующие ссылки и в конце работы поместить список использованной литературы.

8. Графическая часть выполняется в соответствии с заданием и может быть дополнена сведениями, необходимыми для защиты курсового проекта. На чертежах представляются основные результаты расчетов в виде графиков, таблиц, схем.

Курсовые проекты, выполненные не в соответствии с заданием и без соблюдения указанных выше требований, не принимаются к проверке.

1.2  Выбор вариантов заданий на выполнение курсового проекта

Вариант задания и дополнительные исходные данные для выполнения курсового проекта задаются преподавателем. Расположение потребителей и источника питания (балансирующего узла) для всех вариантов указаны на рис. 1, мощности нагрузок и номера узлов электрической сети - в табл. 1.1, дополнительные данные в табл.1.2. Выбор источника питания (балансирующего узла 11 , 12 , 13) осуществляется студентом самостоятельно.

В качестве дополнительных исходных данных (в случае необходимости) рекомендуется принять следующие значения:

  •  = 0,9 - для всех нагрузок;
  •  потребители узла, имеющего меньшую мощность из всех заданных, являются потребителями III категории надежности; в остальных узлах состав потребителей по надежности одинаков: I категории - 30%, II - 30%, III - 40%;
  •  номинальное напряжение потребителей, кВ;
  •   = 6500 ч;
  •  масштаб 1 см: 20 км;

номер района по гололеду;

номер ветрового района;

характер местности;

минимальная температура ;

максимальная температура ;

эксплуатационная температура ;

длина пролета.

Варианты задания на курсовой проект                                             Таблица 1.1

Номер

варианта

Мощность нагрузок,  МВт

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1

-

-

-

15

-

45

-

-

-

-

25

-

40

-

-

2

20

-

-

35

-

45

-

-

-

-

-

50

-

-

-

3

-

-

-

15

-

40

-

-

-

-

-

35

-

25

-

4

-

-

-

45

-

20

-

-

-

-

15

30

-

-

-

5

15

-

-

-

-

-

-

-

-

-

35

20

25

-

-

6

-

-

-

-

-

35

-

-

-

-

20

50

40

-

-

7

-

20

-

-

-

-

40

30

-

-

-

-

-

-

35

8

-

15

-

-

25

-

-

50

-

45

-

-

-

-

-

9

-

-

-

-

15

-

25

45

-

-

-

-

-

-

25

10

-

-

-

-

-

-

15

40

-

20

-

-

-

-

35

11

-

35

-

-

-

-

50

45

-

-

-

-

-

-

15

12

-

50

35

-

30

-

-

-

-

-

-

-

-

15

-

13

-

25

-

-

-

-

30

15

-

60

-

-

-

-

-

14

-

-

-

-

15

-

45

50

-

35

-

-

-

-

-

15

-

15

40

-

-

-

-

-

35

-

-

-

-

35

-

16

-

-

-

20

-

50

-

-

-

-

30

-

45

-

-

17

20

-

-

40

-

25

-

-

-

-

-

30

-

-

-

18

-

-

-

25

-

45

-

-

40

-

-

35

-

-

-

19

-

-

-

45

-

25

-

-

-

-

15

30

-

-

-

20

15

-

-

-

-

-

-

-

-

-

35

20

45

-

-

21

-

-

-

-

-

35

-

-

-

-

20

45

25

-

-

22

-

15

-

-

-

-

35

30

-

-

-

-

-

-

40

23

-

-

-

-

30

-

40

35

-

45

-

-

-

-

-

24

-

20

-

-

15

-

25

40

-

-

-

-

-

-

-

25

-

-

-

-

-

-

25

40

-

20

-

-

-

-

30

26

18

-

-

45

-

35

-

-

15

-

-

-

-

-

-

27

-

-

-

25

-

40

-

-

-

-

15

-

35

-

-

28

-

-

25

-

-

10

-

-

35

-

-

-

-

40

-

29

-

24

32

-

10

-

-

-

-

-

-

-

-

18

-

30

-

24

14

-

50

-

-

-

-

-

-

-

-

35

-

31

-

-

-

24

-

40

--

-

-

15

-

32

-

-

32

-

-

-

-

-

-

40

25

35

-

-

-

-

-

12

33

-

15

32

-

40

-

-

-

20

-

-

-

-

-

-

34

-

-

-

35

-

10

-

-

30

-

-

25

-

-

-

35

-

-

30

-

45

-

-

30

-

-

-

-

15

-

Исходные расчетные условия к выполнению курсового проекта Таблица 1. 2

Номер варианта

Район по гололеду

Ветровой район

t - 

С

t + 

С

t Э,

 С

Длина пролета,

м

Характер местности

1

1

1

-32

38

6

190

труднодоступная

2

1

6

-35

32

3

240

ненаселенная

3

2

2

-48

36

4

195

населенная

4

2

7

-46

32

2

185

труднодоступная

5

3

1

-55

35

5

170

ненаселенная

6

4

2

-47

40

12

150

населенная

7

3

4

-30

38

10

155

ненаселенная

8

2

7

-25

36

5

235

труднодоступная

9

1

2

-37

34

4

250

населенная

10

1

6

-40

36

5

180

ненаселенная

11

3

3

-46

38

8

200

населенная

12

2

1

-36

34

10

230

труднодоступная

13

2

6

-31

40

12

180

ненаселенная

14

1

7

-28

32

11

170

населенная

15

3

6

-26

37

10

165

ненаселенная

16

1

4

-29

40

11

250

населенная

17

2

5

-30

37

7

200

ненаселенная

18

3

6

-35

34

6

160

труднодоступная

19

4

1

-42

33

7

140

населенная

20

4

5

-40

38

6

155

ненаселенная

21

2

1

-37

36

8

125

ненаселенная

22

3

6

-25

32

7

245

населенная

23

4

5

-28

37

9

255

труднодоступная

24

3

1

-29

35

5

220

населенная

25

2

4

-35

30

11

255

ненаселенная

26

4

2

-20

30

3

235

ненаселенная

27

1

2

-40

35

6

210

ненаселенная

28

4

5

-35

38

9

175

труднодоступная

29

2

4

-32

40

8

155

населенная

30

3

1

-40

32

8

240

труднодоступная

31

1

6

-35

28

10

175

ненаселенная

32

2

2

-30

40

5

200

труднодоступная

33

4

1

-20

35

7

180

труднодоступная

34

3

4

-42

32

9

210

ненаселенная

35

1

5

-28

41

8

200

населенная

2  МЕТОДИЧЕСКИЕ   УКАЗАНИЯ  по   ВЫПОЛНЕНИЮ

КУРСОВОГО   ПРОЕКТА

2.1 Характеристика района и потребителей электрической энергии

Электрические сети должны обеспечивать надежное электроснабжение потребителей и требуемое качество электроэнергии. При этом работа сетей должна соответствовать требованиям наибольшей экономичности.

Обычно за исходные данные принимают требования  по надежности  питания и качеству электроэнергии, обусловленные техническими условиями. Принимаемые  решения в дальнейшем корректируются по условиям экономичности.

