курсовая расчёт лэп. курсовая. Проектирование районной электрической сети

• Название: Проектирование районной электрической сети
• Анкор: курсовая расчёт лэп
• Дата: 17.04.2022
• Размер: 1.28 Mb.
• Имя файла: курсовая.docx
• Тип: Документы; #480478
• страница: 3 из 3

Условие должно соблюдаться для всех участков линий.
Проверка сечения проводов по допустимой потере напряжения.
Требуемые уровни напряжения на шинах 10кВ ПС можно получить путём изменения коэффициента трансформации на трансформаторах под нагрузкой. Но поскольку пределы регулирования ограничены, то считается, что требуемые уровни напряжения могут быть получены, если при нормальном режиме в линиях потери напряжения не превышают 10-15%, а при послеаварийном 15-20%. Большие потери напряжения приводят к необходимости применения дополнительных устройств регулирования напряжения, т.е. к дополнительным затратам. Для выяснения технической целесообразности вариантов сети выполняем ориентировочную проверку сети по допустимым потерям напряжениям исходя из выше приведённых значений потерь напряжения.

Определяем потери напряжения по формуле:
, (17, 18)

где P_i- активная мощность на i-том участке, МВт;

r_0i- удельное активное сопротивление поводов на i-том участке, Ом/км;

L_i- длина линии сети на i-том участке, км;

Q_i- реактивная мощность на i-том участке, МВар;

x_0i- удельное реактивное сопротивление проводов на i-том участке, Ом/км.

Значения r_0i и x_0i принимаем по табл. 6 стр. 10 МУ МГОУ часть II или из справочной литературы в соответствии с выбранными сечениями проводов и номинальным напряжением.
Также согласно формулам (17,18) возможно определить потери напряжения в послеаварийном режиме (при отключении одной цепи).
По потере напряжения выбранные сечения проводов проходят, т.е. при выбранных сечениях линий и установке на ПС трансформаторов с РПН можно получить требуемые уровни напряжений на шинах НН.

Вариант 2.
Расчёт потокораспределения в сети.
=18,30

= 24,33

=16,19

= 62,30

=10,22

=52,07
Принимаем во всех точках напряжение равным номинальному и определяем рабочие токи в линиях по формуле:
(14)

где I_i ток на i-том участке;

S_i -полная мощность на i-том участке;

n-количество линий на i-том участке;

U_ном- номинальное напряжение на i-том участке.










где I_i ток на i-том участке;

S_i -полная мощность на i-том участке;

n-количество линий на i-том участке;

U_ном- номинальное напряжение на i-том участке.
Выбор сечений проводов.

Выбор сечений проводов линий электросетей является технико-экономической задачей.

Экономически целесообразному сечению будет соответствовать минимум приведённых затрат по линиям. Такому условию соответствуют сечения, выбранные по экономической плотности тока,

(15)

где F_э экономически целесообразное сечение проводов; Ii ток на i-том участке; j_э- экономическая плотность тока. Принимаем:j_э =0,8для алюминиевых проводовпри Тм=5600 часов по табл.2, стр.9, МУ МГОУ часть II. (Спр.Файбисовича, 2009 г., стр. 91, 92, табл. 3.12, 3.13).
В зависимости от класса номинального напряжения для ограничения коронирования проводов в ПУЭ установлены минимальные допустимые диаметры и соответствующие им сечения проводов воздушных линий. Согласно Главе 2.5. ПУЭ, "ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 KB", минимальный диаметр проводов ВЛ, по условиям короны, для ВЛ 110 кВ равен 11,4 мм, что соответствует сечению 70 мм², (АС-70/11).
Проверка сечения проводов по условию нагрева в аварийном режиме.

(16)

где - ток послеаварийного режима,

- допустимый ток для провода выбранного сечения.
Приводим расчётные сечения к стандартным значениям.
Таблица 7 – Расчетные данные.

ВЛ	FЭ , мм2	Fстанд, мм2	Провод	Iп.ав , А	Iдоп , А	r0	x0
A - A'
A' - 1
A' - 2
A - 3
3 - 4
A - 5

Условие должно соблюдаться для всех участков линий.
Проверка сечения проводов по допустимой потере напряжения.
Требуемые уровни напряжения на шинах 10кВ ПС можно получить путём изменения коэффициента трансформации на трансформаторах под нагрузкой. Но поскольку пределы регулирования ограничены, то считается, что требуемые уровни напряжения могут быть получены, если при нормальном режиме в линиях потери напряжения не превышают 10-15%, а при послеаварийном 15-20%. Большие потери напряжения приводят к необходимости применения дополнительных устройств регулирования напряжения, т.е. к дополнительным затратам. Для выяснения технической целесообразности вариантов сети выполняем ориентировочную проверку сети по допустимым потерям напряжениям исходя из выше приведённых значений потерь напряжения.