Эти требования определяют основные принципы построения схем сети, число линий электропередачи и трансформаторов на подстанциях. Учитываются также климатические условия района, определяющие типы и конструкции опор, длины пролета и стоимость сооружения линии электропередачи.

2.2  Разработка вариантов схем развития сетей

Многообразие условий работы различных объектов обусловливает многообразие схем их электроснабжения. Схемы питания потребителей зависят от удаленности источников энергии, общей схемы электроснабжения данного района, территориального размещения потребителей и их мощности, требований, предъявляемых к надежности и т.д.

Варианты развития схем электрических сетей, выбранные по экономическим критериям (наименьшие приведенные затраты), должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей.

В проектной практике для построения рациональной конфигурации сети для заданного расположения потребителей намечаются несколько вариантов, из которых на основе технико-экономического сравнения выбирается  лучший.

При составлении вариантов схемы сети необходимо руководствоваться следующими положениями:

1. Передача электроэнергии от источника к потребителям производится по кратчайшему расстоянию.

2. Разработку вариантов следует начинать с простых схем, требующих для создания сети меньшего количества линий и электрооборудования подстанций. К числу таких вариантов относятся схемы линий магистрального и радиального типов.

3. Наряду с простыми вариантами рассматриваются и варианты схем   с  увеличенными капиталовложениями на сооружение линий и подстанций, но имеющие большую эксплуатационную гибкость схемы или повышенную надежность электроснабжения. К подобным схемам относятся кольцевые (замкнутые) схемы.

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

5. Из всех вариантов целесообразно выбрать схемы сети, построенные по двум различным принципам:

  1.  с односторонним питанием;
  2.  замкнутого (кольцевого) типа.

Эти схемы обладают разными качественными и технико-экономическими показателями, лучшая из них определяется по приведенным затратам.

При разработке вариантов электроснабжения потребителей должны быть учтены следующие обстоятельства:

1. Наличие существующих линий между источником питания и проектируемыми подстанциями, что однозначно определяет питание узлов нагрузки, находящихся вблизи существующих линий, через эти линии.

2. Целесообразно также проектировать вновь сооружаемые линии электропередачи на том же классе напряжения, что и существующие.

В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории надежности должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается - от двух секций шин районных подстанций) по двум отдельным линиям.

В большинстве случаев двухцепные линии электропередачи не удовлетворяют требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категорий, так как при повреждении опор возможен перерыв питания.  Потребителей III категории допустимо подключать к источнику по одной линии при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.

          На основании приведенных выше обстоятельств, в проекте решается вопрос о необходимом количестве линий электропередачи для каждого потребителя. При этом замкнутая схема приравнивается по надежности к системе электроснабжения по двум линиям. Количество присоединяемых к линиям электропередачи потребителей не ограничивается. Выбранная схема сети (радиальная, магистральная, замкнутая, смешанная) в значительной степени влияет на схемы подстанций. Поэтому при выборе наиболее целесообразного варианта электроснабжения необходимо учитывать стоимость оборудования подстанций. Для каждого варианта схемы сети нужно наметить и схемы электрических соединений подключенных подстанций.

При составлении схемы подстанций руководствуются следующими соображениями. Для каждого потребителя I и II категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне, с выключателями в цепях линий.

2.3 Выбор номинального напряжения сети

Каждая сеть характеризуется номинальным напряжением Uном , на которое рассчитывается ее оборудование (трансформаторы , линии и др.) . Номинальное напряжение сети весьма существенно влияет на ее технико-экономические показатели.

Величина  номинального напряжения сети зависит от нескольких факторов:

  •  мощности потребителей;
  •  удаленности их от источника питания;
  •  района сооружения сети и класса номинального напряжения существующей сети.

Выбор номинального напряжения электрической сети  должен производиться совместно с выбором схемы сети.  При увеличении номинального напряжения повышается пропускная способность линий,  и возрастают капиталовложения в сооружение сети, но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются расходы на эксплуатацию сети.

При проектировании для выбора рационального напряжения используются кривые зависимости величины напряжения от передаваемой мощности и длины линий электропередачи [2] или эмпирические формулы, в частности, формула Г.А. Илларионова, дающая удовлетворительные  результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ:

                                                        (2.1)

где  - длина линии электропередачи, км;

- передаваемая мощность, МВт.

2.4  Выбор сечений линий электропередачи

2.4.1 Расчет сечений линий электропередачи по   экономической плотности тока

Сечения F проводов линии электропередачи могут быть выбраны по экономической плотности тока

                                                                                    (2.2)

где  Imax - значение тока, протекающего по линии в режиме максимальной нагрузки              Pmax, A;

      Jэк   - экономическая плотность тока, А /мм 2.

Согласно ПУЭ экономическая плотность тока Jэк  выбирается в зависимости от материала провода и времени использования максимальной нагрузки . По полученному значению F подбирают стандартное сечение провода.

2.4.2  Экономические интервалы сечений

Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи 35-500 кВ может производиться и по экономическим интервалам. Экономические интервалы для разных стандартных сечений определенного класса напряжения получены при построении зависимости приведенных затрат в сооружение 1 км линии от тока. Вид зависимостей показан на рис. 2.

Сечения  - стандартные  сечения для класса напряжения  Uном .  Экономические  интервалы   однозначно   определяют сечение воздушной линии в зависимости от максимального тока 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. Экономические интервалы сечений приведены в.

2.5  Проверка сечений по допустимому току

Выбранные экономически целесообразные сечения линий электропередачи проверяются по условиям наиболее тяжелого послеаварийного режима, вызванного отключением одного из элементов электрической системы (линии электропередачи, трансформатора на подстанции, блока на электрической станции и т.п.). Ток Iав, протекающий по линии в этом режиме, не должен превышать допустимый ток для каждой линии  . Под допустимым понимается ток, при длительном протекании которого проводник сохраняет свои электрические и механические свойства, а изоляция - термическую стойкость.

При правильно выбранных сечениях должно выполняться неравенство вида

                                                  Iав  ≤ Iдоп                                           (2.4)

2.6  Расчет токораспределения в сети

Для выбора сечений необходимо определить токи в сети. Расчет токов в разомкнутой сети выполняется  с использованием первого закона Кирхгофа. Токи в кольце рассчитываются по правилу моментов в длинах. При этом расчет токов в кольце выполняется одновременно с выбором сечений. При несовпадении заданного числа параллельных цепей при расчете токов в кольце с выбранным числом параллельных линий следует токи пересчитать заново и уточнить выбор сечений. При этом следует отказаться от экономического сечения и выбрать сечения по условиям надежности.

2.7  Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов.

Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.

Мощность трансформатора в нормальных условиях должна обеспечить питанием 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. По указанному режиму работы трансформаторов его мощность может быть определена ориентировочно по выражению

,                                                                         (2.5)

где   - наибольшая нагрузка подстанции, МВА;

       - коэффициент допустимой перегрузки;

      - число трансформаторов на подстанции.

Типы и мощности понижающих трансформаторов на подстанциях даны в приложении.

2.8 Составление схемы замещения вариантов сети

Для дальнейшего выполнения расчета должна быть составлена схема замещения сети и определены ее параметры. При подготовке схемы замещения сети учитываются трансформаторы подстанций. Потери холостого хода трансформаторов указываются в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Пример составления схемы замещения, определения ее параметров и расчет установившегося режима приведен в третьей части настоящих методических указаний.

2.9 Расчет установившихся режимов сети

Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений. Расчет установившегося режима может выполняться вручную или с использованием ЭВМ. Методы расчета электрических сетей приведены в [2] и [3] соответственно. Расчет установившегося режима на ЭВМ может выполняться с использованием любой программы расчета режима, в том числе RASTR, применяемой в настоящее время для расчета установившихся режимов в энергосистемах России.

Основными этапами расчета и анализа режимов являются:

  •  составление схемы замещения и расчет ее параметров для наиболее экономичных вариантов сети;
  •  расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах (для обеих схем);
  •  анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения (выбор рациональных отпаек на трансформаторах, батарей конденсаторов) с целью соблюдения требований ГОСТ по напряжению [2];
  •  параметры нормальных и послеаварийных режимов наносятся на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторах.

2.10  Выбор схем подстанций

Выбор схем подстанций при сопоставлении вариантов развития сети может выполняться упрощенно. Ориентировочно число ячеек выключателей на стороне высшего напряжения принимается равным:

  1.  числу присоединений (число линий и трансформаторов) при числе линий меньше четырех;
  2.  числу присоединений плюс одна ячейка при числе линий четыре и более.

2.11  Экономическое сопоставление вариантов развития сети

Технико-экономическое сравнение выполняется для сопоставимых вариантов. Все рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности необходимо учитывать величину ущерба от вероятного нарушения электроснабжения. В этом случае подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле:

                                         ,                                              (2.6)

где  - нормативный коэффициент эффективности, ЕН   = 0,12;

      К = КЛ +  КП - соответственно капитальные вложения в линии и подстанции, т.руб;

      - соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций  и =- издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях, т.руб;

      - математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения, т.руб.

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и линии электропередачи.

Ежегодные издержки  ИЛ и  определяются суммой отчислений от капитальных вложений и для линий электропередачи рассчитываются по формуле (2.7). Значение ежегодных издержек для подстанции находятся аналогично по формуле  

           ИЛ=Л КЛ  ,                                                                              (2.7)

            ,                                                                                   (2.8)

где   Л - коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание линий.

       - коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание подстанции.

Учитывая существенную долю в приведенных затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тот факт, что почти во всех вариантах число, мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от схемы сети, учет подстанционных составляющих следует производить только при необходимости.

Издержки на возмещение потерь энергии в линиях находятся по формуле (2.9)

   И ЭЛ = 0  Рmax  ,                                                                    (2.9)

где  о - удельная стоимость потерь активной энергии, руб/МВтч,

      о =1,5 10-2 руб/МВт ч.

Рmax    - потери мощности в максимальном режиме, МВт.

   

             Рmax  = 3 I2р  RЛ ,                                                               (2.10)

где   Iр  - расчетный ток участка сети, А;

        RЛ -  активное сопротивление  участка сети , Ом  ;

          - время потерь, ч.

Время максимальных потерь определится по формуле

                       =  (0,124  + Тmax  / 104)2  8760 ,                                            (2.11)

где   Тmax   - время использования максимальной нагрузки, ч (задается в исходных данных).      

         Издержки на возмещение потерь энергии в трансформаторах  определяются как

            ,                                                    (2.12)

где  - суммарные переменные потери мощности в режиме максимальных нагрузок, кВт;

     - суммарные потери холостого хода трансформаторов, кВт.

Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб   при ее аварийном отключении можно оценить по выражению

          ,                                                                           (2.13)

где - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения,

           [6, с.322,рис. 8.2] ;

     - максимальная нагрузка потребителя, МВт;

     - коэффициент вынужденного простоя;

     - число последовательно включенных элементов сети;

     - среднее время восстановления элемента;

     - параметр потока отказов элемента ;

      - степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя, при частичном отключении).

Необходимо иметь в виду, что варианты схемы с разными номинальными напряжениями из-за разницы стоимости аппаратуры и величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведенным затратам с учетом оборудования подстанций потребителей и потерь энергии в нем. Это положение обязательно и для сравнения вариантов с разной надежностью питания потребителей.

Варианты схем считаются экономически равноценными, если приведенные затраты для них отличаются  менее чем на  5%. В подобных случаях следует выбирать варианты схем с более  высокими показателями:

  •  по напряжению;
  •  надежности электроснабжения;
  •  оперативной гибкости схемы (способностью ее работы в различных режимах);
  •  с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых пунктов потребления электроэнергии

2.12   Выбор средств регулирования напряжения

Напряжения в узлах сети обычно отличаются от среднего уровня, причем это отличие связано со многими факторами: конфигурацией сети, значениями нагрузок и т.д.  В нормальных режимах напряжение на шинах потребителя может изменяться в пределах   от . В послеаварийных режимах его отклонение не должно превышать . При изменении величины отклонения напряжения больше  допустимого значения необходимо осуществить его регулирование, которое может быть централизованным и местным. При централизованном регулировании в питающем узле одновременно поддерживаются допустимые уровни напряжения в целом для группы потребителей района. Местное регулирование предполагает поддержание требуемых уровней напряжения непосредственно на шинах потребителя. Средствами регулирования напряжения являются:

  •  генераторы на электростанциях;
  •  трансформаторы с устройствами регулирования напряжения под  нагрузкой (РПН) и без нагрузки (ПБВ);
  •  вольтодобавочные трансформаторы и линейные регуляторы;
  •  компенсирующие устройства, вырабатывающие реактивную мощность (батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы в перевозбужденном режиме);
  •  компенсирующие устройства, потребляющие реактивную мощность (реакторы, синхронные компенсаторы в недовозбужденном режиме).

Регулирование  напряжения  может осуществляться и изменением конфигурации сети. Некоторое участие в регулировании напряжения принимают и нагрузки, снижающие потребление активной и особенно реактивной мощности при снижении напряжения на их шинах.

3.ПрИМЕР  проектирования  развития районной

электрической сети

3.1  Исходные данные

В исходных данных приводятся все необходимые энергетические  характеристики района и потребителей электрической энергии. Расположение и мощности потребителей районной электрической сети показаны на рис. 3.

Дополнительные исходные данные:

  •  cos = 0,9 - для всех нагрузок;
  •  в узле  4 -  потребители  III  категории  надежности,  в  остальных узлах состав потребителей по надежности одинаков: I категории - 30%, II - 30%,   III - 40%;
  •  номинальное напряжение потребителей 10,5 кВ;
  •   нагрузок - 6500 ч;
  •  масштаб: 1 см: 20 км.

   номер района по гололеду -  2;

   номер ветрового района    -2;

    характер местности  -  населенная;

   минимальная температура  = - 35С;

   максимальная температура  = +  35С;

   эксплуатационная температура = 10С;

   длина пролета  L = 200м.