Определяем потери напряжения по формуле:
, (17, 18)

где P_i- активная мощность на i-том участке, МВт;

r_0i- удельное активное сопротивление поводов на i-том участке, Ом/км;

L_i- длина линии сети на i-том участке, км;

Q_i- реактивная мощность на i-том участке, МВар;

x_0i- удельное реактивное сопротивление проводов на i-том участке, Ом/км.

Значения r_0i и x_0i принимаем по табл. 6 стр. 10 МУ МГОУ часть II или из справочной литературы в соответствии с выбранными сечениями проводов и номинальным напряжением.
Также согласно формулам (17,18) возможно определить потери напряжения в послеаварийном режиме (при отключении одной цепи).
По потере напряжения выбранные сечения проводов проходят, т.е. при выбранных сечениях линий и установке на ПС трансформаторов с РПН можно получить требуемые уровни напряжений на шинах НН.

Далее выполняем аналогичные варианту 1 расчеты, по тем же самым формулам (14-18) и также заносим данные в таблицу.
Вариант 3 (Кольцевая сеть).

Расчёт потокораспределения в сети.
Производим расчёт для участков кольцевой сети А-1-2-3-A:



Рисунок 5 – Развёрнутый участок кольцевой сети А-1-2-3-A.
Для этого разрежем линию в точке А и найдём потокораспределение в кольце.



Считаем от точки А’:


Проверка:  – Должно быть верно.
Т. к. мощность ПС-2, обеспечивается по двум линиям, следовательно, ПС-2 является точкой потокораздела.
Определяем токи в нормальном режиме и выбираем сечение проводов по формулам (14, 15).
Согласно Главе 2.5. ПУЭ, "ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 KB", минимальное сечение проводов по условиям короны, для ВЛ110 кВ = 70 мм², (АС-70/11).
Проверка сечения проводов по условию нагрева в аварийном режиме.
В послеаварийном режиме, при отключении одной цепина участках А-1и А’-3.


Рисунок. 6 – а) Послеаварийный режим для кольцевого участка А-1-2-3-А’: отключение одной цепи на двухцепных ВЛ.

Токи на участках в послеаварийном режиме:


При отключении участка 1 – 2:


Рисунок. 6 – б) Послеаварийный режим для кольцевого участка А-1-2-3-А’: отключение ВЛ 1 - 2.









При отключении участка 2 – 3:

Рисунок. 6 – в) Послеаварийный режим для кольцевого участка А-1-2-3-А’: отключение ВЛ 2 - 3.








Проверку сечения проводов по допустимой потере напряжения выполняем по формулам (17, 18):
1. В нормальном режиме.
2. В послеаварийном режиме, при отключении одной цепи на участках А-1и А’-3.
3. При отключении участка 1 – 2.
4. При отключении участка 2 – 3.
Дальше рассчитаем кольцевой участок А-4-5-А':

Рисунок 7 – Развёрнутая схема участка А-4-5-А'.



_{Токи в нормальном режиме:}







Выбор сечения проводов:





Рассмотрим аварийный режим при отключении участка A-4:

Рисунок 8 – Послеаварийный режим для участка А-4-5-А': отключение ВЛ А - 4.


Токи в послеаварийном режиме:


Рассмотрим аварийный режим при отключении участка A’-5:

Рисунок 9 – Послеаварийный режим для участка А-4-5-А': отключение ВЛ А’ - 5.



Токи в послеаварийном режиме:




Проверку сечения проводов по допустимой потере напряжения выполняем по формулам (17, 18):
1. В нормальном режиме.
2. В послеаварийном режиме при отключении участка А-4.
3.В послеаварийном режиме при отключении участка А’-5.
Полученные данные сводим в таблицу:
Таблица 8 – Рассчитанные данные.

ВЛ	FЭ , мм2	Fстанд, мм2	Провод	Iп.ав , А	Iдоп , А	r0	x0
A - 1
1 - 2
2 - 3
A' - 3
A - 4
4 - 5
A - 5

Условие должно соблюдаться для всех участков линий.
Вариант 4 (Кольцевая сеть).
Рассчитывается по аналогичной методике что и Вариант 3.
Результаты предварительного анализа режимов сети сводим в таблицу.
Таблица 9 – Результаты предварительного анализа режимов сети.