                                                       Р3 = 40МВт    

          Р2 = 20МВт

                                                                     

                                                                                                                                                             

                                      Р4 = 10МВт                                        Р5 = 30МВт   

                                       Рисунок 3- Схема района развития сети

3.2  Разработка вариантов развития сети

При выборе вариантов развития сети рекомендуется предварительно наметить от трех до пяти вариантов. В методических указаниях приводятся только два варианта развития сети, представленные на рис.4 и 5.

При разработке вариантов электроснабжения потребителей учтены следующие обстоятельства.

1. Присоединение потребителей узла 2 может быть выполнено по разомкнутой схеме в вариантах  А и Б. Протяженность проектируемой сети (участок 1-2) составляет 12 = 70 км.

2. Узел 3 с нагрузкой  =40 МВт  имеет потребителей I категории надежности. Его электроснабжение осуществляется в обоих вариантах  по двум одноцепным линиям  электропередачи длиной 13 = 80 км.

3. Узел 4 содержит  потребителей  III категории надежности, поэтому на участке 1 - 4 длиной 14= 60 км возможно сооружение одной или двух цепей. При строительстве одной цепи необходимо рассчитать ущерб от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания. Вопрос о числе линий на участке 1 - 4 следует рассматривать отдельно и в обоих вариантах применить экономически выгодное решение.

4. Присоединение потребителей узла 5 может быть выполнено различными способами:   по разомкнутой схеме ( вариант А) и кольцевой схеме ( вариант Б).      Протяженность проектируемой сети (участок 1-5) составляет 15 = 70 км.

Длина проектируемых линий  между узлами 3- 5  35 = 100 км.

Число цепей линий электропередачи может измениться по условиям послеаварийных режимов (отключение одной цепи).                             

                                                                                                                                                                                                            Р2 = 20МВт                                                                                                                                                                                               Р3 = 40МВт                                                                                                                                    

          

                  Р4= 10МВт

                                                                                                       

                                              Р5 = 30МВт

Рисунок 4- Вариант   А  схемы  района развития сети

                                   

                                                                                                   Р3=40МВт                                                                                                                                            

                  Р2 = 20МВт      

                                                       

                                  Р4 = 10МВт                                          Р5 = 30МВт

Рисунок 5- Вариант  Б схемы  района развития сети

3.3  Определение номинального напряжения

Выбор номинального напряжения электрической сети является технико-экономической задачей и должен производиться совместно с выбором схемы сети. При увеличении номинального напряжения возрастают капиталовложения в сооружение сети, но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.

При проектировании для выбора рационального напряжения используются кривые зависимости величины напряжения от передаваемой мощности и длины линий электропередачи [2] или эмпирические формулы, в частности, формула Г.А. Илларионова, дающая удовлетворительные  результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ

        (1)

           где   l - длина участка сети, км;

                   Р – передаваемая  мощность, МВт.

          Расчеты по формуле (1) сведены в табл.1.

Данные расчета номинальных напряжений участков сети Таблица 1

Вариант схемы

А

Б

Участок

1-2

1-3

1-4

1-5

1-2

1-3

1-4

3-5

1-5

Мощность, МВт

20

40

10

30

20

70*

10

40*

70*

Длина, км

70

80

60

70

70

80

60

100

70

Напряжение, кВ

87

121

62

105

87

154

62

122

128

*Максимальная  передаваемая  мощность в случае обрыва  одноцепных линий 1-5 или 1-3.

    Учитывая   заданные  мощности потребителей  и длины  линий, для всех рассматриваемых вариантов выбирается класс номинального напряжения 110 кВ.

3.4  Выбор сечения проводов

Выбор сечения проводов производится  с помощью экономических интервалов. Распределение  мощности в проектируемой сети варианта  А определится:

Р 1-2 = Р2 = 20 МВт

Р 1-3 = Р3 =  40 МВт

Р 1-4 = Р4 = 10  МВт

Р 1-5 = Р5 =30 МВт

В нормальном режиме расчетный ток  Iр, А,  определится  

,         (2)

где   Р – передаваемая мощность, кВт;

      Uном – номинальное напряжение сети, кВ;

      cos   - коэффициент мощности;

       n – число цепей;

       N- число расщеплений проводов.

       Максимальный ток   на  5 год эксплуатации  

                   Imax5   = IP  i  т,                                                                           (3)

где  iкоэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;   

      т -коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы Км.

        Для линий 110  кВ значение  i , принимается равным  1,05 , а  т   = 1,3  

[ 1, с.158,табл.4.9 ] при  Км =1,0  и Тmax > 6000ч.

    По табл.7.8 [1,с 280] для 2-х цепной линии выполненной на стальных опорах, II район по гололеду, европейская ОЭС  определяем сечение провода F,мм2, при условии

                                              Iэ   I max5                                                                (4)

 

Из табл.7.12   [1,с292] выписываем  марку провода  и допустимый ток    Iдоп, А.

   Допустимый ток  с учетом температуры окружающей среды

                                   I доп о.с.   Iдоп  К о.с. ,                                                         (5)

где  Ко.с – коэффициент, учитывающий отклонение температуры окружающей среды от нормальной,  Ко.с. = 0,88 [1 ,с292,т.7.13].

     Выбранные  провода проверяются на нагрев в аварийном режиме при обрыве одной цепи

                        Iав = 2 Imax5   I доп о.с.                                                                     (6)

    Расчеты по формулам (2 …6) сведены в таблицу 1.2.

Выбор сечения  проводов для схемы  варианта А                Таблица 2

Уч-к

P,

МВт

Iр,

А

Imax5,

А

F,

мм2

Марка провода

Iдоп ,

А

Iдоп о.с.

А

Iав,

А

1-2

20

58

79,7

95

2АС- 95/16

330

290

159,7

1-3

40

117

159

150

2АС- 150/19

450

396

319

1-4

10

58

79,7

95

 АС- 95/16

330

290

--

1-5

30

88

120

150

2АС- 150/19

450

396

239

Провод на всех участках проходит проверку на нагрев в аварийном режиме.

 

Распределение  мощности в проектируемой сети варианта Б.

Для кольца  1-3-5  активная мощность на головных участках  1-3, 1-5 определится

,         (7)

где  l153 =  l 15+ l 35 = 70 + 100 = 170 км

      l 51   = 70км

МВт (против часовой стрелки)

МВт  (по часовой стрелке)

Правильность найденных мощностей подтверждается  проверкой

                Р1-5  + Р1-3 = Р5 + Р3 

              35,6 + 34,4 = 30 + 40 МВт                            70 = 70 МВт

 Мощность на участке 5 -3 определяется по  1 закону Кирхгофа

                Р5-3   = Р 1-5   -  Р5   = 34,4 - 30 = 4,4 МВт

Выбор сечения проводов производится по формулам (4…6) и сведены в табл.3.

Выбор сечения  проводов для схемы варианта Б                             Таблица 3

Уч.

сети

P,

МВт

Iр,

А

Imax5,

А

F,

мм2

Марка провода

Iдоп ,

А

I доп о.с.

А

Iав,

А

1-2

20

58

80

95

2АС- 95/16

330

290

159

1-3

35,6

208

284

240

 АС- 240/39

610

537

409

1-4

10

58

80

95

 АС- 95/16

330

290

159

1-5

34,4

201

274

240

 АС- 240/39

610

537

409

3-5

4,4

26

35

70

 АС- 70/11

265

233

239

Проверка по условиям нагрева в послеаварийном  режиме.

Потоки мощности при отключении уч.1- 3 определятся

Р15   = Р5   + Р 3 = 30 + 40 = 70МВт

Р53   = Р2  = 40 МВт

    Iав53 = 233,5А

При отключении линии  1-5 распределение мощности определится

Р13   = Р3   + Р 5 = 40 + 30 = 70 МВт

Р35   = Р5  = 30 МВт

Iав12 =408,7А

Iав35 = 239А

Сравниваем допустимые токи с учетом окружающей среды и токи в аварийном режиме

Iав13 = 409А    Iдоп о.с = 537А , условие (1.6) выполняется, т.к.   409 537А

Iав15 = 409А    Iдоп о.с = 537А , условие (1.6) выполняется, т.к.   409 537А

Iав35 = 239А    Iдоп о.с = 233А , условие (1.6)  не выполняется, т.к.   239 233А, поэтому

на участке 3-5 устанавливаем провод марки  АС- 95/16 с Iдоп о.с = 290А

Выбранные сечения проводов проходят проверку на нагрев в аварийном режиме.

3.5. Расчет схемы замещения

        Исходными данными для расчета схемы замещения линий являются справочные данные выбранных марок проводов, приведенные в таблицах 4, 6.

Расчет схемы замещения варианта А.

Справочные данные  проводов  варианта  А                                         Таблица 4

Участок

сети

Р,

МВт

l,

км

Марка

провода

ro , Ом/км

х o , Ом/км

Bo 10-6,

См/км

qo,

Мвар

1-2

20

70

2АС-95/16

0,31

0,43

2,61

0,035

1-3

40

80

2АС-150/24

0,198

0,42

2,7

0,036

1-4

10

60

АС – 95/16

0,31

0,43

2,61

0,035

1-5

30

70

2АС-150/24

0,198

0,42

2,7

0,033

Активное    и  реактивное   сопротивления   линий определятся по формулам

                                            ,                                                  (8)

                                            ,                                                           (9)  

где ro – удельное  активное сопротивление провода, Ом/км;

     хo  - удельное  реактивное сопротивление провода, Ом/км;

     l -  длина  участка сети, км;

     n – количество цепей;

     N – количество расщеплений проводов по фазе.

    Проводимости     линии определятся по формулам

 

                                    Gл = gО  l  n  N,                         (10)

                                    BЛ = bО  l   n   N,                                                      (11)

где  gО  - удельная активная проводимость линий, См/км;

       bО  - удельная реактивная проводимость линий, См/км.

 

Для линий U=110кВ   активная проводимость  Gл = 0.

Генерируемая реактивная мощность определится

                             Qс  = 0,5 U2 Bл,                                                                  (12)

Расчеты по формулам (8…12) сведены в таблицу 5.

 

             Данные схемы замещения линий варианта А          Таблица 5

Участок

Rл , Ом

Xл, Ом

Bл10-6, См

Qс, Мвар

1-2

11

15

365

2,2

1-3

8

17

432

2,6

1-4

18,6

26

157

0,9

1-5

7

15

378

2,3

Расчет схемы замещения варианта Б.

Справочные данные  проводов  варианта  Б                                     Таблица 6

Участок

сети

Р,

МВт

l,

км

Марка

провода

ro , Ом/км

х o , Ом/км

Bo 10-6,

См/км

qo,

Мвар

1-2

20

70

2АС-95/16

0,31

0,43

2,61

0,035

1-3

35,6

80

АС-240/39

0,12

0,405

2,81

0,038

1-4

10

60

АС – 95/16

0,31

0,43

2,61

0,035

1-5

34,4

70

АС-240/39

0,12

0,405

2,81

0,038

3-5

4,4

100

АС – 95/16

0,31

0,43

2,61

0,035

Активное,  реактивное   сопротивления  и проводимости  линий определяются по формулам (8…12). Результаты расчетов сведены в таблицу 7.

Данные схемы замещения линий варианта Б    Таблица 7

Участок

Rл , Ом

Xл, Ом

Bл10-6, См

Qс, Мвар

1-2

11

15

365

2,2

1-3

9,6

32,4

224,8

1,36

1-4

18,6

26

157

0,9

1-5

8,4

28,4

196,7

1,19

3-5

43

44

255

1,54

  1.  Выбор  силовых трансформаторов

      Число и мощность трансформаторов не зависят от схемы сети, а зависят от категории и мощности  электроприемников. Для потребителей  I категории необходимо выбирать и устанавливать  не менее  двух трансформаторов, включенных по схеме с автоматическим вводом резерва (АВР). Для потребителей  II категории  можно выбирать два  или один трансформатор, с обеспечением ручного ввода  резерва. Для потребителей  III категории – устанавливаем один трансформатор и предусматриваем  складской резерв.

     Мощность трансформаторов определится

       

                                    ,                                                                  (13)

где SР – расчетная мощность подстанции, МВА;

      kав – коэффициент аварийных перегрузок; kав = 1,4(для1,2 категории);

               kав = 1,3(для III категории);

        n  - число трансформаторов на подстанции.

Выбор трансформаторов сводим в таблицу 8.

Выбор силовых трансформаторов                           Таблица 8

Узел

Мощность нагрузки

S т,

МВА

Тип и мощность трансформатора

Р, МВт

Sр, МВА

2

20

22,2

15,9

2  ТДН-16000/110

3

40

39,6

28,3

2ТРДН-40000/110

4

10

11,1

8,5

   ТДН-10000/110

5

30

38,2

27,3

2ТРДН- 40000/110

Технические данные трансформаторов приведены в таблице 9.

Технические данные трансформаторов                                              Таблица 9

Тип и мощность трансформатора

Каталожные данные

Расчетные  данные

U,

кВ

Uк ,

%

Рк,

кВт

Рхх,

кВт

Iхх ,

%

Rт, Ом

Xт, Ом

Qхх, квар

ТРДН-40000/110

115

10,5

172

36

0,7

1,44

34,8

260

 ТДН-10000/110

115

10,5

60

14

0,7

7,95

136

70

 ТДН-16000/110

115

10,5

85

19

0,7

4,38

86,7

112

  1.  Расчет  установившихся  режимов  радиальной схемы  сети

     Расчет  установившихся режимов сети производим  отдельно для  радиальной и замкнутой схемы. Схема замещения, составленная для  варианта сети  А, приведена на рис. 6.

     Приведем подробный расчет установившихся режимов для участка  сети  1-3, имеющего  наибольшую нагрузку.

     Расчет разомкнутой сети ведем методом итераций (в два этапа)  при заданных мощностях нагрузки и напряжении источника питания.

1)Нанесем на схему замещения все потоки мощности. Выбираем положительное направление мощности (см.рис 8).