Выбор схемы электрических соединений ПС.
Схема первичных соединений представляет собой графическое изображение соединений электрооборудования, сборных шин и коммутационной аппаратуры ПС между собой и с приходящими - отходящими линиями. Она зависит от способа присоединения ПС к сети, номинального напряжения сети, числа присоединений.

Главная схема ПС должна обеспечивать:

- надёжность электроснабжения в нормальных и послеаварийных режимах;

- возможность проведения ремонтных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений;

- наглядность, простоту и экономичность в эксплуатации;

- автоматически восстанавливать питание потребителей в послеаварийных режимах;

- учитывать перспективу развития РУ всех напряжений.

На основании вышеуказанного принимаем для выбранных вариантов схем питания ПС следующие типовые схемы электрических соединений:
- радиальная сеть (вариант 1):

ПС 1 - ответвительная, 2, 4, 5 – тупиковые, схема блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. Схема 4Н.

ПС 3 - проходная, схема мостика с выключателями в цепях тр-ров и ремонтной перемычкой со стороны тр-ров.Схема 5АН;
- радиальная сеть (вариант 2):

ПС 1, 2, 5 - тупиковые, ПС 4 – ответвительная, схема блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. Схема 4Н.

ПС 3 - проходная, схема мостика с выключателями в цепях тр-ров и ремонтной перемычкой со стороны тр-ров. Схема 5АН;
- кольцевая сеть (вариант 3):

ПС 1,2,3, 4, 5- проходные, схема мостика с выключателями в цепях тр-ров и ремонтной перемычкой со стороны тр-ров. Схема 5АН.
- смешанная сеть (вариант 4):

ПС-1 - ответвительная,ПС-2 - тупиковая, схема блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. Схема 4Н.

ПС 3, 4, 5 – проходные, схема мостика с выключателями в цепях тр-ров и ремонтной перемычкой со стороны тр-ров. Схема 5АН.
Количество трансформаторов, устанавливаемых на ПС, зависит от требований к надёжности электроснабжения потребителей данной ПС. Выше принято, 10% потребителей I-й категории, 20% - потребителей II-й категории, 70% - потребителейIII-й категории. В соответствии с этим принимаем к установке на каждой ПС по два трансформатора.

Мощность трансформаторов на ПС выбирают из такого расчёта, чтобы при отключении одного из них, оставшийся в работе обеспечил питание потребителей на время ремонта или замены повреждённого, с учётом допустимой перегрузки и возможности резервирования по сетям низших напряжений.

Согласно ПУЭ, если коэффициент начальной нагрузки не более 0,93, то трансформаторы с любой системой охлаждения независимо от температуры окружающей среды допускают в аварийном режиме работу с нагрузкой, превышающей номинальную мощность трансформатора в 1 ,4 раза в течении 5 суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки.

Мощность трансформатора определяется по формуле:
(19)

S_max – суммарная максимальная нагрузка ПС;

К_I-II – коэффициент участия в нагрузке потребителей первой и второй категорий, К_I-II= 1.

К_ав – коэффициент, допустимой аварийной перегрузки, принимаем К_ав=1,4;

n – число трансформаторов, устанавливаемых на ПС, n=2.
К установке принимается трансформаторы исходя из условия: S_уст ≥ S_Тр.
Для сетевых подстанций, где примерно до 25% потребителей из числа малоответственных в аварийном режиме может быть отключено, k_I-II обычно принимается равным 0,75 — 0,85. Из-за невозможности раздельного подключения потребителей разных категорий на ПС, принимаем k_I-II =1.
Выбираем трансформаторы к установке.

Таблица 10 – Расчет трансформаторов



Определение потерь мощности и энергии в сети и массы цветного металла проводов.
Для технико-экономического сравнения вариантов сети необходимо найти суммарные потери мощности и энергии в элементах сети, используя предварительно найденное потокораспределение, и массу цветного металла проводов ВЛ сети.
Определяем время максимальных потерь:

Находим потери мощности для каждого варианта сети по формуле:
(20)

Находим потери энергии для каждого варианта сети по формуле:
(21)
Находим массу металла проводов ВЛ для каждого варианта сети по формуле:
(22)

Где: m_0i, кг/км – масса алюминия в 1км проводов, принимаемая по табл.8, стр. 33 МУ МГОУ часть II в соответствии с выбранными сечениями проводов на i –том участке;

L_i – длина проводов на i –том участке;

n – количество цепей в линии на i – том участке.
Таблица 11 – Результаты расчётов для сравнения вариантов сводим в таблицу.

Вариант сети	Длина трасс линий сети, км	Напряжение сети, кВ	Количество цветного металла, т	Количество ячеек с выключателями	Суммарные потери мощности, МВт	Суммарные потери энергии, МВт·ч
	Радиальная сеть
1
2
	Кольцевая сеть
3
4

Анализируя варианты сети, выявляем их технико-экономическую пригодность.
1. Сечения проводов.

2. Токовые нагрузки.

3.Количесво выключателей. Потери напряжения.

4. Затраты цветного металла.
Например:принимаем для технико-экономического сравнения вариант 2 из радиальных схем сети и вариант 3 из кольцевых схем.


Рисунок 12 – Выбранные для дальнейшего анализа варианты сетей.S – с учётом компенсации Q.
Раздел 4. Технико-экономическое сравнение вариантов сети.
Сравнение вариантов сети выполняем используя в качестве критерия минимум суммарных дисконтируемых затрат, представляющих собой сумму капиталовложений (К) и издержек (И) за срок службы сети.

Рассматриваемые варианты сети удовлетворяют требованиям нормативных и руководящих указаний по проектированию электрических сетей. Обеспечивают передачу потребителям одинаковое количество энергии. Предоставляются в оптимальном для каждого из них условиях, т.е. в каждом варианте используются прогрессивные материалы и методы организации строительства и эксплуатации. Новая техника выполняет оптимальные условия работы оборудования. Обеспечивают требуемые условия по безопасному обслуживанию, охране труда и ограничению влияния на окружающую среду. Обеспечивают требуемое количество электроэнергии у потребителей.

Оценка и сравнение вариантов производится в сопоставимых ценах.
Капиталовложения в сеть.
Капиталовложения в сеть представляют собой выраженные в денежной форме затраты, связанные с сооружением сети. Они складываются из расходов на работы, предшествующие строительству (проектные, научные, изыскательские), на освоение и подготовку территории, приобретение оборудования и строительно-монтажные работы. Затраты на строительство сети (К) подразделяют на затраты по линиям (К_л) и затраты по подстанциям (К_пс):
К=К_л + К_пс(23)
При выполнении сравнительных технико-экономических расчётов затраты на сеть определяем по укрупнённым стоимостным показателям (УСП).\
Пример:
С_вл – базисный показатель стоимости ВЛ 110кВ.

С_вл до 150 мм²=1590 тыс.руб/км,

С_вл 185-240 мм²=1795 тыс.руб/км

И_ц – индекс цен по капитальным вложениям и элементам их технологической структуры на уровень 2007г. И_ц=3,457

С_выр – затраты на вырубку просеки длВЛ 110кВ.

С_выр=95 тыс.руб/км

С_з – нормативная цена земли в субъектах РФ для Московской области.

С_з=40руб./км

F – площадь постоянного отвода земли на 1 км ВЛ 110 кВ, при одностоечных стальных опорах F=70м².
(24)
Расчётные данные сводим в таблицу.
Таблица 12 – Расчетные данные.


Таблица 13 – Расчетные данные.

(25)

З_уд – удельные затраты на 1 кВт·ч. Определяем по кривым на рис. 1 (МУ часть III ) для ЕЭЭС при Т_нб=5600ч., приводим к ценам 2007г. для этого условно умножаем на коэффициент 50.

Критерий, по которому определяем наилучший вариант – это минимум суммарных дисконтированных затрат:

(26)

К – затраты по сети (К_Л + К_ПС) за год;

И_t – эксплуатационные расходы за год (считаем, что по годам они одинаковые);

Е_н – норма дисконта Ен=0,1;

Как пример можно взять Т_расч= 10 лет;
Выполняем расчет для радиальной и кольцевой сетей по формулам (25,26).
Произведя расчёт минимума суммарных дисконтированных затрат, необходимо выбрать ту схему, при которой получилось меньшее значение.
Пусть это будет схема – 2 варианта.
Тогда для дальнейших расчётов принимаем к рассмотрениювариант 2 радиальной сети.
Раздел 5. Электрический расчет режимов выбранного варианта.


Рисунок 13 – Радиальный вариант сети.
Строим структурную схему сети и схемы замещения всех участков:


Определение параметров схемы замещения
Параметры двухцепных линий:
Активное сопротивление:

(27)
Реактивное сопротивление:

(28)
Зарядная мощность линии:
(29)
Активное сопротивление:
; (30)

Реактивное сопротивление:
(31)
Параметры ветви ХХ:
(32)
(33)
Расчётные данные по линиям и трансформаторам сводим в таблицы.