2) 1 итерация :  считаем   что  U1= U2 = 110кВ.

3) Расчет ведем по данным конца :

     Sк33’’ =  S3 = 40 + j19,4 МВА

4) Потери  мощности   в   трансформаторах   определятся

 

                SТ = РТ  + jQТ,                                                                             (14)

где  РТ  - потери активной мощности в трансформаторе, кВт;

      QТ  - потери  реактивной мощности в трансформаторе, квар.

    Потери активной мощности  состоят из потерь холостого хода  Рхх  и потерь короткого замыкания РКЗ,

                                                                        

               РТ = РXX  + 2 РКЗ,                                                                       (15)                                                                                                          

где   - коэффициент загрузки трансформаторов.

                 ,                                                                                   (16)

где  S – мощность нагрузки, МВА;

       n – число трансформаторов, работающих раздельно на подстанции;

       Sном – номинальная мощность трансформаторов, МВА.

На подстанции 3 установлены два трансформатора типа ТРДН – , работающие раздельно.

                      __________  

          

                                   

             Рт = 36 + 0,562  172 = 89,9 кВт = 0,09 МВт

Потери  реактивной мощности  состоят из потерь холостого хода Qхх  и потерь в обмотках  Qобм

                                                               

                   Qт =  Qхх  + 2 Qобм                                                            (17)

   Потери в обмотках                       

                                  ,                                                          (18)

где Uк – напряжение короткого замыкания, %.

                                          

        ,  квар = 1,56Мвар

       Отсюда  :    St = 0,09 + j 1,56 МВА

5) Определяем мощность в начале участка 33’

 Sн33’=  Sк3’3’’ +  Sт  = 40+ j19,4 + 0,098 + j1,56 = 40,1 + j21 МВА

6) Потери мощности в шунте  1-3 в конце участка определится  по табл. 5

                    

 Qск13 =   -j2,6 Мвар

7) Определяем мощность в конце участка 1-3

 Sк13  = Sн33’ +  Qс13 = 40,1 + j21 +(-j 2,6 ) = 40,1+  j 18,4 МВА

8) Определяем потери мощности в линии на участке 1-3

9) Мощность в начале линии 1-3 определится

Sн13 = S к13  +  S13 = 40,1+  j18,4 +  1,3 + j 2,7    = 41,4 + j21,1МВА     

      

10) Реактивная мощность, генерируемая линией 1-3 в начале участка определится  по табл. 5

                    

 Qсн13 = -j2,6 МВАр

11) Мощность источника S1  определится

S1 = Sн13   +  Qсн13 =  41,4 + j 21,1 -j 2,6 = 41,4 + j18,5    МВА     

 

12) Определяем  напряжение в узлах  3 и  3' ( не учитывая поперечную составляющую,  т.к. U < 220кВ)

13) Продольная составляющая падения  напряжения в трансформаторе (без трансформации)

14) Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе

15) Напряжение потребителя определится

 

U3  = U3 - U3 - U3 = 104,3 – 7 – j13,1 = 97,3 - j13,1 = 98,1е j7,7º

        ____________       

U =  97,32 + 13,12  = 98,1 кВ

  отсюда   = -7,7

16) Определяем  коэффициент трансформации

17) Определяем напряжение в узле 3 с учетом трансформации

Проверка :

   Нужна  вторая итерация .

   Для  уточнения уровня напряжения в узлах  3”  и 3’ производим расчет, начиная с пункта 6 до пункта 17, подставляя вместо номинального напряжения 110кВ новое напряжение 104,3кВ. Результаты, полученные при расчетах первой и второй итераций, не должны отличаться более чем на 5%.

   Аналогично рассчитываем установившиеся режимы  для других участков варианта А схемы развития сети, получившиеся значения мощности источников S1 для всех ветвей схемы – суммируем.

Участок   1-2:   S1 =   20,5 + j 6,9    МВА

Участок   1-4:   S1 =   10,3 + j 4,7    МВА     

Участок   1-5:   S1 =   30,7 + j 12,3    МВА     

 Мощность  источника равна      S =   102,9 + j 42,4    МВА     

  1.  Расчет  установившихся  режимов  замкнутой  схемы  сети

    Поскольку  в варианте Б схемы развития сети  участки 1-2 и 1-4 не отличаются от аналогичных  участков схемы варианта А, то  расчет  установившихся режимов ведем только  для замкнутой схемы  с узлами  1-3-5.

   Разрежем   питающий узел  1 и получим сеть с 2-хсторонним питанием .

   Расчет производим в 2 этапа:

- без учета потерь мощности;

- с учетом потерь мощности.

Точка потокораздела  5. Разрезаем сеть по точке потокораздела (рис.10) .

          1                 z13                  3                 z35              5                        z15          1

                     

                S13                                      S35                                                            S15

                                             

                                                 S3                                     S5           Sк15

                                   Рисунок 10- Схема сети

  1.  Расчет  установившегося режима  без учета потерь мощности

  1.  Определим поток мощности  на головном участке 13

        (19)    

где     Z*13 ,Z*35 , Z*15 - сопряженные  длины участков кольцевой схемы.

 

                                        (9,6-j32,4+43-j44+8,4-j28,4)

    2) По первому закону Кирхгофа определим потоки мощности на остальных участках:

S35 = S13 - S3 = 39,8 + j 8,5 – 40 –j19,4 = -0,2 – j10,8 МВА

S15= S5 - S35 = 30 + j14,5 – (-0,2 –j10,8) = 30,2 + j 25,36 МВА

   Проверка:   S = 0

Для узла 3:     S13 - S3  - S35 = 0

39,8 + j 8,5 – 40 – j19,4 -  (-0,2 –j10,8) = 0

  1.  Расчет  установившегося режима  с  учетом   потерь мощности

1) Определяем потери мощности  на уч.55’. Потери  мощности определяем  при раздельной работе  2-x трансформаторов  Т3 по формулам (15…18)

     Рт5 = Рхх  +  2 Ркз  = 36 + 0,422  172 = 65,9 кВт = 0,07 МВт

    Sт5 = 0,07 + j 0,99 МВА

2) Определяем мощность в начале участка 55’

 Sн55’=  S5 + Sт5  = 30+ j14,5 + 0,07 + j 0,99 = 30,07 + j15,52 МВА

3) Потери в шунте 4 определятся

                     *   

 Sш4 = U21 Y4 = 1102  (-j 127,5 10-6 ) = -j 1,54 МВА

4) Определяем мощность в конце участка 35

Sк35  = Sн55’ + Sш4 = 30,07 + j15,52 + (-j 1,54 ) =  30,07 + j 13,98  МВА

5) Определяем потери мощности в линии на участке 35

6) Мощность в начале линии 35 с учетом шунта 3 определится

Sн35 = Sк35  + S35 + Sш3 =30,07 + j13,98 + 3,9 + j4,0 + (-j1,54) = 34,97 + j16,43  МВА   

7) Определяем потери мощности  на уч.33’ . Потери  мощности определяем   при раздельной  работе  2-x трансформаторов  Т3 по формулам (15…18) и они составляют

        Sт = 0,09 + j 1,56 МВА (см. п. 3.7)

 

8) Определяем мощность в начале участка 33’

 Sн33’=  Sк3’3’’ +  Sт  = 40+ j19,4 + 0,09 + j1,56 = 40,1 + j20,9 МВА

9) Потери в шунте 2 определятся

                      *   

 Sш2 = U2 Y2 = 1102  (-j112,4 10-6 ) = -j1,36 МВА

10) Определяем мощность в конце  участка 33’ с учетом шунта 2

Sк13  = Sн33’ +  Sш2  + Sн35 = 40,1 + j20,9 + (-j1,36) + 33,97 + j16,43  = 74,06 + j 36 МВА

10) Определяем потери мощности в линии на участке 13

              (Sк13 )2                     74,062 + 362

S13  = -----------  Z13 = ------------------- (9,6 +j 32,4) = 5,4 + j 18,2 МВА

               (U)2                                110 2

12) Мощность в начале участка 13 определится

Sн13 = Sк13 +  S13 = 74,06 + j 36 + 5,4 + j 18,2 =  79,4 + j54,16 МВА   

 13) Мощность источника S1  определится

S1 = Sн13 + Sш1 = 79,4 + j54,16  + (- j1,36) = 79,4 + j52,8 МВА

14) Определяем  напряжение в узлах  3 и  3’ ( не учитывая поперечную составляющую ,  т.к. U < 220кВ)

13) Продольная составляющая падения  напряжения в трансформаторе (без трансформации)

14) Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе

15) Напряжение потребителя определится

 

U3’  = U3 - U3 - U3 = 92,9 – 7,9 – j14,7 = 85 - j14,7 = 86,3е j10º

        ____________       

U =  852 + 14,72  = 86,3 кВ

 отсюда   = -10

16) Определяем  коэффициент трансформации

17) Определяем напряжение в узле 3’ с учетом трансформации

18) Определяем  напряжение в узлах  5 и  5’ ( не учитывая поперечную составляющую ,  т.к. U < 220кВ)

19) Продольная составляющая падения  напряжения в трансформаторе (без трансформации)

20) Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе

21) Напряжение потребителя в узле 5’ определится

 

U5  = U5  - U5’ - U5’ = 72,4 – 7,6 – j14,1 = 64,8 - j14,3 = 66,3е –j12º

        ____________       

U =  64,82 + 14,12  = 66,3 кВ

 отсюда   = -12

22) Определяем  коэффициент трансформации

23) Определяем напряжение в узле 5’ с учетом трансформации

24) Рассчитаем потоки мощности  на участке 51. Мощность  в конце  линии 51 без учета потерь мощности

Sк51 =  30,2 + j25,36 МВА

Потери мощности на участке 51 определятся

25) Мощность в начале линии 15

Sн15= Sк15 +  S15= 30,2 + j25,36 +  1,1 + j 3,7  = 31,3 +  j 29 МВА

26) Мощность, потребляемая  от источника  кольцевой схемой,  определится

S = S1  + Sн15 = 79,4 + j52,8 +  31,3 +  j 29 = 110,7 + j81,8 МВА

Общая  мощность источника  определится как сумма мощностей, потребляемых кольцевой схемой и радиальными ветвями 1-2 и 1-4.

Sн12= 20,5 + j 6,9 МВА

Sн14= 10,3 + j 4,7 МВА

S = 110,7 + j81,8 +20,5 + j 6,8 +10,3 + j 4,7 = 141,5 + j 93,4 МВА

  1.  Технико-экономическое сравнение вариантов

Cопоставление вариантов схемы сети осуществляют в результате расчета сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.

Экономическим критерием является минимум приведенных затрат

                                                          З = Ен К + И + У ,                             (20)

где  Ен – нормативный коэффициент сравнительной эффективности

             капитальных вложений; Ен = 0,12   1/год;

      К – капитальные вложения, тыс. руб;

            И– ежегодные эксплуатационные расходы , тыс. руб /год;

           У – математическое ожидание ущерба от нарушения эл. снабжения, тыс.руб

                                         K  = Kвл + Kпс                                                                                     (21)

Эксплуатационные расходы включают в себя :

- расходы на содержание ВЛ :  Ивл ;

- расходы на содержание эл. оборудования ПС:  Ипс ;

- издержки на потерю эл. энергии : ИΔw .

Издержки на оборудование состоят из отчислений:

- на амортизацию Иа;

- на ремонт Ир;

- на заработную плату Ио.

                                                       И =  ИЭ + ИΔw                                              (22)

                                 ИЭ = Иа + Ир + Ио = э  Kвл,                                    (23)

где э – коэффициент эксплуатационных расходов, э = 2,8% .

Издержки на потерю эл. энергии определяются:

                                               ИΔw = βΔW,                                               (24)

где ΔW – потери эл. энергии в линиях и трансформаторах, МВтч;

       β – стоимость потерь эл. энергии, β= 1,5 10-2 т.руб/МВтч

                                             ИΔW = β (τ · ΔРmaх + 8760ΔРхх )                     (25)

τ – время потерь, ч;

ΔРхх – потери  холостого хода трансформатора, МВт .

                                                                          (26)

                           ΔРmaх  =3 I2max5 · Rвл  ,                                              (27)

где Imax5 - максимальный ток на 5год эксплуатации, кА;

     Rвл- сопротивление линии, Ом ( из табл.5 и7).

      Результаты расчетов по формулам  заносим в таблицы 10 и 11.

Экономический расчет схемы А                                                 Таблица 10

Ветвь

1-2

1-3

1-4

1-5

Сечение, мм2

95/16

150/24

95/16

150/24

Kвл, т.руб/км

166

178,5

109

178,5

Imax 5, кА

0,079

0,159

0,079

0,120

Rл,Ом

11

8

18,6

7

L,км

70

80

60

70

ΔРmaх,МВт

0,206

0,607

0,348

0,302

ΔРхх, МВт

0,019

0,036

0,014

0,036

Итого З,т.руб:

6779,4 т.руб

Экономический расчет схемы Б                                                           Таблица 11  

Ветвь

1-2

1-3

1-4

1-8

3-5

Сечение,мм2

95/16

150/24

95/16

150/24

95/16

Kвл, т.руб/км

166

126

109

126

106

Imax 5,  кА

0,080

0,284

0,080

0,274

0,035

Rл, Ом

11

9,6

18,6

8,4

43

L, км

70

80

60

70

100

ΔРmaх, МВт

0,211

2,323

0,357

1,892

0,158

ΔРхх, МВт

0,019

0,036

0,014

0,036

--

Итого З,т.руб

5887,6 т.руб

Вариант схемы Б экономичнее варианта схемы А, а потери напряжения у потребителя  меньше  в варианте схемы А. Окончательно выбираем  вариант Б, т.к. он более надежен.

Для повышения напряжения у потребителя  применяем  установку компенсирующих устройств.

Литература:

Основная:

     1. Кудрин Б.И. Системы электроснабжения : учеб. пособие для вузов [Гриф УМО] /. - М. : Академия, 2011. - 351 с.