Таблица 14 – Расчётные данные по линиям трансформаторов.

Таблица 15 – Расчётные данные по линиям трансформаторов.

Участок А-1:



Рисунок 15 – Схема замещения участка А-1.
Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения.

Расчёт ведём от конца. Для расчётов принимаем значения эквивалентных активных и реактивных сопротивлений линий и трансформаторов.






Определение потерь напряжения в продольных элементах схемы замещения.
При максимальной нагрузке на шинах РУ поддерживается напряжение на 5% выше номинального, поэтому принимаем напряжение на ПС-А в ОРУ 110 кВ равным 115 кВ.
Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А-1:

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А-1:

Модуль напряжения в конце участка А-1:


Продольная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС 1:

Поперечная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС 1:

Модуль напряжения на стороне ВН трансформаторов на ПС-1:

Определение потерь мощности и энергии на участке А-1.


Участок А-3-2.


Рисунок 16 – Схема замещения участка А-3-2.
Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения:











Определение потерь напряжения в продольных элементах схемы замещения.

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А-3:


Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А-1:

Модуль напряжения в конце участка А-3:

Продольная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС 3:

Поперечная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС 3:

Модуль напряжения на стороне ВН трансформаторах ПС 3:

Определение потерь мощности и энергии на участке А-3.


Продольная составляющая потерь напряжения в линиях 3-2:


Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях 3-2:

Модуль напряжения в конце участка 3-2:


Продольная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС 2:

Поперечная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС 2:

Модуль напряжения на стороне ВН трансформаторов ПС 2:

Определение потерь мощности и энергии на участке 3-2.


Участок А-A’-4-5:


Рисунок 17 – Схема замещения участка А-A’-4-5.
Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения.

















Определение потерь напряжения в продольных элементах схемы замещения.
Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А-А’:


Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А-A’:


Модуль напряжения в конце участка А’-A’:

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А’-5:

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А’-5:

Модуль напряжения в конце участка А’-5:

Продольная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС-5:


Поперечная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС-5:

Модуль напряжения на стороне ВН трансформаторах ПС-5:

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А’-4:

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А’-4:


Модуль напряжения в конце участка А’-4:

Продольная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС-4:

Поперечная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС-4:

Модуль напряжения на стороне ВН трансформаторах ПС-4:

Определение потерь мощности и энергии на участке А-A’.


Раздел 6. Определяем требуемое регулировочное ответвление (ПС-1).
Пример:
(34)
(35)
-1: 115,00 - 2,05 = 112,95 кВ

-2: 112,95- 2,05 = 110,90 кВ

-3: 110,90- 2,05 = 108,85 кВ
Принимаем ближайшее к расчётному значению (-2) регулировочное ответвление РПН.

Раздел 7. Расчёт технико-экономических показателей сети.
Таблица 16 – Капитальные вложения.

Затраты на возмещение потерь энергии:
Потери активной мощности:



Суммарные потери электроэнергии:



Расчёт ежегодных издержек.



Затраты дисконтированные
Минимум суммарных дисконтированных затрат
(36)
К – затраты по сети (К_Л+К_ПС) за год;

И_t – эксплуатационные расходы за год (считаем, что по годам они одинаковые);

Е_н – норма дисконта Е_н=0,1;

В качестве примера примем: Т_расч=10 лет.



Затраты на компенсацию потерь
З_уд – удельные затраты на 1 кВтч. Определяем по кривым на рис. 1 (МУ часть III) для ЕЭЭС при Т_нб=5600ч., приводим к ценам 2007г. для этого условно умножаем на коэффициент 50.
Пример:


Характеристики экономичности сети.
1) Потери мощности в сети в процентах от передаваемой мощности:



2) Суммарные потери энергии в сети в процентах от полной энергии, полученной потребителями:



3)Величина капитальных вложений, приходящихся на 1 МВт передаваемой мощности:


Результаты расчётов экономичности сети сводим в таблицу.
Таблица 17 – Результаты расчётов экономичности сети.

ΣРм МВт	Т, ч	L, км	К, тыс.руб.	И, тыс.руб	ΔР, МВт	ΔА, МВт∙ч	З, тыс.руб.	ΔР,%	ΔА,%	К, тыс.р/МВт

4.4.3 Разработка заключения

Студент подводит итоги работы и делает соответствующие выводы.
4.4.4 Оформление библиографического списка

В библиографическом списке указываются сведения о книгах (автор, заглавие, место издания, издательство, год издания и количество страниц), нормативной правовой документации и т.д.