    2. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учеб. Пособие вузов [Гриф УМО] . – М.: Университетская книга; Логос, 2008.-253 с.

  Дополнительная:

     3. Быстрицкий Г.Ф., Кудрин Б.И. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов : учеб. пособие для вузов [Гриф УМО] ; - М. : Академия, 2003. - 174 с.

     4. Карапетян И. Г, Файбисович Д.Л.,   Шапиро И.М.,  Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей. Изд-во: ЭНАС, 2012. -376 с.

      5. Кужеков С. Л., Гончаров. С.В. Городские электрические сети : учеб. пособие - Ростов н/Д : МарТ, 2001. - 255 с.

      6. Макаров Е. Ф. Обслуживание и ремонт электрооборудования электростанций и сетей : учебник для нач. проф. образования - М. : Академия ; М. : Институт развития профессионального образования, 2003. - 442 с.

      7. Рожкова Л. Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для среднего проф. образования [Гриф Минобразования РФ] - 5-е изд., стер. - М.: Академия, 2008. - 447 с.

 8.  Макаров Е.Ф. Справочник по электросетям  0,4 - 35, 110 – 1150кВ.2том  2003г

 9.  Правила устройства электроустановок.7-е издание. С – П. 2003.

 10. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учеб. для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1989.

 11. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро и др. М.: Энергоатомиздат, 1985.

12. Kиселева И.П., Контобойцева М.Г., Окуловская Т.Я. Проектирование развития районной  электрической сети: Задания и метод, указания к выполнению курсового проекта по дисциплине “Электрические сети и системы”. Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. проф.-пед. ун-та, 2002.

13. Методы расчета параметров электрических сетей и систем Метод пособие по курсу “Электрические системы и сети” / С.С. Ананичева, А-Л Мызин. Екатеринбург: УГТУ - УПИ, 2001.

14. Методы анализа и расчета замкнутых электрических сетей: Учеб. пособие / С.С. Ананичева, А.Л. Мызин. Екатеринбург: УГТУ - УПИ, 2001.

15. Схемы замещения и установившиеся режимы электрических сетей: Учеб. пособие / С.С. Ананичева, А.Л- Мызин. Екатеринбург- УГТУ УПИ, 2001.

16. К.П.Крюков , Б.П.Новгородцев Конструкции и механический расчет линий электропередачи.-2-е издание.-Л.: Энергия,1979,312с, ил.

ЗАДАНИЯ И МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ДЛЯ

ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ

«ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ И СИСТЕМЫ»

(ГОС – 2000)

 

Подписано в печать           Формат 6084/16.  Бумага для множ. аппаратов. Печать плоская.    Усл. печ. л.        Уч.-изд. л.          Тираж            Заказ

ФГАОУ ВПО «Российский государственный профессионально-педагогический университет», Екатеринбург, ул. Машиностроителей, 11.

Ризограф ФГАОУ ВПО РГППУ. Екатеринбург, ул. Машиностроителей, 11.

PAGE   \* MERGEFORMAT39


Рисунок 2- Экономические интервалы

                     сечений

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

2

1

3

5

4

2

1

3

5

4

2

1

3

4


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

34306. Модели и методы оценки технологических процессов 23.5 KB
  Модели и методы оценки технологических процессов В настоящее время можно выделить три основных подхода к изучению научнотехнического развития прва описанию технологий и их развития: экономический подход технократический или пифагорский подход системный подход. В рамках экономического подхода развивалось направление связанное с решение задач планирования научнотехнического развития прва для обеспечения заданного необходимого прироста объема выпуска продукции использование так называемых балансовых методов планирования. С целью...
34307. Понятие о системах технологических процессов 24 KB
  Понятие о системах технологических процессов. Система это целое составленное из отдельных частей ке находятся в тесном отношении между собой . Технологическая система это совокупность взаимосвязанных предметов производства исполнителей и направлено на выполнение отдельных операций и процессов в целом. Между операцией в технологическом процессе и системах можно считать условленным так как они имеют опред.
34308. Исторические этапы развития систем технологий 27.5 KB
  В своем развитии системы технологических процессов прошли ряд исторических этапов. Однако сознательная организация системы технологических процессов произошла в средневековье. Впервые организованная система технологических процессов проявила себя в цехах ремесленников. По структуре цехи ремесленников представляли собой систему параллельных технологических процессов.
34309. Классификационные признаки систем технологий 23 KB
  Важнейшим признаком характеризующим технологические системы является их структура. Механизированная отличается использованием различных механизмов для осуществления как рабочих так и вспомогательных процессов в элементах системы участок станков машиностроительного предприятия. Жесткая связь подсистем характеризуются немедленным прекращением функционирования технологической системы в целом при отказе хотя бы одной подсистемы. При нежесткой связи между элементами системы возможно непродолжительное функционирование системы в случае...
34310. Структура технологической системы производства 25.5 KB
  Структура технологической системы производства. Свойства элементарных технологических процессов распространяются и на технологические системы более высокого иерархического уровня которые образованы совокупностями технологических процессов. Таким образом технологическую систему производства образуют параллельные последовательные и комбинированные системы технологических процессов. Еще одним важным фактором в формировании технологических систем являются технологические связи между элементами системы а также их характер.
34311. Взаимосвязь технологических и организационных структур производства 26 KB
  Взаимосвязь технологических и организационных структур производства. Характер формирования систем технологических процессов а также связей между ними имеет определяющее значение для формирования управляющих воздействий. Поэтому можно четко проследить взаимосвязь технологических и организационных структур производства. Например ремесленный цех с его ярко выраженной параллельной системой технологических процессов на определенном этапе исторического развития видоизменился в мануфактуру с последовательными технологическими процессами.
34312. Специфика развития параллельных и последовательных технологических систем 26 KB
  Перевод слабых составляющих системы на более высокую ступень позволит улучшить характеристики системы так как в ней ликвидируются звенья которые обуславливали в наибольшей степени неудовлетворительное функционирование системы. Таким образом ориентация на два различных типа развития позволит ставить задачу определения предпочтительности одного из них применительно к составляющим элементам параллельной системы. Такое целенаправленное развитие дает больший эффект чем при одновременном развитии всех составляющих изза различной готовности...
34313. Основные закономерности и направления развития систем технологических процессов 23.5 KB
  При этом важной особенностью развития технологических систем является их тип параллельной или последовательной связи элементов системы. Технологические системы в общем случае развиваются как и технологические процессы эволюционным и революционным путем. Однако системы технологических процессов неоднородны по восприятию рационалистического и эвристического развития. Как и в случае развития технологических процессов необходимым и достаточным условием революционного развития является совершенствование рабочих процессов хотя бы в...
34314. Реальный и потенциальный уровень технологии системы 25.5 KB
  Реальный и потенциальный уровень технологии системы. Реальная технологическая система характеризуется не только величиной уровня технологии который соответствует конкретным пропорциям между производительностью и затратами прошлого труда то есть реальным уровнем технологии но и максимальным потенциальным уровнем технологии который может быть достигнут в данной технологической системе при неизменных уровнях технологии ее составляющих. Потенциальный уровень технологии является верхней границей достижение которой будет означать что...